Эксплуатация насосов на нефтебазах

Центробежные насосы: подготовка к пуску, пуск, остановка, аварийная остановка. Характерные неисправности в работе центробежных насосов и способы их устранения. Поршневые насосы: подготовка к пуску, пуск, остановка, аварийная остановка. Характерные неисправности в работе поршневых насосов и способы их устранения.

 

Методические указание:

При изучении данной темы необходимо изучить вопросы эксплуатации ЦБН: подготовку к пуску, пуск, наблюдения во время работы. Подготовка насоса кпуску. Пуск насосного агрегата. Уход за насосами в процессе эксплуатации. Остановка насоса.

Основные неисправности в работе насоса, их причины, способы их устранения.

Испытания насосных установок в эксплуатационных условиях: виды испытаний, измерительные приборы, проведение испытаний, обработка эксплуатационных данных.Знатьосновные неисправности насосов и способы их устранения. Об­ратить внимание на повышение надежности и КПД насосов.

Вопросы для самопроверки:

1. Как осуществить пуск и остановкуЦБН?

2. Как осуществляется смазка и охлаждение насосов?

3. Основные неисправности насосов.

4. Перечислите причины, по которым насос не создает необходи­мого напора и подачи.

5. Объясните причины повышения вибрации и шума в насосе.

Технологические трубопроводы нефтебаз.

Требования к прокладке технологических трубопроводов и их эксплуатация. Эксплуатация технологического оборудования нефтебаз

Методические указания

В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д. с записями результатов в эксплуатационном журнале.

При периодическом контроле следует проверять:

техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и, при необходимости, неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т.п.;

устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;

полноту и порядок ведения технической документации по обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.

Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации должны тщательно осматриваться с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации. Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибрации не более 40 Гц.

Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях допускается производить без снятия изоляции.

Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходимых каналах или в земле, производится путем вскрытия отдельных участков длиной не менее 2 м. Число участков устанавливается в зависимости от условий эксплуатации.

Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия, которая проводится в установленном порядке.

Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

Для трубопроводов высокого давления [свыше 10 МПа (100 кгс/см2)] предусматриваются следующие виды ревизии: выборочная, генеральная выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии устанавливаются в зависимости от условий эксплуатации, но не реже одного раза в 4 года.

Первую выборочную ревизию трубопроводов, транспортирующих неагрессивные или малоагрессивные среды, следует производить не позднее чем, через 2 года после ввода трубопровода в эксплуатацию.

При проведении ревизии внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки).

При ревизии трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) следует:

а) провести наружный осмотр трубопровода;

б) измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего контроля, а в необходимых случаях - сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.

Количество участков для проведения толщинометрии и число точек замера для каждого участка определяется в соответствии с документацией и в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях (коленах, тройниках, врезках, местах сужения трубопровода, перед арматурой и после нее, местах скопления влаги и продуктов, вызывающих коррозию, застойных зонах, дренажах), а также на прямых участках трубопроводов.

При этом на прямых участках внутриустановочных трубопроводов длиной до 20 м и межцеховых трубопроводов длиной до 100 м следует выполнять замер толщины стенок не менее, чем в трех местах.

Во всех случаях контроль толщины стенки в каждом месте следует производить в 3 - 4 точках по периметру, а на отводах - не менее чем в 4 - 6 точках по выпуклой и вогнутой частям.

Во время осмотра проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшения толщины стенки труб и деталей трубопроводов;

При необходимости проводится радиографический или ультразвуковой контроль сварных стыков и металлографические и механические испытания;

Проверка механических свойств металла труб, работающих при высоких температурах и в водородсодержащих средах, проводится в случаях, предусмотренных проектом. Механические свойства металла следует проверять также и в случаях, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение.

При неудовлетворительных результатах ревизии следует определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, измерить толщину и т.п.) и выполнить более частые замеры толщины стенки всего трубопровода.

При полной ревизии разбирается весь трубопровод полностью, проверяется состояние узлов труб и деталей, а также арматуры, установленной на трубопроводе.

