Эксплуатация насосных станций.

Эксплуатацию насосных станций поручают только машинистам, прошедшим специальную подготов­ку и имеющим удостоверение на право ухода за насосными агрегатами, а также удостоверение о сдаче эк­заменов по технике безопасности и пожарной профилактике.

В каждой насосной станции на видном месте вывешиваются инструкция по обслуживанию насос­ных агрегатов и схема запорно-переключающих устройств по обслуживаемым трубопроводным сетям.

Помещение насосной должно содержаться в чистоте, перед началом работы обслуживающий персо­нал должен проверить исправность вентиляции и освещения.

Перед пуском насосных агрегатов машинист должен убедиться в правильном открытии и закрытии всех запорных устройств. Насосы можно включать в работу только после проверки: наличия смазки во всех трущихся деталях насосов, двигателей и передач, правильность набивки и достаточной затяжки саль­ников, исправности соединительных муфт, трансмиссий, КИП и средств автоматизации и дистанционного управления.

В насосной станции должна быть книга приема и сдачи дежурств, в которую записываются все неисправности и текущие ремонты, которые следует выполнить.

Перед пуском центробежного насоса полностью заливают корпус жидкостью, напорная регулирую­щая задвижка закрывается, а всасывающаяся - полностью открывается. После включения двигателя и насо­са и достижения максимального напора напорная задвижка медленно открывается.

Насосы для перекачки нефти могут размещаться в зданиях, под навесами, а также на открытых площадках

Источник: Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. Сооружения насосных и компрессорных станций: Учебник для ВУЗов. - М.: Недра, 1985 - 288 с.

11. Характеристики нефтеперекачивающих станций (НПС).

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.
Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую – объекты основного (технологического) назначения и вторую – объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.
К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учёта нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.
К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и накладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.
На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.
На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения её дальнейшей перекачки. При работе ПНПС “из насоса в насос” (т.е режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.
Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 – 600 км, состоящие из 3 – 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме “из насоса в насос”, и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.
Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество этого метода достигается тем, что на территории станций практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона или железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, т.е насосные агрегаты вместе со всеми системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева. Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от –40 до +50 С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.

Источник: Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. Сооружения насосных и компрессорных

станций: Учебник для ВУЗов. - М.: Недра, 1985 - 288 с.

12. Характеристики газовых нагнетателей.

Одним из важнейших узлов газотранспортных магистралей является компрессорная станция (КС). Ее назначение – поддерживать давление газа в трубопроводе на уровне 5,5 МПа. Эти функции на КС выполняет газоперекачивающие агрегаты (ГПА), центральным компонентом которых является нагнетатель пригодного газа. В данном узле природный газ дожимается до требуемого давления и поступает в газопровод для дальнейшей транспортировки.

Конструктивно, нагнетатель природного газа состоит из ходовой части (роторная компрессионная машина) и силового привода. В качестве привода используется газотурбинная установка или электродвигатель. Обе части нагнетателя являются самостоятельными узлами и разделены между собой герметичной преградой (стеной), что надежно обеспечивает пожаробезопасность газотранспортного узла.
Роторный компрессор нагнетателя монтируется непосредственно в газовый трубопровод (выходные патрубки изделия привариваются к стыкам газопровода). Такое положение позволяет быстро произвести монтаж или ремонтные работы. Гильза с нагнетателем удаляется и на ее место ставится другой агрегат.

Промышленностью выпускаются полнорасходные нагнетатели, степень сжатия газа в которых составляет e = 1,2 -1,27. Для обеспечения выходных нормативных параметров газа, аппараты устанавливаются последовательно (два нагнетателя друг за другом). Известны модели: Н-260, Н-280, Н-300, Н 370, мощностью: 4, 5, 6, 10, 25 МВт.

Более прогрессивными являются полнонапорные нагнетатели, для которых е = 1,32 – 1,5. Аппараты этого типа позволили достичь требуемого давления газа в одном агрегате. Была разработана принципиально новая схема установки нагнетателей в параллель. Такое распределение существенно упростило разводку трубопроводов ГПА и сократило количество запорной аппаратуры.
На рынке производства нагнетателей одним из лидеров является старейшее предприятие отрасли ЗАО «Невский завод», входящее в ЗАО «РЭП Холдинг». В номенклатуре выпускаемых изделий заслуживают внимания полнонапорные модели: 520-12-1, 370-18-1, 370-17-1, мощностью 6, 10,16, 32 МВт.
Все изделия предприятия изготовлены в соответствии с международными и отраслевыми стандартами. Высокое качество продукции подтверждено сертификатами организаций: «Тест-Санкт- Петербург», сети IQNet; ассоциациями: SINCERT (IAF) и «Петросерт».
Среди производителей нагнетателей (в составе ГПА) наиболее известны: ОАО НПО «Искра», г. Екатеринбург (РФ) – крупнейший разработчик и производитель газового оборудования, а также «Турбомоторный завод», г. Екатеринбург (РФ), ЗАО «Завод «Киров-Энергомаш», г. Киров (РФ), ОАО «Криворожский турбинный завод», г. Кривой Рог (Украина), «Мотор Сич, ОАО», г.Запорожье (Украина), ОАО «Сумское машиностроительное НПО им.М.В.Фрунзе», г. Сумы (Украина).

После того как газ доставят к месту назначения по магистральному газопроводу, он попадает на газораспределительные станции. Также у нас на сайте можно проследить полный путь газа от месторождения до потребителя.

Источник: Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. Сооружения насосных и компрессорных

станций: Учебник для ВУЗов. - М.: Недра, 1985 - 288 с.

13. Эксплуатация линейной части магистрального газопровода.

Линейная часть магистрального газопровода — наиболее фондоемкое сооружение. Состоянием линейной части во многом определяется надежность газоснабжения потребителей. В связи с тем, что объекты линейной части газопровода рассредоточены на сотни и тысячи километров, значительно усложняется их эксплуатация. Для поддержания необходимого уровня технического состояния объектов линейной части газопровода, требуется квалифицированное и своевременное проведение профилактических и ремонтных работ. Для этого в структуре производственного газотранспортного объединения предусмотрены соответствующие отделы и подразделения.

Производственное газотранспортное объединение осуществляет эксплуатацию одного или нескольких магистральных газопроводов. Для эксплуатации участков магистральных газопроводов в составе объединения создаются линейные производственные управления (ЛПУМГ), в которых непосредственным обслуживанием линейной части занимаются линейно-эксплуатационные службы (ЛЭС). Руководство организацией эксплуатации линейной части в объединении осуществляет главный инженер через производственно-технический отдел (ПТО) по эксплуатации магистральных газопроводов, на который возложены следующие основные обязанности:

• проведение единой технической политики в области эксплуатации газопровода,
• разработка планов организационно-технических мероприятий по эксплуатации линейной части и планов проведения особо сложных огневых работ,
• составление планов и инструкций на переиспытание участков магистральных газопроводов,
• разработка планов внедрения новой техники,
• прием исполнительной документации от подрядно-строительных организаций на вновь вводимые и отремонтированные участки газопроводов, средств защиты.

Кроме того, отдел координирует работу ЛПУМГ объединения в части проведения всех работ на подведомственных ему объектах, следит за ходом выполнения организационно-технических мероприятий по линейной части по всему объединению, ведет и предоставляет в вышестоящие инстанции все виды отчетности по своей деятельности.

Эксплуатацию линейной части магистральных газопроводов на местах осуществляют линейно-эксплуатационные службы (ЛЭС), которые непосредственно подчинены заместителю начальника ЛПУМГ и включают в себя аварийную и линейную бригады, группы электрохимзащиты, автотранспорта, энерговодоснабжения и ГРС.

На службу ЛЭС возлагаются следующие обязанности:

• газопроводов и отводов путем своевременного контроля и поддержания в технически исправном состоянии линейной части газопровода со всеми линейными сооружениями и оборудованием; выполнять необходимые ремонтные работы и профилактические мероприятия, обеспечивающие долговечность и надежность газопровода, обеспечивать бесперебойную работу ГРС;
• периодически осматривать газопроводы и сооружения на них для выявления и ликвидации утечек газа, контроля состояния грунтового основания газопроводов и грунтов охранной зоны, своевременного выявления эрозионного размыва грунтов в охранной зоне газопровода, просадки грунтового основания, разрушения насыпей; измерять давление газа на линейных кранах, продувать конденсатосборники и т. п.;
• ликвидировать аварии и неисправности на линейной части газопровода, ГРС, КС;
• участвовать в проведении капитальных ремонтов магистрального газопровода;
• осуществлять своевременный ремонт грунтового основания и насыпей, а также проводить мероприятия по предотвращению эрозионного размыва грунтов;
• осуществлять ремонт газопровода, отводов, технологического оборудования ГРС, газовых сетей жилых поселков и аварийной техники;
• проводить врезки в магистральные газопроводы и отводы от них для подключения новых потребителей газа, реконструкцию узлов переключения, монтаж перемычек;
• осуществлять контроль над состоянием переходов через естественные и искусственные преграды и обеспечивать их надежную работу;
• осуществлять контроль над тепловым режимом грунтов основания и охранной зоны газопровода в районах распространения вечномерзлых грунтов;
• содержать охранную зону, оборудование и предупредительные знаки по трассе газопровода и ГРС в состоянии, предусмотренным «Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов», СНиП и санитарными нормами промышленных объектов;
• оформлять в установленном порядке документацию на выполненные ремонтные работы и ликвидированные аварии;
• содержать аварийную технику в исправном состоянии и укомплектованной, согласно утвержденному перечню оснащения;
• обеспечивать своевременную заливку метанола в газопровод и коммуникации ГРС для исключения в них гидратообразования;
• проводить подготовку газопроводов, отводов и всех сооружений на них к осенне-зимней эксплуатации и паводку;
• выполнять работы, предусмотренные организационно-техническими мероприятиями;
• не менее одного раза в квартал проводить аварийно-тренировочные выезды для проверки готовности аварийной техники и бригады к выполнению работ по ликвидации возможной аварии;
• осуществлять технический надзор и принимать непосредственное участие в продувках и испытаниях вновь вводимых в эксплуатацию газопроводов, отводов;
• разрабатывать планы проведения огневых работ;
• совместно с диспетчерской службой контролировать гидравлическое состояние и очищать внутреннюю полость газопроводов;
• обеспечивать защиту от коррозии подземных металлических сооружений магистральных газопроводов, а также защиту от атмосферной коррозии надземных трубопроводов.

В зависимости от структуры и состава ЛЭС в нее может включаться группа энерговодоснабжения, на которую возлагается обязанность по обслуживанию и ремонту средств энерговодоснабжения ГРС, домов обходчиков, ремонтно-эксплуатационных пунктов (РЭП). Численность персонала ЛЭС устанавливается на основании действующих нормативов в зависимости от протяженности и сложности обслуживаемого участка, наличия машин и механизмов.

ЛЭС возглавляет начальник, который несет ответственность за состояние и обслуживание линейной части газопровода и ГРС, содержание в исправном состоянии вверенной техники, своевременную и качественную ликвидацию аварий и проведение ремонтно-восстановительных работ на газопроводе, а также за соблюдение персоналом ЛЭС действующих Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов, должностных инструкций и правил техники безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов и других нормативных документов. Начальнику ЛЭС непосредственно подчинены инженерно-технические работники, являющиеся руководителями групп: линейный мастер, старший инженер (инженер) ГРС, начальник (механик) автотранспортного хозяйства.

Линейный мастер осуществляет руководство аварийной и линейной бригадами. Линейная бригада осуществляет повседневный контроль за состоянием линейной части магистрального газопровода и выполняет все виды ремонтно-профилактических работ, кроме огневых. Аварийная бригада выполняет все виды огневых работ на линейной части, а также на КС и ГРС.

Старший инженер (инженер) электрохимзащиты (ЭХЗ) руководит группой электромонтеров, в обязанности которой входит своевременное обслуживание и ремонт установок защиты. Старший инженер (инженер) ГРС осуществляет руководство работой операторов ГРС, замерных узлов и операторами-прибористами.

Автотранспортной группой руководит начальник (автомеханик). Ее назначение – обеспечить обслуживание и ремонт автотракторной, землеройной техники, всех основных и вспомогательных механизмов (сварочных агрегатов, передвижных электростанций, компрессорных и водоотливных установок и т. д.). На отдаленных участках, а также в труднодоступных местностях (горы, болота, водные преграды) прохождения трассы газопровода могут организовываться ремонтно-эксплуатационные пункты, которые возглавляются мастером. В их задачу входит проведение профилактических осмотров и ремонтов (без ведения огневых работ) на закрепленном участке газопровода.

Рабочий персонал, обслуживающий линейную часть магистрального газопровода, включает в себя линейных обходчиков, линейных трубопроводчиков, сварщиков, водителей аварийных машин, монтеров ЭХЗ, операторов ГРС. Линейные обходчики, операторы ГРС живут, как правило, вблизи трассы в домах обходчиков и операторов и обслуживают определенные участки трассы и ГРС. За каждым обходчиком закреплены определенные участки газопровода со всеми находящимися на них сооружениями: газопровод, запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, конденсатосборники, метанольницы, редуцирующие колонки, устройства протекторной и дренажной защиты, контрольно-измерительные колонки, линейные сооружения связи, источники электроэнергии и линии электропередач с трансформаторными подстанциями. Каждый линейный трубопроводчик должен уметь обслуживать и управлять закрепленной за ним техникой, строительными механизмами (трубоукладчиком, экскаватором, водоотливной или сварочной установкой, передвижной электростанцией и т. д.). Кроме того, должен знать порядок и ведение ремонтно-восстановительных работ на трассе газопровода, погрузочно-разгрузочных работ, заливки реагентов в газопровод и других работ, предусмотренных должностной инструкцией.

ЛЭС оснащается транспортом и механизмами в соответствии с Нормативным табелем оснащения ЛЭС магистральных газопроводов материально-техническими ресурсами (транспортными средствами, механизмами, приспособлениями, инвентарем и материалами) для выполнения аварийно-восстановительных и ремонтно-профилактических работ в различных природно-климатических условиях. Выделенные для ЛЭС транспортные средства и ремонтно-строительные механизмы должны быть разделены на хозяйственные и аварийные и закреплены персонально за работниками ЛЭС, которые несут ответственность за содержание их в исправном состоянии, укомплектованность и постоянную готовность к выезду и проведению аварийных и плановых ремонтных работ. В комплект оснащения аварийных автомашин и механизмов должны входить материалы, инструменты и механизмы в точном соответствии с перечнем, утверждённым заместителем начальника производственного отдела (ПО).

Газотранспортное объединение ежегодно на основании Положения о планово-предупредительном ремонте линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов разрабатывает план - график проведения планово-предупредительного ремонта объектов линейной части газопровода, которым предусматривается текущий, средний и капитальный ремонты. Одновременно ПО рассчитывает потребности в материальных и трудовых средствах для каждого вида ремонта.

В периоды между очередными плановыми ремонтами предусматривается проведение межремонтного обслуживания и планового осмотра.

Межремонтное обслуживание включает комплекс профилактических работ по уходу и надзору за оборудованием в период работы между двумя плановыми ремонтами. К ним относятся: надзор за правильной эксплуатацией объектов линейной части магистрального газопровода в соответствии с Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов, технологическими картами и паспортными данными оборудования. Межремонтное обслуживание линейной части газопровода проводится по утвержденному графику персоналом ЛЭС во время выезда (вылета) на трассу. На участках трассы, где имеются линейные обходчики, выполнение мероприятий по межремонтному обслуживанию возлагаются на них. Выявленные в процессе осмотра дефекты и принятые меры по их устранению фиксируются в технической документации.

Плановый осмотр - комплекс ремонтно-профилактических работ по контролю над техническим состоянием оборудования, выявлению возникающих дефектов и своевременному предупреждению появления неисправностей, связанных с незначительной разборкой. При этом устраняются только те неисправности оборудования, при наличии которых нельзя его нормально эксплуатировать до ближайшего ремонта. Плановый осмотр включает в себя все элементы межремонтного обслуживания и регулярно проводится бригадами ЛЭС. По результатам осмотров составляются дефектные ведомости для текущих, средних и капитальных ремонтов и предусматриваются работы в ежегодных планах организационно-технических мероприятиях по устранению выявленных неисправностей. Плановые осмотры совмещаются с работами по межремонтному обслуживанию.

Содержание и сроки проведения межремонтного обслуживания и плановых осмотров регламентируются Положением о ППР линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов. Указанные в нем сроки проведения профилактических работ могут корректироваться с учетом конкретных местных условий.

Источник: Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов /Под. ред. А.А.Коршака. - СПб.: Недра, 2008. - 488 с.

14. Эксплуатация линейной части магистрального нефтепровода.

Эксплуатация магистральных нефтепроводов это совокупность процессов приема, перекачки, сдачи нефти, технического обслуживания и ремонта объектов магистральных нефтепроводов.

Состав МН, его конструктивные и технологические параметры устанавливаются проектом в соответствии со строительными нормами и правилами проектирования в зависимости от назначения, природно-климатических условий размещения нефтепровода, физико-химических свойств нефти, объема и расстояния перекачки.

Линейная часть магистрального нефтепровода состоит из:

- трубопровода с ответвлениями и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходов через естественные и искусственные препятствия, узлов подключения насосных станций, узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств, узлов автоматического перекрытия трубопроводов (УАПТ);

- противопожарных средств, противоэрозионных и защитных сооружений;

- установок электрохимической защиты нефтепроводов от коррозии;

- линий и сооружений технологической связи, средств автоматики и телемеханики;

- линий электропередач и электроустановок;

- земляных амбаров для сброса нефти из МН;

- сооружений для обслуживания МН (АВП, дома обходчиков, блок-посты);

- вдольтрассовых проездов и переездов через нефтепроводы, постоянных дорог, вертолетных площадок, расположенных вдоль трассы нефтепровода, и подъездов к ним, опознавательных и сигнальных знаков местонахождения нефтепроводов, сигнальных знаков при пересечении нефтепроводами судоходных рек.

