7.4. Обвязка гпа технологическими трубопроводами

Трубопроводы, предназначенные для подачи компремированного газа на компрессорной станции, а также для обеспечения ГПА топливным и пусковым газом, проектируются в соответствии со #M12291 871001207СНиП 2.05.06-85#S. Остальные трубопроводы для масла, воздуха и воды проектируют в соответствии со СНиП 527-80. Технологическая обвязка выполняется по рабочим чертежам конкретной компрессорной станции. При проектировании трубопроводных систем обвязки компрессорной станции учитывают влияние нагрузок на трубопровод при эксплуатации СНиП II-6-74, проводят расчет газопроводов и их опор на прочность и устойчивость #M12291 871001207СНиП 2.05.06-85#S. Строительные нормы и правила определяют все требования при прокладке газопроводов на территории компрессорной станции.

Межцеховые трубопроводы технологической обвязки компрессорной станции следует прокладывать подземно. Положение уложенного в грунт трубопровода в техническом отношении является оптимальным, так как окружающий грунт воспринимает все нагрузки и фиксирует положение самого газопровода. Наземная прокладка используется только непосредственно в газовой обвязке нагнетателей ГПА. При наземной прокладке трубопроводов с целью уменьшения продольных перемещений трубопровода предусматривают наличие компенсаторов П-образной, Z-образной или другой формы.

Перед монтажом трубопроводов необходимо осуществить приемку и контроль качества труб и соединительных деталей (тройников, отводов, переходников, заглушек). Все трубы и узлы должны удовлетворять требованиям стандартов и иметь сертификаты качества или паспорта заводов-изготовителей. Газовая обвязка нагнетателей "гитара" также поставляется на строительную площадку компрессорной станции в виде труб, соединительных деталей и монтажных заготовок (элементов трубопроводов, блоков кранов, опор), изготовленных в заводских условиях или на специальных базах и монтажных площадках в соответствии с рабочей документацией компрессорной станции.

Узлы трубопроводов должны быть максимально комплектными и готовыми к монтажу. Внутренние полости элементов трубопровода и арматуры должны быть тщательно очищены от грязи, следов коррозии, посторонних предметов. В объем подготовительных работ входят разметка и резка труб, подготовка кромок под сварку.

Монтаж технологической обвязки компрессорной станции выполняют в соответствии со СНиП III-31-78 "Промышленное и технологическое оборудование. Монтаж", СНиП 3-05.05-84 "Технологическое оборудование технологических трубопроводов".

До начала монтажа обвязки нагнетателей, подземные цеховые контуры (всасывающий, нагнетающий, цеховой и импульсный) должны быть сварены, заизолированы и уложены на проектные отметки. Подземные коллекторы на всем протяжении должны опираться на нетронутый или плотно утрамбованный грунт. К тройникам всасывающего, нагнетательного и пускового подземных коллекторов должны быть приварены вертикальные участки трубопроводов подключения нагнетателей ГПА. После выполнения 100%-го радиографического и дублирующего ультразвукового контроля сварных швов подземных цеховых коллекторов в соответствии с ВСН 167-84 и ВСН 2-120-80 и проверки качества изоляции этих коллекторов выполняются засыпка, в том числе подбивка пазух под коллекторами, частичная засыпка с полной трамбовкой и окончательная засыпка траншеи.

Надземная часть трубопроводов обвязки нагнетателей монтируется на опорах. Опоры технологических трубопроводов на компрессорной станции служат для восприятия нагрузок от массы обвязки, внутреннего давления, температурных деформаций газопровода. Опоры под наземными газопроводами рассчитывают на передаваемые трубопроводом вертикальные и горизонтальные усилия и изгибающие моменты. Нагрузки на опоры от воздействия ветра, изменения длины трубопроводов под влиянием внутреннего давления и изменения температуры стенок труб, определяют в зависимости от принятой системы прокладки и компенсации деформаций газопроводов. Установку (сборку), центровку и сварку трубопроводов обвязки нагнетателя до замыкающих стыков производят после монтажа упорных и скользящих опор. Расстановка и конструкция опор, а также конфигурация газовой обвязки нагнетателей - "гитары" - исключают чрезмерные нагрузки на патрубки нагнетателей ГПА. Усилия от трубопроводов, действующие на патрубки нагнетателя, не должны превышать 500 МПа в любом направлении, а момент относительно вертикальной и горизонтальной осей, лежащих в торцевой плоскости патрубков, должен быть не 1000 МПа·м.

Монтируются рамы на фундаменты. На эти рамы устанавливаются опоры и блоки кранов. Все трущиеся поверхности разгрузочных опор зачищаются от ржавчины, забоин и покрываются смазкой ЦИАТИМ-221.

На фундаменты монтируют блоки кранов № 1 и 2. Затем производят сборку и приварку обратных клапанов, кранов № 4, 5, 6, люк-лазов и трубопроводов до замыкающих стыков.

После монтажа цеховое оборудование подготавливают к гидроиспытаниям. Заполняют водой подземные межцеховые коллекторы, а также трубопроводы обвязки нагнетателей до замыкающих стыков. Заполнение водой трубопроводов обвязки нагнетателей производится после достижения бетоном фундамента опор прочности не менее 100% от проектной. При заливке водой трубопроводов обвязки нагнетателя контролируется величина осадки фундаментов опор. После выдержки обвязки с водой - обычно 2-3 дня - выполняют центровку трубопроводов при помощи разгрузочных опор, при этом проверяется наличие касания трубопроводов на все скользящие и разгрузочные опоры.

Сварку замыкающих стыков выполняют одновременно на всасывающем и нагнетательном трубопроводах при соблюдении непрерывного контроля положения корпуса нагнетателя и центровки роторов нагнетателя и силовой турбины по торцу и окружности.

Контроль ведется специальным приспособлением - индикатором часового типа с ценой деления не более 0,01 мм.

При подгонке и сварке замыкающих стыков температура должна быть не ниже 0 °С - для районов с умеренным климатом и не ниже минус 10 °С - для северных районов.

Приспособление для контроля положения корпуса нагнетателя и центровки нагнетатель-турбина устанавливается в начале работ при подсоединении трубопроводов к нагнетателю и снимается только после проведения гидравлических испытаний.

В целях уменьшения тепловых деформаций трубопроводов при сварке, предотвращения появления дополнительных усилий на патрубки нагнетателя и нарушения центровки, сварку замыкающих стыков ведут обратно-ступенчатым швом в несколько слоев.

При отклонении положения корпуса нагнетателя или его центровке с турбиной более чем на ± 0,02 мм, сварку продолжают с противоположной точки окружности стыка.

На импортных газоперекачивающих агрегатах типов ГТК-25И, "Коберра-182" и др., где нагнетатели газа присоединяются к всасывающему и нагнетательному коллекторам фланцами, замыкающие сварочные стыки не выполняются, но последовательность сборки обвязки нагнетателей остается прежней.

Все трубопроводы независимо от способа прокладки (подземной, наземной или надземной на опорах) в процессе эксплуатации подвержены коррозионному износу от воздействия окружающей среды. Средства защиты стальных газопроводов от подземной и атмосферной коррозии предусматриваются в соответствии с требованиями ГОСТ 9.015-74 и #M12291 901711179ГОСТ 25812-83#S. Подземную часть трубопроводов защищают от коррозии применением разного рода защитных покрытий и средств электрохимической защиты (ЭХЗ). Трубопроводы при надземной прокладке защищают от атмосферной коррозии металлическими или неметаллическими защитными покрытиями. В качестве защитных покрытий трубопроводов применяют: мастики (битумные, камнеугольно-пеньковые), полимерные (из полиэтиленовых, полихлорвиниловых, полиамидных лент), покрытия на основе эпоксидных смол или лаков, силикатные, эмалевые и другие. Из битумных покрытий чаще всего используют битумно-резиновые мастики заводского изготовления. Для лучшего сцепления битумных мастик с изолируемой поверхностью трубы применяют специальную грунтовку (праймер). В последние годы разработана и внедрена также технология безпраймерной изоляции газопроводов с использованием нагрева изолируемой поверхности. Из полимерных изолирующих покрытий чаще применяют полиэтиленовые или поливинилхлоридные изоляционные ленты. На газопроводах и компрессорных станциях часто используют и импортные изолирующие липкие ленты типа: Поликен, Нитто, Плайкофлекс. При строительстве газопроводов также используют трубы с заводской изоляцией, а после выполнения монтажно-сварочных работ изолируют лишь места стыков труб.

При эксплуатации оборудования компрессорной станции в связи с пульсацией потоков газа в трубопроводах, вибрацией от работающих ГПА в обвязке возникают недопустимые шумы. Длительное воздействие шума, особенно высокочастотного, вредно для здоровья обслуживающего технического персонала КС. Для снижения уровня и звукового давления до санитарных норм, надземные участки всасывающих и нагнетательных трубопроводов газовой обвязки центробежных нагнетателей, пусковых контурных и обводных линий должны изолироваться противошумной изоляцией (рис. 7.11). В основном применяют две группы акустических материалов: звукоизоляционная (изолирующая от проникновения шума) и звукопоглощающая (обладающая преимущественным свойством поглощать звук).

Рис. 7.11. Противошумная изоляция газовой обвязки нагнетателя:

1 - трубопровод; 2 - мастика; 3 - стекловолокно; 4 - звукоизолирующий мат; 5 - сетка металлическая; 6 - лист облицовочнцовочный; 7 - саморез

К первой группе относятся материалы пористо-волокнистой структуры на основе минеральной или стеклянной ваты, асбестового и другого вида волокон, пористо-зубчатой на основе пластмасс и различного вида резины. Для гашения вибрации служат вибропоглощающие материалы, поливинилхлоридные, полиэтиленовые и резиновые материалы, битумные и полимерные пластики (каучуковые, эпоксидные и другие).

Ко второй группе (звукопоглощающих) материалов относятся минераловатные и акустические материалы на синтетическом связующем, базальтовые материалы и прочие - на беззащитной оболочке, а также с защитными оболочками минераловатные маты прошивные на металлической сетке, рулоны из штапельного стекловолокна на синтетическом связующем, а также холсты и маты из перепутанных супертонких базальтовых волокон. Например, в качестве акустических материалов для звукоизоляции наземного газопровода обвязки ЦБН используются (в последовательности изоляции): мастика АПМ (слой 10 мм); стекловолокно Т13, затем слой мастики АПМ и снова стекловолокно Т13; базальтовые маты МБПА (60 мм); сетка рабица, стекловолокно Т13; алюминевая (0,8 мм) окожушка или окожушка из оцинкованной стали толщиной 0,5 мм.

Надземные трубопроводы защищают от атмосферной коррозии лакокрасочными покрытиями.

Для уменьшения потерь теплоты и снижения уровня шума на воздуховодах и газоходах выполняется тепловая и звуковая изоляция. Изоляцию покрывают алюминиевым листом (рис. 7.12).

Рис. 7.12. Теплоизоляция трубопровода:

1 - трубопровод; 2 - материал теплоизоляционный; 3 - сетка металлическая; 4 - проволока; 5 - лист облицовочный; 6 - саморезы