Генплан узла запорной арматуры

Требования, предъявляемые к опрессовке, и типичные ошибки

Опрессовка — это не просто гидравлическое испытание системы. Это целый ряд мероприятий, направленных на подготовку системы к отопительному сезону. Это и ремонт аварийных участков, и замена (ремонт) задвижек, и поверка манометров, прочистка фильтров и многое другое.

В этой статье опишу основные моменты, на которые обращают внимание представители контролирующих органов. Нижеописанное не является истиной в последней инстанции, у каждого инспектора свои тараканы в голове. Но необходимый минимум работ нужно выполнить в любом случае.

Граница разграничения ответственности

Для начала давайте разберёмся, что мы будем опрессовывать. Существует несколько вариантов подключения здания к теплосети. Первый, самый распространённый вариант, когда рядом со стеной на входе из города установлены вводные задвижки. При таком варианте границей разграничения ответственности считается фланец вводной задвижки, за всё, что дальше (включая вводную задвижку), отвечает собственник здания. Соответственно, опрессовывается тепловой узел и система отопления здания.

Второй вариант, когда тепловой узел находится внутри здания, и к нему от вводных задвижек по зданию проходит внутренняя теплотрасса. При таком варианте подключения нужно уточнять, где проходит граница разграничения. В этом нам поможет «Договор на теплоснабжение», который заключается между собственником и теплоснабжающей компанией. В этом договоре есть приложение, в котором и указывается, где проходит граница разграничения.

Если границей разграничения считаются вводные задвижки, мы прессуем три элемента системы: внутреннюю теплотрассу, тепловой узел и систему отопления. Если граница разграничения ответственности проходит по задвижкам на тепловом узле, естественно, мы опрессовываем только элеваторный (тепловой) узел и систему отопления.

Манометры

Пожалуй, первое, на что обращает свое внимание инспектор при приемке опрессовки — это манометры.

Поверка манометра

Каждый год манометры должны подлежать поверке. Поверка — это проверка измерительного прибора на точность показаний. Если показания манометра превышают допустимую погрешность, его нужно отправить на калибровку или заменить. Калибровка, по сути, это настройка манометра, направленная на уменьшение погрешности в точности измерений.

После поверки на корпус манометра наносится штамп Метрологической службы.

1. Месяц года (1, 2, 3 и т.д.), квартал (I, II, III, IV).
2. Знак Госстандарта.
3. Последние цифры года (здесь 2002).
4. Индивидуальный знак поверителя.
5. Шифр Метрологической службы.

Новые манометры подлежат поверке только через 18 месяцев, то есть через год после ввода в эксплуатацию. Но при проверке необходимо предоставить паспорта на эти приборы (они идут в комплекте).

Подключение манометра

Манометр должен быть подключен только через трехходовой кран или шаровой кран со спускником для сброса давления. Обычные шаровые краны не идут.

Трехходовые краны часто подтекают. Совет: чтобы избежать течи, перед установкой проверните несколько раз шток крана вокруг своей оси. Тем самым вы равномерно смажете шток и внутреннюю поверхность крана солидолом, который наносился при сборке.

Где должны стоять манометры

По поводу места установки манометров есть целая кипа стандартов (ДБН В.2.5-39 — Тепловые сети, СНиП 2.04.01 — Внутренний водопровод и канализация зданий, СНиП 2.04.05 Отопление вентиляция и кондиционирование, СНиП II-35 Котельные установки). Простыми словами скажу так: манометры должны стоять до и после любого оборудования, которое может повлиять на изменение давления: на всех отходящих и проходящих трубопроводах до и после запорной арматуры, до и после регулирующего оборудования, до и после грязевиков (для контроля его состояния) и т.д.

Ещё один нюанс, на который может обратить внимание инспектор, — это номинал манометра. В тепловых пунктах должны стоять манометры номиналом до 1.6 МПа (16 бар).

Термометры

Гильза (карман) термометра должна заходить на 2/3 в трубопровод, так, чтобы погружаемая часть находилась в центре потока.

Здесь показано неправильное подключение манометра.

Для обеспечения хорошего термоконтакта гильза термометра должна быть заполнена минеральным маслом (ГОСТ 8.586.5-2005 п.6.3.9.).

Промывка фильтров и грязевиков

Чистка фильтров и грязевиков — обязательная процедура в процессе подготовки отопления к отопительному сезону. Процесс промывки грязевика довольно прост: раскручивается фланец, и из отстойника вычищается вся грязь. То же самое и с косым фильтром.

Элеватор

Принцип работы элеваторного узла.

Главное требование к элеваторному узлу — это промывка конуса (сопла). Диаметр отверстия в конусе 5-7 мм (рассчитывается индивидуально для каждого здания), если конус забьётся, на здание не будет поступать требуемое количество тепла.

Элеватор должен быть опломбирован. Для промывки сопла пломбу нужно снять, но, чтобы не возникло лишних вопросов, это нужно предварительно согласовать с инспектором, который будет принимать у вас опрессовку. После промывки элеватор снова пломбируется.

Часто инспектор требуют, чтобы на элеваторе висела бирочка с указанным на ней диаметром отверстия в конусе.

Изоляция и предупреждающие цветные кольца на трубопроводах

Все трубопроводы в ИТП (ЦТП) должны быть окрашены и изолированы. Изоляция не должна висеть лохмотьями, всё должно быть аккуратно. Также изолируются узлы учета и элеваторы.

