Ремонтно-техническое обслуживание АВО газа. Курсовой. Курсовой проект ремонтнотехническое обслуживание аппаратов воздушного охлаждения газа
 Скачать 117.53 Kb.
|
Общая частьХарактеристика компрессорной станцииВынгаяхинский газовый промысел – самый современный и уникальный не только в «Газпром добыча Ноябрьск», но и в «Газпроме» в целом. Рациональное использование и расположение объектов инфраструктуры, передовая система газосбора по межпромысловому газопроводу с двух месторождений на одну установку комплексной подготовки газа, обслуживание двух месторождений одной ДКС – вот его особенности. Низкая себестоимость добычи газа – одно из главных преимуществ деятельности - позволяет Обществу выступать в роли генерального оператора при оказании услуг по добыче и подготовке газа и конденсата для независимых недропользователей. Предприятие работает на территории Свердловской и Тюменской областей, Ямало-Ненецкого автономного округа, в Пуровском районе. ООО «Газпром добыча Ноябрьск» занимает третье место в ПАО «Газпром» по объемам добычи природного газа. За эти годы приобретен бесценный опыт освоения газовых месторождений в экстремальных условиях, построены тысячи квадратных метров жилья и десятки объектов социально-бытового назначения, созданы тысячи рабочих мест. Сегодня на предприятии трудится прекрасный коллектив, который отличает высокий интеллектуальный потенциал, глубокое знание проблем и профессиональное мастерство. Вынгаяхинский газовый промысел в своем роде уникальный. Это комплекс, состоящий из двух газовых месторождений — Вынгаяхинского (запасы газа — 122,5 миллиарда кубометров) и Еты-Пуровского (315,2 миллиарда кубометров), расположенных в 40 километрах друг от друга. Оба месторождения обслуживаются одной установкой комплексной подготовки газа, которая находится на Вынгаяхинском месторождении. Ранее в практике «Газпрома» не было опыта создания единого комплекса подготовки газа сразу двух месторождений, когда к меньшему по мощности газовому месторождению присоединили более мощное. Рациональное использование и расположение объектов инфраструктуры позволило сэкономить серьезные денежные средства, сконцентрировать мощности по подготовке газа в одном месте, обслуживать два месторождения меньшей численностью персонала. На Еты-Пуровском газовом месторождении происходит только предварительная подготовка газа. Далее газ, очищенный от капельной жидкости, по межпромысловому газопроводу подается на Вынгаяхинское месторождение. Суммарная годовая добыча газа с двух месторождений составляет более 13 млрд м куб. В состав ОПО участок комплексной подготовки газа Вынгаяхинского газового месторождения (ВЯГМ) входят следующие объекты: − установка комплексной подготовки газа (УКПГ); − дожимная компрессорная станция (ДКС); − газопровод внешнего транспорта (трубопровод газа очищеного ГО-3.1). Технологические объекты обустройства месторождения предназначены для добычи, сбора, комплексной подготовки и транспорта газа сеноманской залежи. Газ месторождений не содержит вредных примесей, содержание тяжёлых углеводородов до 0,3 г/м3, поэтому для подготовки к транспорту в соответствии с СТО 089-2010 необходима очистка его от механических примесей и воды до точки росы по воде минус 20 °С в период с 01.10 по 30.04; минус 14 °С в период с 01.05 по 30.09 при абсолютном давлении 3,92 МПа. 1.1 Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) производительностью по газу 21,6 млрд. м3/год предназначена для подготовки к транспорту газа сеноманских залежей Вынгаяхинского и Етыпуровского месторождений. На УКПГ осуществляется осушка газа методом абсорбции. В качестве абсорбента принят триэтиленгликоль (ТЭГ) концентрации 98,6 % массовых. Насыщенный триэтиленгликоль (НТЭГ) с концентрацией 95,6 % подаётся на установку атмосферной регенерации. Подготовленный газ через пункт коммерческого учёта газа по газопроводу диаметром 1020 мм подается в систему магистральных газопроводов «Уренгой-Сургут-Челябинск». Давление осушенного газа на выходе из ДКС составляет: в летний период – 7,15 МПа; в зимний период – 6,85 МПа. Для комплексной подготовки газа к транспорту в составе УКПГ предусмотрены следующие технологические сооружения и установки: − цех входа и сепарации газа, включающий установки переключающей арматуры и сепарации газа; − цех осушки газа и регенерации ТЭГа, включающий установки осушки газа, установку регенерации ТЭГа и установку подготовки газа на собственные нужды; − пункт измерения расхода газа; − узел приёма и подачи реагентов, в состав которого входят: резервуары для хранения метанола; резервуары для хранения конденсата; аппараты для хранения ТЭГа; насосная реагентов; резервуар для дренажа метанола; подземные ёмкости для слива метанола и ТЭГа; стояки наливные для конденсата и метанола; − компрессорная станция сжатого воздуха; − дренажные ёмкости; − свеча рассеивания; − внутриплощадочные технологические трубопроводы. 1.2 Площадка ДКС ДКС предназначена для поддержания давления транспорта газа и расчётной производительности абсорберов цеха осушки газа при снижении давления на входе в УКПГ ниже минимально необходимого. На ДКС производятся следующие технологические процессы: − сепарация компримируемого газа; − сжатие (компримирование) газа на газоперекачивающих агрегатах; − охлаждения скомпримированного газа; − подогрев, редуцирование и подача топливного газа на ГПА; − подготовка, осушка и подача импульсного газа к кранам ДКС; − очистка и подача масла к газоперекачивающим агрегатам. В составе ДКС предусмотрены следующие технологические сооружения и установки: − цех сепарации газа; − установка охлаждения газа; − установка подготовки топливного и импульсного газа (УПТИГ), включающая: цех подготовки топливного импульсного газа, подогреватели технологического газа, ёмкость дренажную; − установка масляного хозяйства, включающая: насосную масел, площадку ёмкостей масла, дренажную ёмкость; − дренажные ёмкости; − свечи продувочные; − внутриплощадочные технологические трубопроводы. Топливный газ подается на УПТИГ из трёх источников: − из газопровода осушенного газа УКПГ; − из газопровода после установки сепарации газа ДКС; − из газопровода после ГПА. Основным источником газоснабжения является газопровод осушенного газа. 1.3 Трубопровод газа очищеного ГО-3.1, газопровод внешнего транспорта Газопровод внешнего транспорта 1020 мм рассчитан на полное развитие Вынгаяхинского и Етыпуровского газового промыслов и предназначен для подачи природного газа в объёме 21,6 млрд.м3/год от УКПГ Вынгаяхинского месторождения до точки врезки в районе 284 км в магистральный газопровод «Уренгой-Сургут-Челябинск». В связи с передачей ООО «Газпром трансгаз Сургут» в аренду газопровода внешнего транспорта, трасса газопровода от ПК 3+17 до точки подключения в магистральный газопровод обслуживается ООО «Газпром трансгаз Сургут». В настоящий технологический регламент включён участок газопровода от УКПГ Вынгаяхинского газового месторождения до охранного крана Кр1 на узле запуска очистного устройства (ПК 3+17). Этот участок газопровода ГО 3.1 входит в зону обслуживания ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Место нахождения филиала: Тюменская область, Пуровский район, близ.п. Ханымей В состав ДКС входят следующие службы и группы: - руководство и аппарат при руководстве; - диспетчерская служба (ДС); - газокомпрессорная служба (ГКС); - линейно-эксплуатационная служба (ЛЭС); - служба по эксплуатации газораспределительных станций (ЭГРС); - служба КИПиА, телемеханики, эксплуатации АСУ ТП и метрологии (КИПиА, ТМ, ЭАСУ ТП и М); - служба энерготепловодоснабжения (ЭТВС); - служба защиты от коррозии (ЗоК); - химическая лаборатория; - жилищно-коммунальное хозяйство (ЖКХ); - учетно-контрольная группа (УКГ); - участок по текущему ремонту зданий и сооружений; - спортивный комплекс; здравпункт; Компрессорные станции Вынгаяхинского ГПУ предназначены для компримирования газа. Технологическая схема КС предусматривает компримирование газа до давления, обеспечивающего технологический процесс. Компримирование газа осуществляется одним или двумя последовательно или параллельно включенными газоперекачивающими агрегатами в зависимости от режима работы газотранспортной системы, а также давления на входе КС. Компрессорная станция - неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КЦ. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КЦ определяется режим работы газопровода. Наличие КЦ позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода. В проекте рассматривается компрессорный цех №2 6 (шесть) стационарно установленных электроприводных агрегатов типа СТД-12500 с центробежными нагнетателями природного газа Н-370-18-2. Основное технологическое оборудование КС - компрессорные агрегаты, пылеуловители, и аппараты воздушного охлаждения газа. КЦ-2 газопровод «Уренгой-Петровск». Здание КЦ-2 двухэтажное , 3 степени огнестойкости. Каркас здания металлический, стеновые перегородки выполнены из алюминиевых панелей, заполнены керамзитобетоном, в качестве утеплителя использована минеральная вата. Перекрытия из стального профиля без утеплителя . В машинных залах установлено 6 электроприводных агрегатов типа СТД-12500 с центробежными нагнетателями природного газа Н-370-18-2 . Галерея нагнетателей отделена от помещения машинного зала противопожарной газонепроницаемой стеной . Галерея нагнетателей с центробежными нагнетателями Н-370-18-2. 1.2 Технологические процессы на компрессорной станции На компрессорных станциях осуществляются следующие технологические процессы: 1) Управление режимом работы газопровода, посредством корректировки режима работы компрессорного цеха. 2) Очистка перемещаемого газа от жидкости и различных механических примесей. 3) Контроль технологических параметров. 4) Измерение технологических параметров. 5) Сжатие транспортируемого газа в поршневых машинах или в центробежных нагнетателях. 6) Охлаждение газа после сжатия. В комплекс КС входят, как правило, следующие производственные объекты, системы и сооружения: - один или несколько КЦ; - АСУ ТП и система телемеханики; - система приема, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей, извлеченных из транспортируемого газа; - система электроснабжения; - система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения; - система маслоснабжения; - система ЭХЗ; - система связи; - система канализации и очистные сооружения; - административно-хозяйственные здания и сооружения; - склады для хранения материалов, реагентов и оборудования; В состав КЦ входят, как правило, следующие установки, системы и сооружения: - группа ГПА; - узел подключения к МГ; - входной и выходной шлейфы с границей по кранам № 7 и № 8 в соответствии с приложением Д на узле подключения к МГ; - установка очистки газа с системой сбора, хранения и утилизации жидких и твердых отходов; - установка воздушного охлаждения газа; - установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа; - технологические (в том числе и межцеховые) коммуникации с ТПА; - система электроснабжения КЦ; - автоматизированная система управления технологическими процессами; - вспомогательные системы и устройств Оборудование, системы и установки КЦ эксплуатируют в соответствии с инструкциями по эксплуатации, настоящим стандартом и другой НД. Компрессорная станция состоит из следующих основных устройств и элементов: главный щит управления, узел подключения компрессорной станции к газопроводу, запорная арматура, установка приема и запуска очистного поршня, ремонтные и эксплуатационные помещения, газовые коммуникации, склад для оборудования и расходных материалов, газоперекачивающие агрегаты, система канализации, система водоснабжения, установки охлаждения, система связи, система автоматического управления, система электроснабжения, а также системы подготовки, хранения, раздачи горюче-смазочных материалов и системы пускового, топливного, импульсного газа и газа для собственных нужд. Газ из магистрального газопровода поступает в блок пылеулавливателей через открытый кран. Затем, после очистки от твердых примесей и жидкости газ компримируется в газоперекачивающих агрегатах. После этого газ проходит через аппарат воздушного охлаждения и через обратный клапан поступает в газопровод. Дожимные компрессорные станции монтируются на подземных хранилищах газа. Основная функция дожимной компрессорной станции заключается в подаче газа в подземное хранилище от магистрального газопровода, а также в отборе газа из подземного хранилища (как правило в зимний период) с целью его дальнейшей транспортировки к потребителям по магистральному газопроводу. Дожимная компрессорная станция также сооружаются на самом газовом месторождении, при условии падения пластового давления ниже, чем в магистральном газопроводе. Главными отличиями дожимной компрессорной станции от линейной является высокая степень сжатия и улучшенная подготовка технологического газа (при помощи пылеулавливателей, осушителей и сепараторов), который поступает из подземного хранилища. Технологическая обвязка компрессорного цеха на газовом месторождении выполняют операции по транзитному перемещению газа по магистральным газопроводам (минуя компрессорную станцию, приему на компрессорную станцию газа, подачи газа в газопровод, очистке газа от различных примесей, распределению потоков газа для регулирования загрузки газоперекачивающих агрегатов и его сжатия, охлаждению газа, вывода компрессорного цеха на станционное кольцо при остановке и пуске. 1.2 Система охлаждения технологического газа на компрессорной станции. Газ после первой ступени сжатия с давлением 2,10…2,80 МПа и температурой 60…90 °С по коллекторам ГС3.1 DN 1200 и ГС4.1 DN 1000 подаётся на установку охлаждения газа первой ступени сжатия, состоящую из пятнадцати аппаратов воздушного охлаждения газа ВХ2.1…ВХ2.22. После охлаждения в ВХ2.1…ВХ2.22 газ с температурой 15…25 °С (в зависимости от температуры наружного воздуха) по коллектору ГС4.3 DN 1000 через кран Кр67, и далее по коллектору DN 1000 направляется на вторую ступень компримирования на вход ГПА К5…К7. При работе первой ступени сжатия на «кольцо» газ после АВО первой ступени сжатия через кран Кр82 и регулирующий клапан КлР3 направляется во входной коллектор первой ступени сжатия. После перехода ДКС на работу в три ступени сжатия работа второй ступени сжатия на «кольцо» будет осуществляться через кран Кр93 и регулирующий клапан КлР4. Для охлаждения газа пускового контура первой ступени сжатия используются АВО ВХ2.6…ВХ2.8, которые в летний период могут быть подключены к коллекторам АВО ВХ2.1…ВХ2.22 для дополнительного охлаждения компримируемого газа. В зимний период для предотвращения скопления снега на верхних жалюзи АВО пускового контура и для обеспечения возможности их быстрого переключения на пусковой контур АВО газа пускового контура должны всегда находиться в режиме «магистраль» (охлаждение компримируемого газа), при этом вентиляторы АВО могут быть выключены. В режиме «магистраль» краны Кр74, Кр77, Кр80 открыты, а краны Кр75, Кр78, Кр79 закрыты. Все перечисленные краны оборудованы пневмо- или пневмогидроприводом для возможности дистанционного и автоматического управления. При необходимости переключения АВО газа пускового контура в режим «кольцо» (охлаждение газа пускового контура) сменным персоналом с пульта оператора подаётся соответствующая команда. При этом происходит автоматическое закрытие кранов Кр74, Кр77 затем открывается байпасный кран Кр78 для выравнивания давления в АВО ВХ2.6…ВХ2.8 и в пусковом контуре первой ступени сжатия. После выравнивания давления открываются краны Кр75, Кр79, после чего закрывается байпасный кран Кр78 и кран Кр80. Охлаждение газа в АВО пускового контура производится до температуры 15…45 °С в зависимости от температуры наружного воздуха. Переключение АВО пускового контура из режима «кольцо» в режим «магистраль» происходит в обратном порядке. Для выравнивания давления между АВО пускового контура и коллекторами АВО компримируемого газа используется кран Кр76. Газ после второй ступени сжатия с давлением 4,15…4,85 МПа и температурой 60…100 °С ступенчато охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения ВХ2.1…ВХ2.22. На трубопроводе пускового контура ГС4.2 установлен кран Кр97а с пневмоприводом. АВО ВХ2.23…ВХ2.25, предназначенные для охлаждения газа пускового контура второй ступени сжатия при работе ДКС в три ступени с 2020 года, могут быть также задействованы для охлаждения компримируемого газа второй ступени сжатия с 2017. Для этого необходимо открыть краны Кр86, Кр90 и закрыть краны Кр87, Кр91, Кр95, Кр96, Кр97. Верхний предел температуры газа на выходе последней ступени охлаждения определяется технологией абсорбционной осушки, так как при температуре контакта выше 30 °С крайне затруднительно на установленном технологическом оборудовании реализовать требования по качеству товарного газа, направляемого в магистральный газопровод. Нижний предел температуры газа определяется температурой его гидратообразования при рабочем давлении, а также свойствами триэтиленгликоля, используемого в качестве абсорбента. На коллекторе ГС3.1 DN 1000 АВО газа второй ступени ВХ1.1…ВХ1.10, ВХ1.11…ВХ1.19 установлена следующая арматура: краны Кр40, Кр40а с пневмогидроприводом; кран с ручным приводом между кранами Кр40 и Кр40а для снижения давления до атмосферного; кран Кр48 с пневмогидроприводом для подачи газа от ГПА К1…К4 на АВО ВХ1.11…ВХ1.19, минуя ВХ1.1...ВХ1.10; приборы КИПиА. Охлаждённый газ от ВХ1.11…ВХ1.19 поступает в коллектор ГС5.1 DN 1000. На коллекторе ГС5.1 установлена следующая арматура: краны Кр 46, Кр 46а с пневмогидроприводом для подключения АВО второй очереди и секционирования АВО; кран с ручным приводом между Кр46, Кр46а для снижения давления газа до атмосферного; кран КрР5 с ручным приводом для подачи газа к установке подготовки топливного и импульсного газа (резервный источник); кран Кр6А с пневмогидроприводом для перевода ДКС на «кольцо»; кран Кр6а с пневмогидроприводом для заполнения контура трубопроводов газом; клапан, регулирующий Кл2 для автоматического регулирования производительности ДКС и снижения давление газа при работе ДКС на «кольцо». стояк отбора газа с приборами КИПиА; кран Кр18 с пневмогидроприводом для автоматического освобождения нагнетательных коллекторов ГПА. После охлаждения газ с температурой не выше 29 °С по коллектору ГС5.3 DN 1000 через кран Кр8 узла подключения направляется на УКПГ в цех осушки газа. На второй ступени сжатия предусмотрено охлаждение газа пускового контура через аппараты воздушного охлаждения газа ВХ1.8…ВХ1.10. На трубопроводе входа газа ГС 6.1 DN 400 мм в ВХ 1.8…ВХ 1.10, ГС 4.2 DN 500 мм ВХ2.23…ВХ2.25 и ГС 3.2 DN 500 мм ВХ2.26…ВХ2.28 установлена следующая арматура: краны с пневмогидроприводом для отключения АВО или переключения их на работу в пусковой контур; краны с пневмогидроприводом для выравнивания давления в АВО и пусковом контуре; кран с ручным приводом для снижения давления газа до атмосферного; приборы КИП и А. На трубопроводе пускового контура ГС6.1 установлен кран Кр47 с пневмогидроприводом для перекрытия потока газа пускового контура в случае его прохождения через АВО. На каждом трубопроводе входа газа DN 400 в ВХ1.1…ВХ1.7, ВХ1.11…ВХ1.19 установлена следующая арматура: краны с ручным приводом для отключения АВО; приборы КИПиА. На входном и выходном трубопроводе ВХ1.8…ВХ1.10 установлены шаровые краны DN 400 с