- •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.
61 Подогрев нефтепродуктов
Для увеличения текучести многие нефтепродукты требуют подогрева, т.к. текучесть их является необходимым условием для производства операций налива, слива и перекачки.
В подгревательных устройствах применяют следующие теплоносители: водяной пар, горячие газы, горячая вода и электроэнергию.
Способы подогрева нефтепродуктов:
1. подогрев при транспортировке в трубопроводах. В зависимости от местонахождения источника тепла различают внешний подогрев, когда теплоноситель расположен снаружи нефтепровода, и внутренний подогрев, когда тепло передается нефтепродукту теплоносителем, расположенным внутри нефтепровода.
Принципиальные схемы путевого подогрева:
а) схема, по которой теплоноситель транспортируется по трубопроводу, уложенному параллельно нефтепроводу. Оба трубопровода заключены в общий теплоизолирующий кожух. По этой схеме преимущественно подогреваются надземные трубопроводы.
б) схема, предусматривающая укладку нефтепровода внутри теплопровода. Теплопроводами могут быть трубопроводы, перекачивающие пар, горячую воду или горячие газы. К этому способу относится подогрев гибкими электронагревательными лентами.
в) схема внутреннего подогрева, когда теплопровод находится внутри нефтепровода. Этот метод применяется в основном для перекачки высокопластических нефтепродуктов.
2. подогрев при транспортировке в железнодорожных цистернах.
а) переносные паровые змеевики состоят из центральной и двух боковых секций спирально изогнутых паровых труб. Секции подогревателя соединены между собой параллельно. В подогревателях используют водяной пар давлением 0,4-0,5 МПа. Недостатки: небольшая поверхность нагрева, низкая эффективность теплообмена, большая продолжительность прогрева и значительный остаток продукта после слива.
б) стационарные подогреватели применяют двух типов:
- трубчатый подогреватель, смонтированный в нижней части железнодорожной цистерны, которая снаружи покрыта теплоизоляцией. Помимо этого сливной прибор цистерны снабжен паровой рубашкой, через которую осуществляется ввод пара в подогреватель;
- подогреватель, состоящий из паровой рубашки вокруг котла цистерны и сливного патрубка.
в) переносные электрические подогреватели имеют каркас из стальных прутьев, на которые надеты фарфоровые цилиндры. В пазы нарезки уложен металлический проводник, обладающий высоким сопротивлением. В настоящее время применяют плоские и круглые раскладывающиеся электрические подогреватели.
г) электроиндукционный нагрев заключается в том, что вокруг цистерны при помощи обмотки, по которой пропускается переменный ток, создается электромагнитное поле. При этом в стенках цистерны индуцируется электрическая энергия, которая превращается в тепловую.
д) циркуляционный подогрев основан на принципе передачи тепла от горячего нефтепродукта холодному путем интенсивного перемешивания. Установка УРС-2 основана методе циркуляционного разогрева нефтепродукта в железнодорожных цистернах с перемешиванием затопленной струей.
3. подогрев при водных перевозках осуществляется посредством паровых змеевиков, уложенных по дну танков. Подогрев осуществляется паром. Система работает в период нахождения танкера в пути.
4. подогрев нефтепродуктов при хранении.
а) трубчатые подогреватели в резервуарах применяют двух типов – змеевиковые и секционные. Такие подогреватели представляют собой систему из тонкостенных сварных труб, уложенных на дне резервуара в виде змейки или в виде отдельных секций. Трубчатые подогреватели разогревают все нефтепродукты – это наиболее распространенный метод подогрева в емкостях.
б) местные подогреватели применяют при откачке нефтепродукта из резервуара мелкими партиями. Процесс прогрева разбивают на два периода: предварительный и эксплуатационный. В предварительный период всю массу нефтепродукта нагревают до температуры, обеспечивающей ему достаточную подвижность для подтекания к приемно-раздаточной трубе, а в эксплуатационный период до необходимой температуры нагревают лишь то количество нефтепродукта, которое требуется выкачать.
в) электроподогрев.
г) циркуляционный подогрев.
62. АЗС
Автозаправочные станции (АЗС) представляют собой комплекс зданий, сооружений и оборудования, ограниченный участком площади, назначение которого – заправка жидким топливом, маслами, смазками, водой и воздухом автотранспортных средств, продажа масел и смазок, расфасованных в мелкую тару, запасных частей к автомобилям и оказание услуг по техническому обслуживанию.
АЗС можно классифицировать:
1. по месту размещения – городские, дорожные, сельские и гаражные;
2. по конструкции – контейнерные, стационарные, передвижные;
3. по функциональному назначению – для заправки государственного и общественного автотранспорта, для заправки личных автомобилей и частных фирм.
При проектировании АЗС целесообразно использовать принцип унификации, распространяя применение одних и тех же конструктивных элементов одновременно на обе группы объектов АЗС - на сооружения и оборудование. Использование типовых АЗС также может дать существенный экономических эффект. Рабочая документация в таких случаях привязывается к участкам строительства АЗС.