Все трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в процессе ревизии разборке, резке и сварке, после сборки подлежат испытанию на прочность и плотность.

После истечения проектного срока службы независимо от технического состояния трубопровод должен быть подвергнут комплексному обследованию (экспертизе промышленной безопасности) с целью установления возможности и сроков дальнейшей эксплуатации.

Во время эксплуатации следует принять необходимые меры по организации постоянного и тщательного контроля за исправностью арматуры, а также за своевременным проведением ревизии и ремонта.

Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе и обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро-, пневмо-, гидропривод, механический привод), как правило, производят в период ревизии трубопровода.

При ревизии арматуры, в том числе обратных клапанов, должны быть выполнены следующие работы:

а) внешний осмотр;

б) разборка и осмотр состояния отдельных деталей;

в) осмотр внутренней поверхности и при необходимости контроль неразрушающими методами;

г) притирка уплотнительных поверхностей (при необходимости);

д) сборка, опробывание и опрессовка на прочность и плотность.

 

Вопросы для самоконтроля

1. Организация технического обслуживания и ремонта трубопроводов нефтебаз

2. Порядок проведения периодической ревизии технологических трубопроводов

3. Порядок проведения полной ревизии технологических трубопроводов

7. Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков.

Правила эксплуатации. Зачистка резервуаров. Подготовка резервуаров к паводку и зиме. Контроль за состоянием и техническое обслуживание резервуаров.

Методические указания

В практике эксплуатации резервуаров известны случаи, когда даже незначительная осадка песчаных подушек и днищ у наземных резервуаров приводила к обрыву приемо-раздаточных патрубков, к поломке фланцев у коренной задвижки и т. п.

Для предохранения оснований от размыва следует обеспечивать отвод от них поверхностных (дождевых и талых) вод. Особую опасность представляют ливневые воды. Территория отдельных резервуаров или резервуарных парков внутри обвалований должна устраиваться с соответствующими уклонами в сторону отводных трубопроводов и канализационных устройств. При промывке резервуаров во время их зачистки внутрь обвалований зачастую попадает большое количество воды, что может служить причиной подмыва подушек под резервуарами.

Правильная эксплуатация резервуаров предусматривает регулярные периодические осмотры

Задачей таких постоянных осмотров является своевременное выявление всех неисправностей (появление течи в швах корпусов или из-под днища резервуара, перекос резервуаров и т. п.. При осмотрах особое внимание уделяется сварным вертикальным швам нижних поясов, швам, расположенным на сопряжении нижнего пояса с днищем (в частности, швам уторного уголка при его наличии).

При обнаружении трещин в швах или в основном металле необходимо принять меры к сохранению нефтепродуктов – резервуар должен быть срочно опорожнен и поставлен на ремонт.

Под строгим контролем должны находиться лестницы и площадки резервуаров. Их, так же, как и крыши, надо регулярно очищать от снега и обледенения; систематически проверять исправность перил.

При замерзании арматуры резервуаров ее можно отогревать только острым водяным паром или горячей водой. Ни в коем случае нельзя допускать отогревания оборудования или корпусов резервуаров открытым пламенем или накаленными предметами. Малейшая неплотность швов и металла корпуса, крышки или днища резервуара, равно как и неполадки и неисправности оборудования резервуаров могут служить причиной потерь нефтепродуктов и изменения их качества.

Для сокращения потерь легких нефтепродуктов от испарения хорошие результаты дают окраска резервуаров в светлые цвета (белый цвет) или покрытие их алюминиевой краской.

Наполнение и опорожнение резервуаров являются наиболее ответственными операциями, которые следует выполнять с большой осторожностью и с соблюдением специальных правил.

Заполнение резервуаров производится под уровень жидкости снизу, а если к моменту наполнения резервуар оказался порожним, то его следует заполнять медленно. Перед заполнением резервуара необходимо проверить исправность дыхательного клапана. Если по неисправности или по другим причинам дыхательный клапан окажется закрытым, то наполнение резервуара производить нельзя до устранения неисправности клапана. Скорость (производительность) заполнения и опорожнения резервуара должна строго соответствовать пропускной способности клапана.

