- •1.Классификация магистральных нефтепроводов и газопроводов Классификация нефтепроводов сп 36.13330.2012
- •2. Системы перекачки
- •3. Характеристики насосов, насосных станций и трубопровода. Совмещённая характеристика.
- •Совмещенная характеристика
- •4. Уравнение баланса напоров.
- •Формулы для гидравлического расчета нефтепровода.
- •Потери напора на трение в тп опр-т по формуле Дарси-Вейсбаха
- •5. Определение необходимого числа насосных станций
- •6. Определение наличия перевальных точек по трассе нефтепровода
- •7. Расчет трубопроводов при заданном расположении насосных станций
- •8.Расчет коротких трубопроводов
- •9. Нефтепроводы со сбросами
- •10 Регулирование режима работы насосных станций.
- •1Изменение параметров нпс:
- •2Изменение параметров тр-да
- •Методы, связанные с изменением параметров трубопровода:
- •11. Основные формулы для гидравлического расчета газопровода
- •12. Температурный режим газопровода
- •13. Изменение давления по длине гп. Среднее давление.
- •Среднее давление в газопроводе
- •14. Определение зоны возможного гидратообразования в гп.
- •15. Защита трубопроводов от коррозии
- •16. Целесообразность последовательной перекачки
- •17. Приближенная теория смесеобразования
- •18. Влияние различных факторов на процесс смесеобразования и борьба с ним
- •Влияние скорость перекачки
- •Влияние остановок перекачки
- •Влияние конструктивных особенностей обвязки перекачивающих станций
- •Влияние объема партий перекачиваемых жидкостей
- •Влияние соотношения вязкостей жидкостей
- •19. Прием и реализация смеси на конечном пункте трубопровода
- •Прием всей смеси в один резервуар
- •Деление смеси пополам
- •Прием всей смеси в один чистый нефтепродукт
- •Деление смеси на три неравные части
- •20. Особенности гидрав-го расчета при последовательной перекачке Определение числа перекачивающих станций
- •Определение числа циклов последовательной перекачки
- •Определение необходимого объема резервуарной емкости
- •21. Изменение давления нпс и расхода при замещении одного нефтепродукта другим.
- •Изменение давления на выходе перекачивающей станции
- •Изменение давления в линейной части трубопровода
- •22. Контроль за последовательной перекачкой
- •Контроль смеси по изменению плотности
- •Контроль смеси по скорости распространения ультразвука
- •Контроль смеси по оптической плотности
- •Контроль смеси с помощью индикаторов
- •23. Реологические свойства вязких и застывающих нефтей
- •24. Способы перекачки вязких и застывающих нефтей
- •Гидроперекачка
- •Перекачка с предварительным улучшением реологических свойств нефтей за счет механического воздействия
- •25. Исходные данные для теплового и гидрав-го расчета
- •26. Тепловой расчёт горячих трубопроводов
- •27. Гидравлический расчет горячих трубопроводов
- •28. Оптимальная температура подогрева
- •29. Прогрев горячих тп перед пуском
- •30. Замещение высоковязких нефтей маловязкой жидкостью при остановках горячей перекачки.
- •31. Трубопроводный транспорт нефти и газа в двухфазном сост-и
- •32. Трубопроводный транспорт газонасыщенных нефтей
- •33 Трубопроводный транспорт твёрдых и сыпучих материалов.
- •34. Очистка трубопровода от отложений парафина.
- •35. Нагрузки и воздействия Расчет толщины стенки трубопровода.
- •36. Проверка трубопровода на прочность и деформацию
- •37. Разделение т/п и их лч на категории.
- •38. Очистка внутренней полости и испытание т/п после сооружения
- •39. Подводные переходы (подготовительные работы, способы пригрузки, расчет устойчивости).
- •40. Проверочный расчет фундаментов под основное оборудование на статические и динамические нагрузки.
- •41 Выверка оборудования при его монтаже на фундаменте
- •Установочными болтами: Более эффективным способом выверки в вертикальной плоскости является бесподкладочный (с помощью установочных болтов).
- •42 Монтаж подшипников агрегатов.
- •Подшипники скольжения.
- •Подшипники качения.
- •43. Центровка полумуфт и валов агрегатов по полумуфтам.
- •2) По полумуфтам при помощи двух радиальных стрелок (рис.3, б):
- •44. Пусконаладочные работы Правила технической эксплуатации и требования безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации:
- •45. Сварочно-монтажные работы при сооружении мт
- •1Ручная электродуговая сварка
- •Допустимая плотность тока при ручной электродуговой сварке, а/мм2
- •2Механизированная электродуговая сварка
- •46, Контроль формы резервуара после монтажа. Испытание резервуара.
- •47 Классификация аварий на мт и мг. Виды отказов.
- •48 Контроль изоляционных покрытий магистрального трубопровода.
- •49Полистовой метод монтажа резервуаров
- •50 Капитальный ремонт линейной части трубопроводов (подготовительные, виды и схемы ремонта трубопроводов). Последовательность операции при ремонте.
