- •Порядок проектирования мт
- •2. Выбор оптимальной трассы трубопровода
- •3. Нагрузки и воздействия на мт
- •4. Расчет на прочность, деформации и устойчивость.
- •5. Испытание и приемка
- •6. Особенности сооружения на болотах и ммг
- •Строительство на ммг
- •7. Диагностика мт
- •Диагностика линейной части газопровода.
- •8. Сооружение подводных мт
- •3. Трубопровод искривлен по профилю перехода, течение отсутствует
- •9. Генпланы станций и хранилищ
- •Компановка генплана
- •11. Аварии и их ликвидация
- •Ликвидация аварий на мн
- •Ликвидация аварий на мг
- •12. Ремонт основного оборудования станций и хранилищ
- •Ремонт оборудования станций
- •13 Выбор наивыгоднейшего способа тран-та нефтегруза.
- •14.Основные объекты и оборудование нефтепроводов.
- •15. Технологический расчет н/пров.
- •1 6. Увеличение пропускной способности нефтепровода.
- •17. Режим работы неф-да при изменении вязкости нефти, остановке нпс или насосов, сбросах и подкачках нефти.
- •18. Эксплуатация мн с учетом отложения воды и парафинов.
- •19. Эксплуатация мн при недогрузке.
- •20. Способы повышения эффективности работы н/п
- •21. Особенности проектирования тр-пр при последоват-ой перекачки нефтей и нефтепродуктов.
- •22.Прием и реализация смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке нефтей и нефтепр-ов.
- •23. Мероприятия по уменьшению кол-ва смеси при последов. Перекачке:
- •24. Режимы работы продуктопроводов при замещении нефтепродуктов.
- •25.Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •26. Тепловой и гидравлический расчет “горячих” нефт-ов.
- •27. Особые режимы работы горячих н/пров.
- •28. Состав объектов мг.
- •29. Технологический расчет газопроводов.
- •30. Температурный режим мг.
- •31. Гидравлический расчет сложных газопроводов.
- •32. Увеличение производительности мг.
- •33.Режим работы мг при отключении кс или гпа.
- •34. Эксплуатация газопроводов с учетом скопления жидкости и образования гидратов
- •35. Транспорт охлажденного газа.
- •36. Основное и вспомогательное оборудование нпс.
- •37. Технологические схемы нпс.
- •Технологическая схема пнпс.
- •38. Характеристики насосов нпс.
- •39. Совместная работа насосов и трубопроводной сети
- •40. Расчёт внутриплощадочных трубопроводов.
- •41. Насосные станции нефтебаз.
- •42. Основное и вспомогательное оборудование кс
- •43. Технологическая схема кс
- •44. Подбор основного и вспомогательного оборудования кс.
- •Подбор оборудования очистки газа
- •45. Расчет внутриплощадочных коммуникаций кс.
- •46. Техническое обслуживание оборудования кс и нс.
- •47. Диагностика гпа
- •48. Газораспределительные системы
- •49. Технологические схемы и оборудование грс и грп.
- •50.Хранение природного газа
- •51.Сжиженные углеводородные газы
- •52. Хранение суг
- •53. Технологические процессы и оборудование гнс
- •54. Товарные нефтепродукты и основы их использования.
- •55. Железнодорожные перевозки нефтепродуктов.
- •56. Водные перевозки н/пр.
- •58. Резервуары нефтебаз
- •59. Эксплуатация резервуаров.
- •60. Потери нефти и нефтепродуктов.
- •61 Подогрев нефтепродуктов
- •63. Технологические трубопроводы нефтебаз.
- •64. Системы сбора продукции нефтяных скважин
- •65. Системы сбора продукции газовых скважин.
- •66. Гидравлический расчёт промысловых нефтепроводов.
- •67. Сепарация нефти и сепарация природного газа.
- •68. Оборудование установок подготовки нефти.
- •69. Особенности расчета нефтяных и газовых промысловых коллекторов.
- •70. Гидраты и борьба с ними.
- •71. Подготовка газа и конденсата к транспорту.
Подбор оборудования очистки газа
Очистку газа следует принимать, как правило, в одну ступень в пылеуловителях.
Вторую ступень очистки газа в фильтрах-сепараторах, как правило, следует предусматривать н аотдельных КС в среднем через 3-5 станций с преимущественным применением после участков с повышенной вероятностью аварий линейной части или сложными условиями, а т.ж. после водного перехода длиной более 500 м.
Количество аппаратов установки очистки следует определять по характеристикам завода-изготовителя таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на оставшиеся не выходила за пределы их максимальной производительности, а при работе всех не выходила за пределы минимальной производительности. При этом в любом режиме работы потери давления в ПУ не должны превышать нормируемых.
Подбор установок охлаждения.
Кроме районов ММГ охлаждение газа следует проводить в АВО.
Количество АВО определяется тепловым и гидравлическим расчетом по расчетной среднегодовой температуре воздуха, грунта и газа, и уточнять для абсолютно максимальной температуры наружного воздуха и грунта. Оптимальная температура охлаждения газа на 10-15 0С выше расчетной среднегодовой температуры воздуха, максимальная температура обусловлена свойствами грунта и стойкостью изоляции.
Из всех возможных марок АВО после определения их количества (по вышеприведенным условиям) окончательно принимается та марка, которая имеет наименьшую стоимость из совокупности капитальных и эксплуатационных затрат.
Вспомогательное оборудование обычно идет комплектом к основному (УПТИГ, БРГ…) и для каждого вида основного оборудования устанавливается «его» вспомогательное оборудование.
45. Расчет внутриплощадочных коммуникаций кс.
Состоит в определении диаметров и толщины стенок технологических трубопроводов, расчете гидравлических потерь на определенных участках коммуникаций и в согласовании расчетных потерь с нормативными.
На первом этапе расчета технологических коммуникаций производится ориентировочное определение диаметров исходя из того, что рекомендуемая скорость газа в трубопроводах обвязки КС равна 5-20 м/с. Получаем несколько вариантов диаметров.
Второй этап – выбор марки стали и определение толщины стенки трубопроводов. Для труб Ду 530 мм используется низколегированная сталь, для Ду <530 мм в зонах с умеренным климатом (температура выше –40 0С) используется сталь 20, в противном случае низколегированная сталь. Толщина стенки определяется по формуле
=n . P . Dн / (2(R1 + n . P))
n – коэффициент перегрузки = 1.1; Р – внутреннее давление (изб), R1 – расчетное сопротивление материала трубы
R1=(m . R1н)/(k1 . kн)
m – коэффициент условий работы (В – 0.6, I и II – 0.75, III и IV – 0.9)
k1 – условия технологии производства
kн – коэффициент надежности по материалу
Полученное округляется до ближайшего большего.
Третий этап – задаются возможными диаметрами и определяют потери давления в коммуникациях. Потери давления должны примерно равняться нормативным, в противном случае диаметры пересматриваются (из возможных).
Расчет считается законченным, если расчетные потери примерно равны нормируемым (ОНТП).