Организацию работ по эксплуатации системы магистрального нефтепроводного транспорта осуществляет эксплуатирующая организация (оператор системы магистрального нефтепроводного транспорта - далее Компания) и ее дочерние предприятия - открытые акционерные общества магистральных нефтепроводов (операторы магистральных нефтепроводов - далее ОАО МН).

Организации эксплуатирующие магистральные нефтепроводы, поднадзорны Госгортехнадзору России, Государственной противопожарной службе и другим органам государственного надзора, уполномоченным Правительством РФ.

Государственный надзор осуществляется с целью обеспечения при проектировании, строительстве, приемке объектов в эксплуатацию, а также эксплуатации объектов МН соблюдения требований действующих нормативных и технических документов и распространяется на виды деятельности, перечисленные в соответствующих положениях, нормативно-правовых актах и других документах, определяющих сферу деятельности этих органов.

Деятельность ОАО МН и других эксплуатирующих и сервисных организаций МН разрешается при наличии лицензий, выдаваемых органами Государственного надзора.

При эксплуатации МН должны быть обеспечены:

- безопасность трубопроводов и оборудования;

- надежность и экономичность работы всех сооружений и оборудования;

- систематический контроль за работой трубопровода и его объектов и принятие мер по поддержанию установленного режима перекачки;

- разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь нефти, экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов, освоение новой техники;

- организация и своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования МН;

- экологическая безопасность объектов МН;

- выполнение мероприятий по организации безопасных условий труда;

- обучение, инструктажи, проверка (аттестация) знаний производственного персонала правил охраны труда и промышленной безопасности;

- готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий;

- организация учета нефти и ведение установленной отчетности;

- сохранность материальных ценностей на объектах МН.

Обеспечение производственной деятельности осуществляется организациями магистральных нефтепроводов и их структурными подразделениями: филиалами - районные управления и управления магистральных нефтепроводов (РУМН, УМН), линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС), нефтеперекачивающие станции (НПС), перевалочные нефтебазы (ПНБ); функциональные подразделения и службы - специализированные управления по предотвращению и ликвидации аварии (СУПЛАВ), ремонтно-строительные управления (РСУ), центральные базы производственного обслуживания (ЦБПО), аварийно-восстановительные пункты (АВП), лаборатории и другие подразделения и службы, необходимость которых определяется объемами перекачки, протяженностью эксплуатируемых МН, количеством действующих НПС и конкретными особенностями каждого нефтепровода.

Организация технического обслуживания и ремонта (ТОР) сооружений и оборудования магистральных нефтепроводов обеспечивается централизованным, пообъектным, смешанным видом системы ТОР, который определяется нормативными документами оператора системы магистрального нефтепроводного транспорта (Компанией).

В каждом ОАО МН должны быть утверждены положения об отделах, службах и производственных подразделениях, а также должностные и производственные инструкции персонала с учетом требований настоящих Правил.

Требования к эксплуатации объектов МН должны регламентироваться производственными инструкциями и технологическими схемами, разрабатываемыми филиалами и подразделениями ОАО МН с учетом местных условий и на основе государственных, ведомственных нормативных документов

К эксплуатации допускается МН и его объекты, как вновь построенные, так и после реконструкции или капитального ремонта, соответствующие проекту по действующим нормам и правилам и прошедшие приемку в установленном порядке. Приемка объектов МН должна производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.01.04, СНиП III-42, СНиП 3.04.03 и других общероссийских или ведомственных нормативных документов и настоящих Правил.

Приемка в эксплуатацию вновь построенных магистральных нефтепроводов, а также замененных при реконструкции и капитальном ремонте участков нефтепроводов должна проводиться в комплексе со всеми сооружениями, предусмотренными проектом: линейной частью и площадочными объектами (НПС, ПНБ, ППН, ССН).

До ввода в эксплуатацию оборудование и устройства объектов МН, подлежащие регистрации в государственных надзорных органах, должны быть зарегистрированы и освидетельствованы согласно требованиям действующих норм и правил.

При вводе в эксплуатацию вновь построенных магистральных нефтепроводов, а также участков нефтепроводов, при реконструкции или капитальном ремонте проложенных по новой трассе, владельцем трубопровода передаются в комитеты по земельным ресурсам и землеустроительству местных органов исполнительной власти материалы фактического расположения (исполнительная съемка) трубопровода и объектов МН, для нанесения на кадастровые карты районов.

Приемка в эксплуатацию вновь построенного магистрального нефтепровода и участков замененных при реконструкции или капитальном ремонте должна проводиться приемочной комиссией, назначаемой ОАО МН. До предъявления вновь построенного нефтепровода приемочной комиссии должна быть проведена приемка нефтепровода и его объектов рабочей комиссией, назначаемой ОАО МН не позднее, чем за 3 месяца до планируемого срока начала работы комиссии.

Рабочая комиссия приступает к работе после получения письменного извещения генерального подрядчика о готовности объекта к сдаче.

Генеральный подрядчик - организация выбранная на тендерной основе и может быть как сторонней организацией, так и структурным подразделением АК "Транснефть" или ОАО МН.

Приемочные комиссии назначаются не позднее чем за 3 месяца до планируемого срока приемки объектов МН в эксплуатацию.

В состав приемочной комиссии входят: представители заказчика (эксплуатирующей организации), генерального подрядчика и субподрядчиков, генерального проектировщика (проектной организации), трубопроводной инспекции территориального органа Госгортехнадзора России, Государственного санитарного надзора, Государственного пожарного надзора, МЧС, технического надзора. Порядок и продолжительность работы приемочной комиссии определяется заказчиком на время необходимое для обследования объекта и изучение исполнительной документации.

Линейная часть вновь построенного нефтепровода и замененных участков принимается в эксплуатацию после предъявления генподрядчиком исполнительно-технической документации, удостоверяющей соответствие выполнения строительно-монтажных работ проекту, строительным нормам и правилам, ведомственным нормативным документам, а также после выполнения комплекса работ по испытанию, наладке, опробованию отдельных узлов и объектов или сооружений линейной части, систем связи, очистки полости трубопровода, проведения гидравлических испытаний на прочность и герметичность (опрессовки), удаления из трубопровода опрессовочной воды, заполнения его нефтью и комплексного опробования.

До даты начала подключения и заполнения МН нефтью должны быть завершены и приняты рабочей комиссией с оформлением акта объекты и сооружения линейной части МН: собственно трубопровод с лупингами и резервными нитками, с переходами через естественные и искусственные препятствия и с линейными задвижками; узлами пуска-приема очистных и диагностических устройств; линиями электропередачи; электроустановки; линии связи с узлами и усилительными пунктами; дома обходчиков; взлетно-посадочные площадки для вертолетов; вдольтрассовые дороги; защитные сооружения от аварийного разлива нефти; средства ЭХЗ; линейная телемеханика.

Заполнение трубопровода нефтью и его работа после заполнения в течение 72 часов считается комплексным опробованием нефтепровода. Заполнение и комплексное опробование нефтепровода проводится согласно плану мероприятий, разработанному и утвержденному заказчиком и подрядчиком.

Работы по заполнению и комплексному опробованию нефтепровода проводятся под руководством рабочей комиссии.

Приемка вновь построенных объектов МН и участков МН после реконструкции и капитального ремонта оформляется актом приемочной комиссии, который утверждается руководителем организации заказчика (эксплуатирующей организации). Датой приемки объекта считается дата подписания акта приемочной комиссией.

При сдаче-приемке линейной части вновь построенного МН, а также замененного при реконструкции или капитальном ремонте участка МН генподрядчик представляет рабочей и приемочной комиссиям следующую документацию:

- перечень организаций, участвовавших в производстве строительно-монтажных работ, с указанием выполненных ими видов работ и фамилий специалистов, ответственных за каждый вид работ;

- комплект рабочих чертежей со всеми внесенными в них изменениями;

- перечень всех допущенных при строительстве отступлений от рабочих чертежей с указанием причин и предъявлением соответствующих документов согласования на эти отступления организации, которой выполнен проект строительства, реконструкции или капитального ремонта объекта;

- документы, характеризующие качество сварочных работ: сертификаты на сварочные материалы (электроды, проволоку, флюс); журнал сварочных работ с привязкой одиночных труб и плетей к пикетам; список сварщиков с указанием номеров их удостоверений; копии удостоверения сварщиков и дефектоскопистов; заключения по результатам физических методов контроля стыков и механических испытаний; документы по допускным стыкам;

- документы по антикоррозионной изоляции: сертификаты, паспорта на изоляционные материалы, журнал изоляционных работ, акты на очистку и изоляцию труб, акт на проверку сплошности покрытия, акты испытания участков трубопровода на прочность и герметичность;

- акты на подготовленность оснований траншей или опор, акты на укладку в траншею и засыпку трубопровода, фактическую раскладку труб по маркам стали и толщине стенок с указанием пикета и километра;

- акты пооперационной приемки работ по сооружению переходов через водные преграды и исполнительные профили траншей на всех переходах с фактическими отметками глубины заложения трубопровода и горизонтальной и вертикальной привязкой к реперам, акт на футеровку и балластировку сваренного в нитку подводного перехода;

- акт предварительных испытаний трубопровода на подводных переходах;

- акт на продувку (промывку) внутренней полости участков трубопровода и пропуск очистного устройства;

- заводские сертификаты на трубы, фасонные части и арматуру, паспорта на установленную арматуру и манометры (измерительные приборы);

- акты скрытых работ по линейным сооружениям;

- документацию об отводе земель, рекультивации и возврате части их владельцу после окончания строительства;

- документы, подтверждающие сдачу местным органам власти исполнительной съемки расположения объектов линейной части;

- документы согласований с организациями, объекты которых расположены в охранной зоне трубопровода (или при его пересечении);

- акты приемки устройств электрохимзащиты;

- акты приемки сооружений линий связи и телемеханики;

- акты приемки электроустановок;

- акты на приемку природоохранных сооружений и защитных сооружений от аварийного разлива нефти;

- акты на установку и привязку реперов.

Указанные акты должны быть оформлены с участием и подписаны службой технического надзора заказчика.

При сдаче-приемке линейной части МН после капитального ремонта с заменой изоляции и ремонта стенки трубы генподрядчик представляет приемочной комиссии, состав которой определен РД 39-00147105-015-98, следующую документацию:

- перечень организаций, участвовавших в ремонте нефтепровода, с указанием выполненных ими видов работ и фамилий специалистов, ответственных за каждый вид работ;

- сертификаты, технические паспорта и другие документы, удостоверяющие качество материалов, труб, конструкций и деталей, примененных при производстве ремонтных работ;

- комплект рабочих чертежей со всеми внесенными в них изменениями;

- перечень всех допущенных при капитальном ремонте отступлений от рабочих чертежей с указанием причин и предъявлением документов, подтверждающих согласование на эти отступления организации, которой выполнен проект капитального ремонта объекта;

- акты об устранении дефектов;

- документы по антикоррозионной изоляции: сертификаты, паспорта на изоляционные материалы, журнал изоляционных работ, акты на очистку и изоляцию труб, акт на проверку сплошности покрытия.

Указанные акты должны быть оформлены с участием и подписаны службой технического надзора заказчика.

При вводе в эксплуатацию вновь построенных МН, трасса которого проходит в одном техническом коридоре с другими коммуникациями, владелец МН должен составить с владельцами других коммуникаций и сооружений технического коридора договор или инструкцию об условиях совместной эксплуатации линейных сооружений и порядок действий сторон при авариях и чрезвычайных ситуациях.

До начала пуско-наладочных работ и работ по комплексному опробованию МН, оборудования, устройств, сооружений ОАО МН и их филиалы должны укомплектовать вводимые объекты обслуживающим персоналом и специалистами соответствующей квалификации.

К началу ввода в эксплуатацию все объекты и рабочие места должны быть укомплектованы необходимой документацией, запасами материалов, запчастями, инвентарем согласно установленным нормам.

Источник: Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов /Под. ред. А.А.Коршака. - СПб.: Недра, 2008. - 488 с.

15. Система охлаждения газа на компрессорных станциях. Назначение, принцип осуществления.

Компримирование газа на КС приводит к повышению его температуры на выходе станции. Численное значение этой температуры определяется ее начальным значением на входе КС и степе­нью повышения давления газа.

Излишне высокая температура газа на выходе станции, с одной стороны, может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода и недопустимым температурным напряже­ниям в стенке трубы, а с другой стороны,- к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компримирование (из-за увеличения его объемного расхода).

В микроклиматическом районе с холодным климатом для уча­стков с многолетнемерзлыми грунтами необходимо охлаждать газ до отрицательных температур с целью предотвращения протаивания грунтов вокруг трубопровода. В противном случае это может привести к смещению трубопровода и, как следствие, к возникно­вению аварийной ситуации.

Охлаждение газа до температуры грунта следует предусматривать на станциях охлаждения газа, обеспечивающих стабиль­ный уровень температуры в газопроводе. В других районах охлаждение газа следует предусматривать, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения.

Количество аппаратов воздушного охлаждения следует опре­делять гидравлическим и тепловым расчетом газопровода, исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха, среднегодовой температуры грунта и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа.

При невозможности обеспечить требуемую степень устойчи­вости и прочности трубы количество аппаратов воздушного ох­лаждения должно быть увеличено.

Оптимальную среднегодовую температуру охлаждения газа необходимо принимать на 10— 15 °С выше расчетной среднегодо­вой температуры наружного воздуха. Расчетную температуру на­ружного воздуха на входе в АВО в данный рассматриваемый пери­од (год, квартал, месяц) следует вычислять по формуле

Т_в = Т_а + δГ_а,

где Т_а — средняя температура наружного воздуха в рассматривае­мый период, определяемая по данным главы СНиП 2.01.01-82;

δТ_а — поправка на изменчивость климатических данных, 6Т_а следует принимать равной 2 °С.

Тепловой расчет аппаратов воздушного охлаждения газа вы­полняют по "Методике теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения" института ВНИИнефтемаш. В тепловом расчете принимают 10 %-ный запас поверхности тепло­обмена, учитывающий возможность выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена в процессе эксплуатации.

Установка охлаждения газа должна быть общей для всех газо­перекачивающих агрегатов компрессорного цеха, иметь коллекторную схему обвязки и обвод. На реконструируемых компрес­сорных станциях допускается проектировать установки охлажде­ния газа на нагнетательной линии каждой группы газоперекачива­ющих агрегатов.

Предусматривается аварийная остановку компрессорной станции при повышении температуры газа на выходе ап­паратов воздушного охлаждения газа выше 70 °С. При повышении температуры газа на выходе АВО до + 45 °С предусматривается предупредительный сигнал и автоматическое включе­ние вентиляторов АВО, находящихся в резерве.

Предельные температуры устанавливали исходя из условий термоустойчивости битумных покрытий, равной +70 °С.

В связи с увеличением диаметра газопроводов, непрерывным ростом степени сжатия, строительством газопроводов в слабозащемляющих грунтах, например в песках Средней Азии и север­ных районах, появилась необходимость поддержания температу­ры газопровода на постоянном уровне как по длине газопровода, так и во времени (изотермический режим работы газопровода). Такой режим повышает несущую способность грунта, что увеличивает надежность линейной части. Температура газа в северных условиях должна находиться на уровне температуры вечномерзлого грунта.

Применяют одноконтурные и двухконтурных (с промежуточным теплоносителем) систем охлаждения с использованием аппаратов воздушного охлаждения. При более глубоком охлаждении необходимо применять холодильные агрегаты для полного ох­лаждения, либо для доохлаждения газа после аппаратов воздушно­го охлаждения. Требования к теплообменным аппаратам: отсутствие смешения газа и охлаждающей сре­ды, малая засоряемость поверхностей теплообмена и всего аппарата, удобство ревизий и ремонта, надежность работы аппарата и отдельных его узлов. Существенное значение имеют небольшая стоимость и простота изготовления.

Теплообменные секции АВО можно распо­лагать горизонтально, вертикально, наклонно, зигзагообразно, что и определяет компоновку аппарата.

В последние годы на КС применяют аппараты воздушного охлаждения различных конструкций: горизонтальные (АВГ), вертикальные (ABB), зигзагообразные (АВЗ) и шатровые (АВШ), малопоточные обозначаются АВ-М.

Обозначение букв и цифр: в числителе - шифр аппарата (АВГ, ABB и т. д.), тип продукта (В- вязкие, ВВ — высоковязкие), число вентиляторов, давление (6, 10, 16, 25, 40, 64 кгс/см²) и группа материального оформления (Б - биметаллические трубы, М- монометаллические трубы), знаменатель - число рядов труб, число ходов и длина труб. Например, - обозначает аппарат воздушного охлаждения, горизонтальный, для вязких про­дуктов, одновентиляторный, давление 64 кгс/см², группы материального оформления Б1, шестирядный, двухходовой, с длиной труб 4 м.

Аппараты воздушного охлаждения различаются также с расположением вентилятора. При нижнем расположении вентилятора холодный воздух прокачивается через теплообменные секции под избыточным давлением, создаваемым вентилято­ром. При верхнем расположении вентилятора нагретый воздух проходит в межтрубном пространстве секции за счет разрежения, возникающего перед вентилятором.

Аппараты воздушного охлаждения следует выбирать приме­нительно к конкретным условиям с учетом необходимой поверх­ности теплообмена, рабочего давления, температуры охлаждающего воздуха, требуемой степени охлаждения, параметров охлаж­даемого газа. Теплопередающую поверхность выполняют из моно­металлических труб с оребрением (алюминий, латунь и др.) и биметаллических труб, у которых внутренние трубы выполнены и углеродистой, хромистой или нержавеющей стали, а наружные -латуни, алюминия или легкой стали. Материал труб должен обдать коррозионной устойчивостью в условиях рабочей среды, а материал ребер — коррозионной устойчивостью в атмосферных условиях.

Уменьшение температуры приводит к увеличению давления в трубопроводе, что приводит к уменьшению затрат на последующих КС.

АВО газа являются экологически чистыми устройствами для охлаждения газа, относительно просты в эксплуатации. Аппарат воздушного охлаждения газа с верхним рас­положением вентилятора:

1 — теплообменная поверхность;

2 — вентилятор; 3 — патрубок; 4 — диффузор; 5 — клиноременная передача; б — электродвигатель

Неоднородные системы охлаждения, в которых темпе­ратура газа снижается сначала в АВО, установленных на выходе газа из КС, а затем в холодильных машинах.Если необходимо охладить газ до температуры окружающего воз­духа или ниже.

Используются однородные системы с ХМ обычного типа или неоднородные системы, включающие АВО и холодильные машины. В качестве ХМ для охлаждения природно­го газа после его компримирования в данное время применяются в основном холодильные пропановые машины с ГМК типа 10ГКН. Большое внимание уделено разработке и внедрению абсорбцион­ных и пароэжекторных холодильных установок, работающих на тепле выпускных газов ГПА.

Во ВНИИГАЗ разработана технология охлаждения природно­го газа на КС в однородных системах с использованием в них па-рокомпрессионных холодильных машин, работающих на бинар­ном хладоагенте — смесь пропана (60 %) и бутана (40 %).

В настоящее время осваивается производство таких машин с электроприводными агрегатами АТП 5-8/1 и АТП 5-16/1 холодо-производительностью 9,3— 18,6 МВт, а также с газотурбинными агрегатами ТКА-П-6,3/10 холодопроизводительностью 18,6 МВт.

Рекупе­ративная система охлаждения газа РСО.

Рис. 5. Рекуперативная система охлаждения газа и характер изменения температуры:

I — рекуперативный теплообменник (РТО); 2 — нагнетатель; 3 — детандер (расширительная машина); 4 — дроссельное устройство; 5 — УТИХМ (утилизационная холодильная машина); t₁ — температура перед РТО (прямой поток газа); t₂ - температура перед ГПА; t₃ — температура перед АВО; t₄ — температура перед РТО (обратный поток газа); t_5-— температура после сис­темы охлаждения (с недорекуперацией); t_6- температура после системы охлаждения (без недорекуперации); Δt_нр — недорекуперация; ΔТ- недоохлаждение в АВО.

В этой системе осуществляется не только первичное охлаждение газа перед его поступлением в газопровод и поддерживается постоянной температура газа в процессе его движения по газопро­воду, но и обеспечивается транспортирование газа по газопроводу при его пониженных или низких температурах. При этом газ может транспортироваться как при температурах, равных или близких к температуре грунта, так и при отрицательных температурах (-50) -(-60 °С). При этом значительно повышается пропускная способность и надежность газотранспортных магистралей.

Транспортируемый газ, имеющий температуру t₁, из газопровода поступает в рекуперативный теплообменник РТО, где за счет теплообмена с газом обратного потока нагревается до температу­ры t₂ и поступает с этой температурой на вход нагнетателя ГПА. В нагнетателе газ сжимается политропически и одновременно нагревается до температуры t₃.

Нагретый газ поступает в АВО, где охлаждается за счет тепло­обмена с атмосферным воздухом до температуры t₄. Уровень тем­пературы t₄ определяется уровнем температуры атмосферного воздуха t_a и всегда должен быть выше его на величину недоохлаждения ΔT= t₄ — t_a, оптимальные значения которой находятся обычно в пределах 10— 15 °С. Предварительно охлажденный в АВО газ затем доохлаждается в РТО за счет теплообмена с газом прямого потока до температуры t₅. Эта температура при идеальном газе бу­дет всегда выше температуры t₁, на величину недорекуперации Δt_нр. В зависимости от площади теплообмена и эффективности ра­боты РТО величина Δt_нр может иметь различные значения. В пре­дельном случае при бесконечно большом по площади РТО Δt_нр = 0. Рациональные значения этой величины обычно находятся в преде­лах 8-10 °С.

Газ, имеющий после РТО температуру t_s, направляется в детандер (расширительную машину), где дополнительно охлаждает­ся за счет расширения до температуры t₆, равной входной температуре (,, и при такой температуре поступает в газопровод, где он движется до следующей КС, на которой вновь повторяется описанный выше цикл сжатия и охлаждения газа.

Температура газа может понизиться на величину Δt_нр или до более низких температур не только в детандере, но и в холодильной машине, работающей на тепле выпускных газов ГПА, при этом газ из РТО с температурой t_s поступает в холодильную машину, где охлаждается до заданной температуры t₆, а затем попадает в газопровод.

Степень предварительного подогрева газа в РТО у этой системы Δt_рто должна быть такой, чтобы с учетом дополнительного нагрева газа в нагнетателе ГПА оказалось бы возможным сбросить получаемое газом при сжатии тепло с помощью АВО в окружаю­щий атмосферный воздух. При этом температура конца охлаждения в АВО — t₄ всегда должна оставаться более высокой, чем тем­пература атмосферного воздуха. При бесконечно большом по площади РТО и, следовательно, Δt_нр =0 падение температуры газа в АВО точно равняется повышению температуры газа при его сжа­тии в нагнетателе ГПА. При наличии недорекуперации падение температуры в АВО всегда будет меньшим на величину падения температуры в детандере. В этом случае требуемая степень повы­шения давления газа в нагнетателе должна быть выше степени по­вышения давления, необходимого для восстановления потерь дав­ления в газопроводе, на величину, обеспечивающую снятие недорекуперации за счет расширения газа в детандере.

В некоторых случаях более целесообразным может оказаться использование при реальных газах вместо детандера эффекта Джоуля-Томпсона, создаваемого путем пропускания газа через дроссельное устройство. В этом случае отпадает необходимость в применении детандера, что существенно упрощает конструкцию и эксплуатационные характеристики системы.

При эксплуатации газопроводов с температурами транспорти­руемого газа, близкими к температуре грунта, в большинстве случаев отсутствует необходимость строгого соблюдения равенства температур на входе и выходе КС. Обычно допускается, чтобы температура газа на выходе была на 4 —8 °С выше температуры газа на входе. При движении газа но газопроводу от одной КС до другой это превышение температуры будет снято за счет отвода тепла в окружающий грунт. В этом случае роль устройства, снима­ющего недорекуперацию, будет играть сам газопровод.

