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 СНиП Ш-42- 80*, ВСН-011- 88 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 трубе проводов.

Подготовительные работы включают:

• определение мест установки катушек, подключения опрессовочш агрегатов и слива воды;

• установление охранной зоны;

• подготовку площадок и установку опрессовочных агрегатов;

• монтаж шлейфов опрессовочных агрегатов и сливных трубопровод* дов;

• 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 действующейЦ схемы сферическими заглушками;

• подсоединение шлейфов опрессовочных агрегатов и сливных трубо-1| проводов к испытываемым участкам;

• установку манометров и термометров.

Испытание проводят на трубопроводах после окончания их монта*>| жа, когда они собраны на опорах с установленной арматурой и с занными штуцерами. Одновременно с этим испытываются пылеулови<?й тели, фильтр-сепараторы, аппараты воздушного охлаждения газа, по-^ догреватели 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 иГазнадзора.

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 испытывае-

24. А. Н. Козаченко

мой системы должны быть в открытом положении. Использование за| порной арматуры в качестве ограничительного элемента допускается! исключительных случаях, при этом перепад давления на ней не долже^ превышать рабочего по паспорту.

Заполнение трубопроводов водой (для испытания) производят из ( стемы водоснабжения КС или близлежащих естественных водоемов! Выпуск воздуха из трубопроводов, при заполнении их водой, осушщ ствляется через специальные свечи. Избыточное давление в испытыва мой системе поднимают до величины Р_исп = 1,25Р_ра6 опрессовочным агЦ регатом. Скорость подъема осуществляется в соответствии с графикол изложенным в инструкции по проведению гидроиспытаний.

При испытании межцеховых технологических коммуникаций (тру проводов) с различными значениями заводских испытательных давлен (Р^), а также содержащих запорную арматуру, АВО газа, пылеуловите ли, фильтр-сепараторы и центробежные нагнетатели, испытательное; ление принимается равным наименьшему заводскому испытательноь давлению из всех элементов, входящих в используемый участок, но i ниже 1,25 Р_неп. Значение давления при проверке на герметичность , всех категорий составляет Р _а6 с замером в тех же точках, что и при испь| тании на прочность. Продолжительность гидравлических испытаний прочность при испытательных давлениях трубопроводов всех категори| составляет 24 ч; а с целью выявления утечек не менее 12ч.

Трубопроводы считаются выдержавшими испытания на прочие если за время их опрессовки давление в них по показаниям манометра| остается неизменным.

Проверку на герметичность производят после испытания газопровод! да на прочность и снижения давления до максимального рабочегс В случае обнаружения утечек необходимо освободить от воды дефев ный участок трубопровода или оборудования путем частичного или пс ного удаления воды из системы, заменить или отремонтировать дефек ный элемент, заполнить систему водой и повторить проверку на герме, точность.

Трубопроводы считаются выдержавшими испытания на гермети'й ность, если за время испытаний не произошло падения давления (по i нометру) и в сварных швах, фланцевых соединениях, корпусах армату| ры не обнаружено течи и запотевания.

Удаление воды по окончании гидроиспытаний из трубопроводов оборудования КС производят путем ее слива самотеком и продувко! воздухом или природным газом.

При продувке природным газом (применяется обычно при повтор^ ном испытании технологических коммуникаций КС) давление в ме

подачи не должно превышать 0,1 МПа. Осушку трубопровода осуще­ствляют после удаления воды. Контроль за процессом осушки осуще­ствляется по показаниям датчику влажности воздуха или газа, уста­навливаемых в местах выхода вшдуха (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 Р_исп 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 Р_зав со­гласно имеющимся паспортам, сертификатам на трубу, запорную арматуру и емкости, лежащие под землей на проектных отметках;

• гидравлические испытания на прочность корпусов нагнетателеЙ'га фланцевым соединением входных и выходных патрубков (тип^ НЦ-16/76, RF-2BB-30, PCL 804-2/36 и т. д.) в условиях компрессор! ной станции не производятся. Контур указанных нагнетателей испИЯ тывается гидравлическим способом с установленными на входныев выходные фланцы присоединительных трубопроводов силовыми загЖ лушками, входящими в номенклатуру поставки фирм для импо! """"' ных нагнетателей.

₍ Проверка на герметичность перечисленных нагнетателей произвх>||
дится при пусконаладочных работах. ,,:|
Испытания нагнетателей типов 370,235,650 при неразъемных ко||
струкциях входных и выходных патрубков производятся при демош
рованных пакетах диафрагм и закрытых отверстиях прохода пакета j
крышке и корпусе специальными заглушками.

7.7. Реконструкция, техперевооружение, модернизация действующих компрессорных станций

•»й В системе транспортировки газа в эксплуатации находятся газопЩ

рекачивающие агрегаты типов ГТК-5, ГТ-750-6, ГТК-10, ГТН-25 (HSl ГТ-6-750 и другие. Многие из этих агрегатов эксплуатируются болё| 20 лет и наработка их составляет свыше 100 тыс. часов. Агрегаты имй| ют неудовлетворительные технико-экономические показатели по мощности, вибрационным характеристикам, надежности и другие. повременно по некоторым типам ГПА уже практически прекращен вь$1 пуск основных запасных узлов и деталей.

Капитальный ремонт, проводимый на этих агрегатах, уже не дае ожидаемого эффекта и восстановления основных технике-эксплуатации онных показателей. Более того, как показывает практика ремонтов, чещ хуже состояние агрегата, тем он требует больших затрат материальный ресурсов на восстановление и больше времени находится в ремонте)! Все это естественно сказывается на работе как компрессорной станций*! так и газопровода в целом. Кроме того, принятый ранее курс на испольЧ! зование более простых безрекуперативных схем газоперекачивающюй агрегатов типов ГТК-25И, ГПА-Ц-6,3, ГТН-6 в определенной мере заР| тормозил рост экономичности газотурбинного парка агрегатов в целому Так, номинальный (средневзвешенный по мощности) КПД по ОАО «Газп-| ром» изменялся следующим образом: 1970 г. - 0,248; 1975 г. - 0,262;| 1980 г. - 0,265; 1985 г. - 0,267; 1990 г. - 0,266.

Отсюда следует, что, если остановиться только на использовании газоперекачивающих агрегатов произвшства до 1990 года, то темп сокращения удельного расхода топлив^гна собственные нужды комп­рессорной станции окажется весьма низким (не более 0,3 % в год). Сле­довательно, важнейшей задачей эффективной работы газотранспорт­ных систем является реконструкция и модернизация существующих га­зотурбинных установок, замена их на новые высокоэффективные агре­гаты, с КПД на уровне 34 - 36 %.

Реконструкция действующих компрессорных станций - это переуст­ройство существующих цехов, связанное с совершенствованием газо­перекачивающих агрегатов и повышение и их технико-экономического уровня на основе научно-технического прогресса, направленного на улучшение технических характеристик ГПА при одновременном улуч­шении охраны окружающей среды.

Например, в ОАО «Газпром» в последние годы проводились работы по реконструкции компрессорных станций типов ГТК-25И, ГТК-10И.

Реконструкция газоперекачивающих агрегатов заключалась в пе­реводе газотурбинной установки с простого цикла работы на регенера­тивный. В комплекс работ по реконструкции входили:

• демонтаж существующего оборудования (камеры сгорания, газохо­ды, дымовые трубы и другое оборудование общей массой более 85т);

• перепланировка и перемонтаж вспомогательного оборудования (кол­лектора топливного газа, теплотрассы, технологической емкости, кабельных каналов, «свечных» трубопроводов, стеновых панелей) для монтажа нового оборудования;

• монтаж нового оборудования (модернизированные камеры сгорания, воздуховоды, газоходы, утилизаторы теплоты, рекуператоры и дру­гое оборудование общей массой более 635 т).

Особенность данной реконструкции состоит в том, что монтаж реку­ператоров фирмы «GEA» производился на площадке действующего ком­прессорного цеха. Рекуператор фирмы «GEA» представляет собой теп-лообменный аппарат вертикального типа со значительными размерами по высоте. Масса рекуператора составляет 58 т. В силу того, что кон­струкция рекуператора не позволяла при выведении его из горизон­тального транспортного положения в вертикальное производить опо­ру на «юбку» - основание, при монтаже использовались два грузоподъ­емных механизма со специальными приспособлениями: кран КМК-7250

грузоподъемностью 200 т и кран «LIEBHERR» грузоподъемностью | 90 т.

Для обеспечения сохранности коммуникаций при использовании боль- 4| шегрузной техники, подъездные пути и территория монтажной площад- Ц ки посыпались щебнем и песком высотой 0,3 м с последующей укладкой ? железобетонных плит.

Монтаж рекуператора производился в такой последователь­ности.

1. На монтажную площадку устанавливался основной кран КМК-7250.

2. Рекуператор транспортировался с места складирования к монтаж- ^ ной площадке на тягаче типа «FAUN» (рис.7.13, а).

3. Устанавливался вспомогательный кран.

4. Специальными приспособлениями регенератор с помощью двух кра­нов приподнимался с тягача, а сам тягач удалялся с монтажной плот >| щадки.

5. Рекуператор опускался на монтажную площадку на деревянные под­ставки-ложементы (рис.7.13, б).

6. Демонтировались крепления ложементов к рекуператору.

7. Рекуператор поднимался двумя кранами, удаляли транспортировоч- Д ные опоры-ложементы и выводили рекуператор в вертикальное по-'|| ложение (рис.7.13, в ).

8. Основным краном рекуператор монтировался на фундамент (рис.7.13, г).

К техническому перевооружению действующих компрессорных стан­ций относится и комплекс мероприятий по повышению их технико-эко- Щ комических показателей на основе замены морально устаревшего и фи­зически изношенного оборудования (ГПА) на новое и более производи­тельное и надежное в работе.

Например, анализ работы газомотокомпрессоров типа ДР-12 стан­ции подземного хранения газа (СПХГ) в Касимове показал низкую на-' * дежность их в процессе эксплуатации (наработка на отказ примерно -^щ 100 ч), значительные затраты на ремонт и запчасти.

При выборе нового высокоэффективного газоперекачивающего аг­регата учитывались следующие требования: комплектноблочность, транс- "; портабельность, полная заводская готовность и то, что монтаж должен производиться без разборки агрегата в существующем цехе. Этим требо- •' ваниям в полной мере отвечал агрегат типа «Центавр» фирмы «Солар». ^;

В комплекс работ по техническому перевооружению станции под-земного хранения газа в Касимове входили:

• демонтаж газомотокомпрессоровДР-12;

• монтаж агрегатов «Центавр» фирмы «Солар». ,

Демонтаж агрегатов ДР-12 производится последовательной разбор-"',
кой на отдельные крупные узлы и детали: снимались выхлопной коллек­
тор, поршневая группа, блоки цилиндров, компрессорные цилиндры, ?!
маховик, выкатывался коленвал. Демонтировалось цеховое вспомога*:
тельное оборудование агрегата - маслоблок, местные щиты управле­
ния, трубопроводы обвязки. ;

На фундамент ГМКДР-12 через переходную раму монтировался ГПА
«Центавр» (рис.7.14). i

При техническом перевооружении действующих КС (ПХГ) доля стро­ительно-монтажных работ, как правило, не превышает 10 % общей смет-: ной стоимости затрат на техническое перевооружение.

На Касимовской СПХГ заменялось только основное и вспомога­
тельное оборудование, т.е. монтаж ГПА производился в существующем
цехе, с подсоединением нагнетателей газа к прежней технологической
обвязке «гитары». '

Модернизация оборудования заключается в том, что в конструкцию^
его вносят изменения, повышающие технико-экономические показате- -
ли или облегчающие труд обслуживающего персонала. {

В процессе стендового испытания и эксплуатации газотранспортно­го оборудования компрессорной станции выявляются причины низко-надежности работы отдельных узлов и деталей, проверяется эффектив­ность работы ГПА, после чего намечается программа модернизации I оборудования.

Например, работа компрессорных станций ПХГ характеризуется¹ обычно значительной неравномерностью в процессе периодов закачки ] и отборов газа. Режим работы компрессорных станций носит цикличес­кий характер. Так как для нагнетателей ПХГ нельзя четко установить номинальные параметры работы, то основными техническими требова­ниями для них являются:

• обеспечение возможно более широкого диапазона регулирования как, по производительности, так и по соотношению давлений;

• максимальная модернизация конструкции проточных частей нагне­тателей, предназначенных для работы с различными выходными дав­лениями.

В начальный период производится закачка газа агрегатами с нагне- Я

тателями большой производительности и меньшими степенями сжатия. В процессе заполнения ПХГ увеличивается максимальное давление за­качки и, следовательно, степень сжатия. Однако все это приводило к отсутствию рациональной и эффективной загрузки ГПА в процессе за­качки газа в ПХГ. В процессе проведенной модернизации ГПА были модернизированы проточные части нагнетателей, что позволило пере­крыть все диапазоны рабочих параметров ПХГ, осуществляемых при 1 помощи модернизированных сменных проточных частей нагнетателей.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: