Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 [ 82 ] 83 84

§ 13.4. Эксплуатация объектов компрессорной и насосной станций

в настоящем параграфе приведопы общие сведения об организации эксплуатации объектов, проектные решения по которым приняты на основании справочных материалов предыдущих глав. Эти сведения дают возможность проектировщику оценить объем работ обслуживающего персонала.

Насосная станция. При нормальной эксплуатацип НПС обеспечивается долговечность и надежность непрерывной работы основного и вспомогательного оборудования. Основные насосы должны работать в заданном режиме и при минимальном к. п. д., продолжительная их работа при подаче меньше 0,25иом не допускается.

В процессе эксплуатации насосного агрегата необходимо систематически наблюдать за показаниями всех контрольно-измерительных приборов, строго выполнять все приведенные в инструкции по монтажу и эксплуатации требования заводов-изготовителей. При новышепии температуры подшипников, прекращении поступления масла, вибрации или ненормальном шуме насосный агрегат следует немедленно остановить, осмотреть и устранить обнаруженные неполадки. При остановке агрегата закрывают задвияшу на нагнетании и выключают двигатель. После охлаждения насоса закрывают-все вентили трубопроводов, подводящих масло и воду, и краны у манометров. При остановке насоса на длительное время для предотвращения коррозии рабочие колеса, уплотняющие кольца, защитные гильзы вала, втулки и все детали, соприкасающиеся с перекачивающей жидкостью, следует смазать, а сальниковую набивку вынуть.

Защита НПС в сочетании с приборами контроля, защиты и сигпализации. установленными на отдельных агрегатах и вспомогательном оборудовании, предохраняют насос от вибрации, подшипники от перегрева, работы в кави-Тацнонном режиме и от чрезмерной утечки через сальники. Эффективная система теплового контроля узлов с трущимися деталями, корпусов насоса и электродвигателя, а также бесперебойная подача масла и воздуха, входящего в электродвигатель и выходящего из него, осуществляются электроконтактным манометром. Контакты последнего включены в пусковые цепи электродвигателей, что предотвращает включение электродвигателя (при отсутствии давления) в линии смазки. Падение давления в маслосистеме вызывает остановку агрегата.

Тепловая защита корпуса насоса предотвращает длительную работу при закрытой задвижке. Контроль за температурой входящего в электродвигатель и выходящего из него воздуха защищает обмотку статора от перегрева в летнее время и предотвращает образование конденсата при низких температурах окружающей среды зимой.

Герметичность торцевых уплотнений контролирует датчик, который обеспечивает защиту в случае резкого увеличения расхода утечек. Вибро-сигнализатор регпстрирует вибрацию оборудования и в случае ее увеличения до критических величин отключает агрегат. Визуальный контроль за давлением на всасывании и нагнетании насосов осуществляется манометра.ми. Равномерная загрузка агрегата контролируется счетчиком числа оборотов, давление в линии разгрузки - манометром, а нагрузка электродвигателя - амперметром.

Рекомендуемая програ.мма обслуживания:

- контролировать температуру и вибрацию подшипников, а также утечку из концевых.уплотнений - ежедневно;

- проверять центровку насосного цгрегата, сменять масло системы смазки, дренировать и промывать камеры подшипников, контролировать состояние вкладышей подшипников - ежеквартально;

- контролировать износ рубашек концевых уплотнений, сменять уплот-нительные кольца торцевых уплотнений и нерепабивать сальники - раз в полгода;

- проводить полную ревизию насосного оборудования, менять уплотни тельные кольца рабочих колес, если зазоры па 50% превышают номинальные значения, контролировать состояние вкладышей подшипников и соединительных муфт - ежегодно.

Резервуары. Металлические резервуары. При их эксплуатации необходимо строго соблюдать требования «Правил технической эксплуатации» [4] и «Правил по технике безопасности и промсанитарии магистральных трубопроводов».

Основные сведения о действующем резервуаре заносят в паспорт: номер и тип, характеристика стали, из которой он сварен, толщина листов днища II его окрапки, число поясов и толп(Ина листов по ним, тип крыши и толпщна листов, характеристика основания и данные о нивелировании его и окраски днища до и после гидравлического испытания, перечень и характеристика установленного оборудования, наименование проектной и строительной организации, даты начала и конца строительно-монтажных работ, испытания, ввода в эксплуатацию и составления паспорта, отклонения размеров резер-ьуара от проектных и его калибровочная таблица.

Резервуары оснащаются оборудованием, необходимым для их безаварийной эксплуатации,

Заземление резервуаров проверяют путем измерения его сопротивления растеканию тока прибором МС-07 не реже двух раз в год при неблагоприятных условиях для электропроводности грунтов: летом в сухих грунтах и зимой в мерзльгх. Импульсное сопротивление растеканию тока не должно превышать 50 ом.

Систематическому осмотру подвергают резервуары п их оборудование, обращая особое внимание на состояние сварных швов. В зимнее время швы первого и второго поясов проверяют ея;едневпо. Подлежат осмотру прокладочные кольца и шарнир замерного люка, плавность движения и плотность посадки тарелок дыхательных клапанов, качество и уровень масла, чистота сетки гидравлических клапанов, ход хлопушки, иатичие и исправность диафрагм пепосливных камер и гаек с прокладками па концах пено-проводов, чистота пакетов с гофрированными пластинами огневых предохранителей, положение приемного отвода сифонного крана.

Ежегодно нивелируются окрайки дпища резервуара не менее чем в восьми точках, расположенных друг от друга на расстоянии не более 6 м (нивелируют те же точки, что и при строительстве и вводе резервуара в эксплуатацию). Допустимая неравномерность осадки основания и окрайки днища резервуара - 150 мм для диаметрально противоположных точек и 80 для смежных.

Производительность наполпения или опорожнения резервуара должна соответствовать пропускной способности дыхательной арматуры, установленной на нем. Наполняют резервуар прн полностью открытой хлопушке, после окончания операций хлопушку опускают.

На каждый резервуарный парк разрабатывают технологическую карту, в которой указывают: номер резервуара, его тип и емкость, высоту, максимально допустимый уровень пефти в резервуаре, число и характеристику дыхательных и предохранительных клапанов, а также огневых предохранителей, максимальную температуру подогрева пефти в резервуаре, допустимую объемную скорость наполнения и опорожнения, минимальный уровень нефтепродукта.

Железобетонные резервуары. При их эксплуатации применяют централизованные (групповые) установки дыхательной аппаратуры, что позволяет резко сократить число резервуариого оборудования, снизить потери от испарения, повысить поя!арпую безопасность и улучшить условия ремонта оборудования. В заглубленных резервуарах применяют децентрализованную систему внутрипарковой перекачки электропогружными насосами, что исключает прокладку всасывающих коллекторов, расположенных па большой глубине.

Надежная ;Ксил>атация железобетонных резервуаров обеспечивается автоматизацией различных операцпй н контроля за работой резервуаров путем

оснащения последних соответствующими приборами и оборудованием. В остальном она принципиально не отличается от эксплуатации металлических резервуаров.

Компрессорные станции. Газо мотор ные станции. Значительное применение на магистральных газопроводах нашли КС, оборудованные поршневыми газомоторными компрессорами. Агрегаты снабжены автоматической защитой от повышения частоты вращения вала свыше 330 об./мип п температуры охлаждающей воды двигателя свыше 90° С, падения давления масла в системе смазки ниже 0,7 кгс/см.

У газомоторных компрессоров существуют три системы маслоподачи к трупщмся частям: 1) шестеренчатые масляные пасосы подают масло к под-пшппикам коренным, силовых и компрессорных шатунов, промежуточного и распределительного валов; 2) плунжерные насосы (лубрикаторы) - к силовым н компрессорны.м цилиндрам, штокам компрессоров; 3) вручную смазывают опорные подшипники клапанных коромысел, направляющие газовых клапанов.

Для смазки газомоторных компрессоров применяют масло марок МС-20 (ГОСТ 1013-49 *) или ДМ-14 (ГОСТ 5304-54). Срок службы масла колеблется от 2000 до 2500 ч, а средний эксплуатационный расход составляет 1,5 г/(л-с-ч). Масло подвергается регенерации при содержании механических примесей свыше 0,5%, содержании кокса свыше 2,5%, увеличенпн кислотности свыше 1,0 мг КОИ на 1 г масла.

Пуск газомоторных компрессоров производится сжатым во.здухом под давлением 15-17 кгс/см. Даплопио топливного газа при теплоте сгорания 8000-9000 ккал/мЧ рекомендуется 2,8-3,2 кгс/см и угол опережения занн!-гапия 15-18° до в. м. т., зазоры в контактах прерывателя 0,35, в контактах распределительного механизма магнето 0,5-0,7 и в электродах свечи 0,4- 0,5 мм. Конструктивные и рабочие параметры газометорных компрессоров приведены в работе [5, табл. 8.1-8.3]. Рабочие иараметры двигателя типа 10ГК и допусти.мыо зазоры прн эксплуатации газомоторных компрессоров серпи 10ГК приведены также в работе [5, табл. 8.4-8.5].

Электронриводные станции. Они отличаются от газотурбинных только типом привода. Для электроприводных КС обязательно наличие редуктора мсяаду электроприводом и нагнетателем.

Электродвигатели АФЗ-4500-1500 и СТМ-4000-2 предназпачепы для приводов центробежных нагнетателей типа 280 через повышающггп редуктор и позволяют работать с колесами диаметрол! 564, 590, бОО.и 620 мм роторов центробежных пагнетатслей в зависи.мости от производительности а входного давления у КС.

Эксплуатация электроустановок должпа осуществляться в строгом соответствии с «Правилами технической эксплуатации и безопаспостп обслужи-ваншя электроустановок промышленных предприятий». В нроцессе эксплуатации необходимо периодически проверять и контролировать осевой разбег ротора, который должен быть в пределах 4-5 мм; затяжку фундаментных болтов и все механические крепления; электрическую прочность изоляции обмоток напряжением, в 1,3 раза превышающим помипальпое папряжепис электродвигателя; заземление станины двигателя и оболочки питающего кабеля; размер воздушного зазора между статором и ротором, равный 4,7- 5 м.м; установку щеток па коптактпых кольцах (прилегание щеток к контактным кольцам должно быть плотным, в случае падобпости пришлифовать их стекляиноп бумагой; перед каждым пуском двигатель продувать сухим ЧИСТЫ.М воздухом для удаления взрывоопасных смесей внутрп матнины п частиц графита щеточной пыли).

Те.мпература айтивных частой двигателя пе должна превышать температуры воздуха; обмоток статора и ротора - 75; активной стали сердечников статора и ротора - 85, охлаадающого воздуха - 35, а контактных колец - 90 С. Количество продуваемого воздуха должно быть не менее И м/сек при частоте вращения двигателя 1480 об./мин. При пусках температура обмоток двигателя должпа быть пе ниже 5, а смазочного масла 20 С. Вибрация электродвигателя пе должна превыпгать 0,15 мм.

Во время ремонта электродвигателей прочищают воздуховоды, обдувают их сжатым воздухом, чистят изоляцию статора н ротора и проверяют рас-клпниванпе ротора.

Газотурбинные станции. Пуск, остановка и обслуживание газотурбинных ycTanoBoit осуществляются в соответствии с инструкциями, составленными на основании инструкций заводов-изготовителей и опыта оксплуатации.

Перед пуском следует проверить, заполнен ли масляный бак до необходимого уровня турбинным масло.м марки 22JI. Температура масла при пуске агрегатов должна быть не ниже 25° С.

Во время работы газотурбинных агрегатов следует:

-- поддерживать температуру масла за маслоохладителями в пределах 35-45° С путем изменения расхода или температуры охлаждающей воды;

- следить и поддерживать нормальный перепад масло - газ на унлот-нительном подпшпнике нагнетателя;

- периодически очищать воздушные фильтры воздухозабррпой камеры осевого компрессора;

- следить за чистотой фильтров масляных баков, проверяя их не реже раза в неделю; очищать фильтры можно путем продувки их газом нли воздухом;

- периодически делать химический анализ турбинного масла, ея!е-дневно брать пробы для обнаружения в масле механических примесей и воды, в случае появлепия последних масло фильтровать и осушать;

- спстематически прослушивать и осматривать агрегат для определения задеваний, повышенно!! вибрации и протечек газа, воздуха и масла;

- содержать агрегат в чистоте, пе допускать скопления масла, тряпок, бумаги и прочего мусора, особенно возле горячих частей, что может слу)кить причиной пожара; следить за состоянием изоляции, а повреждения ее на отдельных участках срочно устранять;

- аварийно остановить агрегат при воспламенении масла и невозможности быстро затушить огонь; при появлении дима из подшипников или металлического шума внутри агрегата; при внезапном прорыве газа в по-ме1цепие Машинного зала пли галерою нагнетателей; во всех случаях, когда может создаться угроза для безопасности обслуживающего персонала, пли прн поло-мке оборудования.

При это.м нельзя допускать повышения:

- температуры подшипников выше 70° С; в случае ее возрастания (при постоянном ренчиме работы агрегата) па любом из подшипнвков установить наблюдение за ним и при необходимости принять меры для ее снижения;

- температуры продуктов сгорания перед турбиной сверх номинальной; в случае превышения принять меры для снижения ее путем уменьшения нагрузки; при необходимости вывести агрегат на холостой ход;

- вибрации агрегата сверх заданной техническими условиями для данного типа.

Газотурбинные агрегаты имеют систему автоматики, регулирования и автоматической защиты. Автоматическая защита останавливает агрегат в случаях:

- повышения температуры газа перед турбнпоп;

- увеличения частоты оборотов;

- повыпшния температуры па одном из подшипников;

- осевого сдвига роторов;

- падения давления масла смазки ниже 0,2 кгс/см2;

- понижения перепада газ - масло:

- падения давления топливного газа;

- погасания факела в камере сгорания.

Все показания по защите должны выводиться на щпт диспетчера, который может контролировать состояние работы отдельных агрегатов и группы ГПА и заблаговременно принимать меры по предотвращению аварий.

При ремонте газотурбинных агрегатов зазоры по проточной части необходимо стремиться довести до номинальных чертежных размеров с учетом допусков, заданных заводами-изготовителями агрегатов и указанных в паспортах. Основные зазоны в подвижных частях системы регулирования и защиты агрегатов ГТ-70О-.5, ГТК-5 и ГТ-750-6 приведены в работе [,>, табл. 8.17] технические характеристики газотурбинных установок и режимы работы центробежных нагнетателей - в той же работе [5, с. 183-18к, 193-199].

§ 13.5. Эксплуатация линейной части трубопровода

в зависимости от условий прохонодения трассы трубопровода обслуживание линейной части осуществляется или линейными ремонтерами (участок обслуживания устапавливается в пределах 20-25 км трассы), или мехавн-зированными передвижными бригадами, имеющими машины вовытеппоп проходимости, необходимый инструмент и оборудование для выполнения mc.i-кого ремонта. Наблюдение за трассой можно вести и с вертолета. Особое внимапие уделяется искусственным сооружениям: переходам через реки, железным и автомобильным дорогам; воздушным переходам, защитным сооружениям и др.

Для выявления техническою состояния линейных сооружений руководство управления периодически, не реже двух раз в год,проводит осмотр трассы. Как правило, трассу трубопровода на местности обозначают километровымп знаками, линейную запорную арматуру нумеруют.

В связи с тем что все нитки переходов через водные преграды находятся в работе, необходимо па пeфтeпpoвoax пе реже раза в год отключать нитки поочередно на срок до 5 суток для промывки внутренней поверхности нефтепровода при повышенной скорости прокачки жидкости.

Повреждения трубопроводов возникают при отступлении от требований СНиП прп строительстве и нарушении «Правил технической эксплуатации».

Местоположение повреждепий трубопровода определяют по падепию давления в трубопроводе и по перегрузке электродвигателей центробежных насосов при помощи графического, графо-аналитпческого или аналитического способов.

Профилактические мероприятия на трубоироводе, а также ликвидация аварий выполняются ремонтпо-восстаповительпыми бригадами, которые размещаются на перекачивающих станциях и аварийно-восстановительных пунктах.

Аварии на газопроводах относятся к внеплановым работам, которые проводятся специальпо организованной для этой цели группой работников ремонтно-восстановительпой бригады ЛЭС с привлечением других служ, а в случае необходи.мости - строительно-моптажпых организаций.

К внеплановым аварийным работам относятся:

- ликвидация разрыва труб и значительных свищей на газопроводе и отводах, а также в системах КС и ГРС;

- устранение заклинивания или поло.мок запорной арматуры, ириводя-щих к большим утечкам газа или прекращению его подачи;

- ликвидация закупорки газопровода ледяными и гидратными пробками или посторонними предметами.

При возникновении аварии на линейной части газопроводов диспетчер обязан поставить в известность руководство ЛПУМГ, диспетчера производственного объединения (который в свою очередь докладывает об этом диспетчеру ЦДУ) и вызвать начальника ЛЭС и аварийную бригаду.

Если авария вызывает сокращение или прекращение цодачи газа потребителям, то руководство работами по ликвидации аварии должны возглавить:

а) на месте - начальник или главный инженер ЛПУМГ;

б) в диспетчерской производственного объединения - директор или главный инженер производственного объединения.

Если для ликвидации аварии необходимо выполнить большой объем работ или если намеченные работы технически сложны, к месту аварии должпо

выехать ответственное лицо, назначенное приказом директора производственного объединепия.

Об аварии, сопровождающейся разрывом труб, оповещается территориальное отделение Госгазинепекции или Госгортехнадзора.

§ 13.6. Штаты

П1таты обслуживающего персонала магистральпых трубопроводов определяются проектом с учетом входящих в состав трубопроводов структурных подразделепий и в зависимости от объема выполняемых ими работ, степепи механизации п автоматизации. При определении штатов следует учитывать круглосуточную работу основного и вспомогательного оборудования трубопровода.

Примерные штаты основных подразделений магистральных нефтепроводов приведены в табл. 13.2. Приведенная численность персонала должна рассматриваться как временная, до освоения и внедрения новых систем автоматики и совершенствования организации обслуживания.

ТАНЛИЦЛ 13.2

Примерные П1таты основных подразделепий .магистральных нефтепроводов

Примечание. Штаты приняты без учета ремонтных служб, осуществляющих средний и капитальный ремонт.

Штаты обслуживающего персонала по связи, понизительным подстанциям, ЛОП, военизированной и пожарной охраны, лаборатории автоматикп п телемеханики и котельным устанавливаются на основании нормативных документов.

При проектировапии магистральпых газопроводов численность инженерно-технических работников и служащих определяется в соответствии с нормативами, разработанными ЦНИСгазпромом и утвер5рдепными Мингазпромом СССР в 1975 г. [9]; численность рабочих - понормативам ДПИСгазпрома [2]; численность персонала, обслуживающего аппаратуру участков (узлов) связи и линейных сооружений связи, - по нормативам, разработанным ЦНИСгазпромом [3]; численность ВОХР и автотранспорта, нходящого в состав ЛЭС, принимается минимально необходимой па основании опыта эксплуатации.

Примерные штаты основных подразделений магистральных газопроводов п[тведепы в табл. 13.3.

33 Заказ 150