Добавлен: 05.05.2024
Просмотров: 27
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
− потребность в рабочих основных специальностей;
− применяемые при демонтаже механизмы;
− транспортная схема и схема расположения площадок под складирование труб вдоль трассы;
− мероприятия по охране труда, технике безопасности и пожарной безопасности при демонтажных работах в целом;
− мероприятия по охране окружающей среды.
Перед демонтажем трубопровод должен быть освобожден и очищен от паров и газов.
При отсутствии взрывоопасных концентраций паров можно приступать к производству огневых работ.
Грунт при резке трубопровода должен быть вскрыт не менее чем на половину диаметра. Очищается изоляционное покрытие под резку. В верхней части трубопровода вырезается технологический люк и через него производится разрезание нижней части.
Возможно полное извлечение трубопровода и укладка на берму траншеи.
Трубопровод разрезается по 20 - 30 м и подтаскивается к месту резки и пакетирования разрезанная труба по 10 м транспортируется и складируется в местах для дальнейшего хранения.
После демонтажа трубопроводов запрещается оставлять выступающие на
поверхности земли трубы.
При проведении демонтажа трубопровода должны быть проведены:
− техническая рекультивация всей территории ведения работ;
− уборка мусора, металлолома, восстановление растительного покрова.
-
ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Мероприятия по предотвращению гидратообразований
Гидраты углеводородных газов являются неустойчивыми соединениями углеводородов с водой и представляют собой белые кристаллы, внешне похожие на снег или лед. Они состоят из одной или нескольких молекул газа (метана, пропана, углекислого газа и др.) и воды. Основными факторами, определяющими условия образования гидратов, являются состав газа, его давление, температура, полное насыщение газа парами воды.
Газовые гидраты могут образовываться и накапливаться в газопроводах, вызывая их закупорку.
Наиболее часто закупорки газопровода происходят в зимний период в связи значительным охлаждением движущегося в трубопроводе газового потока. Образование гидратов может иметь место на всех газопроводах, за исключением транспортирующих газ с точкой росы паров воды ниже минимальной рабочей температуры.
К технологическим факторам, влияющим на образование гидратов, относят:
а) недостаточно тщательные продувки газопровода перед пуском;
б) отсутствие конденсатосборников и продувочных патрубков в пониженных местах газопровода или нерегулярное удаление из них скапливающейся жидкости;
в) недостаточную очистку газа до подачи его в магистральный газопровод.
Знать места возможного гидратообразования очень важно для своевременного их предупреждения.
Для правильного определения места образования гидратов необходимо иметь следующие данные:
1) состав газа, его плотность;
2) изменение давления;
3) изменение температуры;
4) влажность газа.
Зная влажность и состав подаваемого газа, а так же зависимость этих параметров от давления и температуры, можно определить время начало образования гидратов, место и скорость накопления их в газопроводе. Это позволяет своевременно принять надлежащие меры. Если точка росы лежит выше равновесной кривой гидратообразования, то гидраты образуются в точке пересечения линии изменения температуры в газопроводе с кривой равновесной температуры гидратообразования. Если точка росы лежит ниже равновесной кривой гидратообразования, но выше минимума температурной кривой в газопроводе, гидраты образуются в точке росы. В условиях, когда точка росы лежит ниже равновесной кривой гидратообразования и ниже кривой изменения температуры в газопроводе, гидратообразование невозможно.
При возникновении условий гидратообразования гидратная пробка быстро нарастает на данном участке газопровода по мере поступления воды и
гидратообразователя. При этом происходит выделение паров воды, что снижает упругость паров воды на определенную величину и ускоряет процесс образования локальной гидратной пробки.
Условия образования и разложения гидратов в газопроводах неидентичны.
Давление начала разложения гидратов значительно ниже давления начала образования гидратов при одной и той же температуре.
Снижение равновесного давления разложения ниже давления образования гидратов происходит в результате снижения давления паров воды над образующимися игидратами.
В настоящее время, как на стадии проектирования газопроводов, так и после их ввода в эксплуатацию решаются вопросы предотвращения и удаления гидратных пробок.
Способы предупреждения образования гидратов:
1. Поддержание температуры потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляции трубопроводов и подбора режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока.
2. Понижение температуры точки росы газа достигается:
-уменьшением давления при транспорте газа (при этом наряду с понижением температур точек росы снижается также температура начала образования гидратов);
-нейтрализацией воды, выпадающей в жидком виде;
-очисткой газа от паров воды – газоосушка.
Уменьшение давления при транспорте газа обычно используется только для ликвидации гидратных пробок, но не как средство предупреждения образования гидратов, потому что это связано с одновременным уменьшением пропускной способности газопровода.
Для понижения точки росы газа нейтрализацией выпадающей воды в поток газа вводят ингибиторы. В качестве ингибиторов гидратообразования используются метанол и тэтиленгликоль. Эффективность их применения зависит от условий гидратообразования.
Ингибиторы, введенные в поток перекачиваемого газа, частично поглощают водяные пары и переводят их в раствор, не образующий гидратов или же образующий их при более низких температурах.
3. Уменьшение плотности газа извлечением из него тяжелых углеводородов. При этом увеличивается давление и снижается температура, при которых начинают образовываться гидраты.
Способы борьбы с гидратообразованием:
1. Закачка в газопроводы ингибиторов. В качестве ингибиторов могут
применяться метиловый спирт (метанол) и раствор хлористого кальция. Широкое применение для борьбы и ликвидации уже образовавшихся гидратных пробок получил метанол (СН3ОН).
2. Снижение давления при образовании гидратной пробки, что приводит к разложению гидрата. Давление снижают следующим образом - отключают участок газопровода, в котором образовалась пробка, и через продувочные свечи с обеих сторон пробки сбрасывают из него газ в атмосферу. Сбрасывать газ нужно постепенно, не допуская хотя бы незначительного перепада. Для этого на обводах кранов устанавливаются манометры, и между кранами создается надежная связь. Ранее применялось одностороннее стравливание газа между одним из кранов и гидратной пробкой. Однако такой метод рекомендован быть не может, так как имелись случаи, когда одностороннее давление газа с силой сдвигало пробку, и получался гидравлический удар, приводивший к повреждению крана.
Снижение давления дает положительный эффект при ликвидации гидратной пробки, образовавшейся при положительных температурах. При отрицательных температурах этот метод не дает результата.
3. Подогрев газа и локальный подогрев мест отложения гидратов и образования гидратных пробок.
3.2 Управление газопроводом и контроль технологического процесса
Объем автоматизации управления магистральным газопроводом
Объем автоматизации предусматривает:
- дистанционный и местный контроль давления до и после линейного крана (по направлению транспорта газа). Рабочее давление не должно выходить за пределы значений, установленных проектом.
Регистрация текущих параметров производится в автоматическом режиме. В случае выхода параметров за уставки, диспетчер ДП получает информацию об этом с системы телемеханики. История параметров и сообщений находится на серверах не менее одного года.
- дистанционный контроль температуры (-5 … +10 С) после линейного крана;
- сигнализация положения (открыт/закрыт) линейных и байпасных кранов;
- дистанционное и местное управление линейными кранами и кранами на перемычках.
Для крановых станций, имеющих в своем составе камеры пуска и приема очистных устройств (КПП СОД), дополнительно предусматриваются:
- дистанционный и местный контроль давления на КПП СОД, а также до и после крана на обводной линии;
- контроль и сигнализация довзрывоопасных концентраций газа на площадках КПП СОД с подачей предупреждающего и аварийного свето-звуковых сигналов при концентрации горючих газов 20 и 50% НКПР (нижнего концентрационного предела распространения пламени) по месту установки датчиков и в ДП ООО «Запсибтрансгаз» г. Нижневартовска.
На пересечениях газопровода с автодорогами IV категории предусматривается система автоматического газового контроля утечки в межтрубном пространстве защитных футляров. Подача сигнала от датчиков осуществляется в ДП ООО «Запсибтрансгаз».
Контроль и управление газопроводом предусмотрены из существующего ДП ООО «Запсибтрансгаз» г. Нижневартовск.
Диалоговый контроль и управление технологическими операциями при транспорте газа по газопроводу осуществляются в режимах:
- автоматизированном дистанционном из ДП ООО «Запсибтрансгаз» г. Нижневартовска;
- дистанционном из блок-боксов электронного оборудования;
- местном в зоне оборудования.
Иерархическая структура АСУ ТП состоит из следующих уровней:
- нижний уровень (КИП и автоматика в зоне крановых узлов);
- средний уровень (оборудование операторского интерфейса в ДП г.
Нижневартовска).
Все средства автоматизации сертифицируются в соответствии с требованиями федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и имеют следующие характеристики:
- местные индикаторы давления – стрелочные с круглой шкалой, диаметром не менее 100 мм, в стальном корпусе. Погрешность измерения не более ± 1,5 %;
- контроль температуры производится отечественными электронными датчиками температуры накладного типа с нормированным выходным сигналом 4...20 мА, установленными на трубопроводе без нарушения его целостности; взрывозащита вида «Exd»;
- контроль давления осуществляется отечественными электронными датчиками давления с нормализованным выходным сигналом 4...20 мА; взрывозащита вида «Exd»;
- контроль загазованности воздушной среды по нижнему концентрационному пределу взрываемости 20 и 50 % НКПР в зонах узлов запуска и приема очистных устройств осуществляется точечными инфракрасными детекторами газа, имеет аналоговый выходной сигнал 4...20 мА, взрывозащищенное исполнение и встроенную систему автодиагностики. Предупредительные и аварийные светозвуковые сигналы передаются на посты местного оповещения в зону узлов запуска, приема очистных устройств и на рабочее место диспетчера регионального диспетчерского пункта;
В качестве запорной арматуры применяются шаровые краны с электроприводом «Грове» (Италия) и краны шаровые МА (Россия). Краны, стоящие на основной нитке газопровода управляются дистанционно из ДП ООО «Запсибтрансгаз» г.Нижневартовска и блок-боксов электронного оборудования управление с сигнализацией состояний: «Открыто», «Закрыто», «Готовность», «Авария».
Автоматизированная система управления
АСУ ТП магистрального газопровода должна обеспечивать функционирование линейной части газопровода в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*.
АСУ ТП включает:
- программно-технические средства АСУ ТП, установленные на объектах линейной части магистрального газопровода;
- программно-технические средства АСУ ТП, установленные в ДП.
На объектах линейной части газопровода должны быть смонтированы:
- удаленные контролируемые пункты (КП) системы телемеханики;
- полевые средства автоматизации;
КП должны обеспечивать сбор, обработку и передачу в ДП информации о состоянии контролируемых объектов линейной части газопровода, прием и обработку команд из ДП, отработку заданных алгоритмов и выдачу управляющих сигналов на исполнительные механизмы или устройства сигнализации.
Каждый КП должен обеспечивать обмен технологическими данными через резервируемые радиоканалы (один основной, другой резервный) с техническими средствами АСУ ТП в ДП г. Нижневартовска.