На трубопроводе должно маркерами указываться направление движения теплоносителя. Для идентификации содержимого труб на них наносятся предупреждающие цветные кольца. Для отопления используется кольца зелёного (основной цвет) и желтого цвета на подающей, зелёного и коричневого на обратке. Такая же маркировка используется для ГВС. Дренаж и ХВС обозначаются кольцами зелёного цвета.

Запорная арматура

Запорная арматура должна выполнять свою основную функцию — перекрывать поток теплоносителя. Если на тепловом узле есть задвижки, которые «не держат», их нужно заменить. Разные участки системы опрессовываются под разным давлением, и если в схеме присутствует неработающая задвижка, она себя обязательно проявит.

Маркировка арматуры

В идеале всё должно выглядеть так: в тепловом пункте должна находиться схема, отображающая пронумерованные и обозначенные подводящие и отводящие трубопроводы, запорную и регулирующую арматуру, спускные и дренажные устройства. Схема должна соответствовать состоянию системы на настоящий момент, то есть, если в системе были внесены изменения, они должны быть отображены на схеме.

На всех вышеперечисленных устройствах должны быть бирочки с обозначениями, соответствующими обозначениям в схеме (1,2 — запорная арматура на подающем и отводящем трубопроводе, t1 и t2 — термометры, P1 и Р2 — манометры, и т.д.).

На практике в небольших тепловых пунктах инспекторы не всегда на этом акцентируют внимание. Главное, чтобы было понятно, что куда идёт, например: «подача на левое крыло», «обратка с правого крыла», «подача на вентиляцию» и т.п. Но если всё будет «по феншую» — это дополнительный плюс.

Ревизия клиновых задвижек

Клиновые задвижки старого образца требуют дополнительного внимания в процессе эксплуатации.

Устройство клиновой задвижки: 1 — клин, 2 — крышка, 3 — маховик, 4 — седло, 5 — корпус, 6 — кольцо уплотнительное, 7 — шпиндель, 8 — втулка резьбовая, 9 — втулка, 10 — стойка, 11 — фланец сальника, 12 — сальниковое уплотнение из терморасширенного графита.

В таких задвижках в обязательном порядке каждый год нужно производить набивку сальника. И в течение года, при возникновении течи из сальника, необходимо поджимать фланец. Если этого не делать задвижка придёт в негодность.

Для замены сальниковой набивки нужно раскрутить гайки на накидных болтах, поднять фланец, извлечь старое сальниковое уплотнение и набить новое. Уплотнение наматывается кольцами вокруг шпинделя и прижимается фланцем.

При затягивании фланца нужно быть осторожным: если переусердствовать, чугунный фланец может лопнуть, а его замена весьма проблематична, на практике легче поменять задвижку полностью.

На задвижке не должно быть признаков ржавчины. Корпус должен быть выкрашен в чёрный цвет, маховик в красный, а выдвижной шпиндель должен быть смазан солидолом.

Дренаж

Тепловые пункты снабжаются трапом для самотечного отведения воды, а при невозможности реализации — дренажным приямком с насосом (СП 124.13330.2012 Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003 п.14.20). Приямок закрывается съемной решеткой. Последнее нововведение — край приямка должен быть окрашен желтыми и черными полосами.

Если в ТП имеется предохранительный клапан, то он должен быть снабжен дренажным трубопроводом, чтобы в случае сработки никто (или ничто) не пострадал(о).

Были случаи, когда инспектор прямым текстом говорил, что на двух метрах теплового узла найдет десять замечаний. И неважно, что в прошлом году этих замечаний не было. В глазах контролирующих органов идеальной системы не существует. Но это тема другого разговора…

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящий регламент устанавливает перечень и порядок выполнения основных операций по техническому обслуживанию и ремонту запорной арматуры объектов магистральных нефтепроводов.

Цель разработки настоящего регламента — установление порядка оценки технического состояния, порядка технического обслуживания и ремонта запорной арматуры.

— критерии технического состояния запорной арматуры;

— порядок проведения диагностического контроля;

— типовые объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту запорной арматуры;

— нормативы технического обслуживания и ремонта.

2. номенклатура оборудования

Регламент по техническому обслуживанию и ремонту распространяется на запорную арматуру объектов магистральных нефтепроводов условным диаметром до 1200 мм.

3. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ АРМАТУРЫ

3.1. Вся вновь устанавливаемая на объектах магистрального нефтепровода отечественная и импортная арматура должна иметь сертификаты соответствия, удостоверяющий соответствие запорной арматуры требованиям Государственных стандартов и нормативных документов России и разрешение Госгортехнадзора России на право выпуска и применения данной продукции.

РНУ (АО) должно осуществлять учет срока службы, наработки и количества циклов работы «закрыто — открыто» арматуры.

3.2. Арматура считается работоспособной, если:

— обеспечивается прочность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением;

— не наблюдается пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы;

— обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений и фланцевых соединений арматуры по отношению к внешней среде;

— обеспечивается герметичность затвора арматуры в соответствии с паспортом на запорную арматуру;

— обеспечивается плавное перемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий;

— электропривод обеспечивает плавное перемещение затвора, открытие и закрытие в течение времени, указанного в паспорте; обеспечивается отключение электропривода при достижении затвором крайних положений и при превышении крутящего момента допустимого значения на бугельном узле.

