Ответы сооружение. Документ Microsoft Word (2).DOCX. Билет 1 2
 Скачать 88.49 Kb.
|
|
3. Подготовка ГПА к пуску является одним из ответственных этапов в ее эксплуатации. Разрешение на подготовку ГПА к пуску сменный персонал КС получает от центральной диспетчерской службы (ЦДС) производственного предприятия, которое обязательно записывается в оперативном журнале сменного диспетчера (инженера).Перед пуском ГПА на нем необходимо выполнить ряд подготовительных работ. Объем этих работ оговаривается инструкциями по эксплуатации и зависит прежде всего от того, из какого состояния пускается агрегат. При подготовке ГПА к пуску необходимо: - провести внешний осмотр оборудования и убедиться в отсутствии посторонних предметов, особо тщательно проверить отсутствие горючих материалов, а также баллонов с кислородом или пропаном; - выполнить осмотр входного и выходного тракта ГПА (газоходов и воздуховодов), а также воздухозаборной камеры на отсутствие посторонних предметов, надежного крепления фильтров на всасе; - выполнить контрольный анализ масла и проверить его уровень в маслобаке и гидрозатворе переливного устройства; - убедиться, что температура масла в маслобаке выше 25 °С, при необходимости обеспечить его подогрев; - проверить положение опор ГПА, опор и компенсаторов трубопроводов, тяг, связей, фундаментов и дистанционных болтов, шпонок, устройств контроля температурных расширений корпусов ГПА, воздуховодов и газоходов; - проверить положения запорной арматуры в обвязке ГПА. При этом краны № 5, 3бис, 9, 10 должны быть открыты, а краны № 1, 2, 4, 6, 11, 12, 13, 14, 15 закрыты; - убедиться в готовности к действию системы загазованности, системы и средств пожаротушения; - при температуре наружного воздуха от +3 °С до -5 °С необходимо включить систему антиобледенения; - проверить наличие и оформление всей ремонтной документации; - убедиться в наличии необходимого давления топливного и пускового газа, в открытии вентилей на подачу импульсного газа к запорной арматуре; - подать оперативное напряжение на системы управления и силовое напряжение на остальные системы и устройства агрегата. Билет 7 1. Все показатели для газоперекачивающих агрегатов в соответствии с ТУ на их поставку определены для температуры окружающего воздуха +15°С и барометрического давления 760 мм рт. столба. Параметры атмосферного воздуха оказывают существенное влияние на эксплуатационные характеристики ГПА. На Рис. 2.20 показан график зависимости мощности от температуры наружного воздуха. На этом графике наглядно показаны зоны номинальной, выше номинальной и пониженной мощностей ГПА, которые характерны при изменении температуры окружающего воздуха. В эксплуатации по условиям прочности агрегата нельзя допустить повышение нагрузки ГПА при отрицательных температурах свыше 15% номинальной мощности. Загрузка ГПА обычно определяется по приведенной характеристике нагнетателя. Работа ГПА при отрицательных температурах предъявляет ряд дополнительных требований к эксплуатационному персоналу по контролю за основным и вспомогательным оборудованием. Так, на агрегатах, находящихся в резерве, необходимо включить подогрев масла, а при пуске их обязательно пользоваться байпасной задвижкой для постепенного прогрева масла, чтобы не допустить повышения давления в трубных досках АВО масла и не вывести их из строя. 2. Основные концептуальные требования к методике заключаются в том, что она должна: обеспечивать локализацию границ безусловно «спокойных» в коррозионном отношении зон на газопроводе и выявлять на них потенциально опасные коррозионные участки; способствовать определению мест экстремальной опасности коррозионного отказа на выявленных участках для проведения на них диагностики состояния газопровода и контроля кинетики коррозионных процессов; предусматривать выборочный приборный коррозионный контроль газопровода в базовых шурфах и дополнительный (по необходимости) контроль опасных невскрытых участков методом акустической эмиссии. Полученные при этом результаты должны позволить сделать оценку следующих показателей: состояние и остаточный ресурс изоляционного покрытия; состояние и запас мощности электрохимической защиты; коррозионное состояние, уровень защиты и остаточная скорость коррозии газопровода; гарантированный остаточный ресурс безопасности по причине коррозионного воздействия на газопроводы. 