пневмоприводом для дистанционного переключения данных АВО в режим охлаждения газа пускового контура и обратно для охлаждения компримируемого на третьей ступени сжатия газа. На входном трубопроводе каждого АВО ВХ2.1…ВХ2.22, ВХ2.23…ВХ2.28 установлены следующие приборы и арматура: шаровый кран DN 400 с ручным приводом для отключения АВО от входного коллектора; штуцер с отключающей арматурой и обратным крапаном для подключения трубопровода подачи метанола (при необходимости в перспективе). манометр для контроля наличия давления в аппарате; На трубопроводе выхода газа каждого АВО ВХ2.1…ВХ2.22, ВХ2.23…ВХ2.28 установлены следующие приборы и арматура: шаровый краны DN 400 с ручным приводом для отключения АВО от выходного коллектора; датчик давления и датчик температуры для дистанционного измерения показателей; свеча сброса газа из аппарата с отключающим шаровым краном. Обвязка аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО) предусмотрена коллекторной, с секционированием по ступеням сжатия, каждый аппарат имеет отключающую арматуру, приборы КИПиА. Аппараты воздушного охлаждения ВХ1.1…ВХ1.10, ВХ1.11…ВХ1.19 представляют собой конструкцию блочного типа, полной заводской готовности. Аппарат горизонтального типа с нижним расположением вентиляторов. Блоки аппаратов воздушного охлаждения ВХ1.1…ВХ1.10, ВХ1.1…ВХ1.19 устанавливаются и стыкуются на площадке в один ряд. Аппараты воздушного охлаждения АВО ВХ2.1…ВХ2.22, ВХ2.23…ВХ2.28 представляют собой конструкцию блочного типа полной заводской готовности. Аппарат АВО ВХ2.1…ВХ2.22, ВХ2.23…ВХ2.28 оснащены двумя разделительными камерами – верхней и нижней для обеспечения внутренней рециркуляции воздуха. В средней части камеры предусмотрена жалюзийная перегородка, обеспечивающая разделение пространства камеры над теплообменными секциями на две равные части. Управление жалюзи автоматическое, с фиксацией положения. В верхней части камеры также предусмотрены жалюзийные устройства на всю площадь теплообменной поверхности аппарата. Управление жалюзи осуществляется двумя электроприводными механизмами – по одному со стороны входного и выходного коллекторов. Блоки аппаратов воздушного охлаждения АВО ВХ2.1…ВХ2.22, ВХ2.23…ВХ2.28 устанавливаются и стыкуются на площадке в один ряд тремя группами. Каждый ВХ1.1…ВХ1.10 состоит из двух теплообменных секций, устанавленных на опорах, коллекторов входа и выхода газа с центральным подводом. Каждая секция включает в себя шесть рядов теплообменных труб. Коллекторы входа и выхода газа имеют по одному входу и выходу для подключения к общим газовым коллекторам установки охлаждения газа. ВХ1.1…ВХ1.10 в холодный период времени включаются по мере необходимости. Каждый ВХ1.11…ВХ1.19 состоит из восьми секций, устанавливаемых на опорах, коллекторов входа и выхода газа. Коллекторы входа и выхода газа имеют по одному входу и выходу для подключения к общим газовым коллекторам установки охлаждения газа. Опора каждого аппарата представляет собой конструкцию, состоящую из стоек. На опорную конструкцию подвешиваются шесть вентиляторов. Секции для охлаждения обдуваются потоком воздуха, нагнетаемого осевыми вентиляторами снизу. Воздух проходит через оребренную поверхность труб трубного пучка и охлаждает газ, проходящий внутри него, и выбрасывается в атмосферу. В аппаратах с рециркуляцией нагретого воздуха не происходит переохлаждение газа в нижних рядах труб секций и их загидрачивание. При помощи системы автоматического управления положением створок входных, выходных и переточных жалюзи происходит регулирование температуры воздуха, нагнетаемого вентиляторами для обдува теплообменных трубок трубного пучка. Таким образом, конструкция АВО обеспечивает их безаварийную работу при низких температурах окружающего воздуха. Проблема обеспечения надежной эксплуатации газопроводов Крайнего Севера объективно связана с увеличением риска аварий и отказов. Это ведет к значительным экономическим потерям и серьезным экологическим последствиям. Решение этой проблемы заключается в количественной оценке линейной части магистральных газопроводов (МГ) и исследовании природно климатических факторов, воздействующих на газопровод, с целью создания условий его нормативной эксплуатации. Магистральные газопроводы, проложенные на территории Крайнего Севера, эксплуатируются в области распространения многолетнемерзлых грунтов. Общее техническое состояние линейной части данных газопроводов каждый год ухудшается, их эксплуатационный ресурс практически исчерпан. Газопроводы эксплуатируются в суровых природно-климатических условиях. Это, прежде всего широкий интервал температур от +40 0С, в летний период, до -60 0С в зимний период, а также наличие криогенных процессов, речные и болотные переходы, которые создают нестабильное напряженно деформированное состояние. Часть системы газопроводов имеет возраст эксплуатации 20 