При невыполнении любого из этих условий арматура считается неработоспособной и выводится из эксплуатации.

Работоспособность арматуры характеризуется показателями надежности. К показателям надежности относятся: назначенный срок службы арматуры, назначенный ресурс — в циклах «открыто — закрыто», назначенный срок службы до ремонта, вероятность безотказной работы в течение назначенного ресурса.

3.3. Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов и предельных состояний.

Критериями отказов запорной арматуры являются:

· неустранимая дополнительной подтяжкой потеря герметичности по отношению к внешней среде;

· пропуск среды в затворе сверх допустимого;

· невозможность рабочих перемещений запорного органа (заклинивание подвижных частей) при открытии и закрытии арматуры;

· увеличение времени срабатывания сверх допустимого;

· выход из строя электропривода.

Критериями предельных состояний арматуры являются:

· достижение назначенного срока службы;

· разрушение или потеря плотности основного материала и сварных швов;

· нарушение геометрических размеров сопряженных деталей (вследствие износа или коррозионного разрушения).

При достижении назначенного срока службы запорная арматура подвергается переосвидетельствованию с целью определения ее технического состояния и возможности продления сроков эксплуатации.

Показатели надежности, критерии отказов и предельных состояний указываются в паспортах на арматуру.

Читайте также  Сборная металлоконструкция из труб

3.4. Контроль работоспособности и технического состояния арматуры осуществляется внешним осмотром, диагностированием и испытаниями

3.4.1. При внешнем осмотре проверяются:

· состояние и плотность материалов и сварных швов арматуры;

· плавность перемещения всех подвижных частей арматуры и электропривода;

· герметичность арматуры по отношению к внешней среде, в том числе:

· герметичность прокладочных уплотнений;

· герметичность сальникового уплотнения.

В работоспособном состоянии запорной арматуры пропуск среды через сальниковое и прокладочное уплотнения не допускается.

3.4.2. Техническое состояние задвижки в процессе эксплуатации должен определяться диагностическим контролем. Для определения технического состояния корпуса и сварных швов задвижки применяются акустико-эмиссионный (АЭ), ультразвуковой (УЗК) и другие методы неразрушающего контроля.

Проведение диагностического контроля задвижки совмещают по срокам с капитальным ремонтом (таблица 4 ), а также осуществляют при выявлении чрезмерных напряжений на патрубках или при возникновении отказов в работе задвижки по критериям предельных состояний. При диагностировании применяются приборы и АЭ датчики и приборы ультразвукового контроля или дефектоскопы.

Диагностический контроль и заключение по его результатам осуществляют специализированные организации, имеющие разрешение Госгортехнадзора России, или специалисты РНУ, ЦБПО при наличии разработанной и утвержденной методики диагностического контроля.

Результаты диагностического контроля (заключение) заносятся в формуляр арматуры или прикладывается к ее паспорту.

Контроль герметичности затвора арматуры в процессе эксплуатации может осуществляться акустико-эмиссионными течеискателями.

3.4.3. На действующих магистральных нефтепроводах арматура также подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность. Проведение испытания арматуры совмещается по срокам с испытанием нефтепроводов или осуществляется после выполнения капитального ремонта нефтепроводов.

Режим испытания и испытательные давления устанавливаются и зависимости от срока и параметров эксплуатации нефтепроводов согласно нормативным документам, регламентирующим проведение испытаний на действующих нефтепроводах.

4. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ

В объеме технического обслуживания проводятся следующие работы:

— мелкий ремонт арматуры, не требующий специальной остановки магистральных насосов (чистка наружных поверхностей, обслуживание площадок, устранение подтеков масла и т.д.);

— визуальная проверка состояния всех частей запорной арматуры, включая смазки в подшипниках и редукторе, ее пополнение;

— проверка состояния и крепления клемм электродвигателя, проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;

— проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия;

— проверка срабатывания муфты ограничения крутящего момента;

— проверка герметичности сальникового уплотнения и фланцевых соединений.

Операция по ремонту сальниковых уплотнений выполняется согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

Для обеспечения герметичности фланцевых соединений запорной арматуры необходимо два раза в год (весной и осенью) производить обтягивание фланцевых соединений, при обнаружении течи во фланцевом соединении производится равномерная обтяжка болтов и гаек; если умеренная обтяжка фланцев не дает положительных результатов и утечка продолжается, производится замена прокладки согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

Перед обтяжкой фланцевого соединения (корпуса и крышки) клиновых задвижек необходимо приоткрывать клин во избежание повреждения резьбовой втулки.

Обтяжка фланцевых соединений запорной арматуры должна проводиться при давлении сниженном до безопасного уровня в нефтепроводе или на отключенном участке нефтепровода.

В объеме технического обслуживания обратного клапана производятся следующие работы:

— проверка герметичности уплотнений, устранение обнаруженных утечек;

— проверка работоспособности демпфирующих устройств (амортизаторов) и их восстановление.

5. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ

При текущем ремонте производятся все операции технического обслуживания, а также:

для клиновых или шиберных задвижек — удаление воздуха из задвижки: подготовка необходимых ремонтных приспособлений, транспортных и подъемных механизмов; снятие редуктора с электроприводом, разборка редуктора и электропривода, очистка и промывка деталей, дефектация, замена изношенных деталей, смазка редуктора и механической части электропривода, их сборка; проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей взрывозащиты шарикоподшипников электродвигателя, правильность посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя, замена дефектных деталей электродвигателя; проверка состояния подшипникового узла штока задвижки после его фиксации, определение степени износа резьбовой втулки штока (в случае чрезмерного износа ее замена): устранение следов коррозии штока, задиров; замена сальников, нажимной втулки, при необходимости; прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину; подтяжка шпилек разъема корпуса, полная сборка и установка электропривода на задвижку; регулировка конечных выключателей на открытие и закрытие, муфты ограничение крутящего момента на отключение по допустимым значениям.

Текущий ремонт запорной арматуры осуществляется без ее демонтажа.

Данные о проведенном техническом обслуживании и текущем ремонте заносятся в журнал профилактических осмотров и ремонтов лицом, ответственным за исправное состояние объекта. Журнал хранится у лица, ответственного за исправное состояние объекта. Форма журнала профилактических осмотров и ремонтов приведена в Приложении 1 .

6. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

Капитальный ремонт запорной арматуры осуществляется с ее демонтажем. Демонтаж подлежащих капитальному ремонту задвижек, обратных клапанов производится согласно графику, утвержденному глинным инженером РНУ (АО МН). Капитальный ремонт задвижек производится ЦБПО или специализированной организацией по ТУ, рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке.

При капитальном ремонте производятся все операции текущего ремонта, а также: полная разборка и дефектация всех деталей и узлов, их восстановление или замена пришедших в негодность в результате коррозии, чрезмерного механического износа узлов и базовых деталей запорной арматуры.

После капитального ремонта арматура подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность в соответствии с требованиями ГОСТ 5762-74Е и нормативно-технической документации на капитальный ремонт запорной арматуры.

Испытание на прочность и плотность материала задвижки в сборе проводится при открытом затворе и заглушенных патрубках давлением P пр ( P пр = 1,5 PN , где PN давление номинальное). Испытания на прочность и плотность проводятся при постоянном давлении в течение времени, необходимого для осмотра задвижки. Пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы не допускаются.

Испытание арматуры на герметичность по отношению к внешней среде проводится давлением 1,1 PN в течение времени, необходимого для осмотра уплотнения и соединений. Проверяется герметичность верхнего уплотнения крышка-шпиндель при ослабленных креплениях сальникового уплотнения и полностью поднятом шпинделе задвижки. Проверяется герметичность сальникового уплотнения и прокладки между крышкой и корпусом. Протечки среды не допускаются. Метод контроля визуальный.

Испытание арматуры на герметичность затвора проводится в соответствии с табл. 1 и требованиями ГОСТ 9544-93.

Испытание затвора на герметичность

Номинальное давление PN , МПа (кгс/см 2 )

Параметры испытания затвора на герметичность

СНиП 2.05.06-85 : Конструктивные требования к трубопроводам

4.1. Диаметр трубопроводов должен определяться расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования.

4.2. При отсутствии необходимости в транспортировании продукта в обратном направлении трубопроводы следует проектировать из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения рабочего давления по длине трубопровода и условий эксплуатации.

4.3. Установку запорной арматуры, соединяемой при помощи фланцев, следует предусматривать в колодцах, наземных вентилируемых киосках или оградах. Колодцы, ограды и киоски следует проектировать из несгораемых материалов.

4.4. Допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует определять расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очистных устройств должен составлять не менее пяти его диаметров.

4.5. Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее 250 мм. В обвязочных трубопроводах КС, ГРС и НПС допускаются прямые вставки длиной не менее 100 мм при диаметре их не более 530 мм.

4.6*. На трубопроводе должны быть предусмотрены узлы пуска и приема очистных и разделительных устройств, конструкция которых определяется проектом.

Трубопровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.

4.7. При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

4.8. На участках переходов трубопровода через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пуска и приема очистных устройств.

4.9. Трубопровод и узлы пуска и приема очистных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими прохождение очистных устройств.

4.10. В местах примыкания магистральных трубопроводов к обвязочным трубопроводам компрессорных и насосных станций, узлам пуска и приема очистных устройств, переходам через водные преграды в две нитки и более, перемычкам и узлам подключения трубопроводов необходимо определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения должны учитываться при расчете указанных конструктивных элементов, присоединяемых к трубопроводу. С целью уменьшения продольных перемещений трубопровода следует предусматривать специальные мероприятия, в том числе установку открытых компенсаторов П-образной (незащемленных грунтом), Z-образной или другой формы или подземных компенсаторов — упоров той же конфигурации.

При прокладке подземных трубопроводов диаметром 1000 мм и более в грунтах с низкой защемляющей способностью в проекте должны быть предусмотрены специальные решения по обеспечению устойчивости трубопровода.

4.11. На трассе трубопровода должна предусматриваться установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5—2 м от поверхности земли, которые должны быть оснащены соответствующими щитами с надписями — указателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более, чем через 1 км, а также дополнительно на углах поворота и, как правило, совмещаются с катодными выводами.

4.12*. На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более согласно требованиям п. 6.15 и на однониточных переходах категории В;

в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии, допускающем установку монтажного узла , его ремонт и безопасную эксплуатацию;

на ответвлениях к ГРС при протяженности ответвлений свыше 1000 м на расстоянии 300—500 м от ГРС;

на входе и выходе газопроводов из УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений на расстоянии, м, не менее:

газопровода диаметром 1400 мм. 1000

»» менее 1400 мм до 1000 мм включ. 750

»» менее 1000 мм. 500 (охранные краны);

по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним газопровода) на расстоянии не менее 250 м;

на одном или обоих концах участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий, — на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности;

на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении водных преград в одну нитку — место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в зависимости от рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и необходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;

на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м.

На однониточных подводных переходах газопроводов через водные преграды установка запорной арматуры предусматривается при необходимости.

Примечания: 1. Место установки запорной арматуры для нефтепродуктопроводов, как правило, должно совмещаться с местами соединения участков трубопроводов с различной толщиной стенок.

Читайте также  Трубин глеб александрович лдпр

2. Место установки охранных кранов от головных сооружений принимается от границ их территорий, КС — от границ узла подключения КС к магистрали (от осей врезок крайних внешних всасывающего и нагнетательного газопроводов) . При удалении КС от магистрального газопровода на расстоянии свыше 700 м при наличии естественных препятствий (оврагов, сложного рельефа и т.п.) следует предусматривать установку запорной арматуры с продувочными свечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле подключения КС в магистральный газопровод) на всасывающих и нагнетательных газопроводах КС («шлейфах») на расстоянии 250 м от ограды КС.

4.13*. При параллельной прокладке двух ниток или более газопроводов узлы линейной запорной арматуры на отдельных нитках надлежит смещать на расстояние не менее 100 м друг от друга по радиусу. В сложных условиях трассы (горный рельеф, болота, искусственные и естественные препятствия) указанное расстояние допускается уменьшать до 50 м.

При параллельном подключении одного газопровода-ответвления к двум или нескольким основным ниткам газопровода или подключении нескольких ниток ответвления к одному газопроводу узлы линейной запорной арматуры необходимо смещать на расстояние не менее 30 м друг от друга.

Примечание: Требование данного пункта на линейную запорную арматуру узлов подключения не распространяется.

4.14. Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

4.15*. Газопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры, находящейся под давлением, — байпасы, продувочные линии и перемычки, —следует предусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки.

Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу арматуры.

4.16. На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, на узлах подключения КС и узлах приема и пуска очистных устройств следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м — при диаметре газопровода 1000 мм и более.

Диаметр продувочной свечи следует определять из условия опорожнения участка газопровода между запорной арматурой в течение 1,5—2 ч. Установку запорной арматуры и продувочных свечей следует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений, не относящихся к газопроводу, не менее 300 м.

При прокладке газопроводов параллельно автомобильным дорогам и железным дорогам, линиям электропередачи и связи запорную арматуру с продувочными свечами допускается располагать на том же расстоянии от дорог и линий, что и газопровод.

При пересечении газопроводом автомобильных и железных дорог, линий электропередачи и связи расстояние от продувочных свечей до указанных сооружений должно приниматься не менее значений, предусмотренных при их параллельной прокладке.

Во всех перечисленных случаях расстояние от продувочных свечей запорной арматуры до мостов и виадуков должно быть не менее 300 м, от линий электропередачи — согласно требованиям ПУЭ, утвержденным Минэнерго СССР.

Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.

4.17. Для контроля наличия конденсата и выпуска его на газопроводах следует предусматривать установку конденсатосборников. Места установок конденсатосборников определяются проектом.

4.18. Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками.

4.19. Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок.

4.20. Запорная арматура, устанавливаемая на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах и трубопроводах сжиженного газа в местах перехода через реки или прохождения их на отметках выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии менее 700 м, должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление.

4.21. Линейная запорная арматура газопроводов I класса диаметром 1000 мм и более, а также нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия.

4.22. На участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и трубопроводов сжиженных углеводородных газов, примыкающих к подводным переходам, необходимо предусматривать устройства, исключающие скопление газа или воздуха в трубопроводах в местах их перехода через водные преграды.

МАГИСТРАЛЬНЫЕ НЕФТЕПРОВОДЫ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕПРОВОДА

Состав и конструкции линейной части

В состав линейной части магистральных нефтепроводов в соответствии со СНиП 2.05.06-86 и ВИТП 2-86 входят:

  • трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искуственные препятствия, узлами пуска и приема очистных устройств, а также блокировочные трубопроводы, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;
  • линии электропередач, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;
  • противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;
  • емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;
  • здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;
  • постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;
  • пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;
  • указатели и предупредительные знаки.

Линейная часть в отношении выбора трасс, переходов через естественные и искусственные препятствия, устройства защитных сооружений, расчетов нефтепроводов на прочность и устойчивость (в том числе определения толщины стенок труб), противоэрозионных и противооползневых мероприятий, защиты от коррозии, материалов и изделий должна проектироваться в соответствии со СНиП 2.05.06 — 85.