Привязка осуществляется в следующем порядке:
1. Определение отметок зданий и сооружений и привязка их к топографической основе;
2. Уточнение размеров, глубин заложения фундаментов с учетом гидрогеологических условий;
3. Разработка узлов трубопроводных коммуникаций, проведение гидравлических расчетов и т.д.;
4. Уточнение числа заправочных колонок и резервуарного оборудования;
5. Проверка возможности работоспособности АЗС с использование нового и перспективного оборудования.
Характеристики АЗС
По мобильности АЗС можно подразделить на контейнерные, передвижные, стационарные.
Контейнерные АЗС сравнительно недавно получили распространение. Они применяются главным образом для заправки личного автотранспорта в весенне-летний период, а также для заправки автотранспорта в небольших населенных пунктах и ведомственного транспорта.
Передвижные автозаправочные станции (ПАЗС) – мобильное средство заправки автотранспорта нефтепродуктами, которые используются главным образом для заправки автотранспорта в местах его стоянки (гаражах), временного сосредоточения, на автодорогах, а также как оперативный резерв автозаправочных комплексов при остановке на ремонт или временной перегрузке отдельных стационарных АЗС.
Стационарные АЗС - долговременные, капитальные сооружения повышенной пожаро-взрывоопасности. Их размещение, строительство и эксплуатация строго регламентируются государственными стандартами и строительными нормами. Стационарные АЗС предназначены для заправки всех видов автотранспорта (в зависимости от ассортимента нефтепродуктов).
Основными показателями, характеризующими АЗС, являются: число заправок в сутки и количество реализуемых нефтепродуктов.
Схемы генеральных планов АЗС должны учитывать следующие основные технологические требования:
1. возможность заправки топливом автотранспортных средств с левосторонним, правосторонним и двусторонним расположением топливных баков;
2. независимый подъезд автотранспортных средств к заправочным колонкам;
3. минимальную протяженность коммуникаций топлива;
4. оптимальные радиусы поворота для автотранспорта;
5. достаточную зону для машин, ожидающих заправку;
6. возможность визуального контроля мест заправки из здания АЗС оператором.
Для строительства АЗС должен быть отведен участок с учетом существующей застройки и генерального плана реконструкции данного района. Размеры участка определяются пропускной способностью АЗС, условиями ее работы, типами заправляемых машин, а также расположением въезда и выезда с территории АЗС на основную дорогу.
Основными исходными данными для проектирования АЗС являются:
1. акт выбора земельного участка с обязательной подписью заказчика, управления пожарной охраны, владельца земли;
2. акт об отводе участка с привязкой его к дороге с указанием линий застройки и отметок;
3. ситуационный план расположения участка в масштабе 1:5000;
4. топографические материалы с инженерными сетями в масштабе 1:1000 и геологические данные по участку;
5. заключение санитарно-эпидемиологической станции по участку с указанием минимальной санитарно-защитной зоны.
Для получения большего экономического эффекта использования АЗС в некоторых районах типовой проект АЗС дополняют элементом приема нефтепродуктов с железной дороги, а иногда еще и элементом раздачи топлива непосредственно в автоцистерны и топливозаправщики. Такая форма снабжения нефтепродуктами обеспечивает залив автоцистерн при централизованной поставке нефтепродуктов в автохозяйства. Это необходимо там, где нефтебаза удалена на большое расстояние от автохозяйства, а АЗС находится поблизости. Таким образом, сводятся до минимума порожние пробеги автомобильного транспорта до АЗС и порожние пробеги автоцистерны.
Для хранения нефтепродуктов на АЗС используются подземные (засыпные) горизонтальные и вертикальные металлические резервуары. Резервуары оснащаются устройствами и приборами, обеспечивающими их безопасную и эффективную эксплуатацию.
Резервуары для хранения нефтепродуктов на АЗС отвечают следующим требованиям:
1. плотность хранимого продукта, не более 1 т/м3 ;
2. внутреннее давление (избыточное), не более 0,07 МПа;
3. вакуум, не более 0,001 МПа;
4. максимальное допустимое заглубление 1,2 м;
5. допускаемые геометрические отклонения резервуара, мм: по длине (высоте) 10; по длине окружности цилиндра 20; образующей прямой линии, не более 1/150 .
Герметичность резервуаров проверяется избыточным давлением воздуха равным 0,025 МПа или гидравлическим давлением, превышающим рабочее в 1,25 раза в течение 3 мин.
Резервуары АЗС оснащаются следующими устройствами:
1. сливным (для приёма нефтепродуктов из автоцистерн);
2. всасывающим (для подачи нефтепродуктов из резервуаров заправляющим колонкам);
3. замерным (для измерения уровня жидкости в резервуарах);
4. дыхательным (для сообщения резервуара с атмосферой).