- •1 Порядок обозначения трассы мнгп на местности, на переходах через реки и озера, автомобильные и железные дороги
- •2. Серийные скребки для очистки полости нефтегазопроводов скр – 1 , скр – 2, скр – 3. Назначение, принципиальные схемы.
- •3. Минимально и максимально-допустимые значения защитных потенциалов на подземных стальных коммуникациях объектов трубопроводного транспорта нефти и газа. Опасность явлений недозащиты и перезащиты.
- •4. Схема возникновения блуждающих токов на магистральных нефтегазопроводах.
- •5. Характеристика стальных труб: ударная вязкость kcu, kcv, эквивалент углерода, процент волокна в изломе образцов двтт, временное сопротивление, предел текучести
- •7. Критерии очистки полости нгп от парафина, грунта, металла
- •8. Определение (предельного) допустимого давления в трубе с опасным дефектом геометрии. Расчет коэффициента снижения рабочего давления.
- •Ремонтные конструкции для временного ремонта
- •12. Порядок врезки вантузов на действующем нп. Применяемое оборудование
- •Вырезкадефектного участка с применением труборезных машин
- •1) Подъем и укладка сразу всеми трубоукладчиками, предусмотренными технологическим расчетом;
- •2) Подъем и укладка с переходом одного трубоукладчика.
- •24,Оценка состояния внутренней полости нефтепровода;
- •27. Определение числа нпс и их расстановка по трассе
- •28. Гидравлический расчет нефтепровода
- •30. Декларация о намерениях, обоснование инвестиций.
- •44. Система откачки утечек от торцевых уплотнений насосных агрегатов нпс.
- •46. Генеральный план нпс. Строительная разбивочная сетка нпс.
- •47. Технологическая схема нпс
- •48. Общецеховая маслосистема компрессорной станции
- •49. Системы перекачки нефти и нефтепродуктов
- •50. Установки подготовки топливного и пускового газа.
- •55. Системы очистки технологического газа
- •63. Модель магистрального нефтепровода.
- •64. Основные этапы подготовки нефти и газа до товарных качеств.
- •Товарная характеристика нефти и газа
- •Требования к качеству газа по ост 51.40–93
- •70,Характеристики смеси: плотность, скорость (барицентрическая, среднемассовая, диффузионная;
- •78. Понятие о формуле размерности, критериях и числах подобия
- •81. Точные решения уравнений движения вязкой жидкости. Законы гидравлического сопротивления трения.
- •Технологические расчёты трубопроводов
- •4.1. Гидравлический расчёт простых напорных трубопроводов
- •3. Уравнение неразрывности: в любой точке трубопровода массовый расход должен быть постоянным – частный случай выражения закона сохранения вещества:
- •Определение потерь напора на трение
- •Формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления
- •Графоаналитический способ решения задач
- •84. Виды потерь напора: потери по длине и потери в местных сопротивлениях.
- •85. Простейшие модели жидких и газообразных сплошных сред: идеальная, вязкая, несжимаемая, сжимаемая , ньютоновская , упругая, с тепловым расширением, совершенного и реального газов.
- •Гидравлический расчёт простых напорных трубопроводов
- •3. Уравнение неразрывности: в любой точке трубопровода массовый расход должен быть постоянным – частный случай выражения закона сохранения вещества:
- •Определение потерь напора на трение
- •Формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления
- •Графоаналитический способ решения задач
47. Технологическая схема нпс
Принципиальная схема коммуникаций, в которой предусмотрено проведение всех необходимых производственных операций по перекачке, называется технологической. Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему трубопроводных ком-муникаций (с оборудованием), при помощи которых обеспечивается весь комплекс опера-ций по приему, откачке и внутри-станционным перекачкам нефти или нефтепродуктов.
Для составления технологической схемы НПС необходимо иметь данные по объему перекачки; одновременности проведения технологических операций, а также о перспективах развития станции. Для нефтепродуктопроводов необходимо дополнительно иметь разбивку годового грузооборота по отдельным группам нефтепродуктов.
Главное требование при разработке технологических схем — их простота, возможность выполнения всех предусматриваемых проектом технологических операций при минимальном количестве монтируемой запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей, а также обеспечения минимальной протяженности технологических трубопроводов. Длина трубопроводов обусловливается допустимыми минимальными разрывами между соединяемыми объектами. Наиболее часто используют принципиальные (полные) схемы и схемы соединений (монтажные).
