- •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
30. Комплексные трубопроводостроительные потоки и граница их действия.
Комплексный поток стр-ва маг. тр-да делится:
1. Объектный поток стр-ва наземных сооружений:
а) Специализированный;
б) Частный поток.
2. Линейный объектный скоростной поток:
а) Группа скоростных потоков отдельных видов работ;
б) Специализированный поток строительства переходов ч/з водные преграды: -частный поток;
в) Специализированный поток строительства переходов ч\з малые преграды: -частный поток;
г) Прочие специализированные потоки: -частный поток.
Определение границ осуществления КТП.
Границы участков работы отдельных КТП по трассе определяют следующим образом. В приемлемом для работы масштабе по шкале 1 с десятикилометровым шагом откладывают трассу магистрального трубопровода. Для примера возьмем Lо6щ =100 км. По шкале II откладываем приведенную протяженность трассы трубопровода, вычисленную для каждого десятикилометрового участка. При этом границы десятикилометровых участков должны сохранить начальное значение километража: 10, 20, 30 и т.д. Затем Lo6ul откладывают по шкале I в масштабе шкалы 1. Определяют время работы (в течение всего срока строительства трубопровода) каждого КТП: t1, t2, t3,... ti, ... ,tn,где 1, 2, 3, ....п- порядковые номера производственных комплексов.
Шкалы для определения границ осуществления КТП Протяженность участка работы каждого КТП определяют по формуле:
Значения Lnр откладывают, последовательно по шкале III. Для каждого КТП границы участка могут быть определены: либо на головном участке трассы (вариант № 1); либо в середине трассы (вариант №2); либо на конечном участке трассы (вариант №3). Проекции этих участков (по вариантам) на шкалу II позволяют найти реально границы работы каждого КТП (в данном случае: вариант №1 - от 0 до 18 км; вариант №2 - от 34 до 55 км; варианта №3 - от 70 до 100 км). Очевидно, что трудоемкости работ по каждому варианту для отдельного КТП равны.
Нефтебазы
1. Классификация, физ-хим и теплофизические св-ва нефти и нпр. Фракционный состав
Нефть и нефтепродукты представляют собой сложную жидкую смесь близко кипящих углеводородов и высокомолекулярных углеводородных соединений с гетероатомами кислорода, серы, азота, некоторых металлов и орган. кислот. Основными структурными элементамими нефти явл-ся С 87-83%, Н 11-14%. Т.к. индивидуальный состав нефти определить нельзя, ограничиваются определением группового хим. состава, т.е. отдельных рядов и групп УВ. УВ принято разделять парафиновые(насыщенные алканы), нафтеновые и ароматические. В зависимости от преобладания одного из 3 представителей УВ более 50%, нефти именуются: метановые, нафтеновые, ароматические. Если содержание не менее 25 % дают комбинированное название (метано-нафтеновые, нафтено-ароматические). Нефть представляет собой раствор чистых УВ и гетероатомных орг. соединений (именно раствор, а не смесь).
Условно товарные НПР делятся на: светлые (бензин, керосин, ДТ, топливо для реакт. двиг.), темные (масла и мазуты), пластичные смазки, нефтехим.продукты. По содержанию серы нефти делятся на 3 класса: малосернистая (до 0,6 % серы), сернистая (0,61-1,8 % серы), высокосернистая (более 1,8 %).
Физ-хим. св-ва: Плотность - кол-во покоящейся массы в ед. объема. (кг/м3). Плотность нефтей и нефтепродуктов, величина аддитивная.;
Удельный вес - вес единицы объёма. γ=ρg
Давление насыщенных паров – это давление пара находящегося в равновесии с жидкостью при данных термодинамических условиях и в соотношении объема фаз. Давл. нас. паров нефти и НПР по закону аддитивности определять нельзя.
Закон Дальтона-Рауля xiPsi=yiPсм;k- константа фазового равновесия, xi-мольная концентрация, yi-мольная концентрация в паровой фазе, Pсм-общее Р смеси, Psi-Р нас.паров чистого компонента.
