- •1.Насосы, применяемые на магистральных нефтепроводах.
- •2.Исходные данные для технологического расчета нефтепроводов.
- •3.Основные расчетные формулы для определения потери напора.
- •4.Гидравлический уклон.
- •5.Перевальная точка и расчетная длина нефтепровода.
- •6.Уравнение баланса напоров.
- •7.Размещение лупингов и пс по трассе нефтепровода.
- •8.Режим работы нефтепровода при сбросах.
- •10.Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов.
- •9.Режим работы нефтепровода при подкачках.
- •11.Основные физические свойства газов.
- •12.Влияние изменения температуры газа на производительность газопровода. Необходимость охлаждения газа на кс.
- •13.Коэффициент эффективности газопроводов.
- •14.Типы центробежных нагнетателей и их характеристики.
- •15.Гидраты и борьба с ними.
- •16.Особенности технологии последовательной перекачки нефти и нефтепродуктов.
- •17.Мероприятия по уменьшению смесеобразования при последовательной перекачки нефтепродуктов.
- •18.Характеристика горячего трубопровода.
- •19.Способы перекачки высоковязких нефтей.
- •2. Технико-экономическое обоснование строительства нефтебаз. Обоснование выбора типов и количества резервуаров.
- •Технико-экономические показатели нефтебаз:
- •Грузооборот (тыс.Т/год) и объём реализации нефтепродуктов:
- •Обоснование выбора типов и количества резервуаров.
- •3.Железнодорожные перевозки нефтепродуктов. Типы и устройство железнодорожных эстакад. Устройство для сливоналивных операций.
- •Устройства для сливоналивных операций
- •11. Классификация нефтебаз проводимых технологических операций. Состав сооружений и объектов нефтебаз.
- •Операции, проводимые на нефтебазах
- •Состав сооружений и объектов нефтебаз
- •12.Товарные нефтепродукты и основы их использования. Основные показатели качества топлив (см.1). Номенклатура масел, смазок, область их применения (см.1).
- •Классификация нефтяных топлив (класс f)
- •Классификация нефтепродуктов
- •13.Требования, предъявляемые к площадкам нефтебаз. Этапы разработки проекта нефтебазы.
- •Этапы разработки проекта нефтебазы
- •14.Принцип составления генерального плана нефтебаз. Обоснование выбора типов и количества резервуаров.
- •Обоснование выбора типов и количества резервуаров.
- •15.Типы нефтеналивных судов, их технико-экономические показатели. Технологические схемы слива и налива нефтеналивных судов.
- •Технико-экономические показатели
- •Погрузка и выгрузка танкера:
- •16.Классификация резервуаров, их назначение. Требования, предъявляемые к конструкциям. Оборудование резервуаров для светлых и тёмных нефтепродуктов.
- •Оборудование резервуаров
- •17.Способы учёта нефтепродуктов. Калибровка резервуаров. Автоматизированные системы учёта.
- •Калибровка резервуаров
- •Приборы количественного учёта нефтепродуктов
- •18.Насосные станции нефтебаз. Типы насосов и двигателей, применяемых на нефтебазах. Основные требования по подбору насосов.
- •19.Потери нефти и нефтепродуктов. Источники потерь. Потери от малых и больших «дыханий».
- •Потери при опорожнении и заполнении резервуаров, т.Е. Потери от «больших дыханий»
- •Потери от «малых дыханий»
- •20. Нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов. Методы сокращения потерь. Газоуравнительные системы нефтебаз.
- •Методы сокращения потерь
- •1)Физические свойства нефти и светлых нефтепродуктов: плотность и ее зависимость от температуры и давления. Формулы для расчетов.
- •2) Вязкость жидкостей. Коэффициенты динамической и кинематической вязкости, единицы измерения и их размерность. Понятия о вязко-пластичных жидкостях.
- •3) Деформация трубопровода под действием избыточного давления и температуры. Расчет изменения поперечного сечения и объема трубопровода.
- •4) Нпс. Назначение и классификация нпс. Основные объекты нпс и их назначение.
- •5) Насосные агрегаты, применяемые на нпс магистральных трубопроводов. Основные и подпорные насосы магистральных трубопроводов. Конструкция основных разновидностей насосов. Характеристика насоса.
- •6) Схемы включения насосов на нпс. Принцип получения основной характеристики насосов при различных схемах включения.
- •8) Средства контроля и защиты насосного агрегата. Назначение и составные элементы.
- •9) Резервуарные парки нпс. Назначение и рекомендуемые объемы резервуаров нпс. Конструкции резервуаров и их оснастка.
- •10) Очистка резервуаров от осадков. Оснастка резервуаров системами удаления осадков. Система слива подтоварной воды.
- •11) Учет нефти и нефтепродуктов. Методы и средства измерения количества нефти и нефтепродуктов на нпс. Погрешности измерений.
- •12) Компрессорные станции. Классификация и назначение кс. Основные показатели работы кс.
- •13) Генеральный план кс. Принципы проектирования кс. Основное и вспомогательное оборудование кс.
- •14) Компрессорные станции с поршневыми и центробежными нагнетателями газа. Основные технические параметры поршневых и центробежных нагнетателей газа.
- •15) Компрессорные цеха. Принципы компоновки компрессорных цехов с использованием различного типа нагнетателей газа и их привода.
- •16) Система маслоснабжения компрессорной станции и газоперекачивающих агрегатов. Состав и назначение основных элементов.
- •17) Измерение расхода природного газа. Автоматические расходоизмерительные комплексы на однониточных и многониточных пунктах учета.
- •1.Типы газохранилищ
- •2.Технические характеристики резервуаров.
- •3.Основные сведения о газораспределительных системах и способах хранения газа.
- •4.Газораспределительные станции. Классификация и структура грс.
- •6.(8). Подземные хранилища газа.
- •16.Транспорт сжиженных ув газов.
- •14) Неравномерность газораспределения и методы ее компенсации.
- •13) Хранение и распределение газа.
- •15) Хранение газа в газгольдерах.
- •12) Хранилища, сооружаемые методом глубинных взрывов.
- •11) Газораспределительные сети.
- •5. Хранилища природного газа и газозаправочные станции. Методы компенсации сезонных, суточных и часовых колебаний потребления газа.
- •2.Преимущества и недостатки трубопроводного транспорта
- •3.Составные части системы нефтепроводов
- •4.Составные части системы газопроводов
- •5.Составные части систем продуктопрводов.
- •6.Насосные станции
- •7. Газокомпрессорные станции
- •8.Газораспределительные станции
- •10. Подземные газонефтехранилища
- •11.Подводные и морские трубопроводы
14) Компрессорные станции с поршневыми и центробежными нагнетателями газа. Основные технические параметры поршневых и центробежных нагнетателей газа.
Поршневой ГПА (ПГПА) представляет собой агрегат, состоящий из газового двигателя и поршневого компрессора, соединенных общим коленчатым валом (газомотокомпрессор ГМК) или муфтой (спаренные ПГПА). В ПГПА степень повышения давления можно изменять в пределах от1,15 до 3 и более при 100% загрузки привода и практически неизменном КПД. Эта особенность ПГПА делает их эффективными не только при наиболее экономичных степенях повышения давления, но и на КС, работающих при изменении степени повышения давления в более широких пределах – дожимных и головных КС, узловых КС перед ГП-дами с большой неравномерностью газопотребления и др. Эксплуатация ПГПА характеризуется высокой эффективностью: КПД 86-88%. Приводной двигатель ПГПА имеет высокий КПД (0,37-0,38), превышающий КПД остальных агрегатов. Это позволяет обеспечить значительную экономию топливного газа при их использовании на КС вместо других типов ГПА. При низких температурах окружающего воздуха ПГПА могут неограниченное время развивать мощность, превышающую на 20-25% значения, соответствующего летнему периоду с высокими температурами наружного воздуха. ПГПА обеспечивают степень повышения давления в одной ступени до 3 и более, что позволяет достигать требуемого повышения давления с минимальным числом ступеней сжатия. Соответственно упрощается технологическая обвязка ГПА, системы управления и регулирования. На КС ГП-дов ПГПА работают параллельно, что позволяет наращивать мощность КС в соответствии с необходимым увеличением пропускной способности ГП-да и повышает надежность работы. Запуск и загрузка ПГПА требует до 10 мин, что обеспечивает оперативность управления ими. Однако ПГПА отличаются относительно большой массой и габаритами, а их применение связано с большими капиталовложениями. Для нормальной работы ПГПА требуется значительное количество смазочного масла. Область применения: головные и линейные КС магистральных ГП-дов; дожимные КС газовых месторождений; закачка/отбор газа из ПХГ; сбор и транспорт попутных газов; сжатие газа на газоперерабатывающих, нефтеперерабатывающих, химических и др. заводах и др.
Преимущества КС с центробежными нагнетателями: компактность и высокая производительность; простота конструкции; малое количество трущихся деталей; отсутствие возвратно-поступательных движений; равномерная подача газа; более благоприятные условия автоматизации. ЦН выполняются в виде одно- или двух-ступенчатой турбомашины с осевым подводом газа к консольно расположенному рабочему колесу. В ЦН вращающимся рабочим колесом газу сообщается большая скорость с последующим преобразованием кинетической энергии потока в работу сжатия нагнетаемого газа. Выбор одно- или двух-ступенчатого агрегата может быть с учетом надежности работы КС, эффективности ее при переменной производительности, упрощения технологических схем и схем обвязки агрегатов. Приводом для ЦН являются газотурбинные установки или электрические двигатели. «+» газотурбинного привода: легкость регулирования производительности, повышение мощности в осенне-зимний период, большая мощность, меньший вес на единицу мощности, простое и автоматическое и дистанционное управление. Газотурбинный газоперекачивающий агрегат включает в себя: газотурбинную установку, центробежный нагнетатель природного газа и вспомогательное оборудование: выхлопное устройство, системы топливную и пусковые, масляную, автоматического управления, охлаждения масла и т.д. Оборудование ГПА выполняется в идее блочных конструкций, обеспечивающих транспортировку ж/д, водным или специальным автомобильным транспортом. Наружные ТП-ды, соединяющие блоки должны быть сведены к минимуму и иметь простые соединения. Конструкция ГПА должна быть такой чтобы обеспечивалось его работа без постоянного присутствия обслуживающего персонала.
Основные параметры ЦН и ПГПА: объем перекачиваемого газа; давление и температура газа на входе/выходе; химический состав и влажность перекачиваемого газа; характеристики места инсталляции ГПА (максимальная и минимальная температура воздуха, высота над уровнем моря);
тип используемого привода; предполагаемая годовая наработка в часах; класс исполнения (взрывозащищенный, сейсмостойкий и др.); допустимое содержание масла в газе на выходе;
тип автоматики (электрическая или пневматическая).