К основным характеристикам конструкции линейной части относятся следующие группы данных:

  • конструктивная схема прокладки трубопровода; координаты, определяющие ориентацию продольной оси трубопровода на всем протяжении трассы;
  • основные пространственные характеристики конструктивных элементов с указанием допустимых отклонений от номинальных размеров, включая искажения формы изделий (номинальный наружный и внутренний диаметры труб, толщина стенки; допустимый нормативный разброс этих значений, допустимое отклонение поперечного сечения трубы от круговой формы, геометрические характеристики формы сварных швов и т.п.);
  • физико-механические характеристики, включая прочностные свойства применяемых материалов и аналогичные характеристики металлов в зоне сварных швов. Состав и объем необходимой информации должен быть составлен или скорректирован с учетом выбранных для реализации расчетных схем;
  • данные о начальной и (или) текущей дефектности материала труб, включая перечень возможных дефектов, данные о плотности и размещении дефектов в теле трубы.

Диаметр трубопроводов линейной части определяется расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования.

При отсутствии необходимости в транспортировании продукта в обратном направлении трубопроводы проектируют из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения рабочего давления по длине трубопровода и условий эксплуатации.

Допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях определяют расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очистных устройств составляет не менее пяти его диаметров.

Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее 250 мм. В обвязочных трубопроводах НПС допускаются прямые вставки длиной не менее 100 мм при диаметре их не более 530 мм.

На трассе трубопровода предусматривается установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5 — 2 м от поверхности земли, которые должны быть оснащены соответствующими щитами с надписями-указателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более, чем через 500 м, а также дополнительно на углах поворота. Определение категорий участков нефтепроводов производится по СНиП 2.05.06—85.

Трубы для нефтепроводов

Основной вид труб для нефтепроводов — стальные трубы. Большая несущая способность, высокая стабильность механических и технологических свойств достигнуты благодаря совершенствованию технологии их изготовления и внедрения в нее разнообразных испытаний, а особенно 100%-го неразрушающего контроля качества сварных швов и металла. Это также позволило сделать трубы наиболее надежными и долговечными.

Для изготовления и ремонта резервуаров, газгольдеров, газонефтепроводов применяется низколегированная конструкционная сталь. Она обладает рядом преимуществ по сравнению с углеродистой сталью обыкновенного качества: ее предел текучести σ1 выше на 50 % и более, меньше чувствительность к старению, меньше склонность к хладноломкости, хорошо сваривается, коррозионная стойкость выше в 1,5 раза, чем, например, у стали ВСтЗ.

Для строительства магистральных трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные и специальных конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых сталей диаметром до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и низколегированных сталей в термически или термомеханически упрочненном состоянии для труб диаметром до 1420 мм.

Спиральношовные трубы дешевле прямошовных, так как стальная лента на 20—35% дешевле широколистовой стали. При этом достигается экономия металла (примерно на 10%) за счет снижения его расхода на обрезку после прокатки, уменьшения допусков по толщине и отходов при обрезке концов труб. За счет спирального шва труба становится более жесткой, лучше сохраняет цилиндрическую форму при транспортировке. При эксплуатации трубопровода из спиральношовных труб главные напряжения располагаются под углом к направлению прокатки ленты, что повышает работоспособность металла.

Преимуществом спиральношовных труб также является то, что в процессе их изготовления металл труб практически не изменяет своих пластических и вязких свойста, а сам процесс производства труб легко поддается механизации и автоматизации. Кроме того, металл спиральношовных труб работает в более благоприятных условиях, чем металл прямошовных труб, так как волокна его катаной структуры направлены под углом навивки к продольной оси трубы. Недостатком спиральношовных труб считают большую протяженность сварных швов по сравнению с прямошовными трубами спиральношовные трубы нельзя гнуть, они плохо копируют местность.

Из-за строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов в различных климатических условиях трубы делают в разном исполнении. В обычном исполнении изготовляют трубы для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и южных районах России, для которых температура эксплуатации принимается от О 0 С и выше и температура строительства — 40 0 С и выше. В северном исполнении изготовляют трубы, для которых температура эксплуатации принимается от —20 до — 40 0 С, а температура строительства — 60 0 С и выше.

Устройства пуска и приёма средств очистки и диагностики

На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для их очистки в период эксплуатации, которые также можно использовать для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и поточных средств диагностики.

Устройства приема и пуска скребка размещаются на нефтепроводе на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются с НПС . Эти устройства должны предусматриваться на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, а также на отводах протяженностью более 5 км.

Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск; только пуск; только прием.

Схемы устройств должны предусматривать возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС в процессе очистки нефтепровода.

В состав устройств приема и пуска входят:

  1. Камеры приема и запуска очистных устройств.
  2. Трубопроводы, арматуры и соединительные детали.
  3. Ёмкость для дренажа из камер приема и пуска.
  4. Механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств.
  5. Сигнализаторы прохождения очистных устройств.
  6. Приборы контроля за давлением.
Читайте также  Виды климатических исполнений для запорной арматуры

Трубопровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.

При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

На участках переходов трубопровода через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пуска и приема поточных устройств.

Трубопровод и узлы пуска и приема поточных устройств должны быть оборудованы сигаальными приборами, регастрирующими прохождение устройств.

Трубопроводная арматура

Нормальная эксплуатация трубопровода невозможна без арматуры — неотъемлемой части любого трубопровода. Расходы на арматуру составляют около 10—12 % капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Трубопроводная арматура представляет собой устройства, предназначенные для управления потоками жидкостей, транспортируемых по трубопроводам.