Вязкость – способность сопротивляться взаимному перемещению слоев жидкости. Единицей динамической вязкости ŋ яв-ся сила необходимая для поддержания разности скоростей равной 1 м/с между двумя параллельными слоями жидкости, площадью 1 м2 находящимися на расстоянии 1 м друг от друга. (Н∙с/м2 , Па ∙ с , ПЗ)
Кинемат. вязкость ν = ŋ/ρ ( мм2/ с, сСт). 1 Ст = см2/с, 1 сСт = мм2/с. Вязкость не яв-ся аддитивным свойством.
Теплофиз. св-ва: Теплота испарения (скрытая теплота) - это кол-во тепла расходуемое на превращение в пар 1 кг жидкости при температуре кипения(кДж/кг).
Теплота конденсации – кол-во тепла выделяющееся при конденсации пара в жидкость (численно равна скрытой теплоте испарения).
Теплота сгорания (теплотворная способность) – кол-во тепла выделяемое при полном сгорании топлива (для нефти 42∙ 103 кДж/кг).
Теплота плавления – кол-во тепла, поглощенное 1 кг тв.тела, когда оно при Т плавления превращается в жидкость.
Температура застывания - Т при котор. продукт теряет свою подвижность.
Т кристаллизации – Т при кот начинается выпадение УВ (в основном парафина), сопровождается помутнением и изменением вязкостных хар-к.
Пожаровзрывоопасность хар-ся способностью смесей и их паров с воздухом воспламенятся и взрываться. Пожароопасность НПР определяется величинами Т вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Т вспышки - Т при котор. смесь нефтепродукта и воздуха вспыхивает при поднесении к ней огня, но сам НПР не загорается. Могут быть ЛВЖ(авто и авио бензины, спирты, керосин) с Твсп< 61оС, и горючие (диз. топлива, масла) с Твсп более 61. ЛВЖ с Твсп<45о яв-ся пожароопасными. Т воспламенения – Т при котор. загораются не только газы но и сам НПР. В зависимости от Твоспл установлено 5 групп пожароопасных смесей: >450оС, 300-450о, 200-300о, 135-200о, 100-135о. Т самовоспламенения - Т при котор. быстро нарастают хим. реакции и НПР загорается контактируя с воздухом без подноса пламени.
Т кипения – Т при котор. происходит переход из жидкого состояния в пар не только с поверхности, но и по всему объему. Теплоемкость – кол-во тепла необходимое для нагрева 1 кг на 10 С. Энтальпия (теплосодержание) . Под удельной энтальпией при Т1 понимают кол-во тепла, котор. необходимо на нагрев 1 кг от 00 С до Т1. Энтальпия НПР в паровой фазе слагается из кол-ва тепла, расходуемого на нагрев жид-ти от 0 до Т кипения, его испарения и нагрев паров от Т кипения до заданной Т.
При транспорте, хранении нефти и газа имеют место 3 основных вида теплообмена: 1.Тепловое излучение – теплообмен между телами находящимися на расстоянии друг от друга по средствам лучистой энергии носителем которой яв-ся электромагнитные колебания. 2.Конвенция – перенос теплоты перемешиванием и перемещением частиц вещества. 3.Теплопроводность - молекулярный процесс распределения теплоты внутри вещества от более нагретых к менее нагретым.
Фракционный состав. Разделение многокомпонентных смесей на части состоящей из УВ близких по составу, котор. принято называть фракциями, наз-ся фракционированием. Фракц. состав обычно определяют простой перегонкой или ректификацией. Ректификация – разделение жидких смесей на практически чистые компоненты, отличающиеся Т кипения путем многократных испарений жидкости и конденсации паров.
При перегонке нефти имеющей типичный состав можно получить: бензиновых фракций – 31%, керосиновых-10%, дизельных-51%, базового масла – 20%, и мазут – 15%. В процессе перегонки составляющие компоненты отделяются в порядке возрастания Т кипения. Бензин выкипает при 35-205о, керосин 150-315о, дизель 180-420о, тяжелые масляные дестиляты 420-490о, остаточные масла выше 4900 С. При Т кипения до 370 перегонка ведется при атмосферном давлении, при более высоких Т в вакууме или с применением водяного пара.