и более лет, с каждым годом общее техническое состояние линейной части ухудшается ввиду того, что ресурс эксплуатации практически исчерпан. На сегодняшний день физический и моральный износ газопроводов привел к серьезному увеличению затрат на ремонт свищей и трещин сварных швов, замену антикоррозионной смазки в местах ее нарушения, вырезку гофров, подсыпку и обвалку отдельных участков газопровода. Интенсивность отказов газопровода резко увеличилась за счет постоянного накопления дефектов результате многолетней эксплуатации. Сопротивляемость сварных соединений и основного металла хрупкому разрушению в результате старения металла труб газопровода, имеет место изменение характеристик трещиностойкости и механических свойств. В таких условиях риск разрушений, а именно участков трубопроводов, возраст которых более 30 лет, длина которых около 200 км, возрастает. Все это из-за того, что скорость протекания разрушения в конструкциях данного типа намного больше, чем в конструкциях, обладающих большим запасом прочности. Помимо этого, должен быть учтен факт того, что исследуемый газопровод был спроектирован и смонтирован в те времена, когда опыт эксплуатации газопроводов в условиях Крайнего Севера не был достаточным. Если обобщить, рабочие условия металла и сварного соединения газопровода обладают своей спецификой и существуют следующие факторы, влияющие на их сопротивление разрушению: трубный металл работает в двухосном напряженном состоянии, когда имеют место быть растягивающие компоненты напряжений; наличие начальных технологических дефектов в конструкции и самих сварных соединениях неизбежно, эти дефекты развиваются в процессе эксплуатации по разным механизмам роста, в конечном итоге они определяют меру безотказной работы конструкции с наличием разрушения металла труб; аккумулируемая газопроводом энергия перекачиваемого продукта может вызвать хрупкие разрушения, происходящие при высоких динамических нагрузках, более того, в газопроводах аккумулируется энергия упругой деформации металла, что вызывает усложнение условии его работы в газопроводе; северные газопроводы эксплуатируются в условиях сурового климата, это говорит о том, что трубный металл работает в широком интервале температур от +30оС летом и до -50оС зимой. Район, в котором проходят трассы северных газопроводов, имеет экстремальные природные условия. В основном, это наличие низких температур, многочисленных болот и болотистой местности, переходов через реки, создающих нестабильные НДС. Большее свое время линейная часть газопровода имеет взаимодействие с мерзлыми грунтами, в остальное же время со слабонесущими грунтами (оттаивающие, замерзающие, обводненные). Ввиду наличия в этих грунтах значительных сжимающих продольных нагрузок, которые действуют на газопровод при эксплуатации в теплое время года, имеют место немалые поперечные перемещения упругой оси газопровода, в особенности в местах искривления, и как результат, эти перемещения приводят к выходу газопровода из траншеи и к образованию выпученных участков-арок. В зимнее время газопроводы повергаются большим продольным усилиям растяжения, и в обводненных участках часто явление всплытия газопровода. Нагрузки, которые испытывает газопровод, по характеру воздействия и его длительности подразделяются на временные (длительные, кратковременные), постоянные и особые. К постоянным нагрузкам относятся давление грунта засыпки, собственную массу трубопровода, выталкивающую силу воды и вызванные монтажом и кладкой силы. К временным нагрузкам относятся масса продута, внутренне давление, деформационные силы грунта и другие воздействия климата. Внутреннее давление является основным силовым воздействием, оно определяет НДС газопровода. Как правило, в трубах возникают кольцевые растягивающие напряжения под воздействием внутреннего давления, они вычисляются по безмоментной теории тонкостенных цилидрических оболочек. На практике в расчетах, как правило, пренебрегают изменением радиальных напряжений по толщине стенки трубы и напряжениями, которые вызваны несовершенством формы поперечного сечения трубы. Продольные напряжения вносят следующий по значимости вклад в НДС, они возникают как при воздействии внутреннего давления продукта, так и при температурном перепаде и других взаимодействий трубы с окружающей средой. В первую очередь при расчете северных газопроводов на прочность и устойчивость учитывается температурный перепад из-за того, что температура газопровода меняется во времени в широком диапазоне. Температура трубы определяется, как температура окружающего воздуха при сооружении, при эксплуатации – как температура продукта. Величиной температурного перепада является разность между расчетной и эксплуатационной температурами стенки газопровода. Температурный перепад, который допускается для различных конструктивных решений, регламентируется нормами предельного состояния газопровода. Для газопроводов, которые проложены в климатических условиях Крайнего Севера, важно иметь во внимании факторы взаимодействия трубы со средой, в которой она находится. Для примера, на подземный газопровод, который находится на обводненных участках, помимо массы засыпки действует и выталкивающая сила, которая увеличивается наряду с увеличением диаметра трубы. Вызванные температурными изменениями деформации при подземной укладке достигают значительных величин. Такие деформации могут возникать в результате роста продольной силы в газопроводе, во время сезонных изменений характеристик грунтов как для подземной укладки, так и для обвалованного участка газопровода. В связи с этим условия устойчивости газопроводов, которые возводятся в местах с многолетнемерзлыми грунтами, а также характер преобразования мерзлотной обстановки при строительстве и эксплуатации определяются условиями грунта и условиями мерзлоты. В целом, факторы, которые связаны с влиянием на несущую способность газопровода, возникают при изменении инженерно геокриологических условий, а также их направленности в период строительства и эксплуатации. Растительный покров, почвенно-дерновый горизонт и грунты, подстилающие его, микрорельеф, эти компоненты подвергаются непосредственному воздействию при известных на сегодняшний день технологиях линейного строительства. Как следствие, имеет место нарушение условий теплообмена системы литосфера-атмосфера, это приводит к смене температурного режима грунтов, активации или деактивации различных экзогенных геологических процессов и явлений, мощности сезонно талого слоя. Основными видами нарушений естественных условий в пределах трассы газопроводов Крайнего Севера являются создание временных при трассовых дорог, вырубка леса, уничтожение напочвенного покрова, прокладка траншеи и т.д. Данные нарушения изменяют естественную инженерно-геокриологическую обстановку, степень ее изменения и интенсивность восстановления различна. Трасса газопроводов Крайнего Севера пересекает различные мерзлотные ландшафты, на ее пути встречаются и многочисленные долины ручьев и рек, которые характеризуются слабой дренирующей способностью. Освоение данных участков характеризуется большими трудностями и, безусловно, требует особой технологии строительства, которая будет направлена на уменьшение техногенного воздействия на природную среду. На сегодняшний день, по трассе северных газопроводов, которая пересекает пониженные места, в ряде случаев происходит обводнение территории в пределах просеки, а также образование не малого числа мелких озерков. Главная причина их образования – срезка грунта для создания обваловки и сама обваловка, которая затрудняет сток поверхностных вод. Обводнение крайне резко изменило инженерно-геокриологические условия, слой сезонного оттаивания увеличился, процессы термокарста и пучения активизировались. Это повлияло на образование различных деформаций газопровода – выпучивание, всплытие, опрокидывание пригрузов, осадку и т.д. На сегодняшний день, по трассе северных газопроводов, которые пересекают аласы и мари, применяются различные способы прокладки трубопровода. Наиболее приемлемым в условиях Крайнего Севера является подземный, характеризующийся, при существующей подготовке газа, стабильным температурным режимом, который исключает возможность глубокого оттаивания грунтов. 1.3 Техническая и конструктивная характеристика АВО газа Аппараты воздушного охлаждения (АВО) относятся к теплообменным аппаратам поверхностного типа и предназначены для охлаждения газов и жидкостей, конденсирования паровых и парожидкостных средств в технологических процессах химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей, нефтяной и газовой отраслей промышленности. Охлаждаемый технологический продукт движется внутри биметаллических оребренных труб с передачей тепла через их стенки, которые охлаждаются нагнетаемым атмосферным воздухом. По конструкции АВО разделяют на горизонтальные, вертикальные и зигзагообразные. Для работы в районах с низкими температурами АВО изготавливают с системой рециркуляции (внешней и внутренней). Воздушный поток нагнетается посредством вентиляторных колёс большого диаметра (от 0,6 м до 5,2 м), которые устанавливается на низкооборотистые многополярные электродвигатели. В случае требований по снижению шума могут применяться ременные передачи. По запросу заказчика АВО оснащается САУ для управления частотой вращения двигателей, управления жалюзийными устройствами, контроля температурных режимов, давления, вибраций и т.д. с отправкой данных контроллеру верхнего уровня. АВО изготавливаются согласно ГОСТ Р 51364-99, ТУ 3612-134-00220302-07, ТУ 3612-127-00220302-2007. Рабочее давление охлаждаемого продукта в теплообменной секции – от вакуума (665 Па) до 6 МПа. Для магистральных компрессорных станций и охлаждения синтез-газа аммиачных реакторов изготавливают АВО с давлением до 32 МПа, как коллекторного, так и камерного типа. В зависимости от предъявляемых требований, теплообменные секции АВО изготавливаются из углеродистых, жаропрочных, сталей; секции оснащают несущими трубами длиной до 16 м, диаметром от 16 мм до 38 мм. Оребрение несущих труб выполняют посредством поперечно-винтового накатывания ребер на алюминиевой трубе, надетой на гладкую несущую трубу, с образованием биметаллической оребренной трубы или навивкой алюминиевой, или стальной ленты. Количество ребер оребрения на 1 погонный метр определяется коэффициентом в зависимости от диаметра несущей трубы и количества ребер оребрения, коэффициент имеет величину от 7,8 до 22. АВО подразделяются на вытяжные и нагнетательные. АВО вытяжного типа, где диффузор и вентиляторное колесо располагаются над теплообменной секцией и воздух через теплообменные трубы затягивается за счет разряжения, применяются в южных регионах с высокой солнечной активностью – секция защищена диффузором и отсутствует нагрев солнечными лучами. АВО с нижним расположением вентиляторного колеса относится к нагнетательному типу, воздух, подаваемый к теплообменной секции, имеет температуру внешней среды и более плотный, чем после прохождения через охлаждаемую секцию. 1.4 Возможные неисправности АВО газа Ремонт секций АВО осуществляется в тех случаях, когда нарушается проходимость труб или их составляющих. Также большой проблемой является разгерметизация трубы. Ухудшение проходимости здесь не так опасно, как попадание рабочей среды наружу — зачастую такое вещество может находиться под высокой температурой, давлением или же иметь опасный уровень токсичности, что непременно создаст угрозу для персонала и оборудования. К основным причинам неполадок в секциях АВО можно отнести.Коррозионное разрушение стенок труб — пожалуй, самая распространённая причина необходимости ремонта секций АВО. Всё дело в том, что такие аппараты постоянно работают в условиях повышенной коррозионной активности, которую имеют вещества либо в чистом виде, либо при конденсации паров. Сильному износу по этой же причине подвержены штуцеры и соединения. Повреждения последних ведёт к разгерметизации труб со всеми вытекающими последствиями. Неисправности секций АВО — ремонт и замена оребренной трубы.При обнаружении неисправности требуется приступить к её немедленному устранению, так как процесс ремонта секции АВО может затянуться на весьма продолжительное время. Понятное дело, что менять целую секцию труб неразумно из-за высоких затрат, так что приходится выявлять, какая из труб повреждена. Для этого используется прессовочная камера. Данный метод требует наличия специального оборудования, но позволяет обнаружить точное место дефекта. Последний в дальнейшем устраняется, а если такая возможность отсутствует, то приходится прибегать к замене трубы или другого повреждённого элемента, например соединения. Чистка труб проводиться, когда ремонт секций аппаратов воздушного охлаждения газа не требуется.Данная процедура проводится из-за образования отложений внутри труб. Как можно понять, если её не проводить слишком продолжительное время, проходимость конструкции уменьшится в разы. Ремонт секции АВО при этом не потребуется, но чистить трубы в большинстве случаев рано или поздно приходится. Выбор способа чистки зависит от многих факторов — типа рабочей среды, проходящей через секции аппарата, материала изготовления труб, а также непосредственно степени загрязнённости. Однако не стоит забывать, что при внутренней чистке аппарат воздушного охлаждения полностью выводится из технологической цепи на время проведения работ. Способы чистки секций АВО:Чистка секций АВО несколькими способами в зависимости от характера и величины загрязнения. Самый простой метод — механический. Производится вручную при помощи длинного ерша и воды. Если ситуация требует — используются различные очищающие добавки. Более сложным способом внутренней очистки является химический, когда промывка производится непосредственно с помощью специальных реагентов. При этом важно учитывать состав веществ — смеси с высокими абразивными свойствами могут повредить трубы или вызвать коррозию металла. Наружная очистка труб производится при помощи воздействия воды, различных моющих средств, а также сжатого воздуха. При этом сам аппарат продолжает работу. Последствия несвоевременного ремонта секций АВО могут быть самые разные. Например, при сильной деформации одной или нескольких труб, мы получаем сразу несколько негативных факторов - утечку рабочей среды, падение давления, а в иногда случаях может даже происходить ржавление других секций. Таких последствий можно избежать лишь благодаря своевременному выявлению неисправности и ремонту секции АВО, которая и подверглась деформации. |