Очистка внутренней поверхности ГП.

Внутреннюю поверхность газопровода от загрязнения очищают следующими способами:

1. Установкой конденсатосборников и дренажей в пониженных точках ГП. Для улавливания жидкостей и примесей турбинного масла на трассе ГП в местах наиболее вероятного их скопления могут быть установлены линейные конденсатосборники.

Конденсатосборник состоит из сборника жидкости 6, установленного под ГП 1 соединенного со сборником конденсатоотводом 5, продувочной трубой 4, запорной арматурой 3, устройством автоматического удаления жидкости. Линия 2 служит для выравнивания давления. Жидкость, выпадаемая из газа, накапливается в сборнике 6, откуда её периодически сбрасывают в надземную ёмкость.

Наибольшее распространение в своё время получили конденсатосборники типа расширительная камера, улавливающее действие которой основано на выпадении из потока капель жидкости под действием силы тяжести при понижении скорости газа вследствие его расширения в камере

Исследование движения жидкости в ГП происходит двумя способами: в виде плёнки, в виде капель.

Газ при движении в ГП своим потоком увлекает тонкую плёнку конденсата по стенкам трубы. Когда поток газа попадает в распределительную камеру, скорость его движения падает и капельная жидкость, находящаяся внутри потока, выпадает. Плёнка же конденсата при определённом угле переходного патрубка 1 (не более 12°) не разрываясь, продолжает двигаться по стенкам камеры 2 до противоположного конца. Благодаря тому, что выходной патрубок 3 входит внутрь камеры, создаётся тупиковый участок, который останавливает движение конденсатной плёнки и конденсат собирается в нижней части камеры, затем отводится в ёмкость.

Диаметр камеры принимается в 1,4-1,6 раз больше диаметра ГП, длина камеры определяется расчётом и д. б. больше длины осаждения капель жидкости.

2. повышением скоростей потоков газа в отдельных нитках системы ГП, оюеспечивающим вынос вынос жидкости и последующее вылавливание жидкости в пылеуловителях КС.

При скапливании жидкости - отключить участок ГП – скорость возрастает, вынося жидкость.

3. продувкой ГП через свечи и врезки.

4. периодическим пропуском очистных устройств без прекращения подачи газа. Основной способ, наиболее эффективно поддерживающий постоянное состояние внутри поверхности газопровода.

Чтобы обеспечить возможность периодической очистки полости ГП, необходимо предусмотреть выполнение следующих требований, которые позволяют поршню беспрепятственное прохождение по всей длине участка:

1) диаметр ТП по всей его длине должен быть постоянным;

2) запорная арматура должна быть равнопроходной;

3) в тройниках и отводах, если их диаметр больше на 30% от диаметра основного ГП, то предусматривается установка направляющих планок для предотвращения заклинивания очистного устройства (ОУ);

4) внутренняя поверхность не должна иметь выступающих деталей, кроме сигнализаторов, рычаг которых утопает при прохождении УО;

5) отводы, компенсаторы должны быть с радиусом изгиба не менее пяти диаметров ГП;

6) конденсатосборники типа расширенная камера должны быть оборудованы направляющими планками;

7) переходы через естественные и искусственные преграды должны выполняться с учётом дополнительных нагрузок отвеса поршня и продуктов очистки.

17.Очистка внутренней по­верхности трубопровода про­пуском очистных уст­ройств (ОУ).

Чтобы обеспечить возможность периодической очистки внутренней полости г/п необходимо предусмотреть выполнение следующих требований которые позволяют поршню беспрепятственно пройти на всём участке от КЗ до КП.

Для движения ОУ по г/п на нём создаётся определённый перепад давления который зависит от конструкции ОУ и величины перепада давления, в среднем от 0.03 до 0.05 Мпа. Скорость движения зависит от скорости движения газа, наличие загрязнения в трубопроводе, герметичности поверхности ОУ и трубы.V= 85 – 95% от скорости газа. Для контроля за прохождением ОУ по г/п в отдельных его точках устанавливаются сигнализаторы прохождения поршня: механические, гидравлические и электрические. На случй остановки ОУ на нем устанавливают сигнализатор, представляющий собой прибор- датчик с электроволнами. Для обеспечения пропуска ОУ на маг. г/п предусматривается устройство очистки внутренней поверхности г/п, в состав которых входят узлы пуска и узлы приема ОУ и система контроля и автоматического управления процессом очистки. Узел пуска включает в себя камеру запуска ОУ, подключающуюся через запорное устройство к основной магистрали; технологическую, обвязку; систему контроля и управления процессом запуска поршня; площадку для хранениия ОУ и устройства для их запосовки в камеру пуска. Узел приема включает в себея: пункт приема с краном; технологические трубопроводы и емкости для приема конденсата. В качестве ОУ используют очистные: поршни, скребки, разделители.

Основное требование к ОУ – сохранение эффективности очистки при прохождении больших расстояний по г/п, износостойкость, обладать хорошей проходимосью через зап. арматуру, простым по устойству и дешевым.

1 – концевой затвор в камере приёма; 2,7 – сигнализатор; 3 – камера запуска ОУ; 4 – байпас; 5 – резервуар для откачки конденсата; 6 – насос.

 

Требования к ГП для пропуска очистного устройства.

· Диаметр г/п д.б. по всей длине одинаков

· Запорная арматура д.б. равнопроходной

· Отводы, компенсаторы д.б. с радиусом изгиба не менее 5 диаметров очищаемого г/п

· В тройниках, на отводах, на перемычках если их диаметр более 30% диаметра основного г/п предусматривается установка направляющих планок для предотвращения заклинивания очистных устройств.

· Внутренняя поверхность не должна иметь выступающих деталей, кроме сигнализаторов прохождения поршня, рычаг которых утопает при прохождении очистного устройства.

· Перходы через естественные и искуственные препятствия должны выполнятся с учётом дополнительных нагрузок от веса поршня и любой газоконденсатной смеси.

 

19. Классификация потерь газа при ТП транспорте

В целом потери газа можно условно разделить на явные и неявные (скрытые).

На линейной части МГ явными потерями следует считать:

- утечки газа, выходящего через свищи, микротрещины, неплотности ЗА;

- потери при стравливании и продувки газа ремонтируемых участков ГП;

- потери при стравливании и продувки в процессе подключения отводов, перемычек и других технологических линий;

- потери при периодической очистке внутренней полости ГП;

- утечки при продувке конденсатосборников, импульсных трубок, КИПиА.

На КС явными потерями можно считать:

- потери при стравливании и продувки обвязки нагнетателей в процессе пусков и остановок ГПА;

- потери при продувке ПУ;

- потери в системе уплотнений нагнетателей ГПА;

- затраты топливного газа ГПА на КС при транспортировке газа с гидравлической эффективностью равной проектной;

- затраты пускового газа на пуске ГПА с запуском от ТД;

- затраты импульсного газа на перестановки кранов обвязки КС.

Неявные (скрытые) потери и затраты газа трудно обнаружить и замерить, а определить их можно только косвенным путем.

Неявными потерями следует считать:

- потери газа в результате фазовых превращений в ГП (образование из паров жидкой фазы и гидратов);

- затраты топливного газа на КС при снижении гидравлической эффективности линейных участков ГП от проектной величины;

- потери при эксплуатации на КС безрегенеративных ГТУ;

- потери при отклонении работы ГПА от оптимальных режимов;

- затраты топливного газа при наличии перетоков компремированного газа в обвязках нагнетательных и входных коммуникаций ГПА на КС.

20. Сокращение потерь газа при ТП транспорте

Основные причины отказов в работе МГ:

- наружная коррозия металлов - 53%;

- неудовлетворительное качество сварочных и строительно-монтажных работ - 18%;

- дефекты труб и заводского оборудования - 13%;

- внутренняя коррозия и эрозия - 6%;

- пробивка механизмами тела труб - 3%;

- нарушение правил технической эксплуатации - 2%;

- другие причины - 5%.

Вцелом потери газа можно условно разделить на явные и неявные (скрытые).

На линейной части МГ явными потерями следует считать:

- утечки газа, выходящего через свищи, микротрещины, неплотности ЗА;

- потери при стравливании и продувки газа ремонтируемых участков ГП;

- потери при стравливании и продувки в процессе подключения отводов, перемычек и других технологических линий;

- потери при периодической очистке внутренней полости ГП;

- утечки при продувке конденсатосборников, импульсных трубок, КИПиА.

На КС явными потерями можно считать:

- потери при стравливании и продувки обвязки нагнетателей в процессе пусков и остановок ГПА;

- потери при продувке ПУ;

- потери в системе уплотнений нагнетателей ГПА;

- затраты топливного газа ГПА на КС при транспортировке газа с гидравлической эффективностью равной проектной;

- затраты пускового газа на пуске ГПА с запуском от ТД;

- затраты импульсного газа на перестановки кранов обвязки КС.

Неявные (скрытые) потери и затраты газа трудно обнаружить и замерить, а определить их можно только косвенным путем.

Неявными потерями следует считать:

- потери газа в результате фазовых превращений в ГП (образование из паров жидкой фазы и гидратов);

- затраты топливного газа на КС при снижении гидравлической эффективности линейных участков ГП от проектной величины;

- потери при эксплуатации на КС безрегенеративных ГТУ;

- потери при отклонении работы ГПА от оптимальных режимов;

- затраты топливного газа при наличии перетоков компремированного газа в обвязках нагнетательных и входных коммуникаций ГПА на КС.

Основными мероприятиями, направленными на снижение потерь газа являются:

- сокращение потерь газа в атмосферу при ремонтах участков ГП благодаря совершенствованию технологий и применение устройств для утилизации газа;

- сокращение потерь газа при продувках и испытаниях вновь вводимых, неотремонтированных ГП благодаря применению высоконапорных и высокопроизводительных передвижных воздушных компрессорных установок;

- внедрение прогрессивных методов ремонта ГП - ремонт ГП без остановки перекачки газа, врезка отводов в действующий ГП под давлением;

- внедрение безогневых методов ремонта ГП;

- повышение эксплуатационной надежности ГП и их сооружений путем качественного и современного проведения ППР (планово-предупредительных ремонтов);

- исключение повреждения ГП сторонними организациями благодаря соблюдению порядка (правил) ведения работ в охранной зоне ГП.

Утилизацию газа при опорожнении участка ГП можно осуществить следующими

способами:

- перепуском газа из подлежащего ремонту с повышенным давлением через существующие или временно проложенные перемычки с более низким давлением газа;

- подключением к ремонтируемому участку потребителей газа через ГП-отвод;

- перекачкой газа из ремонтируемого участка ГП в соседний прилегающий участок данного ГП или в параллельный ГП передвижными компрессорными установками.

Схема МГПА (мобильного ГПА)

Установка состоит из ГПА, включающего в себя:

- приводной двигатель 3;

- нагнетатель 4 на входе которого установлен регулятор давления 5;

- на выходе из нагнетателя установлен холодильник газа 2 и эжектор 1, всасывающая камера которого через обратный клапан 6 соединена с входным ТП нагнетателя;

- 7 - турбодетандер;

- 8 - генератор для выработки эл. энергии;

- 13 - фланцевые соединения;

- 10 - ремонтируемый участок;

- 12 - остальной участок;

- 9,11 - линейные краны.

Газ, сжимаемый нагнетателем охлаждается в холодильнике 2 и направляется к высоконапорной камере эжектора 1. Вторая часть газа через обратный клапан 6 подается к низконапорной камере эжектора и эжектируется. Приток газа после эжектора направляется в ТП 12.Эжектор отключается автоматически после того, как давление газа в опорожняемом участке упадет ниже допустимого, определяемого коэффициентом эжекции. Постоянство параметров газа на входе в нагнетатель, обеспечивается регулирующим клапаном 5.