2.4. Технология реконструкции газового участка

Реконструкция – это комплекс технических мероприятий, направленных на полное или частичное восстановление линейной части эксплуатируемого газопровода до проектных характеристик с учетом требований действующих нормативных документов. Реконструкция должна производится после устранения выявленных в результате диагностики опасных дефектов. Потенциально опасные дефекты устраняются в процессе капитального ремонта. Технологию проведения работ подразделяют на следующие виды: с заменой труб; с заменой изоляционного покрытия; выборочный ремонт.

Реконструкция с заменой труб заключается в полной замене дефектного участка трубопровода новыми. Технологические операции путем укладки в совмещенную траншею вновь прокладываемого трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажем последнего выполняется в два этапа.

На первом этапе работы выполняются в следующей последовательности:

- уточнение положения трубопровода;

- снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;

- разработка совмещенной траншеи;

- планировка отвала грунта со стороны движения ремонтно-строительной колонны;

- сварка одиночных труб в секции на трубосварочной базе;

- вывоз секций труб на трассу и раскладки их на бровке траншеи;

- сварка секций труб в нитку;

- очистка, нанесение изоляционного покрытия;

- укладка трубопровода в траншею;

- частичная засыпка уложенного трубопровода грунтом;

- очистка внутренней полости трубопровода;

- испытание на прочность и герметичность;

- подключение электрохимзащиты;

- отключение заменяемого и подключение нового участка к действующему газопроводу.

На втором этапе выполняются следующие виды работ:

- опорожнение, промывка заменяемого трубопровода;

- подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на бровку траншеи;

- резка трубопровода на части;

- транспортирование труб к месту складирования;

- засыпка траншеи минеральным грунтом;

- техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

Реконструкция с заменой изоляционного покрытия заключается в полной замене изоляционного покрытия с восстановлением (при необходимости) несущей способности стенки трубопровода.

Технологические операции выполняются в следующей последовательности:

- уточнение положения трубопровода;

- снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка ремонтной полосы в зоне движения РСК;

- разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

- предварительный осмотр технического состояния трубопровода, определение мест расположения дефектов, обнаруженных ВИС и другими методами, и ремонт их при необходимости;

- подъем трубопровода;

- очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

- нанесение нового изоляционного покрытия;

- укладка трубопровода на дно траншеи;

- присыпка трубопровода и засыпка траншеи минеральным грунтом;

- техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

Выборочный ремонт – это ремонт участков трубопроводов с опасными дефектами стенки, выявленными при обследовании внутритрубными инспекционными снарядами (ВИС), а также ремонт сложных участков (мест пересечений с наземными и подземными коммуникациями и участков, примыкающих к узлам линейной арматуры). Технологические операции при выполнении ремонта производятся в следующей последовательности:

- уточнение положения трубопровода;

- уточнение границ ремонтируемого участка;

- снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;

- вскрытие трубопровода с разработкой траншеи ниже нижней образующей трубы;

- разработка грунта под трубопроводом (с грунтовыми опорами или без них);

- очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

- визуальный осмотр дефектного участка трубопровода, при необходимости дополнительный контроль физическими методами;

- выполнение работ по ремонту дефектных мест (восстановление или усиление стенки трубы, монтаж муфт кроме замены «катушки» трубы);

- нанесение изоляционного покрытия и контроль его качества;

- присыпка с подбивкой грунта под трубопровод и засыпка траншеи;

- техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

2.5. Новая техника, новые технологии

В настоящее время взамен стальным газопроводам пришли трубопроводы из пластмассовых труб. Они изготавливаются из полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида. В соответствии с СН 550-92 «Инструкция по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб» их применяют для транспортировки веществ, к которым материал труб химически стоек или относительно стоек, и классифицируют по категориям и их группам, установленным для стальных трубопроводов.

На КС-18 агрегаты ГТК-10-4 за 29 лет эксплуатации наработали более 130000 часов. Из-за большой наработки произошел износ проточной части, и осевой компрессор не создаёт нужного давления воздуха. Если на новом агрегате по паспортным данным воздух за осевым компрессором сжимался до давления более чем 0,4 МПа, то теперь даже после ремонта осевой компрессор создает только 0,25…0,МПа. Также большие потери воздуха происходят и в регенераторах, которые отработали более 29 лет. Из-за того, что осевой компрессор не обеспечивает давления, то и мощность турбоагрегата падает до 6,8-8 тыс.кВт вместо 10 тыс.кВт, а отсюда и повышенный расход топливного газа, повышенные вредные выбросы в отработанном газе, расход масла, да и все оборудование морально и физически устарело.[11] Заводом изготовителем нагнетателей ЦН 370-18-1 установлен срок эксплуатации 100000 часов, а на КС-18 все нагнетатели отработали уже более 130000 часов (данные приведены вчтаблицес1.8).[12] смссВ комплект поставки газоперекачивающего агрегата входит:

• газовая турбина на раме с кожухом;

• сменная проточная часть (СПЧ) нагнетателя;

• комплексная воздухоочистительная установка с воздухозаборным кожухом и воздуховодом;

• выхлопной короб;

• блоки фильтров топливного и пускового газа;

• система охлаждения двигателя и трансмиссии (вентиляторы воздушного охлаждения, подводящие и отводящие воздуховоды);

• система углекислотного пожаротушения;

• система маслоснабжения ГТУ и нагнетателя (маслобаки ГТУ и нагнетателя, блок насосов, фильтров, обвязочные трубопроводы);

• блок автоматики.

Установка систем и сборочных единиц газоперекачивающего агрегата производится непосредственно на компрессорной станции на существующие фундаменты от демонтируемого агрегата ГТК-10-4.[13] Для привода нагнетателя используется газотурбинная установка, в состав которой входят двигатель АЛ-31СТ авиационного типа, работающий на перекачиваемом природном газе и преобразующий энергию газа с помощью силовой турбины в мощность на выходном валу. Для агрегата разработан нагнетатель со сменной проточнойччастьюстипас235СПЧ1,4/76-5300сАЛ-31. сссссКроме проведения замены газоперекачивающего агрегата, реконструкция предусматривает строительство новых сооружений в составе:

• установки подготовки газа;

• склада ГСМ;

• насосной склада ГСМ с пунктом регенерации масел;

• компрессорной сжатого воздуха.

Так же необходимо выполнить следующие работы на компрессорной станции:

• доработка станционной системы снабжения топливным и пусковым газом;

• доработка станционной системы снабжения маслом;

• доработка систем автоматического пожаротушения;

• доработка крановой обвязки нагнетателя с учетом защиты от помпажа;

• замена электросиловых кабелей;

• реконструкция отопления, вентиляции, канализации и теплосетей;

• создание распределенной компьютерной сети;

Сравнительный анализ технических показателей существующих и перспективных ГПА представлен в таблице 1.8. Приводится сравнение двух агрегатов ГТК-10-4 и ГПА-16Р «Уфа».

Сравнительный анализ технических показателей работающих ГПА представлен в таблице 1.9.

По этим двум таблицам видно, что ГПА-16Р-Уфа превосходит старый агрегат ГТК-10-4 по самым важным для перекачки газа параметрам, показывая больший КПД, высокую мощность и степень сжатия, а также экономичность в работе.

Таблица 1.8 - Сравнительный анализ технических показателей существующих и перспективных ГПА

Наименование технического показателя	ГПА-10-4	ГПА-16Р «Уфа»
1	2	3
ГТУ
Базовая номинальная мощность двигателя ГТУ в стационарных условиях, МВт.	10	16
Эффективный КПД в стационарных условиях, %	28	35
Давление топливного газа, МПа.	1,5	3,0
Расход топливного газа на номинальном режиме, м3/ч.	3600	4760
Удельный расход топливного газа, м3/кВт∙ч.	0,36	0,297
Давление пускового газа, МПа	1,5	0,5
Расход пускового газа, кг/с.	1,11	2
Время запуска агрегата без учета предпусковой подготовки, мин.	20	10
Нагнетатель

Продолжение таблицы 1.8

Степень сжатия при расчетных свойствах газа	1,2	1,45
Номинальная частота вращения ротора, об/мин.	4800	5300
Диапазон частот вращения ротора, об/мин.	3300…5000	3700…5565
Производительность при стандартных условиях, млн.м3	37	35

Таблица 1.9 - Сравнительный анализ технических показателей работающих ГПА

Показатели	ГТК-10-4	ГПА-16Р «Уфа»
1	2	3
ГТУ
Номинальная мощность на выходном валу силовой турбины (в станционных условиях), МВт	≈ 7 - 8,07	15,6
Эффективный КПД (в станционных условиях), %	≈ 22,6	34
Удельный расход топливного газа, кг/кВт∙ч	≈ 0,47	0,295
Масса газотурбинной установки, т	53	20

Продолжение таблицы 1.9

1	2		3
Габаритные размеры (длина, ширина, высота)	9720/4300/3305		5235/1960/2100
Наработка	≈ 130,36 тыс. часов	600 часов
Нагнетатель
Степень сжатия	≈ 0,9		≈ 1,3
Частота вращения ротора (номинальная)	≈ 3880		≈ 5000
Диапазон вращения	3300 - 5000		3700…5565
Производительность при стандартных условиях, млн.м3/сут.	≈ 27,2		≈ 32