«Диагностическое обследование газораспределительной сети малых сельских поселений Елабужского района Республики Татарстан»

Статистика аварий показывает, что вышеперечисленные факторы могут стать причиной появления коррозионных язв и трещин в трубе. Кроме того, трубопровод может подвергаться механическому повреждению, такому как вмятины и гофры, оставляемые техникой, используемой при прокладке трубопровода или при вскрытии, обследовании и ремонте трубопровода после его прокладки. Такие повреждения (вмятины и гофры) ослабляют трубу и могут ускорить процесс коррозии.

Работы по отводу нефти являются весьма трудоемкими, экологически небезопасными, влекут за собой последующую очистку грунта от нефтяных загрязнений и рекультивацию прилегающей территории. Реализация технологии ремонта вырезкой, как правило, связана со значительными затратами.

Вырезка дефектов и замена участков трубопровода применяется в случае обнаружения недопустимого сужения проходного диаметра нефтепровода, невозможности обеспечения требуемой степени восстановления нефтепровода при ремонте другими методами, экономической нецелесообразности применения других методов ремонта из-за чрезмерной длины дефектного участка.

Кроме "классической" вырезки, за рубежом применяется и специальная технология вырезки дефектных участков без остановки перекачки.

Например, технология фирмы T. D. WILLIAMSON предусматривает врезку в находящийся под давлением трубопровод обводной линии, охватывающей подлежащий ремонту участок. Внутри участка, охватываемого обводной линией, с обеих сторон устанавливаются узлы перекрытия. После перекрытия трубопровода нефть движется по обводной линии, а участок между узлами перекрытия ремонтируется. По завершении ремонта перекрытие трубопровода снимается, а обводная линия демонтируется.

Недостатком такой технологии вырезки является сложность, громоздкость и высокая стоимость применяемого оборудования, а также значительный объем сварочных работ на поверхности трубы, находящейся под давлением.

Цель работы – изучить теоретические основы и провести на практике диагностическое обследование газораспределительной сети малых сельских поселений Елабужского района Республики Татарстан.

Задачи:

- рассмотреть общую характеристику;

- провести анализ существующих технологий, техники и организаций;

- провести расчеты определения местоположения дефектов магистральных трубопроводов;

- написать экономическую часть;

- рассмотреть технологическую часть;

- описать производственную и экологическую безопасность при ремонте трубопровода.

Одоризация, очистка, понижение давления газа до требуемого уровня, а также измерение расхода происходит на газораспределительной станции [2].

В качестве иллюстрации, на рисунке 1.1 показана схема компоновки узлов (блоков) промышленно выпускаемых блочно-комплектных ГРС типа БК-ГРС.

Рисунок 1.1 – БК-ГРС

1.2. Назначение и классификация ГРС

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снабжения газом от магистральных и промысловых газопроводов следующих потребителей [6]:

1. Объекты газонефтяных месторождений (на собственные нужды);

2. Объекты газокомпрессорных станций (на собственные нужды);

3. Объекты малых и средних населенных пунктов;

4. Электростанции;

5. Промышленные, коммунально-бытовые предприятия и населенные пункты.

ГРС выполняет следующие функции:

1. Очистку газа от механических примесей и от конденсата;

2. Подогрев газа;

3. Редуцирование до заданного давления и постоянное поддерживание его с определенной точностью;

4. Измерение расхода газа с многосуточной регистрацией;

5. Одоризацию газа пропорционально его расходу перед подачей потребителю.

В зависимости от производительности, исполнения, количества выходных коллекторов газораспределительные станции условно делятся на три большие группы:

1. Малой.

2. Средней.

3. Большой производительности.

К станциям малой производительности (1,0–50,0 тыс. м3/ч) относятся несколько типов AГPC, изготовленных разными заводами, все технологическое оборудование которых размещается в нескольких металлических шкафах. Из этого ряда АГРС наиболее распространены станции типа АГРС-1/3, «Энергия-1», «Энергия-3» [1].

К станциям средней производительности (50,0–160,0 тыс. м3/ч) относятся БК-ГРС, выполненные в блочно-комплектном исполнении, с одной или двумя выходными линиями к потребителям; часть технологического оборудования размещается в блок-боксах, а другая часть – на открытой площадке (узлы очистки, одоризации, подогреватели); в блок-боксе находятся регуляторное оборудование, КИПиА, система отопления блоков. Из этого ряда станций наиболее распространены БК-ГРС-I-30, БК-ГРС-II-70, БК- ГРС-I-150.

К станциям большой производительности (от 160,0 до 1000,0 тыс. м3/ч и более) относятся станции, построенные по индивидуальным проектам, как правило, это ГРС и контрольно-распределительные пункты (КРП), подающие или распределяющие газ для крупных промышленных объектов и районов [2].

1.2.1. Структурная схема ГРС

ГРС содержит (рис. 1.2.1) следующие основные блоки: технологический, управления КИПиА, источников.

Кроме того, ГРС содержит укрытия для основных блоков, дом операторов (на отдельной площадке) и вспомогательные блоки связи, электрохимической защиты, охранной сигнализации.

Основным блоком ГРС является технологический. В свою очередь, в составе этого блока имеются подблоки переключения, очистки, подогрева, редуцирования, учета количества газа и одоризации. Эти подблоки включены последовательно в порядке перечисления, кроме блока переключения.

К ГPC и размещению оборудования в ней предъявляются следующие требования:

1. В блоке переключения ГРС должны быть предусмотрены: краны с пневмоприводом на входном и выходном газопроводе; обводная линия, соединяющая входной и выходной газопроводы, оснащенная двумя кранами – первый по ходу газа – отключающий, второй для ручного регулирования при отключении станции; предохранительные клапаны с переключающими трехходовыми кранами на каждом выходном газопроводе и свечой для сброса газа; изолирующие фланцы на входном и выходном газопроводах для сохранения потенциала катодной защиты [2].

2. Блок отключения должен располагаться на расстоянии не менее 10 м от здания ГРС.

3. В блоке очистки должен быть предусмотрен автоматический слив конденсата в подземный резервуар.

4. Количество редуцирующих ниток определяется исходя из производительности ГРС, но не менее двух, причем одна из них резервная.

При производительности ГРС более 100 тыс. м3/час допускается предусмотреть дополнительную линию постоянного расхода с ручным краном или другим дросселирующим устройством с расходом, составляющим 30.40% от максимальной пропускной способности ГРС.

5. Автоматическая защита редуцирующих ниток должна осуществляться кранами с пневмоприводом или с помощью контрольных регуляторов.

Редуцирующие нитки могут выполняться:

а) по схеме защиты на кране с пневмоприводом, состоящей из крана с пневмоприводом, регулятора давления и ручного крана;

б) по схеме защиты с контрольным регулятором, состоящей из ручного крана, контрольного и рабочего регуляторов;

в) по схеме защиты с кранами с пневмоприводами, состоящей из крана с пневмоприводом, ручного крана для дросселирования и крана с пневмоприводом [2].

6. Блок измерения расхода отпускаемого потребителю газа должен соответствовать требованиям ГОСТ 8.563.1–97, ГОСТ 8.563.2–97.

7. Отбор газа на собственные нужды должен осуществляться от выходного газопровода ГРС после одоризации.

8. Следует предусмотреть виброшумопоглощающую изоляцию надземных газопроводов.

9. Скорость газа в трубах ГРС не должна превышать 25 м/с.

10. Газ, который подают потребителям в населенные пункты обязательно должен быть одорирован. Блок одоризации, как правило, устанавливается на выходе станции. Для того, чтобы одорировать газ, рекомендуется использовать этилмеркаптан. Не менее 16 г на 1000 м3 газа требуется одоранта, при температуре 20°С и давлении 101325 Па. Газ, который подается различным промышленным предприятиям и электростанциям, допускается не одорировать. Это осуществляется по согласованию с органами Государственного надзора и с потребителями.

11. При помощи специальных кранов с пневмоприводом, автоматическая защита обязана обеспечить включение в работу резервной нитки в случае недопустимого отклонения давления газа на выходе рабочей нитки. Затем, должна включиться аварийная электрическая сигнализация в операторной газораспределительной станции или, при надомном обслуживании, в доме оператора.

12. Между ГРС, потребителем и диспетчером ЛПУМГ должна быть предусмотрена связь, отвечающая нормативным требованиям.

13. Должна быть обеспечена электрохимзащита оборудования и труб от коррозии, защита ГРС от прямых ударов молнии, электростатического напряжения и электромагнитной индукции, а также предусмотрен общий контур для заземления электроустановок и технологического оборудования, отвечающий требованиям [3].

14. ГРС должна быть обеспечена средствами телемеханики, позволяющими произвести измерение давлений, температур газа на входе и выходе из станции, расхода газа по потребителям и передачу информации о состоянии катодной защиты станции и аварийных ситуациях диспетчеру ЛПУМГ.

15. ГРС должна быть обеспечена электроэнергией напряжением 380/220В по III категории надежности, наружным электроосвещением и при надомном обслуживании служебным домом или квартирами для операторов [8].

В ходе выполнения выпускной квалификационной работы проведены исследования различных методов поддержания технологического оборудования, узлов и систем в исправном работоспособном техническом состоянии. При выполнении планово-предупредительных ремонтов, капитального ремонта, модернизацией и заменой морально и физически изношенного оборудования, узлов и систем повышается надежная и безопасная эксплуатация газораспределительных станций.

Проблемы обоснования, планирования, организации и выполнения капитального ремонта газораспределительных станций играют важнейшую роль в деле обеспечения надежной и бесперебойной подачи газа потребителям. В связи с этим особое значение приобретают вопросы, связанные с техникой и технологией ремонтных работ. Доведение технического состояния газоснабжающей системы до уровня, отвечающего современным требованиям – одна из важнейших задач единой системы газоснабжения РФ.

В ходе выполнения данной работы была изучена нормативно- техническая документация в исследуемых областях газораспределительных станций и их эксплуатации.

На основании комплексного диагностического обследования ГРС «Апрель» и расчета остаточного ресурса элементов технологических трубопроводов основного назначения ГРС сделан вывод, что диагностируемые ТТОН допускаются к дальнейшей эксплуатации в составе ГРС при рабочих параметрах на срок не более 5 лет при условии выполнения мероприятий по дальнейшей эксплуатации и соблюдения установленных требований по условиям пуска и эксплуатации ГРС.

Также был произведен технологический расчет для определения прочности газопровода-отвода к ГРС «Апрель», из которого следует что при полученной расчётной толщины стенки трубопровода равной 8 мм, при продольном осевом напряжении от расчётных нагрузок и воздействий, условие прочности будет выполняться.

6. ВРД 9-1.8-022-2001 «Номенклатурный перечень газораспределительных станций магистральных газопроводов».

7. ВРД 39-1.10-026-2001 «Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов»

8. ВРД 39-1.10-069-2002 «Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов».

9. ВСН 008-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция».

10. ГОСТ 9.602-2005 «Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии».

+ еще 41 источник