Изоляционное покрытие, как правило, многослойное и может состоять из слоев различных материалов (например, битумно-резиновые) или слоев одного материала (например, покрытие из полимерных лент, порошков или стеклоэмали, не считая грунтовки). Тип и общая толщина изоляционного покрытия зависят от коррозионной активности грунта, характеризующегося определенным значением его электросопротивления, а также от назначения трубопроводов, наличия блуждающих токов и других местных условий.
Применяют нормальный и усиленный тип изоляционных покрытии. Усиленный тип изоляционных покрытий используют всегда при прокладке трубопроводов диаметром 1020 мм и более, в солончаковых и поливных почвах, на подводных переходах и поймах рек, на переходах через железные и автомобильные дороги и в других осложненных условиях прокладки.
Выбор материала для изоляционного покрытия определяется комплексом предъявляемых к нему требований. Изоляционное покрытие не должно разрушаться в процессе укладки и засыпки трубопровода и должно надежно защищать его от коррозии в процессе эксплуатации. Поэтому оно должно быть плотным, прочным, обладать хорошей сцепляемостью с материалом трубопровода (адгезией), высокой теплоустойчивостью и морозостойкостью, высоким электросопротивлением, не содержать водорастворимых примесей, быть стойким против насыщения влагой (набухания).
Балластировка (утяжеление) подводных трубопроводов предназначена для обеспечения их устойчивого положения на дне водной преграды. Для балластировки применяют чугунные и железобетонные грузы, а также обетонирование трубопроводов. Чугунные грузы изготовляют из серого чугуна в заводских условиях. Замена чугунных грузов железобетонными приводит к экономии металла и удешевлению балластировки. Железобетонные грузы делятся по конструкции на седловидные, поясные, шарнирные и кольцевые. Изготовляют их в заводских условиях, а также на полигонах вблизи сооружаемых крупных подводных трубопроводов.
Вопросы для самоконтроля
1 Виды материалов, применяемые для изоляции газонефтепроводов
2. Основные требования, предъявляемые к изоляционным материалам
3 Виды полимерных материалов, применяемых для изоляционных покрытий. Их перспективность
4. Типы полимерных изоляционных покрытий, их послойный состав
5 Виды материалов на основе битума, применяемые для газонефтепроводов, их характеристики
7. Типы битумных покрытий, применяемых для газонефтепроводов, область их применения, послойный состав
8. Область применения лакокрасочных покрытий, особенность их нанесения
9. Виды стеклянных покрытий для труб
10. Достоинства и недостатки стеклоэмалевых покрытий. Перспективы их применения для газонефтепроводов
10 Остеклование труб, перспективы его применения
11. Принцип и назначение футерования труб
12. Признаки классификации теплоизоляционных материалов, их виды
13. Послойный состав теплоизоляционного покрытия трубопроводов бесканальной прокладки
14. Виды балластировки подводных трубопроводов
15 Типы утяжеляющих грузов для подводных трубопроводов
16 Достоинства и недостатки обетонирования трубопроводов
17 Назначение протекторов, виды материалов для протекторов
18. Виды и назначение анодных заземлений, материалы для анодных заземлений
РАЗДЕЛ 3. МЕТОДЫ РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ СТРОИТЕЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ
Тема З.1. Расчет ЛЧ МНГП
Студент должен:
| знать: методику расчетов отдельных объектов ЛЧ МНГП | уметь: производить расчеты объектов ЛЧ МНГП |
Построение гидравлической характеристики МНП.
Расчет числа ПС и расстановка их на трассе по методу В.Г. Шухова
Увеличение пропускной способности МНП.
Расчет физико-химических свойств газа.
Технологический расчет МГП.
Построение графика изменения давления в МГП.
Увеличение пропускной способности МГП.
Механический расчет МНГП.
Расчет патрона.
Практическое занятие №1
Построение гидравлической характеристики МНП.
Практическое занятие №2
Расчет физико-химических свойств газа
Практическое занятие №3
Технологический расчет МГП
Практическое занятие №4
Механический расчет нефтепровода и газопровода
Литература. [5], стр.42-47, 50-66,213-215,274-291, [59], стр.40-48, 53-63, 103-108, 114-122, 124-131, 151-159; [58], стр.29-34, 49-78, 151-154, 163-167, 197-205; [29], стр.7-16, 24-74, [41], стр.3-58, [46], стр.5-46; [60];стр.7-71, [2], стр.104-109; [57], стр.451-461
Методические указания
Целью гидравлического расчета магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода ) является определение суммарных потерь напора в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) и полного напора, необходимого для перекачки нефти (нефтепродукта) магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу), т.е. гидравлического сопротивления нефтепровода (нефтепродуктопровода)
Гидравлическое сопротивление нефтепровода (нефтепродуктопровода) Н0равно полному напору, необходимому для перекачки нефти (нефтепродукта) по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу)
Гидравлическая характеристика нефтепровода (нефтепродуктопровода) - это аналитическая или графическая зависимость полной потери напора в нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) от расхода (пропускной способности)
Число перекачивающих станций определяется из уравнения баланса напоров
no∙Hпс=i∙Lo+Δzo
где п0 - расчетное число перекачивающих станций;
Hпс - напор, развиваемый одной перекачивающей станцией, м;
i - гидравлический уклон магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м;
Lo - полная длина магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м,
Δzo - разность отметок конца и начала магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м
С необходимостью увеличения пропускной способности магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) приходится встречаться при проектировании, сооружении и эксплуатации нефтепроводов (нефтепродуктопроводов). Для выбранного диаметра и толщины стенки трубы и конкретного насосного оборудования расчетная пропускная способность магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) может оказаться ниже требуемой. Проектировщик должен решить задачу доведения пропускной способности до заданной. Магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод) сооружают и вводят в эксплуатацию очередями. Каждая последующая очередь дает определенную степень прироста пропускной способности нефтепровода (нефтепродуктопровода). Технологические режимы эксплуатации нефтепровода (нефтепродуктопровода) на каждой стадии (очереди) необходимо закладывать в проект. Наконец, открытие новых и истощение существующих месторождений, строительство новых нефтеперерабатывающих заводов предопределяет задачу увеличения пропускной способности в целом всего действующего магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) или отдельных участков трубопроводной системы.
Известны несколько методов увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода):
• укладка параллельно основной магистрали дополнительного участка нефтепровода (нефтепродуктопровода) расчетной длины - лупинга,
• укладка вставки, т.е. участка нефтепровода (нефтепродуктопровода) увеличенного диаметра,
• удвоение числа перекачивающих станций,
• комбинированный метод, т.е. удвоение числа перекачивающих станций с одновременной укладкой лупингов.
Увеличение пропускной способности путем установки дополнительных насосных агрегатов на существующих перекачивающих станциях обычно не практикуется потому, что увеличение числа параллельно работающих насосов приводит к возрастанию потери напора (вследствие увеличения скорости движения нефти), в результате чего может существенно повыситься давление, допустимое по расчетной прочности нефтепровода (нефтепродуктопровода). Кроме того, редко практикуется метод укладки вставок, так как в этом случае требуется полная остановка нефтепровода (нефтепродуктопровода) на период врезки вставки, а сменяемые трубы в дальнейшем не находят полноценного применения (как бывшие в употреблении).
Наиболее целесообразный метод увеличения пропускной способности нефтепровода (нефтепродуктопровода) выбирают исходя из особенностей данного нефтепровода (нефтепродуктопровода) и технико-экономического сравнения возможных вариантов. Однако, при любом варианте учитывают прочность данного нефтепровода (нефтепродуктопровода) и его состояние.
Все газы подразделяются на два класса: природные и искусственные.
Природные газы подразделяются на три группы:
газы добываемые из чисто газовых .месторождений; они представляют собой газ. содержащий мало тяжелых углеводородов,
газы, добываемые из конденсатных месторождений; они представляют собой смесь газа и конденсата широкой фракции, состоящей из бензина, лигроина, керосина, а иногда и солярового масла,
газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений; это нефтяные газы, представляющие смесь газа с газовым бензином и пропан - бутановой фракцией.
Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, состоит в основном из метана, содержание которого составляет 82-98%. Малое содержание тяжелых углеводородов объясняется процессом избирательной миграции углеводородного вещества через пористые породы.