Запорная арматура линейной части трубопроводов, устанавливаемая через каждые 10 — 30 км, предназначена, в основном, для отсекания участка трубопровода при аварии или ремонтных работах. Практически арматура линейной части срабатывает редко (несколько раз в год). Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

  • на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более;
  • на нефтепроводах при пересечении водных преград в одну нитку — место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в зависимости от рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и необходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;
  • на обоих берегах болот типа III протяженностью свыше 500 м;
  • в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии не менее 15 м;
  • на одном или обоих концах участков нефтепроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промыхпленных предприятий — на расстоянии, устанавливаемом проектном в зависимости от рельефа местности.

Основное назначение запорной арматуры — перекрывать поток рабочей среды по трубопроводу и снова пускать среду в зависимости от требований технологического процесса, обслуживаемого данным трубопроводом. Кроме того, запорную арматуру применяют:

  • для переключения потока или его части из одной ветви системы в другую;
  • для дросселирования потока среды, т.е. изменения его расхода, давления и скорости.

3.2. Генплан и технологические схемы грс

Для снабжения газом населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий от магистрального газопровода сооружаются отводы, по которым газ поступает на газораспределительные станции (ГРС). Последние размещаются на огражденной площадке вне черты перспективной застройки города, населенного пункта или предприятия в соответствии с «Временными указаниями по определению минимальных расстояний от населенных мест, промышленных предприятий и отдельных зданий и сооружений до КС и ГРС магистральных газопроводов».[14]

Независимо от пропускной способности, числа потребителей, давления на входе и выходе, характера изменения нагрузки (расхода газа) технологическая схема ГРС состоит из следующих основных узлов: переключения; очистки газа; предотвращения гидратообразований; редуцирования высокого давления газа; измерения расхода газа; одоризации газа. На рис. 3.5 дана технологическая схема ГРС.

ГРС как самостоятельный и обособленно стоящий объект кроме основных технологических узлов имеет следующие вспомогательные сооружения:

здания или шкафные блоки и огражденную территорию;

сантехнические устройства – вентиляцию, отопление, водоснабжение и канализацию;

электротехнические устройства – электрооборудование, электроосвещение, молниезащиту и защиту от разрядов статического электричества;

устройства связи с диспетчером линейного производственного управления (ЛПУ) и потребителем газа;

устройства электрохимической защиты.

Рис. 3.5. Технологическая схема ГРС для одного потребителя:

I, Iа, Iб — узел переключения ГРС; II — узел очистки газа; III — узел подогрева газа для предотвращения гидратообразований; IV — узел редуцирования газа; V- узел замера газа; VI — узел одоризации газа

Подключение ГРС к газопроводу-отводу высокого давления осуществляется через узел переключения, состоящий из входного и выходного (выходных) газопроводов, обводных (байпасных) линий, соединяющих входные и выходные газопроводы и оснащенных запорной арматурой (кранами, задвижками), предохранительных клапанов с переключающими трехходовыми кранами на каждом выходном газопроводе, изолирующих фланцев, свечей для стравливания газа на газопроводе высокого давления.

Схема узла переключения представлена на рис. 3.6, согласно которой обводная линия оснащается двумя последовательно расположенными запорными устройствами (первое по ходу газа – отключающее, второе – для ручного регулирования). В условиях нормальной эксплуатации ГРС запорные органы байпасной линии должны быть закрыты.

Обводная линия оснащается двумя последовательно расположенными запорными устройствами (первое по ходу газа – отключающее, второе – для ручного регулирования). В условиях нормальной эксплуатации ГРС запорные органы байпасной линии должны быть закрыты.

Узел очистки газа на ГРС предусмотрен для предотвращения попадания механических примесей (пыли, песка, продуктов коррозии внутренней поверхности труб и т.п.) и жидкостей (газового конденсата, компрессорного масла, капельной влаги и т.п.) в технологическое и газорегуляторное оборудование и в средства контроля и автоматики ГРС в целом.

Рис. 3.6. Схема узла переключения ГРС

Узел регулирования давления газа в зависимости от пропускной способности ГРС состоит из двух, трех, четырех и более линий редуцирования, часть которых является резервной. Каждая линия регулирования рассчитана на одну и ту же пропускную способность и оснащается регулирующими дроссельными органами и отключающими запорными устройствами. Узел редуцирования должен обеспечивать автоматическое регулирование давления газа регуляторами давления прямого действия или с пилотным управлением, а также регулирующими клапанами, работающими в комплекте с пневматическими регуляторами.

Узел измерения расхода газа, предназначенный для учета отпускаемого газа потребителям из магистрального газопровода, оснащается самопишущими расходомерами в комплекте с сужающими устройствами. Предусматривается установка манометров и термометров (показывающих или регистрирующих) для измерения давления и температуры газа. Число замерных линий, оснащенных диафрагмами и расходомерами, определяется исходя из режимов работы (изменений расхода газа) в процессе проектирования ГРС. Участки газопроводов, которые могут быть отключены запорными устройствами, должны иметь продувочные штуцеры с вентилями. Продувочные линии объединяются коллектором с выводом его в свечу, расположенную вне помещения ГРС на 2 м выше конька крыши здания и надежно закрепленную. Сбор отработанного газа из регуляторов, устройств защитной автоматики и управления режимов станции должен также осуществляться централизованно в свечу.