3. Под понятием "техническая эксплуатация ГПА" понимается выполнение комплекса технических и организационных мероприятий, обеспечивающих эффективное использование и длительное поддержание на высоком техническом уровне состояния газоперекачивающего и вспомогательного оборудования компрессорных станций. Это значит, что план транспорта газа при эксплуатации газоперекачивающего оборудования необходимо выполнить с минимальными расходами топливного газа и смазочного масла, отсутствием вынужденных и аварийных остановок ГПА и обеспечением номинальной загрузки агрегатов. Высокий уровень эксплуатации ГПА достигается прежде всего выполнением следующих основных положений: - точным и неукоснительным знанием и выполнением эксплуатационным персоналом КС инструкций заводов-изготовителей, "Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов" и других нормативных документов, действующих в системе ОАО "Газпром"; - соблюдением и выполнением установленных сроков проведения планово-предупредительных ремонтов (ППР) основного и вспомогательного оборудования, а также своевременным выполнением профилактических остановок компрессорных цехов; - организацией работ по повышению надежности и эффективности работы газоперекачивающего и вспомогательного оборудования, а при необходимости и выполнения работ по реконструкции и техническому перевооружению компрессорной станции; - создание условий для безопасной и безаварийной работы обслуживающего персонала. Для обеспечения нормальной эксплуатации должны быть обязательно выполнены следующие условия: - к эксплуатации ГПА должен допускаться только персонал, прошедший специальное обучение, сдавший экзамен и получивший разрешение на самостоятельную работу; Билет 8 1. Защита трубопроводов компрессорных станций от подземной коррозии должна быть комплексной, в связи с чем применяются два метода защиты: пассивный и активный.Пассивный метод защиты от коррозии предполагает создание непроницаемого барьера между металлом трубопровода и окружающим его грунтом. Это достигается нанесением на трубу специальных защитных покрытий. На территории компрессорных станций разрешается применять только усиленный тип изоляции. На предприятии "Мострансгаз" последние 3 года в качестве изоляционного покрытия применяется двухкомпонентная мастика "Фрусис-1000А" (импортного производства). Мастика наносится в трассовых условиях и предназначена для антикоррозионной защиты горячих участков подземных коммуникаций КС. Толщина наносимого покрытия 2,5-3,0 мм. Эксплуатационная температура до 80 °С. Мастика может с успехом применяться как на прямолинейных участках газопроводов, так и на участках сложной конфигурации (запорная арматура, фланцы, отводы и т.д.). Для защиты зданий и сооружений компрессорной станции и линейной части газопроводов от прямых ударов молнии, которая может вызвать пожар, взрыв и поражение людей, применяется молниезащита. Молниезащита выполняется в соответствии с "Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений" ( ) в зависимости от категорийности объекта по ( ). I категория - это здания и сооружения зон класса B-I и B-II. II категория - это здания и сооружения зон плана B-Ia, B-Iб, B-Iг, B-IIa. Ill категория - все остальные. В соответствии с этим объекты транспорта газа относятся к II и III категориям. Молниезащита объектов КС и газопроводов по II категории выполняется в виде отдельно стоящих молниеотводов, наложением металлической сетки на неметаллическую кровлю или использованием в качестве молниеприемника металлической кровли здания. Для отвода молнии в землю применяется заземлитель в виде одного или нескольких металлических уголков или арматуры, толщиной не менее 10 мм, забитых на глубину 1,5 -2,5 м в зависимости от удельного сопротивления грунта. 2. Одним из основных направлений технической диагностики ГПА является метод параметрической диагностики, как наиболее перспективный и имеющий значительный опыт использования в авиационной и других отраслях промышленности. Основой метода параметрической диагностики является определение изменения параметров технического состояния агрегата или его отдельных элементов по изменению его технологических и топливоэнергетических показателей - мощности, производительности, КПД привода и нагнетателя в процессе эксплуатации.Об изменении технического состояния агрегата или его отдельных элементов судят по изменению характеристик их рабочих режимов. Само изменение обычно оценивается сравнением характеристик, построенных для данного момента, и времени, принятого за исходное. В качестве исходного может быть принято время проведения стендовых, сдаточных или других видов испытаний агрегата. Неизменность характеристик агрегата будет говорить о его нормальном состоянии; "расслоение" характеристик будет свидетельствовать об изменениях, происходящих в ГПА. 3. Внутритрубная дефектоскопия магистральных трубопроводов эффективно обнаруживает проблемы за счет прогона по системе специальных устройств. Они называются внутритрубные дефектоскопы. Внутри устройств установлены приборы, определяющие особенности конфигурации поперечного сечения, вмятины, коррозию, утончения. Также существуют механизмы, разработанные для решения конкретных задач. Например, это оборудование с фото и видеокамерами, инспектирующее внутреннюю часть магистрали и определяющее степень кривизны, профиль конструкции, наличие трещин. Аппараты передвигаются по системе за счет транспортируемого потока или электромеханических приводов. Внутри установлены датчики, которые накапливают и сохраняют информацию.