4. Виды потерь напора: потери по длине и потери в местных сопротивлениях.

Полные (общие) потери напора складываются из потерь напора на трение и на преодоление разности высот трубопровода , где Н – полные потери напора в трубопроводе, м; h – потери напора на трение, м; z – разность геодезических отметок между концом и началом трубопровода, м. , где z₁ – геодезическая отметка начала трубопровода; z₂ – геодезическая отметка конца трубопровода. Потери напора на трение представляются двумя составляющими , где h_л – потери напора по длине нефтепровода; h_м – потери напора на местных сопротивлениях.

Потери напора являются функцией скорости движения нефти

, , (4.5)

где  – коэффициент гидравлического сопротивления; g – ускорение свободного падения, м/с²; l – длина трубопровода, м;  – коэффициент местного сопротивления; – скорость течения нефти, м/с; Q – объемная производительность нефтепровода, м³/с; F – площадь поперечного сечения трубопровода, м². Для линейной части нефтепровода h_м=(0,010,02)h_л, поэтому ими можно пренебречь или принять

.

Экзаменационный билет № 19

1. Изоляция сварных кольцевых стыков труб с заводской изоляцией в полевых условиях с помощью термоусаживающихся манжет.

При использовании труб с заводским покрытием основной операцией в трассовых условиях является изоляция стыков труб. Эта операция выполняется с помощью термоусаживающих лент «TEPMA» ДPЛ-Л, Райхем, Кануса. Они пред­ставляет собой двухслойную ленту (слой термоплавкого клея и слой полиэтиленовой термо- и светостабилизированной ос­новы). Благодаря термоусадке (внешнему нагреванию) такая лента плотно обжимает изолируемую поверхность, термо­плавкий клей заполняет все неровности стальной поверхно­сти, околошовную зону, переходы от стальной поверхности к полиэтиленовой изоляции труб.

Перед нанесением покрытия поверхность околошовной зоны очищают механизированным способом от продуктов коррозии, окалины, грязи, маслянистых пятен, копоти, пыли и т.д. Поверхность околошовной зоны не должна иметь острых выступов, заусенцев, задиров, прилипших капель металла, шлака, которые срубают, спиливают, зачищают. Околошовная зона и прилегающие к ней участки заводского покрытия при нанесении грунтовки и ленты должны быть сухими, без наличия влаги в виде пленки, капель, наледи и инея. Сушку и подогрев околошовной зоны проводят с помощью нагревательных устройств, обеспечивающих сохранность заводского изоляционного покрытия. Для этой цели используют, например, газовые горелки. Термоусадочная муфта (рукав) представляет собой полимерную трубу с толщиной стенки 2—3 мм со слоем клея на внутренней поверхности. Манжета выпускается диаметром на 10 % больше диаметра трубы. Изготавливают ее из ориентированного (растянутого) и облученного (радиационносшитого) ПЭ, покрытого термоплавким адгезивом. После сушки и подогрева на сварной стык наносится праймер, который состоит из эпоксидной смолы и отвердителя. Манжету надвигают на сварной стык с нахлестом на заводскую изоляцию на 75 мм, после чего, от середины 4-мя газовыми горелками ее разогревают. Пламенем горелки подогревают сначала среднюю часть муфты, держа горелку на расстоянии не ближе 15 см от муфты. При этом горелку перемещают возвратно-поступательными движениями по периметру муфты до тех пор, пока муфта не прижмется своей серединой к поверхности сварного шва. На трубе диаметром 1020 мм и более для усадки муфты применяют одновременно четыре горелки или кольцевой разъемный нагреватель. После усадки средней части муфты процесс нагрева продолжают от середины к краям. Для более ровной (без гофр) усадки муфт используют прикатывающие ролики из фторопласта.

После нагрева уменьшается в диаметре на 15-30 % и плотно охватывает сварной стык. Подклеивающий слой при этом расплавляется и растекается, образуя химическую связь с незастывшим праймером. Адгезив и праймер заполняют все неровности трубы и по мере вулканизации праймера, склеивают поверхность металла и изоляционного покрытия. Используют также термоусаживающиеся ленты, которые наносятся последовательной намоткой на подогретую до 60-80º поверхность сварного стыка с нахлестом на заводскую изоляцию на 75 мм в два слоя, затем производят ее термоусадку и наносят защитную обертку с подклеивающим слоем ПВХ или ПЭКОМ-ОБ. При температуре ниже 10 °С рулоны ленты, обертки и грунтовку перед нанесением следует выдержать не менее 48 ч в теплом помещении при температуре не ниже 15 °С.

2. Классификация и состав компрессорных станций По технологическому принципу КС делят на головные (ГКС), размещаемые обычно в непосредственной близости от месторож­дений газа, и на промежуточные, располагаемые по трассе газо­провода, в соответствии с его гидравлическим расчетом, на площадках, выбранных в процессе изысканий. На ГКС газ не только компримируют, но и подготавливают для транспорта. Для обеспечения требований, предъявляемых к транспортируемому газу, на головных станциях газопровода производят сепарацию, осушку, очистку, удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа. На промежу­точных КС обязательно производится очистка газа от механиче­ских примесей и, при необходимости, охлаждение газа.По типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС разделяют на: 1)станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газо­моторным приводом (газомотокомпрессорами); 2) станции, оборудованные центробежными нагнетателями с га­зотурбинным приводом; 3) станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродви-гателей. Комплекс компрессорной станции включает, как правило, следующие объекты, системы и сооружения: один или несколько компрессорных цехов; узлы пуска и приема очистных устройств; систему сбора, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей, извлеченных из транспортируемого газа; систему электроснабжения; систему производственно-хозяйственного и пожарного водо­снабжения; систему теплоснабжения и утилизации теплоты; систему канализации и очистные сооружения; систему молниезащиты; систему ЭХЗ объектов КС; систему связи; диспетчерский пункт (ДП) КС; административно-хозяйственные помещения; склады для хра­нения материалов, реагентов и оборудования; оборудование и средства технического обслуживания и ремонта линейной части и КС; вспомогательные объекты. Компрессорный цех включает в себя группу ГПА, установлен­ных в общем или индивидуальных зданиях (укрытиях), и следую­щие системы, установки и сооружения, обеспечивающие его фун­кционирование: узел подключения к магистральному газопроводу; технологические коммуникации с запорной арматурой; установку очистки газа; установки воздушного охлаждения газа; станцию охлаждения газа (СОГ); системы топливного, пускового и импульсного газа; систему охлаждения смазочного масла; электрические устройства цеха; систему автоматического управления и КИП; вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, по­жаротушения, отопления, контроля загазованности, пожарной и охранной сигнализации, автоматического пожаротушения, вен­тиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха и др.).