- •51 Ликвидация аварий на трубопроводах.
- •52 Ремонт основного технологического оборудования нс (дефекты и ремонт цбн).
- •53 Ремонт фундаментов под резервуары.
- •54 Ремонт днища резервуара
- •55 Ремонт корпуса и крыши рвс
- •56Типы и категории нб и технологические операции, проводимые на них Основные сведения по нб
- •Типы, группы и категории нб
- •Технологические операции нб
- •57 Определение потерь напора в напорных трубопроводах нб
- •58. Расчет сифонных трубопроводов
- •59.Определение необходимой емкости резервуарного парка нб
- •60.Классификация резервуаров. Конструкция резервуаров типа рвс
- •Стальные резервуары низкого давления
- •Вертикальные стальные цилиндрические резервуары
- •61.Приемо-раздаточное оборудование резервуаров
- •62.Дыхательная арматура резервуаров
- •63.Замерное оборудование резервуаров
- •64.Трубопроводы нефтебаз и трубопроводная арматура
- •65.Железнодорожные тупики, эстакады, цистерны и сливо-наливные устройства
- •Сливные устройства
- •Способы слива/налива нефтепродуктов
- •66.Нефтяные гавани, причальные сооружения, нефтеналивные суда и устройства Нефтеналивные суда
- •67.Виды потерь н/пр от испарения из резервуаров Источники и классификация потерь н/пр и нефтей
- •Об испаряемости н/пр и нефтей
- •Потери от испарения, вызванные малым дыханием резервуара
- •Потери, обусловленные большими дыханиями резервуара
- •Определение потерь при обратном выдохе
- •Мероприятия по сокращению потерь н/пр и нефтей от испарения
- •68.Технические мероприятия по сокращению потерь от испарения из резервуаров
- •Применение понтонов
- •69. Назначение и способы подогрева н/пр в резервуарах, транспортных емкостях и трубопроводов Использование тепла на нб
- •Теплоносители и источники тепла
- •Способы и средства подогрева в резервуара
- •Способы и средства подогрева транспортных емкостей
- •Средства и способы подогрева технологических тп и арматуры
- •70.Определение вероятной температуры н/пр в конце хранения или транспортировки
- •Расчет трубчатых подогревателей
- •Расчет электроподогревателей
- •71. Расчетные часовые расходы газа. Коэффициент часового максимума. Коэффициент одновременности.
- •72 Методы расчета тупиковой газораспределительной сети
- •73 Метод «предельной выгоды» при расчете диаметров тупиковой сети.
- •74 Принцип расчета кольцевых сетей
- •75 Методика гидравлической увязки кольцевой сети
- •76 Регуляторы давления газа. Классификация регуляторов давления
- •77 Расчет пропускной способности регуляторов давления
- •79. Схема и принцип действия рдук-2
- •80Температурный режим грс.Борьба с гидратообраз-ем наГрс.
- •81 Состав сжиженных углеводородных газов
- •82. Железнодорожные цистерны. Ж.Д транспорт суг
- •83 Хранение суг. Классификация хранилищ суг
- •84 Емкости для хранения суг под давлением.
- •Низкотемпературное хранение суг.
- •86 Технологическая схема пхг
- •87 Характеристика сточных вод нб и пс и их загрязнений
- •88 Методы, процессы и средства очистки нефтесодержащих сточных вод
- •89 Сооружения механической очистки сточных вод
- •90 Сооружения физико-химической очистки сточных вод Флотационные установки
- •91 Сооружения биологической очистки сточных вод
- •92 Вспомогательные устройства в комплексе очистных станций
- •Буферный резервуар
- •Шламонакопители
- •93 Принципиальная схема очистного комплекса
- •94 Закономерности и расчет разбавления сточных вод в реках
- •95 Локализация места аварий на воде и на почве
- •Пример бонового заграждения морского ведомства
- •96 Сбор нефти с поверхности воды
- •97 Сбор нефти с поверхности почвы
- •98 Рекультивация земель
- •99 Классификация нс и кс. Размещение основных объектов на территории
- •100 Основное оборудование нс
- •101 Основное оборудование кс
- •102 Технологическая схема нс
- •103 Технологическая схема кс
- •104 Вспомогательное оборудование насосного цеха
- •105 Вспомогательное оборудование компрессорного цеха (маслоснабжение, уплотнения и т.Д)
- •106 Учет нефти и нефтепродуктов
- •107 Системы водоснабжения нс и кс
- •I. Основные сведения по системам водоснабжения
- •1.1. Источники водоснабжения
- •2. Расчет водопотребления
- •2.1. Хозяйственно-питьевое потребление
- •2.2.1. Оборотное водоснабжение
- •2,3 Противопожарное водопотребление
- •5. Гидравлический расчет водопроводных сетей и водоводов
- •49. Полистовой метод монтажа резервуаров.
105 Вспомогательное оборудование компрессорного цеха (маслоснабжение, уплотнения и т.Д)
Для обеспечения нормальной работы ГПА предусматривается вспомогательные системы: 1-система смазки ГПА, 2-система уплотнения вала ГПН, 3-система охлаждения ГПА, 4-система топливного и пускового газа, 5-система импульсного газа, 6-система воздухоснабжения (вентиляции), 7-система автоматического управления газотурбинными ГПА.
Система смазки ГПА
Маслохозяйство КС состоит из индивидуальной системы смазки отдельных агрегатов, общестанционной системы хранения чистых и отработанных масел, системы распределения масла, установок или цеха регенерации (восстановления масла) системы технологических ТП.
Централизованная система хранения и регенерации масел включает в себя: 1)склад масел емкостью порядка 100-150 м3. , 2)система маслопроводов чистого и грязного масла, 3)установки или цех регенерации, где осуществляется очистка масла от мехпримесей, от воды и если имеются установки и для переработки, производится полная регенерация масел.
Система технологических масляных трубопроводов должна обеспечивать: 1)подачу чистого масла из емкостей склада в баки индивидуальную системы смазки ГПА; отбор и слив. 2)отбор загрязненного масла из баков индивидуальной системы смазки ГПА в емкости хранения грязного масла, 3)подачу отработанного масла из маслобаков агрегатов – на установку регенерации, 4)подачу восстановленного масла в маслобаки индивидуальной системы смазки ГПА, 5)подачу восстановленного масла (при полном его восстановлении) в масляные емкости чистого масла централизованно склада.
Все масляные емкости централизованного склада оснащаются подогревателями для работы в зимнее время и насосами для перекачки масла. Индивидуальная система маслоснабжения ГПА предназначается для:
1) обеспечения смазки подшипников, агрегатов; 2)создания гидравлических герметичных уплотнений в нагнетателях, 3)систем гидравлического управления и регулирования ГПА, 4)отвод тепла от некоторых горячих частиц привода ГТУ. ГПА со стационарным ГТУ имеют как правило, общую масляную систему для турбины и нагнетателя и используют один и тот же сорт масла. В зависимости от назначения узла в системе смазки давление масла может иметь следующие значения: 1)для смазки опорных подшипников 0,05-0,1 МПа, 2)для смазки упорных подшипников 0,5-0,7 МПа, 3)для гидравлических уплотнений нагнетателя 1,2-7,6 МПа (в зависимости от схемы установки ГПА), 4)для систем управления, регулирования и защиты 0,5-1,5 МПа. Система смазки отдельных ГПА могут иметь различные схемы, но главные требования, которые к ним предъявляются, следующие:
1) выполнение всех технических операций, указанных выше, 2)простота и надежность, 3)пожаробезопасность, 4)безопасность для обслуживания персонала.
Система смазки подшипников, управления и регулирования
См.
рис.
1-главный масляный насос, 2-обратные клапана, 3-пусковой маслонасос, 4,7-резервные масляные насосы, 5,6-струйные насосы, 8,10-маслоохладители, 9-регулятор давления, 11-дроссельные шайбы, 12-импеллер, 13-узел регулирования, 14-узел управления.
Главный масляной насос центробежного типа, подпор которому создает струйный насос, если используется насос объемного тип, следовательно, струйный насос не нужен. Давление масла после главного насоса определяется величиной, необходимой для системы автоматического регулирован. При главного маслонасоса может быть от вала ГТУ или от отдельного электродвигателя. Главный масляный насос с приводом от вала турбины, начинает работать в заключительной фазе запуска агрегата, после выхода на полные обороты, когда давление масла в нем становится выше давления, развиваемого пусковым насосом, срабатывает обратно, и пусковой насос автоматически отключается.
Пусковой насос должен быть погружен в бак или находится ниже уровня масла в баке, чтобы в любой момент пуститься. Напор, развиваемый пусковым насосом должен быть достаточным для функционирования системы авторегулирования.
Система уплотнения вала
Для предотвращения утечек газа через опорные уплотнительные подшипники используются гидравлическая (масляная) система уплотнения вала.
См.рис.
1-насосы винтовые высокого давления, 2-фильтр, 3,4-обратные клапаны, 5-аккумулятор масла высокого давления, 6-камера уплотнения нагнетателя, 7-регулятор перепада давления, 8-поплавковая камера, 9-клапан, 10-газоотделитель, 11-инженер, 12-масляной бак, 13-сброс газа в газовые свечи.
Давление в камере уплотнений должно превышать рабочее давление газа на 0,02-0,04 МПа. В системе уплотнения используются винтовые насосы с приводом электродвигателей от переменного тока. Всегда устанавливается резервный фильтр, который при необходимости включается в работу. Резервным (аварийным) источником масла для запирания уплотнений нагнетателей являются аккумулятор масла 5, находящийся под давлением и располагающийся выше уплотнений, он создает кратковременную плотность в уплотнениях при остановке насосов 1, его вместимость должны обеспечивать не менее 5 минут работы до его 50% опорожнения.