Преимущества исследования неоспоримы. Метод не требует использования устройств, ведущих систематический контроль. При такой диагностике можно регулярно отслеживать деформационные изменения по всему участку магистрали, при этом с высокой скоростью. Это позволяет своевременно установить участок, несущий аварийную угрозу для системы в целом, и быстро ликвидировать дефекты. С помощью дефектоскопии такого типа можно выявить разные дефекты, например: Вмятины, сколы и другие геометрические несоответствия. Для этого стен трубы касается электронно-механический щуп. Прибор преобразует электрический сигнал и фиксирует полученные сведения. Истончение металла, из-за которого толщина стенки трассы уменьшена. Это коррозии, трещины. Поперечные и продольные дефекты. Билет 9 Водоснабжение КС осуществляется от артезианских скважин, пробуренных на расстоянии 300-400 метров от забора промплощадки КС. Глубина скважин обычно 70-150 метров. Скважины оборудуются насосами типа ЭЦВ или их аналогами производительностью 6-40 м/сут в зависимости от дебита скважины. Как правило, пробуривается не менее 2 скважин: одна рабочая, другая - резервная. Часть КС получает воду от городских сетей. Вода, получаемая из артезианских скважин, в целом соответствует ГОСТ 2874-82 "Вода питьевая" за исключением повышенного содержания железа и некоторых других компонентов. Для нейтрализации железа, нитратов, органики и т.д. на КС монтируются установки подготовки воды типа "Деферрит" или "Струя". Из артезианских скважин вода по напорному трубопроводу подается в хозяйственные противопожарные емкости. Объем емкостей определяется проектом и составляет от 250 до 500 м. Рядом с емкостями строят насосную 2-го подъема, блочную типа АНПУ-25 или стационарную из кирпича (железобетона). В насосной монтируют хозяйственно-питьевые насосы и пожарные насосы. Хозяйственно-питьевые насосы работают круглосуточно, обеспечивая рабочее давление в трубопроводах в пределах 0,15-0,3 МПа, пожарные насосы включаются при пожаре для повышения давления в сети до 0,6-0,8 МПа и тушения пожара от гидрантов. 2. Техническая диагностикалинейнойчасти. Основной задачей технической диагностики лч мг является своевременное выявление изменений ее технического состояния: условий взаимодействия с окружающей средой, оценка остаточного ресурса газопровода, а также выбор наиболее эффективных способов ремонта и мероприятий для обеспечения безопасной эксплуатации и надежной работоспособности лч мг. 3. Насосные станции обеспечивают перекачку воды во многих коммунальных системах: водоснабжения и водоотведения, теплоснабжения и отопления. Состоит насосная станция из технологической и электрической части. В технологическую (механическую) часть входят насосы, задвижки, обратные клапаны, трубопроводы; в электрическую - электродвигатели, пусковые и распределительные устройства, трансформаторы и т.д. Соответственно и отказы делятся на две группы: - отказы механической части; - отказы электрической части. Из элементов электрической части в данном разделе будут рассмотрены лишь отказы электродвигателей. Насос с электродвигателем образуют насосный агрегат и в ряде изданий параметры надежности приведены для агрегатов. Продолжительности наработки насосов на отказ в значительной мере определяется износом вращающихся поверхностей, вибрацией, разбалансировкой, коррозией. Билет 10 1. По окончании строительства и в процессе эксплуатации периодически проводят очистку внутренней полости магистрального газопровода специальными очистными устройствами (ОУ). Необходимость проведения этой операции вызвана тем. что в процессе монтажа образуются участки, предварительная очистка которых невозможна технологически. При работе магистрального газопровода также происходит отложение на его стенках различных органических соединений, приводящих к нарушению расчетного режима движения газа по трубопроводу. Сложный профиль трассы газопровода, вызванный рельефом местности, образует "карманы", в которых происходит накапливание жидкости, выпадающей из газа. Увеличение расхода по газотранспортной системе ведет к массовым выбросам этой жидкости на входе КС, что может привести к выходу из строя оборудования. Существует два основных типа очистных устройств, применяющихся в зависимости от того, какую очистку внутренней полости необходимо произвести. Очистное устройство (поршень), предназначенное для очистки полости трубы от сухих загрязнений, состоит из защитного диска, корпуса, устройства для перепуска газа, щетки, уплотнительных манжет и