Уровень продукта контролируют путем замера лентой или по показаниям поплавковых показателей уровня.

Разрешение на перекачку, связанную с наполнением или опорожнением резервуаров, дается только после проверки правильности открытия и закрытия соответствующих задвижек, необходимых для данной операции. Действующий резервуар должен выводиться из перекачки только после того, как полностью будет открыта задвижка для ввода нового резервуара. Заполнение любых резервуаров должно проводиться до заранее обусловленного уровня

Для каждого резервуарного парка следует разрабатывать технологическую карту с указанием максимально возможного уровня нефти или нефтепродуктов, максимальной температуры подогрева и других эксплуатационных показателей.

При зачистке резервуаров перед ремонтами проводятся следующие работы:

· освобождение резервуара от нефтепродуктов;

· длительная пропарка и проветривание резервуара с целью его дегазации;

· промывка внутренней поверхности крыши, корпуса и днища резервуара;

· удаление твердых отложений, могущих оказаться в резервуаре;

· протирка насухо стенок крыши и днища резервуаров.

Работы по зачистке резервуаров опасны и требуют соблюдения специальных мер по технике безопасности и противопожарной безопасности. После того как основная часть нефти слита, остатки нефтепродуктов «поднимаются на воду» и сливаются в подготовленные заранее емкости.

Перед спуском из резервуара остатков в нем открывают люки и лазы, от резервуара отсоединяют трубопроводы и на приемо-раздаточный патрубок так же, как и на отсоединенные трубопроводы, устанавливают металлические заглушки на прокладках.

Специальные мероприятия по безопасности должны применяться при зачистке резервуаров из-под сернистых нефтей или нефтепродуктов. Такие резервуары еще перед вскрытием для зачистки подвергают пропариванию в течение 4¸5 суток. Помимо обычных твердых отложений в таких резервуарах образуются пирофорные отложения, состоящие в основном из сернистого железа и способные к самовозгоранию при невысоких температурах.

Ремонтные работы после зачистки резервуаров допускаются только после анализа воздуха и отсутствия внутри резервуаров взрыво- и пожароопасных смесей паров нефтепродуктов с воздухом. К ремонтным работам можно приступать после получения разрешения руководства и после уведомления местной пожарной охраны.

Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения приходится на резервуары. Выделяют две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.

Согласно «Нормам естественной убыли...» под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.

Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил.

Наибольшие потери нефти от испарения отмечаются в резервуарах со стационарной крышей. Величина их обычно составляет около 0,14% хранимого объема, но в ряде случаев может увеличиваться в 1,5 раза. При движении нефти по трубопроводам такой газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а попадая в резервуар, теряется в атмосферу через дыхательную арматуру.

Одним из существующих средств сокращения потерь является окраска наружной поверхности резервуаров светоотражающими красками.

Диски-отражатели могут применяться в металлических наземных и заглубленных резервуарах. Механизм сокращения потерь состоит в том, что диск-отражатель, подвешенный под монтажным патрубком дыхательного клапана, не дает струе входящего в резервуар воздуха свободно распространяться вглубь газового пространства, изменяет ее направление с вертикального на почти горизонтальное. Поэтому перемешивание паровоздушной смеси в основном происходит в слоях, примыкающих к кровле резервуара. Наиболее насыщенные слои газового пространства, расположенные у поверхности продукта, почти не участвуют в процессе конвективного перемешивания.

Вертикальные стальные резервуары с понтоном (РВСП) отличаются от РВС тем, что имеют понтоны, плавающие на поверхности нефти и предназначенные для уменьшения испаре­ния жидкости.

Понтоны бывают металлические и синтетические. Они пере­мещаются вместе с нефтью вверх или вниз в зависимости от того, заполняется или опорожняется резервуар. Металлические понто­ны имеют уплотняющие манжеты, прилегающие к внутренней по­верхности резервуара, перемещение понтона происходит по на­правляющим трубам. Синтетические понтоны состоят из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки, и коврового по­крытия из синтетической пленки.

Вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей (РВСПК) не имеют стационарной крыши. Крышу резервуара заменяет полый диск-короб, плавающий на поверхности нефти и опускающийся вместе с ней при опорожнении резервуара и под­нимающийся вверх при заполнении резервуара. Диаметр плаваю­щей крыши меньше внутреннего диаметра резервуара, а кольце­вое пространство между диском-коробом и внутренней поверхно­стью резервуара уплотнено специальными манжетами. В нижнем положении крыша резервуара ложится на специальные стойки, расположенные равномерно по окружности резервуара. Плаваю­щая крыша имеет уклон от периферии к центру для сбора и удале­ния дождевой воды.

Для нормальной эксплуатации резервуара плавающая крыша оборудуется дренажным и направляющим противоповоротным устройствами, катучей лестницей, опорными стойками, уплотнителем и другими устройствами.

Дренажное устройство является одним из основных конструктивных узлов резервуаров с плавающей крышей и предназначено для отвода в канализацию дождевых и талых вод с поверхности крыши. В центре плавающей крыши устанавливается ливнеприёмник, к которому присоединена дренажная система.

Водоотводящий коллектор монтируется на стойках, привариваемых к днищу резервуара, и заканчивается патрубком с запорной задвижкой. При эксплуатации резервуара задвижка должна быть закрыта. Она открывается только при выпадении осадков.

Дренажные системы бывают трех типов конструкций: гибкие, выполненные из прочного толстостенного рукава, изготовленного на основе синтетического каучука; жесткие, состоящие из стальных труб, соединенных между собой сальниковыми шарнирами; комбинированные, изготовленные из стальных труб с гибкими сочленениями. Водоспуски гибкой конструкции очень удобны для монтажа, но недолговечны при эксплуатации.

В местах прохода стойки через понтонные короба устанавливаются направляющие ролики, ограничивающие минимум смещения крыши, и резиновые уплотнения – для герметизации оставшегося зазора между стойкой и патрубком крыши. Доступ на плавающую крышу осуществляется с наружной стороны резервуара через шахтную лестницу, переход и катучую лестницу. Верхний конец катучей лестницы шарнирно опирается на площадку, закрепленную на стенке резервуара. Нижний конец, снабженный катком, по мере подъема или опускания плавающей крыши передвигается по рельсовому пути, уложенному на опорной ферме, прикрепленной к настилу плавающей крыши.

Между плавающей крышей и стенкой резервуара всегда остается зазор – кольцевое пространство, которое у резервуаров диаметром до 61 м обычно не должно превышать 200 мм, а у резервуаров большего диаметра – 300 мм. Уплотнение кольцевого пространства между стенкой и крышей резервуара осуществляется затвором, являющимся одним из основных узлов конструкции плавающей крыши.

При изучении данной темы необходимо знать как организуется техническое обслуживание и ремонт резервуаров па НПС, их виды. Уметь составить график ТОР оборудования

При изучении данной темы необходимо знать перечень техниче­ской док

Осмотр и техническое обслуживание резер­вуаров должны проводиться в соответствии с картами техни­ческого обслуживания.

При осмотре РВС необходимо обратить внимание на сле­дующее: утечки нефти; образование трещин по сварным швам и основному металлу; появление хлопунов и вмятин; неравномерную осадку резервуара.

В резервуарах со стационарной крышей (без понтона) не­обходимо контролировать избыточное давление, его соответ­ствие установленному.

Визуальный осмотр поверхности понтона требуется прово­дить в верхнем его положении через световой люк. При ос­мотре необходимо проверить наличие или отсутствие отпотин или нефти на ковре понтона и в открытых коробах, состоя­ние затвора.

Плавающую крышу следует осматривать с верхней коль­цевой площадки. При осмотре необходимо проверить поло­жение плавающей крыши, ее горизонтальность, отсутствие нефти в центральной части плавающей крыши, зимой — на­личие снега на плавающей крыше, состояние защитных щит­ков кольцевого уплотняющего затвора, положение задвижки системы водоспуска.