На принципиальных схемах изображают все гидравлические элементы или устройства, необходимые для осуществления технологических процессов и контроля за ними, а также все гидравлические связи между ними (рис. 2.10).
Р ис. 2.10. Технологическая схема головной перекачивающей станции:
Р1-Р12- резервуары РВС 20000; Н1- Н4- центробежный насос НМ 3600-230 с электродвигателем СТДП 2500- 2УХЛ4; Н5-Н8- центробежный насос НПВ 1250-60 с электродвигателем ВАОВ 500М -4У1; НВП1- центробежный насос для внутристанционных перекачек; КП1- КП8- клапан предохранительный; СР1- СР11- счетчик ротационный; ФГ1- ФГ3- фильтр – грязеуловитель; РУ1- РУ2- резервуар для сбора утечек; КО1- КО10- клапан обратный; РД1- РД3- регулятор давления; Ф1- Ф10- фильтр; 1-90- задвижки с электроприводом; 91- 132- задвижки с ручным приводом; УСВД- устройство сброса волны давления; УПС- устройство пуска (приема) скребка.
О бвязка резервуаров может быть выполнена в двух вариантах (рис. 2.12) – двухпроводным и однопроводным. В первом варианте (а) заполнение идет через один общий для всех резервуаров коллектор, а опорожнение — через другой; во втором (б) — для каждого резервуара предусматривается самостоятельный трубопровод, соединенный с общим коллектором через манифольдную (узел переключения задвижек).
Соединение центробежных насосов на НПС в большинстве случаев последовательное, что определяется основными характеристиками насосов. Обвязка насосов предназначена для обеспечения работы НПС при выходе в резерв любого из агрегатов. Одно из основных условий при разработке схемы обвязки насосов — максимальное уменьшение коэффициента резерва основного оборудования. На головных НПС предусматривают установку подпорных насосов, обеспечивающих бескавитационную работу
основных насосов.
Рис. 2.12. Обвязка резервуаров:
а - для головных и промежуточных НПС; б- для головных НПС
Подпорные насосы в зависимости от их характеристик могут быть соединены как последовательно, так и параллельно. Обвязка для последовательной работы основных насосов показана на рис. 2.13.
Обратный клапан КО, разделяющий всасывающий и напорный патрубки насоса, пропускает жидкость в одном направлении, указанном на рис. 2.13 стрелкой. Приведенная схема обвязки позволяет также осуществлять обратную перекачку нефти из магистрали в резервуарный парк при помощи коллектора С и подпорных насосных агрегатов.
Рис. 2.13. Обвязка основных и подпорных насосов:
П Н1, ПН2- подпорные насосы, соединенные параллельно; Н1- Н4- основные насо-сы; КО- клапан обратный
Рис. 2.14. Комбинированная (последовательно-параллельная) схема соединения насосов
Подпорные насосы могут быть расположены в одном здании с основными, но наиболее часто подпорные насосы располагают в отдельной насосной, которую размещают в более низком месте площадки и ближе к резервуарному парку для обеспечения бескавитационной работы подпорных насосов. В практике эксплуатации встречается и параллельное соединение основных насосов. Возможна последовательно-параллельная обвяз-ка основных насосов (рис. 2.14).
Основное направление движения нефти по коммуникациям головной НПС следующее: камера фильтров, узел замера, резервуарный парк, подпорная насосная, магистральная насосная, узел регулирования давления, магистраль (рис. 2.10).
На промежуточной НПС поток нефти проходит ее объекты в следующей последовательности: узел подключения станции к магистрали, камера фильтров, магистральная насосная, узел регулирования давления, узел подключения, магистраль (рис. 2.15).
У зел учета нефти или нефтепродуктов состоит из счетчиков, фильтров, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, установки для поверки счетчиков – прувера или контрольного счетчика. Полная схема одной из линий узла учета приведена на рис. 2.16.
Рис. 2.16. Схема основной и резервной линии узла учета:
1 - отсекающие задвижки; 2 - манометр; 3 - фильтр; 4 - струевыпрямитель; 5 –счетчик; 6 - термометр; 7 - отвод к контрольному счетчику или пруверу; 8 -контрольный кран