Если газ транспортируется при низких температурах и по трубопроводу, имеющему тепловую изоляцию стенок, то, как показывают специальные расчеты, при хорошей изоляции будет наблюдаться некоторое (на 4 — 8 °С) снижение температуры газа по мере движения его от одной КС до другой вследствие его изоэнтальпического расширения. Очевидно, и в этом случае трубопровод будет также играть роль устройства, снимающего недорекуперацию газа в системе охлаждения.

В обоих этих случаях газ будет поступать в трубопровод непосредственно с температурой t_s, более высокой, чем температура t1, охлаждаться в нем за счет того или иного эффекта до температуры t, и с этой температурой поступать к следующей КС.

Полное охлаждение газа до его первоначальной температуры может потребоваться только при транспортировке газа по трубопроводу в условиях вечной мерзлоты. Устранение возможности растепления вечномерзлых грунтов требует, чтобы температура газа после системы охлаждения равнялась бы температуре газа до нее, и обе они вместе должны равняться температуре вечномерзлого грунта. В этом, последнем, случае система должна применять­ся в полном объеме, с "внутренним" снятием недорекуперации и с использованием детандера (холодильной машины) или дроссельного устройства.

Таким образом, в рассматриваемой системе температурный потенциал сжатого газа повышается за счет рекуперации тепла до уровня, позволяющего сбросить получаемое газом при сжатии в нагнетателе тепло в окружающую среду с помощью обычных АВО, т. е. уровня, превышающего t_a. При этом затрачивается дополнительная работа, равная разнице работ сжатия газа с началь­ными температурами, равными температурам после и до РТО. Последнее означает, что описываемая система по характерным признакам аналогична любым другим системам охлаждения, задача которых также заключается в повышении за счет затраты определенного количества работы температурного потенциала рабоче­го тела с некоторого, более низкого уровня, до относительно более высокого, при котором отбираемое на низком температурном потенциале тепло может уже сбрасываться в окружающую среду.

Источники:

Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: учебник / А.М.Шаммазов, В.Н.Александров, А.И.Гольянов и др.–М.:Недра,2003. – 404с.

16. Системы очистки газов на компрессорных станциях от сероводорода и диоксида углерода. Назначение, принцип осуществления.

Для извлечения H;S и СО; из природного я нефтяного газа обычно применяют моноэталомин, хотя можно использовать и другие сорбенты. Преимущество моноэтаноламина состоит в низкой стоимости, вы­сокой реакционной способности, стабильности, легкости регенерации от загрязненных растворов. Основным недостатком этого сорбента является относительно высокое давление паров. Основные свойства моноэтаноламина: плотность 1,02 г/см³; температура кипения;71 "С;; растворимость в воде полная, в углеводороде нерастворим; применяется концентрацией не выше 15%.

Рис. 6. Схема очистки нефтяного и природного газа от H;S и СО;.

1 - коллектор; 2 - абсорбер; 3 - тарелки абсорбера; 4 - жалюзийная насадка; 5 - холодильники; 6 - теплообменники; 7. 11 - насосы; 8 - пароперегреватель; 9 - десорбер; 10 - подача холодной воды; 12 - сепаратор; 13 - котельная.

Газ, по коллектору 1 поступает в нижнюю часть абсорбера 2, где происходит предварительная се­парация его от жидкости. Затем газ проходит по тарелкам абсорбера 3, на которые сверху подается моно-этаноламин. Моноэтаноламин, поглощая H₂S и СО₂, перетекает в нижнюю часть абсорбера, а очищенный газ через верхнюю жалюзийную насадку 4 поступает в магистральный газопровод. Насыщенный моно-этаноламин поступает в теплообменник 6, где предварительно нагревается горячим регенерированным моноэтаноламином. Затем насыщенный моно-этаноламин поступает в пароперегреватель 8, из которого с температурой 125 °С разливается на тарелки десорбера 9, в котором поддерживается нормальное давление.

Избыток воды и растворенный в моноэтаноламина сероводород и углекислый газ при этой температуре на тарелках в десорбере быстро испаряются и выходят через верх десорбера в холодильник 5. Здесь пары моноэтаноламина конденсируются и поступают в сепаратор 12, а газы H₂S и СО; поступают на установки для получения элементарной серы. Сконденсированный моно-этаноламин из сепаратора 7 забирается насосом 11 и вновь нагнетается в десорбер, что предотвращает его потери.

Регенерированный моно-этаноламин забирается насосом 7 из нижней части десорбера и через теплообменник 6 и холодильник 5 вновь подается на тарелка абсорбера.

Источники: Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А. Основы нефтегазового дела.— М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 307 с:

Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: учебник / А.М.Шаммазов, В.Н.Александров, А.И.Гольянов и др.–М.:Недра,2003. – 404с.

17. Осложнения, возникающие при эксплуатации магистральных газопроводов. Методы борьбы с ними.

Нормальная эксплуатация магистральной части газопровода может быть обеспечена при качественной осушке природного газа на промысловых пунктах подготовки. Наличие влаги в газе при некачественном се отделении часто является причиной образования новых гидратов.

Гидраты газов представляют собой кристаллические соединения, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды и имеющие строго определенную структуру. Внешне они напоминают кристаллы льда или мокрый спрессованный снег.

Скопления гидратов в линейной части газопроводов Moгyт вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали.

На процесс образования гидратов влияет состав транспортируемого газа, содержание воды, давление и температура. Обязательными условиями существования гидратов является снижение температуры газа ниже точки росы, при которой происходит конденсация паров воды (наличие капельной влаги в газе), а также ниже температуры равновесного состояния гидратов.

Поскольку гидраты природных газов являются нестойкими химическими соединениями, любое отклонение от термодинамического равновесия приводит к их распаду. Однако, если термодинамическое равновесие сохраняется, скопления гидратов могут находиться в газопроводе длительное время. Поэтому для своевременного предупреждения образования гидратных пробок необходимо знать условия их возникновения и прогнозировать места их возможных скоплений.

Максимальное содержание влаги в газе на линии насыщения W определяют по графику зависимости от давления и температуры. При известном значении максимального влагосодержания можно определить температуру, соответствующую точке росы, которая понижается при уменьшении давления.

Источник: Эксплуатация магистральных газопроводов: Учеб. пособ. / Под ред. Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: «Вектор Бук»,2002. -528с.

Дата добавления: 2015-07-20