- •Глава 5 показатели надежности, диагностика и снижение энергозатрат газоперекачивающих агрегатов
- •5.1. Показатели надежности газоперекачивающих агрегатов
- •Наработка на отказ у ряда гпа с газотурбинным приводом
- •5.2. Техническая диагностика газоперекачивающих агрегатов
- •Характеристики измерительных приборов для оценки состояния гпа
- •5.3. Определение технического состояния центробежных нагнетателей
- •5.3.1. Определение фактического политропического кпд нагнетателя
- •5.3.2. Определение паспортного (исходного) кпд нагнетателя
- •5.4. Определение технического состояния гпа с газотурбинным приводом
- •5.5. Диагностирование гпа в процессе работы и при выполнении ремонта
- •Классы чистоты турбинного масла в зависимости от его загрязнения
- •5.6. Причины увеличения энергетических затрат на транспорт газа и пути их снижения
- •5.7. Турбодетандер
- •5.8. Применение сменных (регулируемых) входных направляющих аппаратов для изменения характеристик цбн
- •Глава 6 автоматизация компрессорных станций
- •6.1. Система автоматического управления гпа
- •6.2. Датчики
- •6.3. Приборы
- •6.4. Вибрационный контроль гпа
- •6. 5. Измерение расхода газа
- •6.6. Системы безопасности компрессорных цехов
- •6.6.1. Системы управления охранными и общестанционными кранами. Ключи каос
- •6.6.2. Системы автоматики пожаротушения
- •Системы пожарообнаружения
- •6.6.3. Система контроля загазованности
- •6.7. Телемеханика
- •6.8. Мнемощит
- •6.9. Автоматизированное рабочее место диспетчера компрессорной станции (армд кс)
- •Глава 7 монтаж основного и вспомогательного оборудования на кс
- •7.1. Подготовка гпа к монтажу
- •7.2. Приемка фундамента под монтаж
- •Допускаемые отклонения фактических размеров от проектных на объектах фундамента
- •7.3. Монтаж блока нагнетателя и турбины на фундамент
- •7.4. Обвязка гпа технологическими трубопроводами
- •7.5. Монтаж вспомогательного оборудования гпа
- •7.6. Гидравлические испытания технологических коммуникаций компрессорной станции
- •7.7. Реконструкция, техперевооружение, модернизация действующих компрессорных станций
- •7.8. Пусконаладочные работы на компрессорной станции
- •Глава 8 техническое обслуживание и ремонт газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом
- •8.1. Основные положения и виды технического обслуживания гпа
- •Перечень работ при проведении среднего и капитального ремонтов гпа
- •8.2. Планирование и подготовка агрегата к ремонту
- •8.3. Ремонтная документация
- •Перечень и порядок составления технической документации при ремонте гпа
- •8.4. Вывод газоперекачивающего агрегата в ремонт
- •8.5. Виды дефектов и неразрушающий контроль гпа
- •8.6. Организация ремонта лопаточного аппарата осевого компрессора
- •8.7. Балансировка и балансировочные станки
- •8.8. Закрытие агрегата после ремонта и его опробование
- •Глава 9 охрана окружающей среды
- •9.1. Общие положения
- •9.2. Выбросы вредных веществ в атмосферу
- •Расход газа по составляющим операции пуска-останова гпа
- •Основные причины аварий на магистральных газопроводах
- •Выбросы в составе выхлопных газов
- •Величина номинальных выбросов вредных веществ для различных типов гпа
- •9.3. Сбросы загрязняющих веществ в водоемы
- •Основные показатели химического состава вод хозяйственно-питьевого и производственного назначения
- •Данные о сбросе сточных вод некоторыми отраслями промышленности России
- •9.4. Токсичные отходы
- •9.5. Охрана почв
- •9.6. Охрана недр
- •9.7. Шум и другие виды воздействия
- •9.8. Решение проблем экологии
- •Капитальные вложения рао "Газпром" в природоохранные мероприятия по годам (млрд. Руб.)
- •Глава 10 техника безопасности при работе на компрессорной станции
- •10.1. Общие требования по технике безопасности при обслуживании компрессорных станций
- •10.2. Техника безопасности при эксплуатации гпа и оборудования компрессорного цеха
- •10.3. Техника безопасности при ремонтах газоперекачивающих агрегатов
- •10.4. Огневые и газоопасные работы. Их проведение в условиях компрессорной станции
- •10.5. Требования к проведению работ в галерее нагнетателей со вскрытием нагнетателя
- •10.6. Обеспечение пожаробезопасности компрессорных станций
- •Категории взрыва и пожароопасности основных зданий и помещений кс
- •Список использованной литературы
- •Глава 6 автоматизация компрессорных станций
- •Глава 7 монтаж основного и вспомогательного оборудования на кс
- •Глава 8 техническое обслуживание и ремонт газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом
- •Глава 9 охрана окружающей среды
- •Глава 10 техника безопасности при работе на компрессорной станции
7.6. Гидравлические испытания технологических коммуникаций компрессорной станции
Газопроводы и оборудование после окончания монтажа, перед вводом в эксплуатацию или в процессе эксплуатации подвергаются испытаниям на прочность и герметичность. Основная нормативная база при производстве гидравлических испытаний определяется #M12291 871001209СНиП III-42-80*#S, #M12291 1200001424ВСН-011-88#S и ВСН-012-88 часть 2.
В состав основных работ по испытанию трубопроводов и оборудования КС входят:
- подготовительные работы;
- заполнение трубопроводов и оборудования водой;
- подъем давления до испытательного;
- испытания на прочность;
- снижение давления до рабочего;
- проверка на герметичность;
- снижение давления до 0,1-0,2 МПа;
- удаление воды из испытанных участков;
- осушка трубопроводов;
- подключение испытанных участков к действующей системе трубопроводов.
Подготовительные работы включают:
- определение мест установки катушек, подключения опрессовочных агрегатов и слива воды;
- установление охранной зоны;
- подготовку площадок и установку опрессовочных агрегатов;
- монтаж шлейфов опрессовочных агрегатов и сливных трубопроводов;
- организацию водозабора;
- приведение в готовность аварийно-ремонтной службы;
- организацию системы связи;
- подготовку помещений для размещения оборудования и персонала;
- выпуск воздуха из испытываемых участков трубопроводов;
- отключение испытуемых участков трубопроводов от действующей схемы сферическими заглушками;
- подсоединение шлейфов опрессовочных агрегатов и сливных трубопроводов к испытываемым участкам;
- установку манометров и термометров.
Испытание проводят на трубопроводах после окончания их монтажа, когда они собраны на опорах с установленной арматурой и с врезанными штуцерами. Одновременно с этим испытываются пылеуловители, фильтр-сепараторы, аппараты воздушного охлаждения газа, подогреватели газа, продувочные рессиверы, трубопроводы топливного и пускового газа.
Генподрядчик в полном объеме передает заказчику всю исполнительную документацию по трубопроводам.
Заказчик проверяет комплектность и правильность заполнения технической документации, сертификатов и паспортов на основное и вспомогательное оборудование (нагнетателей, аппаратов воздушного охлаждения газа, запорной арматуры, сепараторов и т.д.), их соответствие, сверяются исполнительные схемы со смонтированными трубопроводами, проверяются номера каждого конца труб, фланцев, арматуры, сварных стыков и клейм сварщиков.
Проверяется правильность установки арматуры (по направлению потоков и ее приводов), фланцевых соединений, обратных клапанов, деталей опор.
Составляется технологическая схема с указанием на ней перечня оборудования и трубопроводов, подлежащих испытанию.
В зависимости от рабочего давления систему трубопроводов с оборудованием разбивают на отдельные испытываемые участки.
Организация работ по проведению испытаний ведется в соответствии с инструкцией, которая согласовывается с органами Госгортехнадзора и Газнадзора.
Гидравлические испытания проводятся, как правило, при положительных температурах, при этом используемая вода должна иметь температуру не ниже 5 °С. Перепад температур стенок сосудов, трубопроводов и окружающего воздуха во время испытаний не должен вызывать конденсации влаги на поверхности стенок.
В крайних случаях при использовании незамерзающей жидкости допускается проведение гидравлических испытаний при отрицательных температурах наружного воздуха. В период производства гидроиспытаний при отрицательных температурах окружающей среды принимаются следующие меры:
- открытые участки укрываются пологом из брезента, под которым устанавливаются электронагреватели;
- применение жидкости для испытания трубопроводов определяется температурой ее замерзания;
- использование для испытаний жидкости с пониженной температурой замерзания разрешается только по специальной технологии, указанной в инструкции с учетом её приготовления и утилизации;
Испытания проводят на силовые заглушки, которые устанавливают по ходу газа перед краном № 7 и за краном № 8. Все краны испытываемой системы должны быть в открытом положении. Использование запорной арматуры в качестве ограничительного элемента допускается в исключительных случаях, при этом перепад давления на ней не должен превышать рабочего по паспорту.
Заполнение трубопроводов водой (для испытания) производят из системы водоснабжения КС или близлежащих естественных водоемов. Выпуск воздуха из трубопроводов, при заполнении их водой, осуществляется через специальные свечи. Избыточное давление в испытываемой системе поднимают до величины 1,25 опрессовочным агрегатом. Скорость подъема осуществляется в соответствии с графиком, изложенным в инструкции по проведению гидроиспытаний.
При испытании межцеховых технологических коммуникаций (трубопроводов) с различными значениями заводских испытательных давлений ( ), а также содержащих запорную арматуру, АВО газа, пылеуловители, фильтр-сепараторы и центробежные нагнетатели, испытательное давление принимается равным наименьшему заводскому испытательному давлению из всех элементов, входящих в используемый участок, но не ниже 1,25 . Значение давления при проверке на герметичность для всех категорий составляет с замером в тех же точках, что и при испытании на прочность. Продолжительность гидравлических испытаний на прочность при испытательных давлениях трубопроводов всех категорий составляет 24 ч; а с целью выявления утечек не менее 12 ч.
Трубопроводы считаются выдержавшими испытания на прочность, если за время их опрессовки давление в них по показаниям манометров остается неизменным.
Проверку на герметичность производят после испытания газопровода на прочность и снижения давления до максимального рабочего. В случае обнаружения утечек необходимо освободить от воды дефектный участок трубопровода или оборудования путем частичного или полного удаления воды из системы, заменить или отремонтировать дефектный элемент, заполнить систему водой и повторить проверку на герметичность.
Трубопроводы считаются выдержавшими испытания на герметичность, если за время испытаний не произошло падения давления (по манометру) и в сварных швах, фланцевых соединениях, корпусах арматуры не обнаружено течи и запотевания.
Удаление воды по окончании гидроиспытаний из трубопроводов и оборудования КС производят путем ее слива самотеком и продувкой воздухом или природным газом.
При продувке природным газом (применяется обычно при повторном испытании технологических коммуникаций КС) давление в месте подачи не должно превышать 0,1 МПа. Осушку трубопровода осуществляют после удаления воды. Контроль за процессом осушки осуществляется по показаниям датчиков влажности воздуха или газа, устанавливаемых в местах выхода воздуха (газа) из участков трубопроводов.
После удаления воды из трубопроводов и их осушки производят демонтаж всех узлов, приборов и оборудования, которые использовались при испытании и восстановлении соединений.
В настоящее время для определения наличия дефектов в некачественном сварном соединением или в металле трубопровода начали использовать при производстве гидравлических испытаний метод акустической эмиссии. Метод акустической эмиссии основан на распространении и анализе акустических волн, возникающих в процессе пластической деформации и разрушения (роста трещин) в контролируемом объекте. Это позволяет сформировать систему классификации дефектов и критериев оценки состояния объекта, основанную на реальном влиянии дефектов на объект. Целью акустико-эмиссионного метода являются:
- обнаружение, определение координат и слежение за источником акустической эмиссии, связанные с некачественным сварным соединением или дефектом в металле трубопровода;
- оценка скорости развития дефектов и, как следствие, предотвращение разрушения контролируемого объекта.
При производстве гидравлических испытаний, особое внимание следует обратить на выполнение следующих мероприятий.
- временные трубопроводы, для подключения опрессовочных агрегатов, предварительно должны подвергаться гидравлическому испытанию под давлением 1,25 в течение 6 ч, с составлением соответствующего акта. Контроль за давлением при производстве гидравлических испытаний осуществляется по манометрам класса точности 1,5 ГОСТ 2405-72 со шкалой на давление, равное 3/4 значения испытательного давления;
- манометры для контроля давления устанавливаются в нижней точке технологических коммуникаций. При невозможности такой установки показания манометров корректируются с учетом разности высотных отметок. Значение испытательного давления с учетом корректировки для поземных коммуникаций при этом не превышает согласно имеющимся паспортам, сертификатам на трубу, запорную арматуру и емкости, лежащие под землей на проектных отметках;
гидравлические испытания на прочность корпусов нагнетателей с фланцевым соединением входных и выходных патрубков (типов НЦ-16/76, RF-2ВВ-30, PCL 804-2/36 и т.д.) в условиях компрессорной станции не производятся. Контур указанных нагнетателей испытывается гидравлическим способом с установленными на входные и выходные фланцы присоединительных трубопроводов силовыми заглушками, входящими в номенклатуру поставки фирм для импортных нагнетателей.
Проверка на герметичность перечисленных нагнетателей производится при пусконаладочных работах.
Испытания нагнетателей типов 370, 235, 650 при неразъемных конструкциях входных и выходных патрубков производятся при демонтированных пакетах диафрагм и закрытых отверстиях прохода пакета в крышке и корпусе специальными заглушками.