- •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
15) Компрессорные цеха. Принципы компоновки компрессорных цехов с использованием различного типа нагнетателей газа и их привода.
При исполнении компрессорных цехов обычно принимают однорядную установку агрегатов с расстоянием между ними 12-18 м. Поршневые ГПА обычно располагают на нулевой отметке, а газотурбинные либо на нулевой, либо +4.8 м. Здания поршневых ГПА однопролетные (ширина пролета 12 м), а газотурбинных - наличие в компрессорных цехах двух залов: машинного (12-24 м) и нагнетательного (6 м). Между залами располагается разделительная непроницаемая стена. В месте прохода через стену промежуточного вала делают уплотнения, защищающие машинный зал от проникновения природного газа из зала нагнетателей. Газотурбинные установки у которых выносная камера сгорания расположена под агрегатом, а выхлопные патрубки направлены вниз, устанавливают на высоких рамных фундаментах. У ГТУ, у которых патрубок направлен вверх или в бок выполняют фундамент в виде подушки из монолитного ж/б. ГГПА выполнены в виде блочных конструкций, т.е. состоят из отдельных поставочных блоков. Деление на блоки: блок ГТУ на раме-маслобаке; блок нагнетателя на раме; блок воздухоподготовительных устройств; блок воздушного охлаждения масла; блок системы автоматического управления и регулирования. Для установки ГГПА необходимы воздухоподводящие и газоотводящие устройства. В ГТУ дополнительно включают блоки воздухоподогревателей и горячие воздуховоды. Преимущество крупных блоков – меньший объем по монтажу ГПА и сокращение сроков сооружения КС. Преимущества установки нагнетателя на отдельной раме – возможность выполнения ее более жесткой для восприятия усилий с минимальными деформациями, а также возможность компоновки в ней маслонасосов системы уплотнений нагнетателя. Блок воздухоподготовительных устройств включает фильтры для сепарации крупных частиц, панели шумоглущения и т.д Его устанавливают с максимальным возвышением над поверхностью земли. Блок воздушного охладителя масла монтируют на легком фундаменте (вентиляторы, жалюзи, подогреватели масла, ТП-ную обвязку). Системы автоматического управления и регулирования размещают в отдельном блок-боксе на специальных рамах.
16) Система маслоснабжения компрессорной станции и газоперекачивающих агрегатов. Состав и назначение основных элементов.
Система маслоснабжения КС включает в себя две маслосистемы: общецеховую и агрегатную. Общецеховая маслосистема предназначена для приема, хранения и предварительной очистки масла перед подачей его в расходную емкость. Эта система включает в себя склад ГСМ и помещение маслогенерации. На складе имеются емкости для чистого и отработанного масла. После подготовки масла на складе ГСМ и проверки его качества подготовленное масло поступает в расходную емкость, которая оборудована замерной линейкой. Для организации движения масла между складом ГСМ и расходной емкостью, а также для подачи к ГПА чистого масла и откачки из него отработанного масла их соединяют с помощью маслопроводов. Эта система должна обеспечивать: подачу чистого масла из расходного маслобака в маслобак ГПА, при этом линия чистого масла не должна соединяться с линией отработанного масла; подачу отобранного масла из ГПА только в емкость отработанного масла; аварийный слив и перелив масла из маслобака ГПА в аварийную емкость. Для аварийного слива используют электроприводные задвижки, включаемые в работу в автоматическом режиме, например при пожаре. На Кс для очистки турбинного масла применяются маслоочистительные машины типов: ПСМ -1-3000, См -1-3000 и др, которые могут работать в зависимости от степени загрязнения по схеме очистки, так и по схеме осветления регенерируемого масла. На современных КС используют системы охлаждения масла на базе аппаратов воздушного охлаждения. (АВО).