Наиболее широко в настоящее время применяют автоматизированные ГРС в блочно-комплектном исполнении пропускной способностью 10150 тыс. м 3 /ч и более при входных давлениях осушенного газа 0,86,4 МПа. Для неосушенного газа на входе по этому проекту можно сооружать ГРС при давлениях газа на входе до 2 МПа. При давлениях на входе свыше 2 МПа и с пропускной способностью более 50 тыс.м 3 /ч такие ГРС можно применять только с дополнительным подогревом регулирующих клапанов. По типовому проекту ТР-934 можно строить большое число ГРС как с одним, так и с двумя потребителями и с различной компоновкой технологического оборудования.

Технологическая схема автоматизированной ГРС представлена на рис. 3.7. Газ из блока подключения поступает в установку очистки, затем на редуцирование и после этого – в газораспределительные нитки. Газ одорируется и далее поступает в газопровод потребителя. При возможном обмерзании отключающих и регулирующих устройств на входе предусмотрен подогрев газа. Регулирование давления газа и автоматическое его поддержание при изменении потребления газа в широком диапазоне обеспечивается системами КИП и автоматики.

Принятые в проекте батарейные циклонные пылеуловители обеспечивают высокую степень очистки газа. Редуцирование газа осуществляется регуляторами прямого действия типа РД. Расход газа учитывается камерными диафрагмами типа ДНК-25, работающими в комплекте с дифманометрами типа ДСС. Для автоматического предотвращения недопустимых отклонений регулируемого давления газа (на входе ГРС) в сторону увеличения или уменьшения на каждой линии редуцирования установлены пневмоприводные краны, которые срабатывают по заданной программе от блоков автоматического управления БАУ-64-2М или от системы «Защита-2».

Рис. 3.7. Технологическая схема автоматизированной ГРС в блочно-комплектном исполнении для двух потребителей

1 — блок отключающих устройств в комплекте с расходомерной ниткой и свечой;2 — блок очистки в комплекте с входной ниткой; 3 — блок редуцирования первого потребления; 4 — блок редуцирования второго потребителя; 5 — строительный блок; 6 — одоризационная установка; 7 — обводная линия; 8 — свеча; 9 — предохранительные сбросные клапаны; 10 — устройство замера расхода газа

При редуцировании газа по одной нитке предусматривают вторую резервную нитку. При редуцировании газа по двум ниткам газопровода предусматривают третью резервную нитку. При редуцировании газа регулирующими клапанами по нескольким ниткам газопровода резервные нитки не предусматриваются. Максимальная пропускная способность одной нитки газопровода должна быть не более 90% минимального потребления газа. При редуцировании газа в две ступени расстояние между клапанами принимается не менее 10 диаметров большого клапана. Диаметр трубопровода между клапанами выбирают из условия, что линейная скорость газа не должна превышать 30 м/с при максимальном его расходе. На входе и выходе регулирующих ниток газопровода устанавливают запорную арматуру.

При установке очистных устройств вне помещения площадку ГРС ограждают забором. Вытяжную свечу устанавливают вне площадки на расстоянии 10 м от блока отключающих устройств. Условный диаметр свечи должен быть не менее 20 см. Расстояния между трубопроводами на ГРС должны быть не менее 500 мм между выступающими частями для трубопроводов диаметром более 400 мм и не менее 400 мм для трубопроводов диаметром менее 400 мм. Блок отключающих устройств должен быть расположен на расстоянии не менее 10 м от здания ГРС или от установки масляной очистки. Установку масляной очистки располагают на расстоянии не менее 10 м от здания ГРС и от блока отключающих устройств. В помещении ГРС следует предусматривать основной проход шириной не менее 1 м. Расстояние между аппаратами, наполненными маслом, принимается равным их наружным диаметрам, но не менее 2 м, для сухих аппаратов – не менее 1 м. Температура в отапливаемых помещениях ГРС, работающих без обслуживающего персонала, поддерживается не ниже 5°С.

При среднем потреблении газа применяют автоматизированные ГРС в блочно-комплектном исполнении на 100150 тыс. м 3 /ч. Разработан ряд автоматических блочных ГРС пропускной способностью 1, 3, 5, 10 и 50 тыс. м 3 /ч.

Научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий ТюменНИИГИПРОгаз (г. Тюмень) в сотрудничестве с энергосистемой г. Нова Пазова, Югославия, предложил параметрический ряд ГРС от 5 тыс. до 50 тыс. нм 3 /ч.

Параметрический ряд изготовляется по Международным стандартам и рекомендуется для применения в России и странах ближнего зарубежья.

ГРС предназначены для редуцирования и поддержания давления газа на выходе при заданном уровне и обеспечивают измерение расхода, очистку и одоризацию газа.

ГРС изготовляется в блочном и комплектно-блочном исполнении. Блочное исполнение предназначается для размещения ГРС на открытой площадке или в капитальном здании.

Комплектно-блочное исполнение представляет собой блок-бокс (блок-контейнер) (см. рис. 3.8) со всеми системами инженерного обеспечения (отопление, освещение, вентиляция и т.д.) и предназначается для применения в труднодоступных районах или сельской местности.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: