
- •Предисловие
- •1.1.Схема магистрального газопровода
- •1.2. Оборудование для очистки и подготовки газа
- •1.2.1. Очистка газа от механических примесей, воды, сероводорода и углекислоты
- •1.2.2. Источники загрязнения магистральных газопроводов
- •1.2.3. Методы очистки газа от механических примесей
- •1.2.4. Конструкции пылеуловителей
- •1.2.5. Технологический расчет масляного вертикального пылеуловителя
- •1.2.8. Эксплуатация и ремонт аппаратов по очистке газа
- •1.3. Оборудование для осушки газа
- •1.3.1. Общие положения
- •1.3.2. Установки осушки газа и их эксплуатация
- •1.3.2.1. Абсорбционный способ осушки газа
- •1.3.2.3. Адсорбционный способ осушки газа
- •1.3.3.1. Методы борьбы с гидратообразованием
- •1.4. Оборудование компрессорных станций
- •1.4.1. Эксплуатация оборудования кс
- •1.4.2. Опыт применения авиационных двигателей в гпа
- •1.4.3. Гпа нового поколения
- •1.5. Оборудование для одоризации газа
- •2.1. Схема магистрального нефтепровода и нефтепродуктопровода
- •2.2. Оборудование головных сооружений нефтепроводов
- •2.2.1. Сбор и подготовка нефти к дальнейшей транспортировке 2.2.1.1. Сбор и подготовка нефти на промысле
- •2.2.1.2. Основные системы сбора продукции скважин
- •2.2.1.3. Установки для подготовки нефти
- •2.2.1.4. Установка подготовки воды
- •2.2.2. Автоматизированные групповые замерные установки
- •2.2.3. Оборудование для обезвоживания и обессоливаиия нефти
- •2.2.4. Оборудование для отделения газа от пластовой жидкости
- •2.2.5. Оборудование для очистки и подготовки сточных вод
- •2.3. Насосное оборудование 2.3.1 Центробежные насосы
- •2.3.2. Электродвигатели
- •2.3.3. Насосы "Sulzer pumps"
- •2.3.4. Виброизолирующие компенсирующие системы
- •2.4. Оборудование для зашиты от гидравлических ударов
- •2.5. Фильтры-грязеуловители
- •3.1. Трубопроводная арматура
- •3.1.1. Основные термины и определения
- •1. По области применения.
- •2. По функциональному назначению (виду).
- •По температурному режиму:
- •По способу присоединения к трубопроводу.
- •По способу герметизации.
- •8. По способу управления.
- •3.2. Теплообменное оборудование и аппараты воздушного охлаждения
- •3.2.1. Классификация теплообменных аппаратов
- •3.2.2. Аппараты воздушного охлаждении 3.2.2.1. Классификация аво
- •3.2.2.2. Поперечное орсбреине и крепление груб
- •3.2.2.3. Охлаждение газа на компрессорных станциях
- •3.3. Узлы запуска и приема средств очистки и диагностики линейной части
- •3.3.1. Устройства камер запуска и приёма на газопроводах
- •3.3.2. Устройства камер запуска п приема на нефтепроводах
- •3.4. Расходомеры
- •3.4.2. Классификация расходомеров
- •4.1. Общие положения
- •4.5.2. Область и условия применения расчетных формул
- •4.5.3. Расчет конических обечаек, нагруженных давлением
- •4.6. Расчет на прочность нефтегазового оборудования при малоцикловых нагрузках
- •4.6.1. Условия применения расчетных формул
- •4.6.2. Циклы нагружения
- •4.6.5. Уточненный расчет на малоцикловую усталость
- •5.1. Классификация подземных г азонефтехранилищ
- •5.2. Основные требования нормативных документов к проектированию, строительству и эксплуатации подземных газонефтехранилищ
- •5.3. Подземные хранилища в отложениях каменной соли
- •5.3.1. Методы сооружения подземных емкостей размывом через буровые скважины
- •5.3.2. Оборудование и методы контроля формообразования подземных емкостей
- •5.3.3. Оборудование и методы интенсификации процесса размыва подземных емкостей в отложениях каменной соли
- •5.3.4. Подземные резервуары двухъярусного типа
- •5.3.5. Подземное пиленохранилище
- •5.3.6. Подземные резервуары для хранения шфлу и стабильного конденсата
- •5.3.7. Подземные хранилища гелиевого концентрата
- •5.3.8. Риск эксплуатации подземных хранилищ в отложениях каменной соли
- •5.4. Хранилища шахтного типа
- •5.4.2. Подземные хранилища шахтного типа
- •5.4.3. Выбор оптимальных параметров и оценка прочности подземных хранилищ
- •5.4.4. Обустройство вертикальных и горизонтальных выработок
- •5.4.5. Оборудование для герметизации подземных газонефтехранилищ шахтного типа
- •5.5. Подземные хранилища, созданные глубинными взрывами
- •5.6. Хранение жидких углеводородов в вечномерзлых грунтах
- •5.7. Специальное оборудование подземных газонефтехранилищ
- •5.7.1. Специальное устьевое и скважинное оборудование
- •5.7.2. Скважиннан аппаратура контроля формообразования
- •5.8. Оценка потерь нефтепродуктов
- •6.1.2. Основные задачи и функции
- •6.2.2. Подготовка и аттестация
- •6.2.3. Нормативное регулирование в области промышленной безопасности
- •6.2.5. Декларирование промышленной безопасности
- •6.3. Основные положения производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности
- •6.4. Технический надзор и производственный контроль на объектах трубопроводного транспорта
- •6.4.1. Организация технического надзора на объектах магистральных трубопроводов
- •6.4.2. Особенности функционирования контрольных служб в трубопроводном строительстве
- •6.4.3. Основные требования, предъявляемые к производственному контролю в трубопроводном строительстве
- •6.4.3. Основные требования, предъявляемые к производственному контролю в трубопроводном строительстве
- •6.4.4. Классификация методов производственного контроля в трубопроводном строительстве
- •6.4.5. Задачи и функции производственного контроля в трубопроводном строительстве
- •6.5. Надзор за изготовлением, монтажом и ремонтом оборудования
- •6.6. Применение оборудования и технических устройств на опасных производственных объектах
- •Оошетствующий сертификат установленного образца.
- •6.7. Международные стандарты системы управления качеством iso 9000
- •6.7.1. Основные понятия и терминология
- •Iso 9000 — это серия добровольных международных стандартов для системы управления (менеджмента) качеством (далее — система качества).
- •6.7.2. Классификация стандартов системы управления качеством
- •6.7.3. Базовые требования к производственному процессу
- •6.7.4. Управление качеством производственных процессов
- •6.7.5. Прохождение сертификации
- •6.8. Техническое регулирование в трубопроводном транспорте
- •6.8.1. Основные понятия и принципы Закона "о техническом регулировании"
- •6.8.2. Нормативно-техническая документация 6.8.2.1. Уровни нормативных документов
- •6.8.2.2. Технические регламенты
- •6.8.2.3. Национальные стандарты
- •6.8.2.4. Стандарты организаций
- •6.8.2.5. Общие и специальные технические требования
- •6.8.2.6. Типовые технические и проектные решения, типовые проекты
- •7.1. Понятие надежности
- •7.2. Показатели надежности
- •7.3. Определение вероятности безотказной работы оборудования
- •7.6. Основные методы резервирования
1.5. Оборудование для одоризации газа
Природный газ, очищенный
от сероводорода, не имеет ни цвета, ни
запаха. Поэтому обнаружить утечку
газа довольно трудно. Чтобы обеспечить
безопасность транспорта и использования
газа, его одорируют, т.е. придают ему
резкий и неприятный запах. Для этой цели
в газ вводят специальные одо- ранты, и
продукты их сгорания должны быть
физиологически безвредными, достаточно
летучими (низкая температура кипения),
не должны вызывать коррозию, химически
взаимодействовать с газом, поглощаться
водой или углеводородным конденсатом,
сильно сорбироваться почвой или
предметами, находящимися в помещениях.
Одоранты должны быть недорогими. Этим
требованиям в наибольшей степени
удовлетворяет этилмеркаптан (C2H5SH).
Однако при использовании этилмеркаптана
следует учитывать присущие ему недостатки.
Так. по токсичности он равноценен
сероводороду; если газ идёт на
химическую переработку, то необходимо
очищать его от меркаптана, так как
последний отравляет катализаторы.
Этилмеркаптан химически взаимодействует
с окислами металла, поэтому при транспорте
одорированного газа запах его постепенно
ослабевает [36. 41].
Кроме этилмеркаптана также используют сульфан, метилмеркап ган, про- пилмеркаптан, калодорант, пенталарам и др. В качестве одоранта также применяют смесь меркаптанов, получаемых при очистке природного газа с высоким содержанием серы и сернистых соединений. Физико-химические показатели некоторых одорантов приведены в табл. 3.7. Одоризацию газа проводят на головных сооружениях газопровода и газораспределительных станциях, в основном с помощью одоризационных установок, например. АОГ-ЗО, УОГ-1 и др. (табл. 1.12) [2, 35, 41].
Концентрация паров одоранта в газе должна быть такой, чтобы резкий запах ощущался при объёмной контрации газа, не превышающей 1/5 от нижнего предела взрываемости. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана составляет 16 г на 1000 м3 газа. В летнее время расход одоранта примерно в 2 раза меньше, чем зимой.
Устройства, при помощи которых одорант вводится в поток газа, называются одоризаторами. Они бывают капельные, испарительные и барботажные. Капельными одоризаторами одорант вводится в газопровод каплями или тонкой струёй (рис. 1.62). Одоризатор действует за счёт перепада давления, создаваемого диафрагмой. Одорант из попавковой камеры проходит через диафрагму, смотровое стекло и по трубке поступает в газопровод. В поплавковой камере всё время сохраняется постоянный уровень.
Барботажный одоризатор изображён на рис. 1.64. Из газопровода 3 часть газа попадает в барботажную камеру 2, в которой происходит насыщение газа одорантом, поступающим из расходного бака 13. При помощи поплавкового регулятора в барботажной камере поддерживается постоянный уровень. Отсюда газ проходит через ёмкость одоризатора 17, входит в газопровод сзади диафрагмы 1, создающей перепад давления для прохождения газа через одоризатор. Капли неиспарившегося одоранта, захватываемые газом из барботажной камеры, оседают на дно ёмкости 17. Накопившийся там одорант сливается через кран 20. Регулирование степени одоризации осуществляется вентилем 19.
Однако для рассмотренных одоризаторов характерно отсутствие прямой пропорциональной зависимости расхода одоранта от расхода
На некоторых газораспределительных станциях внедрены полуавтоматические установки одоризации газа, которые просты по конструкции, надёжны в работе и обеспечивают практически полную пропорциональную зависимость расхода одоранта от расхода газа (рис. 1.65). Установка работает следующим образом. На пути газового потока в газопроводе установлена диафрагма 9, на которой создаётся определённый перепад давления в зависимости от расхода газа. Газ с давлением р, до диафрагмы поступает в бачок 3 с одорантом и создаёт давление на столб одоранта, равное р, =Horg. Одо-
Конденсатосборник состоит из сборника б, устанавливаемого под газопроводом 1, соединённых с ним конденсатоотводов 5, продувочной трубы 4 с запорной арматурой 3 и устройства автоматического удаления жидкости. Линия 2 служит для выравнивания давления.
Жидкость, выпадаемая из газа, накапливается в сборнике 6, откуда периодически её удаляют по трубе 4 в наземную ёмкость. Как только уровень в сборнике достигнет верхнего заданного уровня командный прибор открывает клапан слива на продувочной линии и жидкость сливается в наземную ёмкость. При понижении уровня жидкости до нижнего заданного уровня командный прибор закрывает клапан слива и сброс её прекращается. Для автоматического удаления жидкости применяют пневматические комплексы, которые состоят из щита автоматики, сигнализаторов уровня жидкости, сопел и клапанов. С помощью щита автоматики задаётся ритм сброса; обрабатываются поступающая в него от сигнализаторов уровня и сопел информация и выдаются команды на открытие или закрытие клапанов слива. На рис. 1.66 показана схема конденсатосборника.
Работа конденсатосборника типа «расширительная камера», (.рис. 1.67) основана на выпадении из потока газа капелек жидкости под действием силы тяжести при снижении скорости газа вследствие его расширения в камере. Газ при движении в газопроводе своим потоком увлекает тонкую пленку конденсата по стенкам трубы. Когда поток газа попадает в «расширительную камеру», скорость его движения уменьшается и капельная жидкость, находящаяся внутри потока, выпадает. Плёнка же конденсата при определённом угле переходного патрубка l (обычно равным 9-12 градусов), не разрываясь, продолжает двигаться по стенкам камеры 2 до противоположного конца. Благодаря наличию тупикового участка, конденсат собирается в нижней части камеры и стекает по конденсатоотводу и в подземную ёмкость.