При техническом обслуживании резервуара с плавающей крышей следует проверить состояние катучей лестницы, по­гружение плавающей крыши, отсутствие нефти в коробах и в отсеках между ними, техническое состояние затвора и его элементов, ливнеприемника.

На железобетонных резервуарах (ЖБР) с водонаполненным покрытием в условиях положительной температуры уро­вень водяного экрана должен постоянно поддерживаться на проектной отметке. На ЖБР с земляной насыпью на кровле поверхность должна быть спланирована.

При появлении нефти в дренажном и шахтном колодцах, камере управления, а также при выходе ее на поверхность обсыпки резервуара или территорию резервуарного парка резервуар должен быть опорожнен для выявления и устране­ния имеющихся неисправностей.

Текущий ремонт проводится в плановом порядке без очи­стки резервуара по заранее разработанному графику.

При текущем ремонте РВС выполняются следующие ра­боты:

ремонт кровли; верхних поясов стенки; ремонт сифонных кранов;

набивка сальников задвижек; ремонт отмостки; ремонт заземления;

ремонт прочего оборудования, расположенного с внешней стороны резервуара, который может быть выполнен без вы­вода резервуара из эксплуатации.

При текущем ремонте ЖБР выполняются следующие виды работ: ремонт кровли резервуара, а также защита бетона путем пропитки его или покраски различными составами; на­бивка сальников задвижек; ремонт заземления; замена кассет на огневых предохранителях.

Вопросы для самоконтроля

1. Организация технического обслуживания резервуаров

2. Техническое обслуживание ж/б резервуаров

3. Техническое обслуживание резервуаров с плавающей крышей

4. Текущий ремонт резервуаров

5 Эксплуатация резервуарного оборудования.

6. Виды потерь углеводородного сырья

7. Потери от испарения и мероприятия по борьбе с ними.

8.Особенности эксплуатации резервуаров для хранения высокосернистых нефтей.

9.Эксплуатация резервуаров с плавающей крышей

Задания на контрольную работу.

Общие указания

Контрольная работа является одним из источников проверки знаний студентов - заочни­ков, которые самостоятельно изучают материал.

К выполнению контрольной работы приступают после изучения теоретического материа­ла.

Контрольная работа выполняется в отдельной тетради. На обложке контрольной работы указываются: название МДК,раздел,темы, фамилия, имя, отчество, шифр и адрес студента и но­мер группы.

Контрольная работа предоставляется в колледж в установленный срок. При выполнении контрольной работы должны быть выполнены следующие требования:

1. Писать нужно четким почерком, без грамма­тических ошибок. Между строчками должны быть достаточные интервалы, четко выде­лены абзацы, а на страницах оставлены поля шириной 30 миллиметров для замечаний преподавателя.

2.Нужно переписать в тетрадь условие задачи. Решение необходимо сопровождать пояс­нениями, определениями физических величин, понятий, терминов. Если при решении задачи вводятся справочные данные, необходимо обосновывать их выбор: почему вы­брана именно эта величина и ссылка на литературу. При решении задач необходимо сле­дить за единицами измерения величин.

3.Необходимо соблюдать единую терминологию и обозначения в соответствии с дейст­вующими ГОСТами.

В конце контрольной работы дается перечень использованной литературы.

Для рецензии преподавателя оставляется 1-2чистых листа.

Получив прорецензированную контрольную работу, студент должен исправить все ошибки.

Если работа выполнена неудовлетворительно («Не зачтено»), то студент выполняет ее вторично (тот же вариант или новый по указанию преподавателя). Замечания преподава­теля стирать нельзя.

Если студент выполнил не свой вариант, то работа возвращается без проверки.

При выполнении контрольной работы необходимо использовать современные достижения в области транспорта нефти. Контрольные работы выполняются по десятивариантной системе. Номер варианта определяется по последней цифре шифра студента. Для успешного выполненияконтрольной работы учащийся должен сначала изучить теоретический материал, ответить на вопросы для самопроверки и только после этого приступить к выполнению контрольной работы. Контрольная работа состоит из теоретической части и решения задачи.

После получения проверенной преподавателем работы, если есть замечания, следует в этой же тетради выполнить работу над ошибка­ми. Если работа не зачтена, она дополняется и. отправляется повторно на проверку.

Если студент выполнил не свой вариант, то работа возвращается без проверки.

Контрольная работа предъявляется при сдаче экзамена.

 

Вопросы к контрольной работе.

Вариант № 1.

1.Типы НПС и их расположение на трассе МН.

2. Техническая характеристика и устройство подпорных насосов типов HMП, НДвН, НДсН, особенности конструкции подпорных насосов типа «Вортингтон»

3. Вспомогательные системы насосов и насосных станций: системы смазки, уплотнения, охлаждения, вентиляции, система откачки утечек нефти и нефтепродуктов

4.Оборудование вертикальных стальных резервуаров (РВС).

Вариант №2.

1. Назначение НПС. Требования к размещению оборудования НПС.

2. Требования к насосамдля магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

3. Характеристика приводов центробежных насосов.

4. Виды уплотнений насосов.

 

Вариант.№3.

1. Основные и вспомогательные объекты НПС, их характеристика.

2. Сравнительная технико-экономическая характеристика насосов различных типов.

3. Перерасчет характеристикинасосов с воды навязкую жидкость.

4.Оборудование вспомогательных систем насосных станций:во­доснабжение, канализация, теплоснабжение, электроснабжение, пожа­ротушение.

 

Вариант № 4.

1. Учет нефти и нефтепродуктов на НПС и нефтебазах.

2. Основные неисправности в работе насоса, их причины, способы их устранения.

3. Назначение, характеристика и виды АЗС. Технологические схемы АЗС.

4. Схемы систем смазки и охлаждения насосных агрегатов НПС.

 

Вариант № 5.

1.Регулирование режимов работы центробежных насосов.

2. Определение объема резервуарного парка.

3.Эксплуатация насосов нефтебаз.

4.Требования к прокладке технологических трубопроводов и их эксплуатация.

Вариант № 6.

1. Виды транспорта нефти и нефтепродуктов.Их преимущества и недостатки.2. Классификация резервуаров, применяемых для хранения нефти и нефтепродуктов на нефтебазах.

3. Способы перекачки нефти и нефтепродуктов по магистрально­му нефтепроводу.

4. Подготовка к пуску насоса. Пуск и остановка насоса.

 

Вариант № 7.

1. Требования к генеральным планам НПС, нефтебаз и АЗС.

2. Оборудование резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов.

3. Установки автоматизированного слива и налива железнодорож­ных цистерн. 4. Методика подбора обвалования резервуарного парка НПС.

Вариант № 8.

1. Технологические схемы НПС. Назначение и компановка оборудования,

2. Типы топливораздаточных колонок АЗС,конструкция и оборудование.

3. Зачистка резервуаров, методы и оборудование.

4.Резервуары нефтебаз, классификация,оборудование.

Вариант № 9.

1. Организация технического обслуживания и ремонта оборудова­ния НПС.

2. Особенности конструкции насосов типа НМ.

3.Резервуары на АЗС, оборудование и эксплуатация.

4. Режим работы НПС при изменении вязкости нефти

 

Вариант № 10.

1. Определениерабочих режимов ЦБН на изотермический и «горячий» трубопровод и при последовательной перекачке

2. Характеристика торцевых уплотнений.

3. Компановка магистральной насосной станции.

4. Система маслоснабжениянасосов НПС.

 

ЗАДАЧА

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

 

Сделать гидравлический расчет участка магистрального нефтепровода про­пускной способностью - G_г млн. т в год нефти, плотностью -ρ кг/м³, кинематической вязко­стью -ν, сСт. Длина нефтепровода – L, км, разность нивелирных отметок между конечной и на­чальной точками трассы- ΔZ, м. и подобрать насосы на НПС.

Таблица вариантов для задачи

Вариантт
Gг, млн. т/год
ρ,кг/м^3
ν,ССт	9,6	9,0	12,3	13,2	14,2	3,6.	4,0	4,5	5,0	5,8
L, км
ΔZ,м