- •2.Системы перекачки. Достоиства и недостатки.
- •5. Типы и характеристики центробежных нагнетателей
- •6. Основные объекты и сооружения
- •8.Классификация нпс. Технологические схемы нпс.
- •11. Расчет н/п с лупингами и вставками
- •13. Уравнение баланса напоров
- •16. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода
- •17. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода
- •21. Изменение температуры по длине «горячих» трубопроводов.
- •22. Подготовка газа к транспорту.
- •23Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов
- •24. Изменение давления по длине газопровода
- •29.Определение расхода и эквивалентного диаметра при парал. Случае соединения участков.
- •30.Аккумулирующая способность участка газопровода
- •1.Общестроительные и специальные машины. Классификация машин
- •2.Конструктивные и эксплуатационные требования, предъявляемые к машинам и оборудованию
- •3. Понятие о производительности машин. Определение расчетно-теоретической и эксплуатационной производительности машин.
- •5.Основные свойства и классификация грунтов. Методы разрушения грунтов.
- •6. Машины для подготовительных работ (бульдозеры, рыхлители, корчеватели-собиратели, кусторезы, скреперы и др.).
- •7. Машины циклического действия для разработки траншей и котлов Определение усилий копания. Определение производительности
- •8. Машины непрерывного действия для разработки траншей и котлованов. Их принципиальное устройство и сравнительные технико-эксплуатационные показатели
- •9. Роторный траншейный экскаватор. Принцип работы.
- •10.Конструкция режущего инструмента. Назначение, принцип действия
- •11.Машины для разработки траншей на заболоченных и обводненных
- •12. Экскаваторы трубозагубители для укладки трубопроводов без подъемным способом.
- •13 Машины для засыпки траншей. Основные требования.
- •14. Машины для бестраншейной прокладки трубопроводов.
- •15. Машины и оборудование наклонно-направленного бурения
- •16. Машины для погружения свай. Сваебойные машины.
- •17. Машины для бурения скважин под свайные опоры трубопровода.
- •18. Машины для погружения анкеров.
- •19.Строительные краны. Классификация. Основные параметры кранов
- •20.Краны-трубоукладчики. Назначение и устройство
- •21. Вспомогательное оборудование для выполнения погрузо-разгрузочных работ.
- •22. Машины для гнутья труб. Особенности процесса гнутья труб в холодном состоянии. Вспомогательное оборудование для гнутья труб.
- •23.Машины для очистки и изоляции трубопроводов в трассовыхусловиях. Назначение, принцип действия и устройство.
- •24.Вспомогательное оборудование для изоляционных работ. Принцип
- •25 Труботранспортные машины. Трубовозы, плетевозы. Конструкции. Способы разгрузки
- •26.Машины для производства земляных работ. Принцип работы.
- •27. Вспомогательное оборудование для обетонирования трубопроводов
- •28. Оборудование для укладки трубопроводов на дно водоемов. Судна-трубоукладчики.
- •29. Машины и оборудование для продувки и пневматического испытания газонефтепроводов.
- •30.Машины и оборудование для гидравлического испытания
- •1.Строительство линейной части трубопровода в нормальных условиях.
- •2. Структура организации строительного производства
- •3. Состав линейных объектных строительных потоков
- •4. Практические задачи, решаемые в процессе организации строительства магистральных трубопроводов.
- •5. Состав подготовительных работ при сооружении магистрального трубопровода.
- •6. Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы
- •7. Определение количества транспортных средств
- •8. Земляные работы
- •10. Прокладка трубопровода в особых природных условиях.
- •11. Прокладка трубопроводов через болота и обводненные участки
- •12. Условия против всплытия и средства балансировки трубопровода в болотах и обводненных условиях.
- •13. Прокладка трубопроводов на многолетнемерзлых, просадочных и пучинистых грунтах
- •14. Строительство переходов через естественные и искусственные препятствия. Методы прокладки.
- •16.Строительство перехода ч/з водные преграды
- •17.Траншейный способ прокладки тр-да.
- •20.Микротоннелирование при прокладке тр-да.
- •21. Сварочно-монтажные работы
- •22.Подготовка труб к сварке и сборка стыков труб.
- •23.Производство сварочно-монтажных работ.
- •25. Способы изготовления металлических резервуаров.
- •26.Подземные хранилища газа. Способы сооружения.
- •27.Способы сооружения хранилищ г. В отложениях каменной соли
- •28.Хранение нефтепродуктов в хранилищах, сооружаемых методом глубинных взрывов.
- •29.Наклонно-направленное бурение при прокладке трубопровода.
- •30. Комплексные трубопроводостроительные потоки и граница их действия.
- •1. Классификация, физ-хим и теплофизические св-ва нефти и нпр. Фракционный состав
- •2.Классификация нефтебаз. Основные сооружения нб. Основные и вспомогательные операции, проводимые на нб
- •4. Оборудование резервуаров
- •5. Определение обьема резервуарного парка и выбор резервуаров
- •6. Определение толщины стенки рвс
- •7. Потери нефтепродуктов нпр в резервуарах
- •8.Сливно-наливные операции. Основные способы слива и налива нпр, их преимущества и недостатки. Сн стояки и эстакады. Особенности конструкций
- •9. Перевозка застывающих нефтей нефтепродуктов. Способы слива из цистерн грузов с 2-х фазной средой
- •10. Назначение и типы азс (традиционная блочная, модульная, передвижная, контейнерная, топливораздаточный пункт, многотопливная азс, агнкс, агзс)
- •11. Показатели качества бензинов. Классификация бензинов по их использованию. Октановое число
- •12. Дизельные топлива. Разновидность топлива в зависимости от климатических условий, содержания серы. Характеристики топлива. Газотурбинное топливо, разновидности, специфические требования
- •13. Топлива для реактивных двигателей, мазуты: марки, группы; основные эксплуатационные характеристики; требования к качеству.
- •14. Показатели качества смазочных материалов. Общие эксплуатационные требования. Основные виды масел. Масла моторные; требования, предъявляемые к ним
- •15. Классификация газопроводов (по виду транспортируемого газа, по давлению, по местоположению, по назначению в системе газоснабжении, по принципу построения, по материалу труб)
- •16.Основные сведения о газораспределительных системах. Горючие газы, используемые для газоснабжения. Группы природного газа. Искусственные газы.
- •17. Расчетные схемы газораспределительных сетей с сосредоточенными отборами, с равномерно распределенными отборами и для общего случая.
- •1. Система с перестройкой режимов работы регуляторов давления.
- •2. Установка на каждой нитке редуцирования крана с пневмоприводом и программным управлением.
- •19. Классификация грс. Узел учета газа, узел редуцирования газа, узел подогрева газа на грс.
- •20. Классификация грп. Состав оборудования, выбор регулятора давления, фильтра, пзк и пск на грп.
- •21. Методы компенсации сезонных, суточных и часовых колебаний потребления газа
- •Методы компенсации
- •22. Основные понятия о сжиженных углеводородных газах. Источники получения суг. Физические свойства суг.
- •24. Основные группы хранилищ суг. Условия хранения суг (при постоянном и повышенном давлении).
- •25. Шахтные хранилища суг
- •27. Подземные хранилища суг шахтного типа.
- •28. Подземные ледопородные хранилища суг
- •29. Кустовые базы и газонаполнительные станции: назначение, основной состав сооружений, способы осуществления основных операций
- •30. Естественная и искусственная регазификация, особенности
8.Классификация нпс. Технологические схемы нпс.
НПС делятся на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). На ГНПС осущ.-ся след. тех.-е операции прием и учет н., краткосрочное хранение н. в резервуарах. Внутрестационарные перекачки н. Закачка н. в маг.-й т\д.Пуск в маг.-й т\д очистных и диагност.-х устройств. На ГНПС м. применятся подкачка н. из др. н\проводов или попутных н\промыслов. На ПНПС производится повышение напорной трубопроводной н. для ее дальнейшей перекачки. При перекачки из насоса в насос не имеет резервуарных парков. Если же перекачка ведется ч\з резервуары или с подключением резервуара, резервуарные парки имеются.
На ПНПС т.ж. устанавливают системы сглаживания волн давления и защиты от гидр. ударов.
Для снижения затрат на сооружения НПС используются метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения.
Все оборудование станций включает автоматику – в блочном исполнении монтируется, испытывается на заводе и доставляется на строй. площадку. Блочно- модульные НПС м. б. открытого типа т.е. расположение под навесом на открытом воздухе. Сами агрегаты защищены индивидуальными мет.-ми кожухами с автоматич. сист. вентиляции и подогрева.
Технологические схемы НПС. Тех. схемы НПС – наз. внемасштабный рис. на кот. приведена принципиальная схема работы НПС в виде сист. внутрестационарного коммуникаций т\да. Основными эл.-ми изображения на т.с. НПС являются: сист. обвязки НПС (трубопроводные коммуникации); сист. обвязки рез. парка; сист. обвязки подпорных и основных насосов; узлы тех. задвижек манифольды;размещение тех. оборудования (фильтрогрязеуловителей регуляторов давления, уловлив.-я и сбора утечек дренажа и т.д., узлы учета н., узлы приема и ввода в т\д очистных и и диагност.-х устройств,предохр.-е клапаны.
9.Расчет на прочность т\да. Уложенный в грунт т\д испытывает кольцевые, продольные и радиальные напряжения .
1)Кольцевые напряжения возникают под действием внут.-го давления Р. Величину к выразим следующим образом. Давление создает на единице длины трубы разрывающее усилие равное Р.Ему противодействует сила сопротивления
(внутренний диаметр трубы)
Продольные напряжения создаются под действием внутреннего давления, температуры и изгибающих усилий.
гдеµп - коэффициент Пуассона,=0,3; Е - модуль упругости для стали=206000МПа; αL-коэффициент линейного расширения = 12*1061/град; ∆T - расчетный температурный перепад; Rи — радиус изгиба трубопровода. +- растягивающие напряжения, а - - сжимающие.
Напряжения изгиба возникают на поворотах трассы трубопровода, а также при прохождении через вершины и впадины профиля трассы.
Радиальные напряжения малы и в расчетах не учитываются.
Маг.-е т-ды рассчитывают по м\ду предельных состояний. Предельным наз. такое состояние конструкции при достижении кот.-го ее нормальная эксплуатация становится невозможной. Подземные т\ды достигают предельного состояния, когда напряжения в них достигают предела прочности σвр, наземные-предела текучести.
Найдем расчетную толщину стенки т\да из ур.-я
Однако учитывая, что конструкция должна иметь некоторый запас прочности, заменим величину Р произведением пр *Р (пр-коэф. надежности по нагрузке), a к -расчетным сопротивлением металла трубы и сварных соединений R1., что дает
пр=1,15 для нефте- и нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос»; пр =1,1 – во всех остальных случаях.
Расчетное сопротивление металла
my - коэффициент условий работы т\да; Kx – коэф. над.-ти по материалу; Кн- коэф. над.-ти по назначению т\да(СНИП)
При наличии продольных осев. сжим.-х напряжений:
ψ1–коэф. учит.-й двухосное напр.-нное сост.-ие,
σвр-этоабс. знач. прод. осев.-х сжим. напр.-й вычисляемые по действ.-м расч.-м нагрузкам и возд.-м с учетом упругого пласт. раб.металла.
Расчет на устойчивость трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству
S≤m0Nкр
Фактическое же эквивалентное продольное усилие в сечении трубы:
F-площадь сечения ТП, Nкр –продольное критическое усилие.
Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле
где Р0 - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины; qверт — сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины.
Величина Р0 определяется следующим образом:
Величина Pгр вычисляется по формуле
Нагрузка от собственного веса металла трубы
Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов
Нагрузка от веса нефти (нефтепродукта), находящегося в трубопроводе единичной длины,
Входящая в формулу (4.21) величина сопротивления грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины
Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом
Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие
Rβ - радиус упругого изгиба трубопровода, соответствующий рельефу дна траншеи.
Из двух значений Nкр, выбирают меньшее. Продольную устойчивость для криволинейных участков проверяют в плоскости изгиба трубопровода, а для прямолинейных участков подземных трубопроводов - в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 м.
10.Основные этапы технологического расчета маг.-го н\провода. Тех. расчет маг. н\да предусматривает решение следующих основных задач: определение оптим.-ых параметров н\да. К ним относ. диаметр т\да, давление на НПС, толщина стенки т\да, число НПС; расстановка станций по трассе н\да; расчет экспл.-ых режимов н\да.
Для определения оптимальных параметров н\да обычно задаются несколько значений его диаметра, после чего выполняются гидравлический и механический расчеты. Результатом этих расчетов является опред.-е числа НПС и толщины стенки трубы для каждого конкурирующего варианта. Наилучший вариант находят из сравнительной оценки эффективности инвестиций, т. е. экономическим расчетом.
Расчет эксплуатац.-х режимов заключается в опред.-ии производительности н-да, давления на вых. станций и подпоров перед ними при условиях перекачки, отличающих-ся от проектных. Одновременно рассматр.-тся вопросы регулирования работы н\да.
Исходными данными для технол.-ого расчета н\дов являются:
плановое задание на перекачку Gг (млн. т/год);
свойства перекачиваемой нефти (плотность, вязкость, давление насыщенных паров и др.);
температура грунта на глубине заложения н\да;
характеристики труб и насосного оборудования;
сжатый профиль трассы н\да;
технико-экономич.-е показатели сооружения и эксплуатации линейной части н\да и насосных станций.
Технологич. расчет выполняется в следующей послед.-ти.
Опред.-ся средневзвеш. температура грунта вдоль трассы н\да
где Т0i - температура грунта на глубине заложения н\да для участка длиной li.
По формулам вычисляются параметры перекачиваемой н. при расчетной температуре: λр и рр.
Вычисляется расчетная часовая пропускная способность н\да
где Nр - расчетное число суток работы н\да (табл.).
В соответствии с расчетной часовой пропускной способностью н\да Qч выбираются осн.-ые насосы насосных станций так, чтобы выполнялось условие
где QнОМ - подача выбранного типа насосов при максимальном К.П.Д.
Рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной станции
где g- ускорение свободного падения, g=9,81м/с2; mмн-число последовательно включенных маг.-х насосов (обычно , mмн=3); hМН,Н2- напоры соответственно маг.-го и подпорного насоса при расчетной производ.-ти Qч,. Найденная величина Р должна быть меньше доп.-го давления Рд, определяемого из условия прочности запорной арматуры. Если условие
не выполняется, то необх. либо уменьшить число маг.-х насосов, либо воспользоваться сменными роторами меньшего диаметра.
По формуле опред.-ся расчетная толщина стенки т\да, Производится уточнение толщины стенки т\да δн с учетом температурных и изгибающих напряжений по формуле.
Вычисляется внутренний диаметр н\да
где Dн- его наружный диаметр.
Находятся секундный расход Q и средняя скорость н. в т\де
где d - внутренний диаметр трубы.
Потери напора на трение в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси — Вейсбаха
где λ — коэф. гидравлич. сопротивления; L — длина т\да.
Режим движения потока в т\де характеризуется числом Рейнольдса
При ламинарном режиме течения, т.е. при Rе<2320, коэф. гидравлического сопротивления определяют по формуле Стокса
При турбулентном режиме течения различают три зоны трения: гидравлич. гладких труб (λ зависит только от Rе) смешанного трения (λ зависит от Rе и относ.-ой шероховатости труб ε ), квадратичного трения (λ зависит только от ε). Границами этих зон явл.-ся переходные числа Рейнольдса
где ε= Кэ/d – относит. шероховатость труб, выраженная ч\з эквивалентную шероховатость Кэ (табл.) и диаметр. Условия существования различных зон трения таковы: - гидравлич. гладкие трубы
-зона смешанного трения (переходная зона)
-зона квадратичного трения
Для зоны смешанного трения λ рекомендуется вычислять по формуле Альтшуля
В зоне квадратичного трения значение λ рекомендуется опред.-ть по формуле Шифринсона
Гидравлический уклон есть потеря напора на трение на единице длины т\да
На линейной части т\да имеются местные сопротивления - задвижки, повороты, сужения и т.п. Потери напора на них определяют по формуле
где ξг – коэф. местного сопротивления, зависящий как от вида сопротивления, так и от характера течения жидкости.
Для маг. т\дов потери напора на местные сопротивления незначительны, их принимают равными 2% от потерь на трение.
Кроме того, в конце т\да должен поддерживаться остаточный напор Нкп, необх.-ый для закачки н. в резервуары.
В соотв.-ии с «Нормами проект.-ния» маг.-ые н\ды протяженностью более 600 км делятся на экспл.-ые участки, длиной от 400 до 600 км. Соответственно их число составляет
На станциях, расположенных на границе экспл.-ых участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3...0,5 суточн. пропускной способ.-сти т\да. Следовательно напор Нкп будет использован Nэ, раз.
Т. о., полные потери напора в т\де
где Δz - разность геодезических отметок конца zг и начала z1 т\да.
Станции, расположенные на границах эксплуатационных участков, являются как бы головными для своих участков. Поэтому на них устанавливаются подпорные насосы, развивающие суммарный напор nэ-Н2. Следовательно, суммарный напор, развиваемый насосными станциями н\да, склад.-тся из напора, развиваемого всеми подпорными насосами «головных» насосных станций Nэ • Н2 и суммарного напора n станций, т.е.
где Нст -расчетный напор одной станции
Уравнение баланса напоров имеет вид
Из формулы следует, что расчетное число насосных станций равно