шарнира. Поршень, предназначенный для удаления смеси воды и загрязнений, состоит из защитного диска, корпуса, уплотнительных манжет, воздушной системы уплотнительных манжет. Диаметр поршня выбирается несколько больше диаметра газопровода, длина определяется профилем трассы. Оптимальная скорость движения поршня по газопроводу составляет 5-10 км/ч. 3. Очистка полости трубопроводов выполняется промывкой или продувкой с пропуском очистных поршней или поршней-разделителей. На участке, предназначенном для очистки, сооружается узел приема и пуска очистных устройств. К входному краю приваривается устройство запуска, а к концу участка сброса воды – устройство приема. На верхней части устройства запуска поршней монтируются прямые врезки для введения промывочной воды и воздуха, на участке приема монтируются врезки для сброса воздуха и грязной воды в отстойник или на специально отведенный участок. В процессе предварительной очистки полости трубопровода проводят пропуск калибра, который оснащен низкочастотным передатчиком, обеспечивающим определение его местонахождения с поверхности земли. После приема калибра отключается подача воды или воздуха в трубопровод. При промывке трубопровода перед очистными поршнями или поршнями–разделителями необходимо залить воду, объем которой составляет 10-15 % объема полости очищаемого участка. Критерием оценки результатов промывки является выход чистой воды из трубопровода после прохождения очистных поршней. При продувке очистные поршни пропускаются по участкам трубопровода под давлением сжатого воздуха или газа, поступающего из ресивера (баллона), создаваемого на прилегающем участке. После пропуска поршней-разделителей окончательное удаление загрязнений выполняется продувкой без пропуска очистных устройств путем создания в трубопроводе скоростных потоков воздуха или газа. Билет 11 Электроснабжение электроприводной КС с электродвигателями СТД-12500-2 осуществляется от ПС 220-500 кВ (1) внешних электросетей.При КС строится подстанция 220/10/10 кВ и от нее запитывается ЗРУ-10 кВ КС. Для уменьшения токов короткого замыкания трансформаторы 220/10/10 кВ выполняются с расщепленной обмоткой. ЗРУ-10 кВ состоит из 4 секций и 2 подсекций. От основных 4 секций запитываются синхронные электродвигатели СТД-12500-2 для привода ГПА. От подсекций запитываются трансформаторы 10/0,4 кВ цеха и АВО газа, другие потребители. Для уменьшения снижения напряжения 10 кВ при пуске ГПА предусматриваются шиносоединительные выключатели. Они включаются только на время пуска и затем отключаются. Для этой же цели - уменьшения снижения напряжения при пуске - служат реакторы в цепи синхронного электродвигателя и на подсекции.Резервные аварийные электростанцииВ качестве аварийных резервных источников для газотурбинных КС применяются дизельные электростанции типа AC-804 (KAC-500) мощностью 500-630 кВт или газотурбинные электростанции типа "Растон" производства Англии мощностью 2700 кВт. Электростанции автоматизированы по III степени, что позволяет им автоматически включаться при полном исчезновении напряжения и отключаться при его появлении на любой из секций 0,4 кВ. Электростанции устанавливаются в помещениях КС рядом с главным щитом 0,4 кВ или в блок-боксе. На ГЩУ от электростанций выводятся 3 сигнала: Резерв, Работа, Авария. Сменный персонал обязан контролировать состояние резервных аварийных электростанций: наличие необходимого давления воздуха, подзаряда аккумуляторных батарей, масла, охлаждающей жидкости и топлива, а также наличие подогрева в зимних условиях и т.д. Необходимо иметь всегда аварийный запас топлива на 4-5 ч работы.Система питания постоянным током автоматики и аварийных насосов смазки ГПА, автоматики ЗРУ-10 кВ, аварийного освещенияДля питания постоянным током автоматики и аварийных насосов смазки ГПА, автоматики ЗРУ-10 кВ и аварийного освещения на КС устанавливают аккумуляторные батареи кислотного типа С, СК, СН и щелочного типа НК, "Варта". Как правило, устанавливают кислотные аккумуляторы как более долговечные и требующие меньше места для размещения. Для питания автоматики ГПА используется напряжение = 24 В. Для питания системы управления кранов "Вега", аварийных насосов смазки и аварийного освещения используется постоянное напряжение равное 220 В. Аккумуляторные батареи устанавливаются в специально отведенных помещениях, оборудованных приточно-вытяжной вентиляцией. Для подзаряда аккумуляторов устанавливают 2 полупроводниковых выпрямителя: рабочий и резервный. Аккумуляторная батарея напряжением 220 В оснащается выпрямителями типа ВАЗП-260/380-80/40, аккумуляторная батарея напряжением 24 В оснащается выпрямителями типа ВУТ-31/60-260. В цехах импортной поставки газопровода Уренгой - Ужгород установлены щелочные аккумуляторные батареи типа "Варта" (Германия) напряжением 110 В. |