Газораспределительные станции (ГРС) являются конечными объектами магистралей или отводов от них и головными для разводящих газовых сетей потребителей. Основные функции ГРС - снижать и поддерживать выходное давление газа на уровне, отвечающем требованиям (технологическим и бытовым) потребителя, учитывать и регулировать расход отпускаемого газа. Кроме того, на ГРС осуществляется дополнительная очистка газа от механических примесей и, если степень одоризации недостаточна, дополнительное введение одоранта. Давление газа в магистрали предусматривается в широком диапазоне - от 10 до 55 кгс/см 2 , на выходе - от 3 до 12 кгс/см 2 , иногда (при промышленном потреблении и разводящей сети среднего давления) до 25 кгс/см 2 .

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снаб­жения газом от магистральных и промысловых газопроводов сле­дующих потребителей:

1) на собственные нужды объектов газонефтяных месторождений;

2) на собственные нужды объектов газокомпрессорных станций (ГКО);

3) объекты малых и средних населенных пунктов;

4) электростанции;

5) промышленные, коммунально-бытовые предприятия и насе­ленные пункты крупных городов.

ГРС обеспечивают:

1) очистку газа от механических примесей и от конденсата;

2) редуцирование до заданного давления и поддержание его с определенной точностью;

3) измерение расхода газа с многосуточной регистрацией;

4) Одоризацию газа пропорционально его расходу перед подачей потребителю;

5) подачу газа потребителю минуя ГРС в соответствии с тре­бованием ГОСТ 5542-87.

По конструкции все ГРС подразделяются на:

1) станции индивидуального проектирования;

2) автоматические (АГРС): АГРС-1/3, АГРС-1. АГРС-3, АГРС-10, «Энергия-1М», «Энергия-2», «Энергия-3», «Ташкент-1 и -2».

3) блочно-комплектные (БК-ГРС) - с одним (БК-ГРС-1-30, БК-ГРС-1-80, БКТРС-1-150) и двумя выходами на потребителя (БК-ГРС-П-70. БК-ГРС-П-130, БК-ГРС-П-160).

Все ГРС предназначены для эксплуатации на открытом воздухе в районах с сейсмичностью до 7 баллов по шкале Рихтера, с умеренным климатом (в условиях, нормализованных до исполнения V, категории размещения I по ГОСТ 15150-69*), с температурой окружающего воздуха от -40 до 50°С, с относительной влажностью 95% при 35°С.

В зависимости от производительности газораспределительные станции подразделяются на две группы: первая группа рассчитана на малых и средних газопотребителей с расходом газа менее 250 тыс. м 3 /ч, вторая группа
предназначена для крупных газопотребителей с расходом более 250 тыс. м 3 /ч. Как правило, ГРС первой группы сооружают по типовым проектам. ГРС для крупных городов и промышленных центров, потребление газа которых определяется миллионами кубических метров в сутки, создают по индивидуальным проектам.

При размещении на местности газораспределительных станций следует выдерживать безопасные расстояния от населенных мест, промышленных предприятий и отдельных зданий и сооружений, указанные в СНиП
II.45-75. Например, при диаметрах подводящих газопроводов более 800 мм удаление ГРС от населенных пунктов, отдельных зданий и промышленных предприятий должно составлять 250-300 м, от сельскохозяйственных объектов и железных дорог - 200 м, от мостов- 225-300 м. Расстояние от ГРС до дома операторов при надомном обслуживании должно быть не менее 200 м.

На ГРС имеются следующие комплексы оборудования:

Узлы очистки поступающего газа от пыли и жидкости, оборудуемые висциновыми фильтрами, масляными пылеуловителями или газовыми сепараторами;

Узлы редуцирования, где давление газа снижается и автоматически поддерживается на заданном уровне с помощью регуляторов давления РД различной мощности;

Узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами-дифманометрами:

Узлы переключения с запорными устройствами для направления потоков газа непосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях либо при ремонте установок; на выходных линиях устанавливают пружинные предохранительные клапаны, через которые в случае непредвиденного повышения давления в системе газ автоматически сбрасывается в атмосферу;

Установки подогрева газа, чтобы предотвратить образование гидратных пробок; обычно для этого используются водогрейные котлы «Нерис» или ВНИИСТО с теплообменниками, которые служат одновременно для ото-
пления ГРС;

Установки одорирования газа с одоризационными колонками и емкостями для одоранта;

Внешние входные и выходные трубопроводы - гребенка с большим числом запорной арматуры;

Устройства КИП и автоматики;

Электрооборудование и регулирующие устройства электрохимической защиты примыкающей линейной части газопровода.

Все ГРС оборудуют автоматически действующими регулирующими клапанами в комплекте с регуляторами давления или пневмореле, расходомерными и другими установками.

Наиболее широкое применение при среднем потреблении газа имеют автоматизированные ГРС в блочно-комплектном исполнении на 100-150 тыс. м 3 /ч, разработанные институтом «Гипрогаз» (рис. 1). По этому проекту ГРС сооружают из технологических и строительных комплектных блоков заводского изготовления, что обеспечивает высокий уровень индустриализации строительства.

В зависимости от конкретных условий ГРС можно компоновать из различных узлов, собранных в блоки отключения, очистки, редуцирования первого потребителя и редуцирования второго потребителя.

ГРС в блочно-комплектном исполнении выпускают шести типоразмеров, три из них - для одного потребителя и три - для двух потребителей. Такие ГРС отличаются простотой схемы, надежностью в эксплуатации, низкой стоимостью строительства и малой металлоемкостью. Как указывалось, максимальная производительность ГРС этих типов при давлении газа на выходе 20 кгс/см 2 составляет 100 - 150 тыс. м 3 /ч, при повышении давления производительность может быть доведена до 200 -тыс. м 3 /ч. Транспортабельные блоки имеют ширину до 3350 мм, высоту до 2800 мм.

Схема работы ГРС в блочно-комплектном исполнении заключается в следующем (рис. 2.3-2). Через узел подключения газ поступает в установку очистки, затем - на редуцирование и после этого - в расходомерные нитки. Пройдя через отключающую арматуру, газ по мере необходимости одорируется и поступает в газопровод потребителя. В случае надобности к входной нитке после очистки газа подключаются блоки подогрева.

Системы КИП и автоматики ГРС обеспечивают сжижение давления газа, автоматическое поддержание его на выходе в заданных пределах при широком колебании газопотребления, автоматическую защиту и бесперебойное газоснабжение потребителей.

Очистка газа производится в батарейных циклонных пылеуловителях конструкции института «Гипрогаз», редуцирование - регуляторами прямого действия РД. Здание ГРС монтируют из комплектных блоков, в состав которых входят строительный блок КИП и А, а также комплект строительных элементов, позволяющих собирать блоки редуцирования и отключающих устройств, фундаменты - щебеночная подготовка под опорные плиты, стены и покрытия из панелей ВНИИСТ со стальным каркасом.

Отопление помещений только строительного блока КИП и А-водяное от установки АГВ-120, а в варианте с обогревом редуцирующих клапанов - водяное от газифицированного котла ВНИИСТО-М.

Вентиляция помещений ГРС - приточно-вытяжная с естественным побуждением. Электроснабжение - от сетей напряжением 380/220 с кабельным вводом.

На ГРС, как правило, устанавливают промежуточный пункт диспетчерской избирательной связи с тональным вызовом. Генеральный план ГРС в блочно-комплектном исполнении приводится на рис. 8.3.

Для редуцирования газа при газоснабжении набольших промышленных, бытовых и сельскохозяйственных объектов применяют автоматические газораспределительные станции АГРС в шкафном исполнении, изготавливаемые полностью в заводских условиях. АГРС обеспечивают подачу газа от магистрального газопровода потребителю под заданным давлением и с нормальной одоризацией. Они оборудованы контролирующими датчиками с электрическим выводом, позволяющими осуществлять дистанционный контроль за их работой с диспетчерского пункта. Масса шкафной АГРС 1/3 немногим более 2 т.

Промышленностью разработано несколько типоразмеров блочных АГРС, выпускаемых с комплектными заготовками узлов оборудования, опорными конструкциями, системами отопления, вентиляции, КИП и автоматики. Так, например, АГРС-3 и АГРС-10 (институт ВНИПИГаздобыча») отличаются транспортабельностью простотой установки на железобетонных плитах, надежностью в работе.

Рис.8.3. Генеральный план блочной ГРС:

1 - емкость для конденсата; 2 - бензораздаточная колонка; 3 - емкость для одоранта; 4 - молниеприемник; 5 - строительный блок ГРС; 6 - опоры под трубопроводы, 7 - блок очистки; 5 - строительный блок отключающих устройств; 9 - ограждение; 10 - свеча

Для снабжения газом мелких попутных бытовых и технологических потребителей, в частности термоэлектронагревателей радиорелейных пунктов и станций катодной защиты, применяют шкафные автоматические редуцирующие пункты РП, разработанные институтом «ВНИПИГаздобыча».

При редуцировании влажного газа на ГРС могут происходить гидратообразование и обмерзание регуляторов и регулирующих клапанов. Чтобы предупредить эти нежелательные явления, в настоящее время широко применяют общий подогрев газа перед узлами редуцирования на ГРС с помощью кожухотрубных теплообменников.

По форме обслуживания ГРС подразделяются:

1) с вахтовым обслуживанием - ГРС производительностью более 250 тыс. м 3 /ч и ГРС, снабжающие предприятия, на которых газ является технологическим сырьем;

2) с надомным и кустовым обслуживанием операторами - ГРС производительностью до 250 тыс. м 3 /ч.

Вахтовое обслуживание, применяемое на практике весьма редко, предусматривает постоянное нахождение на ГРС дежурного персонала численностью 5-9 человек. В обязанности обслуживающего персонала, помимо обеспечения заданного режима подачи газа потребителям, входит производство текущего ремонта технологического оборудования, непосредственное участие в производстве средних и капитальных ремонтов оборудования и коммуникаций ГРС, а также обслуживание контрольно-измерительных и регулирующих приборов и установок по очитке и одоризации газа.

Безвахтовое, или, как принято называть, надомное, обслуживание предусматривается на автоматизированных ГРС, обеспечивающих без постоянного присутствия персонала бесперебойное снабжение потребителей газом при заданных параметрах давления и с необходимой степенью одоризации. Такие ГРС обслуживают два оператора с дежурством на дому. В квартиры операторов в случае неисправности передаются световой и звуковой нерасшифрованные сигналы, при получении которых дежурный оператор должен явиться на ГРС и устранить неполадки. В последние годы получило распространение кустовое обслуживание, при котором два оператора обслуживают 5-6 близлежащих ГРС.

На каждую ГРС подразделения должна быть следующая техническая документация:

Акт отвода земельного участка;

Акт приёмки газопровода – отвода к ГРС и исполнительная техническая документация;

Схема технического обслуживания газопровода – отвода и ситуационный план местности;

Принципиальные схемы (технологическая, автоматики, управления и сигнализации, электроосвещения, отопления и вентиляции, молниезащиты и заземления и т. п.);

Технический паспорт;

Паспорта на оборудование, приборы и заводские инструкции;

Инструкции по эксплуатации ГРС;

Другая нормативно–техническая документация, установленная объединением.

Непосредственно на ГРС должна быть следующая документация:

Принципиальная технологическая схема;

Инструкция по эксплуатации ГРС;

Журнал оператора;

Другая документация по усмотрению подразделения.

Оборудование, сооружения и системы, эксплуатационную документацию по ГРС должен проверять ответственный за эксплуатацию ГРС и принимать необходимые меры по обеспечению надлежащего уровня эксплуатации ГРС, оборудования и систем КС.

Описание технологического процесса, оборудования и

Технологическая схема производства.

Оборудование ГРС.

Блоки, узлы, устройства ГРС.

Состав оборудования на ГРС должен соответствовать проекту и паспортам заводов изготовителей. Любые изменения в составе оборудования должны быть в соответствии с требованиями Федерального закона «О промышленной безопасности опасных объектов», согласованы с проектной организацией, Газнадзором ОАО «Газпром», Госгортехнадзором России с одновременной корректировкой технологической схемы и других НТД, находящихся в ЛПУМГ и на ГРС. Арматура и оборудование ГРС должны иметь номера или бирки с номером, соответствующим обозначению в технологической схеме.

На рисунке 1 представлена технологическая схема ГРС, где обозначены основные узлы ГРС, каждый из которых имеет своё назначение.

Основные узлы ГРС:

1. узел переключения;

2. узел очистки газа;

3. узел подогрева;

4. узел редуцирования;

5. узел учёта газа;

6. узел одоризации газа.

Узел переключения ГРС предназначен для переключения потока газа высокого давления с автоматического на ручное регулирование давления по обводной линии, а также для предотвращения повышения давления в линии подачи газа потребителю с помощью предохранительной арматуры.

Узел очистки газа ГРС предназначен для предотвращения попадания механических (твёрдых и жидких) примесей в технологическое и газорегуляторное оборудование и средства контроля и автоматики ГРС и потребителя.

Узел предотвращения гидратообразований предназначен для предотвращения обмерзания арматуры и образования кристаллогидратов в газопроводных коммуникациях и арматуре.

Узел редуцирования газа предназначен для снижения и автоматического поддержания заданного давления газа, подаваемого потребителю.

Узел учёта газа предназначен для учёта количества расхода газа с помощью различных расходомеров и счётчиков.

Узел одоризации газа предназначен для добавления в газ веществ с резким неприятным запахом (одорантов). Это позволяет своевременно обнаруживать утечки газа по запаху без специального оборудования.

Блок (узел) переключения.

Блок переключения предназначен для защиты системы газопроводов потребителя от возможного высокого давления газа и для подачи газа потребителю, минуя ГРС, по (обводной) байпасной линии с применением ручного регулирования давления газа во время ремонтных и профилактических работ на станции. Блок переключения состоит: из кранов на входном и выходном газопроводах, обводной линии и предохранительных клапанов.

Обводная линия – для переключения потока газа высокого давления с автоматического на ручное регулирование давления. Нормальное положение запорной арматуры на обводной линии – закрытое. Краны обводной линии должны быть опломбированы службой ГРС. Обводная линия должна подключаться к выходному газопроводу перед одоризатором (по ходу газа). На обводной линии располагаются два запорных органа: первый по ходу газа – отключающий кран; второй – для дросселирования, кран-регулятор.

Предохранительные клапаны. Предохранительный клапан – автоматическое устройство для сброса давления, приводимое в действие статическим давлением, возникающим перед клапаном, и отличающееся быстрым полным подъёмом золотника за счёт динамического действия выходящей из сопла струи сбрасываемой среды.

Предохранительные клапаны чаще всего применяются для защиты сосудов аппаратов, емкостей, трубопроводов и другого технологического оборудования при чрезмерном превышении давления. Предохранительный клапан обеспечивает безопасную эксплуатацию оборудования в условиях повышенных давлений газа или жидкости.

При повышении в системе давления выше допустимого предохранительный клапан автоматически открывается и сбрасывает необходимый избыток рабочей среды, тем самым предотвращая возможность аварии. После окончания сброса давление снижается до величины, меньшей начала срабатывания клапана, предохранительный клапан автоматически закрывается и остаётся закрытым до тех пор, пока в системе вновь не увеличится давление выше допустимого.

Основной характеристикой предохранительных клапанов является их пропускная способность, определяемая количеством сбрасываемой жидкости в единицу времени при открытом клапане.

Количество предохранительных клапанов, их размеры и пропускная способность должны быть выбраны по расчету так, чтобы в защищаемом объекте не создавалось давление, превышающее рабочее более, чем указано в Таблице 3.

Таблица 3

Наибольшее распространение получили пружинные предохранительные клапана (ППК).

На ГРС применяются клапаны предохранительные полноподъемные фланцевые ППК-150-16 и ППК-150-40 предназначенные для жидких и газообразных неагрессивных сред, при рабочем давлении до 16 и 40 кг/см 2 соответственно. Исполнение клапанов – закрытое, герметичное. Они установлены на выходных газопроводах и настроены на давление срабатывания 3,3 и 13,2 кг/см 2 .

Применяют клапаны типа СППК (специальный полноподъёмный предохранительный клапан) рис.1 и ППК (пружинный полноподъёмый предохранительный клапан) рис2. Между предохранительными клапанами ставят трёхходовой кран, всегда открытый на один из предохранительных клапанов. Между газопроводом и клапанами отключающая арматура устанавливаться не должна.

В процессе эксплуатации клапаны следует опробовать на срабатывание 1 раз в месяц, а в зимнее время- один раз в 10 дней с записью в оперативном журнале.

Проверку и регулировку предохранительных клапанов проводят два раза в год, о чём делают соответствующую запись в журнале.

Каждый предохранительный клапан должен иметь табличку (бирку), на которой должны быть указаны регистрационный номер, рабочее давление (Рраб), давление срабатывания (Рсраб), дата настройки, дата следующей настройки.

Бирка должна быть выполнена из алюминия или на бумажной основе с ламинированным покрытием и иметь хвостовик с отверстием под пломбировочную проволоку и шпильку фланцевого разъёма корпуса ППК.

Каждый предохранительный клапан должен быть опломбирован. Пломбировочная проволока должна соединять: бирку, колпак регулировочного винта и винты регулировки положения седла.

На шток предохранительного сбросного клапана СППК4Р, с одной стороны действует давление газа из выходного газопровода, а с другой – усилие сжатой пружины. Если давление газа на выходе из ГРС превысит заданное, то газ, преодолевая усилие сжатой пружины, поднимает шток и соединяет выходной газопровод с атмосферой. После снижения давления газа в выходном газопроводе шток под действием пружины возвращается в исходное положение, перекрывая проход газа через сопло клапана, разобщая таким образом выходной газопровод с атмосферой. В зависимости от давления настройки предохранительные клапаны комплектуют сменными пружинами.

Помимо клапанов типа СППК широко применяют пружинные предохранительные клапаны типа ППК-4 на условное давление 16 кгс/см 2 . клапаны этого типа снабжены рычагом для принудительного открытия и контрольной продувки газопровода. Пружина регулируется регулировочным винтом.

Давление газа из газопровода поступает под запорный клапан который удерживается в закрытом положении пружиной через посредством штока. Натяжение пружины регулируется винтом. Кулачковый механизм позволяет производить контрольную продувку клапана: поворотом рычага усилие через валик, кулачок и направляющую втулку передаётся на шток. Он поднимается, открывает клапан и происходит продувка, которая указывает, что клапан работает и сбросной трубопровод не засорен.

Клапаны ППК-4 в зависимости от номера установленной пружины могут настраиваться на срабатывание в диапазоне давлений 0,5 до 16 кгс/см 2 .

Для сброса газа в атмосферу необходимо применять вертикальные трубы (колонки, свечи) высотой не менее 5 м от уровня земли; которые выводят за ограду ГРС на расстояние не менее 10 м. каждый предохранительный клапан должен иметь отдельную выхлопную трубу.

Допускается объединение выхлопных труб в общий коллектор от нескольких предохранительных клапанов с одинаковыми давлениями газа. При этом общий коллектор рассчитывают на одновременный сброс газа через все предохранительные клапаны.

3.3. Блок (узел) очистки газа .

Блок (узел) очистки газа на ГРС позволяет предотвратить попадание механических примесей и конденсата в оборудование, в технологические трубопроводы, в приборы контроля и автоматики станции и потребителей газа.

Наибольшая трудность, при очистке газа – образование гидратов углеводородных газов: белых кристаллов, напоминающих снегообразную кристаллическую массу. Твёрдые гидраты образуют метан и этан, пропан образует жидкие гидраты. При наличии в газе сероводорода формируются как твёрдые, так и жидкие гидраты.

Гидраты – нестабильные соединения, которые при понижении давления и повышении температуры легко разлагаются на газ и воду. Они выпадают при редуцировании газа, обволакивая клапаны регуляторов давления газа и нарушая их работу. Кристаллогидраты откладываются и на стенках измерительных трубопроводов, особенно в местах сужающих устройств, приводя тем самым к погрешности измерения расхода газа. Кроме того, они забивают импульсные трубки, выводя из строя контрольно-измерительные приборы.

Для очистки газа на ГРС должны применяться пылевлагоулавливающие устройства, различной конструкции, обеспечивающие подготовку газа для стабильной работы оборудования ГРС.

Узел очистки газа должен быть оснащен устройствами для удаления жидкости и шлама в сборные емкости, оборудованные устройствами замера уровня, а также механизированной системой их удаления в транспортные емкости, из которых жидкость, по мере накопления, вывозится с территории ГРС. Емкости должны быть рассчитаны на максимальное разрешенное рабочее давление подводящего газопровода-отвода.

Этот блок должен обеспечить такую степень очистки газа, когда концентрация примеси твёрдых частиц размером 10 мкм не должна превышать 0,3 мг/кг, а содержание влаги должно быть не больше величин, соответствующих состоянию насыщения газа.

На ГРС предусмотрена одноступенчатая очистка газа. От механических примесей и конденсата природный газ очищают с помощью газосепараторов по ОСТ 26-02645-72. На монтажной площадке ГРС установлены три газосепаратора, работающих параллельно. Скорость движения газа в них не должна быть более 0,5-0,6 м/с. Газосепараторы подбирают с таким расчётом, чтобы при остановке одного из них, скорость газа в работающем не превышала 1 м/с. Газосепараторы должны быть теплоизолированы и установлены на отдельных фундаментах. Расстояние между ними – не менее их диаметра с теплоизоля-

Очистка газа от механических примесей и конденсата в газосепараторе происходит за счёт:

1) изменения направления движения газа на 180 0 С;

2) снижения скорости движения газа до 0,5-0,6 м/с (v в < v 0 , где v в – скорость витания механических частиц в газосепараторе; v 0 – скорость оседания механических частиц в газосепараторе);

3) движения газа в насадке, где отбиваются (выделяются) механические примеси и капли конденсата, которые падают на коническое дно газосепаратора. Как показывает практика, наименьший каплеунос конденсата происходит в газосепараторах с сетчатыми насадками.

Для очистки газа на ГРС установлены сетчатые газосеператоры типа ГС-8,8-1600 рис.3

На ГРС малой пропускной способности для очистки газа от механических примесей применяют висциновые и сетчатые фильтры

Рис. 4. Висциновый фильтр

1- патрубок входной; 2 - корпус фильтра; 3- перфорированная сетка; 4- люк.нагрузоч­ный; 5- засыпка (мелкие металлические или керамические кольца 15x15 мм); 6- штуцер; 7-патрубок выходной: 8 - люк разгрузочный: 9- отбойный лист.

Такие фильтры состоят из корпуса, внутри которого смонтирована кассета (насадка), заполненная кольцами Рашига.

Эти кольца бывают металлические и керамические. В основном применяют металлические 15×15×0,5 мм. Кольца Рашига смазывают висциновым маслом (60% цилиндрового масла плюс 40% солярового).

Принцип работы висцинового и сетчатого фильтра следующий: частички механических примесей, попадая с потоком газа в фильтр, проходят через смоченные висциновым маслом кольца Рашига, меняя свое направление, и прилипают к поверхности колец.

Как только перепад давления газа на входе в фильтр и на выходе из него возрастает, что свидетельствует о загрязнённости насадки, кольца фильтра очищают паром, промывают содовым раствором, после чего их смазывают чистым висциновым маслом. Процесс очистки и восстановления работоспособности висцинового и сетчатого фильтра весьма трудоёмок, так как осуществляется вручную. Частые очистка и восстановление работоспособности фильтра обусловлены тем, что масляная активная плёнка с колец Рашига быстро растворяется и смывается конденсатом, находящимся в природном газе.

Висциновые и сетчатые фильтры предназначены для очистки газа только от механических примесей

При эксплуатации устройства очистки газа обеспечивать визуальный контроль состояния фильтрующих и поглотительных элементов устройства подготовки газа;

регулярно производить замену фильтрующих и поглотительных элементов устройства путем подключения резервного оборудования.

Дренажные и сливные линии, запорная арматура на них должны быть защищены от обмерзания.

Для предотвращения самовозгорания пирофорных соединений аппарата очистки, перед вскрытием, его необходимо заполнить водой или паром.

Во время вскрытия, осмотра и очистки внутренние поверхности стенок аппаратов необходимо обильно смачивать водой.

Извлекаемые из аппаратов отложения, содержащие пирофорное железо, необходимо собирать в металлическую тару с водой, а по окончании работы немедленно удалять с территории ГРС и закапывать в специально отведенном месте, безопасном в пожарном и экологическом отношениях

Блок (узел) подогрева газа.

Блок подогрева газа (блок предотвращения гидратообразований) ,служит для общего подогрева газа, проходящего через ГРС. Наибольшие трудности при редуцировании (понижении давления) газа возникают из-за образования гидратов, которые в виде твердых кристаллов оседают на стенках трубопроводов в местах установки сужающих устройств, на клапанах регуляторов давления газа, в импульсных линиях КИП. В качестве методов по предотвращению гидратообразования применяют общий или частичный подогрев газа, местный обогрев корпусов регуляторов давления и ввод метанола в коммуникации газопровода. Наиболее широко применим первый метод, второй – менее эффективен, третий дорогостоящий.

Для общего подогрева применяют огневые и водяные подогреватели. Основные элементы огневых подогревателей: огневая камера, змеевик по которому проходит подогреваемый газ, горелка, байпасная линия, дымовая труба, контрольно-запальное устройство и автоматика регулирования.

Для общего подогрева газа на ГРС г. Надым, СТПС применяют водяные подогреватели типа ПТПГ-30, на ГРС-107км водяной подогреватель «СЕКОМЕТАЛ» производства Франции, так как их схемы практически идентичны будем рассматривать подогреватель на базе ПТПГ-30.

Подогреватель топливного и пускового газа ПТПГ-30 является трубчатой печью и предназначен для непрямого нагрева перед дросселированием топливного и пускового газа на компрессорных станциях, а также для подогрева газа на газораспределительных станциях и для других потребителей газа.

Подогреватель осуществляет автоматическое поддержание температуры в интервале от 15 о С до 70 о С.

Основные технические данные и характеристики.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

ГАОУ АО ВПО «АИСИ»

Кафедра ИСЭ

по ознакомительной практике

Выполнил:

студент группы ЗТГВ 11-13

Мигунов В.Н

Доцент Цымбалюк Ю.В

Астрахань 2014

1. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ СТАНЦИЯ: НАЗНАЧЕНИЕ, СОСТАВ

1.1 НАЗНАЧЕНИЕ, ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ГРС

Газораспределительные станции (ГРС) должны обеспечивать подачу потребителям (предприятиям и населённым пунктам) газа обусловленного количества с определённым давлением, степенью очистки и одоризации.

Для снабжения газом населённых пунктов и промышленных предприятий от МГ сооружаются отводы, по которым газ поступает на газораспределительную станцию.

На ГРС осуществляются следующие основные технологические процессы:

Очистка газа от твёрдых и жидких примесей;

Снижение давления (редуцирование);

Одоризация;

Учёт количества (расхода) газа перед подачей его потребителю.

Основное назначение ГРС - снижение давления газа и поддержание его на заданном уровне. Газ с давлением 0,3 и 0,6 МПа поступает на городские газораспределительные пункты, газорегулирующие пункты потребителя и с давлением 1,2 и 2 МПа - к специальным потребителям (ТЭЦ, ГРЭС, АГНКС и тд.). На выходе ГРС должна обеспечиваться подача заданного количества газа с поддержанием рабочего давления в соответствии с договором между ЛПУ МГ и потребителем с точностью до 10%.

Надёжность и безопасность эксплуатации ГРС должны обеспечиваться:

1. периодическим контролем состояния технологического оборудования и систем;

2. поддержанием их в исправном состоянии за счёт своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ;

3. своевременной модернизацией и реновацией морально и физически изношенных оборудования и систем;

4. соблюдением требований к зоне минимальных расстояний до населённых пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений;

5. своевременным предупреждением и ликвидацией отказов.

Ввод в эксплуатацию ГРС после строительства, реконструкции и модернизации без выполнения пуско-наладочных работ запрещается.

Для вновь разрабатываемого оборудования ГРС система автоматического управления должна обеспечивать:

Включение в работу резервной редуцирующей нитки при выходе из строя одной из рабочих;

Отключение вышедшей из строя редуцирующей нитки;

Сигнализацию о переключении редуцирующих ниток.

Каждая ГРС должна быть остановлена 1 раз в год для выполнения ремонтно-профилактических работ.

Порядок допуска на ГРС посторонних лиц и въезд транспорта определяются подразделением производственного объединения.

При въезде на территорию ГРС должен устанавливаться знак с названием (номером) ГРС, указанием принадлежности её подразделению и производственному объединению, должности и фамилии лица, ответственного за эксплуатацию ГРС.

Имеющаяся на ГРС охранная сигнализация должна содержаться в исправном состоянии.

1.2 ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГРС

Техническое и методическое руководство эксплуатацией газораспределительных станций в производственном объединении осуществляет соответствующий производственный отдел.

Техническое и административное руководство эксплуатацией газораспределительных станций в подразделении осуществляет руководитель подразделения в соответствии с установленным распределением обязанностей. газораспределительный станция эксплуатация ремонт

Непосредственное руководство эксплуатацией ГРС осуществляет начальник (инженер ГРС) линейно-эксплуатационной службы.

Эксплуатация, текущий и капитальный ремонт, реконструкция и модернизация оборудования и систем, технический надзор должны, как правило осуществляться:

1. линейно-эксплуатационной службой -- технологического оборудования, газопроводов, зданий и сооружений, систем отопления и вентиляции, территории и подъездных автодорог;

2. службой КИПиА -- контрольно-измерительных приборов, телемеханики, автоматики и сигнализации, расходомерных пунктов;

3. службой (участком) электрохимзащиты -- оборудования и устройств электрохимзащиты, электроснабжения, освещения, молниезащиты, заземления;

4. службой (участком) связи -- средств связи.

Распределение обязанностей между службами может быть скорректировано производственным объединением исходя из структуры объединения и местных особенностей.

Формы эксплуатации и численность персонала для каждой отдельной ГРС устанавливаются производственным объединением в зависимости от степени её автоматизации, телемеханизации, производительности, категории (квалификации) потребителей и местных условий.

Эксплуатация ГРС должна осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации для каждой ГРС, разрабатываемой подразделением на основе требований настоящих Правил, инструкции по эксплуатации оборудования, входящего в состав ГРС, и другой технической документации.

Оборудование, запорная, регулирующая и предохранительная арматура должны иметь технологическую нумерацию, нанесённую несмываемой краской на видных местах в соответствии с принципиальной схемой ГРС.

На газопроводах ГРС должно быть указано направление движения газа, на штурвалах запорной арматуры - направление вращения их при открывании и закрывании.

Изменение давления на выходе ГРС производится оператором только по распоряжению диспетчера подразделения с соответствующей записью в журнале оператора.

ГРС должна быть остановлена (приняты меры по закрытию входных и выходных кранов) самостоятельно оператором в случаях:

Разрыва технологических и подводящих газопроводов;

Аварии на оборудовании;

Пожара на территории ГРС;

Значительных выбросов газа;

Стихийных бедствий;

По требованию потребителя.

ГРС должна быть оборудована системами сигнализации и автоматической защиты от превышения и снижения давления на выходе.

Порядок и периодичность проверки сигнализации и защиты должны предусматриваться в инструкции по эксплуатации ГРС.

Эксплуатация ГРС без систем и средств сигнализации и автоматической защиты запрещается.

При отсутствии на эксплуатируемой ГРС систем автоматической защиты порядок оснащения их этими системами устанавливается объединением по согласованию с местными органами Главгосгазнадзора РФ.

Периодичность и порядок изменения и проверки предохранительных клапанов должны предусматриваться в инструкции по эксплуатации ГРС.

Устройства автоматики и сигнализации разрешается отключать только по распоряжению лица, ответственного за эксплуатацию ГРС, на период выполнения ремонтных и наладочных работ с регистрацией в журнале оператора.

Системы контроля загазованности на ГРС должны поддерживаться в исправном состоянии. Порядок и периодичность проверки настройки этих систем определяется инструкцией по эксплуатации ГРС.

Запорная арматура на обводной линии ГРС должна быть закрыта и опломбирована. Работа ГРС по обводной линии допускается только в исключительных случаях при выполнении ремонтных работ и аварийных ситуациях.

При работе по обводной линии обязательны постоянное присутствие оператора на ГРС и непрерывная регистрация выходного давления. Перевод ГРС на работу по обводной линии должен регистрироваться в журнале оператора.

Порядок и периодичность удаления загрязнений (жидкости) из устройств очистки газа определяется подразделением производственного объединения. При этом должны соблюдаться требования защиты окружающей среды, санитарной и пожарной безопасности, а также исключено попадание загрязнений в сети потребителей.

Газ, подаваемый потребителям, должен быть одорирован в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87 (см. ниже). В отдельных случаях, определяемых договорами на поставку газа потребителям, одоризация не производится.

Газ, подаваемый на собственные нужды ГРС (отопление, дом оператора и т.д.), должен быть одорирован. Система отопления ГРС и домов оператора должна быть автоматизирована.

Порядок, учёт расхода одоранта на ГРС устанавливаются и осуществляются по форме и в сроки, устанавливаемые производственным объединением.

ГРС должны обеспечивать автоматическое регулирование давления газа, подаваемого потребителю, с погрешностью, не превышающей 10% от установленного рабочего давления.

Ремонт, связанный с необходимостью отключения ГРС, должен планироваться на период наименее интенсивного отбора газа по согласованию с потребителями.

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО И КОММУНАЛЬНО-БЫТОВОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Технические условия

Natural gases for commercial and domestic use.

ГОСТ 5542-87

Дата введения 01.01.88

Настоящий стандарт распространяется на природные горючие газы, предназначенные в качестве сырья и топлива для промышленного и коммунально-бытового использования.

Обязательные требования к качеству продукции изложены в п. 1.1 (таблица, показатели 4, 5, 8) , разд.2.

1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.1. По физико-химическим показателям природные горючие газы должны соответствовать требованиям и нормам, приведенным в таблице:

Таблица 1

Наименование показателя	Норма	Метод испытания
1. Теплота сгорания низшая, МДж/м 3 (ккал/м 3),при 20 °С, 101,325 кПа, не менее
2. Область значений числа Воббе (высшего), МДж/м 3 (ккал/м 3)
3. Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более
4. Массовая концентрация сероводорода, г/м 3 ,не более		ГОСТ 22387.2
5. Массовая концентрация меркаптановой серы,г/м 3 ,не более		ГОСТ 22387.2
6. Объемная доля кислорода, %, не более		ГОСТ 22387.3,
7. Масса механических примесей в 1 м 3 ,г,не более		ГОСТ 22387.4
8. Интенсивность запаха газа при объемной доле 1 % в воздухе, балл, не менее		ГОСТ 22387.5

Примечания:

1. По согласованию с потребителем допускается подача газа для энергетических целей с более высоким содержанием сероводорода и маркаптановой серы по отдельным газопроводам.

2. Показатели по пп. 2, 3, 8 распространяются только на газ для коммунально-бытового назначения. Для газа промышленного назначения показатель по п. 8 устанавливается по согласованию с потребителем.

Для газа промышленного назначения показатель по п. 8 устанавливается по согласованию с потребителем.

3. Номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя по п. 2 таблицы для отдельных газораспределительных систем по согласованию с потребителем.

1.2. Точка росы влаги в пункте сдачи должна быть ниже температуры газа.

1.3. Наличие в газе жидкой фазы воды и углеводородов не допускается и является факультативным до 01.01.89.

1.4. Требования безопасности

1.4.1. Природные горючие газы по токсикологической характеристике относятся к веществам 4-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007.

1.4.2. Природные горючие газы относятся к группе веществ, способных образовывать с воздухом взрывоопасные смеси.

Концентрационные пределы воспламенения (по метану) в смеси с воздухом, объемные проценты: нижний - 5, верхний - 15, для природного газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют в соответствии с ГОСТ 12.1.044.

1.4.3. Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов природного газа в воздухе рабочей зоны равна 300 мг/м 3 в пересчете на углерод (ГОСТ 12.1.005).

Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе рабочей зоны 10 мг/м 3 , сероводорода в смеси с углеводородами C 1 -C 5 -3 мг/м 3 .

1.4.4. Меры и средства защиты работающих от воздействия природного газа, требования к личной гигиене работающих, оборудованию и помещению регламентируются правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности и правилами безопасности в газовом хозяйстве, утвержденными Госгортехнадзором СССР.

2. ПРИЕМКA

2.1. Отбор проб - по ГОСТ 18917.

2.2. Места отбора проб, периодичность и пункты контроля качества газа на соответствие требованиям настоящего стандарта устанавливают по согласованию с потребителем. При этом периодичность контроля по показателям таблицы 1, 5-8, а также по точке росы влаги газа должна быть не реже одного раза в месяц. Допускается по согласованию с потребителем не определять массовую концентрацию сероводорода в газе месторождений, не содержащих данной примеси.

2.3. Результаты периодических испытаний качества газа распространяются на объем газа, прошедший по трубопроводу за период между данным и последующим испытаниями.

2.4. При получении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы по одному из показателей проводят повторные испытания по данному показателю на вновь отобранной пробе. Результаты повторных испытаний считаются окончательными и распространяются на объем газа, прошедший по трубопроводу за период между данным и предыдущим испытаниями.

3. МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ

3.1. Определение точки росы влаги в газе - по ГОСТ 20060. Допускается определение другими методами и приборами с такой же точностью измерения.

4. ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ

4.1. Транспортирование газа осуществляется по газопроводам через газораспределительные станции и пункты. Природный горючий газ может подаваться потребителям непосредственно с промыслов, газоперерабатывающих заводов, магистральных газопроводов и станций подземного хранения газа через газораспределительные станции и пункты.

1.3 ТЕХНИЧЕ СКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ГРС

Сроки и периодичность технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, систем и устройств ГРС устанавливаются производственным объединением в зависимости от технического состояния и в соответствии с требованиями заводских инструкций по эксплуатации.

Ответственность за качество технического обслуживания и ремонта несёт осуществляющий его персонал, руководители соответствующих подразделений и служб.

Техническое обслуживание и текущий ремонт на ГРС, как правило, выполняются эксплуатационным персоналом (операторами).

Все неисправности, обнаруженные при техническом обслуживании, необходимо регистрировать в журнале оператора. В случае обнаружения неисправностей, которые могут привести к нарушению технологических процессов, следует принять меры, предусмотренные инструкцией по эксплуатации ГРС.

Техническое обслуживание и ремонты (текущий и капитальный) технологического оборудования, электрооборудования, оборудования и систем КИПиА, телемеханики и автоматики, отопления, вентиляции должны осуществляться по графикам, утверждённым руководителем подразделения.

1.4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ГРС

1.8. Техническая документация

1.8.1. В службе ГРС (ЛЭС) должна быть следующая техническая документация:

акты государственной приемочной комиссии (могут храниться в архиве ЛПУМГ);

технический паспорт ГРС, паспорта на оборудование, входящее в состав ГРС;

исполнительная документация в соответствии с проектом в полном объеме (может храниться в архиве ЛПУМГ);

Паспорт санитарно-технического состояния условий труда на объектах ОАО «Газпром»(РД 51-559-97);

Методические указания по проведению паспортизации санитарно-технического состояния условий труда на объектах ОАО Газпром";

технический паспорт на ГРС и газопровод низкого давления собственных нужд, при отсутствии в ЛПУМГ или ГТП газовой службы.

1.8.2. Инженер службы ГРС (ЛЭС) или ремонтно-технической группы, ответственный за эксплуатацию ГРС, должен иметь следующую документацию:

Положение о ППР средств измерения и автоматики;

Инструкции по эксплуатации всех видов оборудования и систем ГРС;

Инструкцию по охране труда;

Инструкцию по пожарной безопасности;

Типовую инструкцию на производство Огневых и газоопасных работ на действующих магистральных газопроводах, транспортирующих природный и попутный газ, газосборных сетях газовых промыслов и СПХГ;

Инструкцию о порядке получения от поставщиков, перевозок, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности;

Инструкцию по контролю воздушной среды на газо-, взрыво- и пожароопасных объектах;

Журнал регистрации замечаний по технике безопасности;

Журнал регистрации инструктажа на рабочем месте;

Нормы времени на ремонтно-профилактические работы ГРС;

План-график производства планово-предупредительных ремонтов на каждой ГРС;

Перечень неснижаемого запаса материалов в соответствии с ПТЭ МГ;

Табель оснащения автомашины службы ГРС или ремонтно-технической службы;

График предъявления к осмотру и испытаниям сосудов работающих под давлением;

График сдачи в государственную и ведомственную поверки контрольно-измерительных приборов;

Единую систему управления охраны труда в газовой промышленности (1982 г.);

Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов;

Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов.

В случае утраты проектной и исполнительной документации по причине пожара, стихийного бедствия, хищения и т.д. персоналом службы должны быть приняты меры по получению копий проектной и заводской документации и заведены эксплуатационные паспорта установленной формы на имеющееся оборудование.

1.8.3. Оператор ГРС должен иметь следующую документацию:

Инструкцию по эксплуатации оборудования и коммуникаций ГРС;

Принципиальную схему технологических коммуникаций и трубопроводов импульсного газа;

Инструкцию по профессии оператора ГРС;

Инструкцию по охране окружающей среды, в том числе в период неблагоприятных метеорологических условий (НМУ);

План ликвидации аварий на ГРС;

Инструкцию по обслуживанию систем защиты и сигнализации;

Инструкцию по обслуживанию оборудования очистки газа;

Инструкцию по обслуживанию установки по вводу метанола в газопровод (при наличии установки);

Инструкцию по обслуживанию системы измерения расхода газа и обработке диаграмм самопишущих приборов;

Инструкцию по эксплуатации сосудов, работающих под давлением;

Инструкцию по технике безопасности при работе с ртутью и ртутными приборами (при наличии таких приборов);

Инструкцию по эксплуатации котлов отопления и подогревателей газа;

Инструкцию по обслуживанию установки ЭХЗ;

Инструкцию по обслуживанию одоризационной установки;

Инструкцию по эксплуатации молниезащитных устройств и устройств защиты объектов газопровода от статического электричества;

Инструкцию по противопожарной безопасности ГРС;

Принципиальную пневматическую схему системы автоматизации (при ее наличии);

Схему обвязки водогрейных котлов;

Схему электрическую;

Схему одоризации;

Схему подогрева газа.

Установленное и находящееся в эксплуатации наГРС оборудование и коммуникации, должны соответствовать проектной документации.

Всякое изменение в оборудовании ГРС должно согласовываться в установленном порядке и своевременно вноситься в документацию.

Инструкции должны составляться на каждый отдельный вид оборудования или на каждый вид работ и утверждаться главным инженером ЛПУМГ.

1.8.4. На каждый замерный узел ГРС должна быть предусмотрена документация в соответствии с действующими требованиями нормативно-технической документации Госстандарта России и отраслевой метрологической службы.

1.8.5. На каждой ГРС должна быть заведена по установленной форме и вестись оперативная документация, а также:

утвержденная принципиальная схема газопроводов ГРС с указанием коммуникаций и установленной на них арматуры и предохранительных устройств (вывешивается на видном месте в помещении операторной);

журнал учета газоопасных работ, проводимых без наряда-допуска;

перечень газоопасных работ;

график периодического технического обслуживания;

график планово-предупредительных ремонтов оборудования, коммуникаций, устройств, приборов;

таблички с номерами телефонов Горгаза, основных потребителей, пожарной команды, скорой помощи и местных органов власти.

1.8.6. Оперативную документацию (не реже одного раза в квартал) должен просматривать ответственный за эксплуатацию ГРС и принимать меры по устранению выявленных недостатков в ведении этой документации.

1.5. ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ ГРС

На рисунке 1 представлена технологическая схема ГРС, где обозначены основные узлы ГРС, каждый из которых имеет своё назначение.

Основные узлы ГРС:

1. узел переключения;

2. узел очистки газа;

3. узел предотвращения гидратообразования;

4. узел редуцирования;

5. узел учёта газа;

6. узел одоризации газа.

из ВРД 39-1.10-005-2000 «ПОЛОЖЕНИЕ ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ»

3. ОБОРУДОВАНИЕ ГРС

Состав оборудования на ГРС должен соответствовать проекту и паспортам заводов изготовителей. Любые изменения в составе оборудования должны быть в соответствии с требованиями Федерального закона «О промышленной безопасности опасных объектов», согласованы с проектной организацией, Газнадзором ОАО «Газпром», Госгортехнадзором России с одновременной корректировкой технологической схемы и других НТД, находящихся в ЛПУМГ и на ГРС. Арматура и оборудование ГРС должны иметь номера или бирки с номером, соответствующим обозначению в технологической схеме.

Все оборудование ГРС, включая выходной кран, должно быть, рассчитано на максимальное разрешенное рабочее давление подводящего газопровода-отвода.

3.1. Блоки, узлы, устройства ГРС

Узел переключения

3.1.1. Узел переключения ГРС предназначен для переключения потока газа высокого давления с автоматического на ручное регулирование давления газа по обводной линии.

Узел переключения должен располагаться в отдельном отапливаемом помещении или под навесом. Расположение узла переключения определяется проектной организацией в зависимости от выбранного типа оборудования.

Узел переключения должен быть оснащен контрольно-измерительными приборами по давлению.

3.1.2. Нормальное положение запорной арматуры на обводной линии - закрытое. Запорная арматура обводной линии должна быть опломбирована службой ГРС.

Обводная линия должна подключаться к выходному газопроводу перед одоризатором (по ходу газа). На обводной линии располагаются два запорных органа: первый - (по ходу газа) отключающий кран; второй - для дросселирования - кран-регулятор (регулятор) или задвижка.

3.1.3. Рабочее положение трехходового крана, устанавливаемого перед предохранительными клапанами - открытое. Допускается заменять трехходовой кран двумя ручными сблокированными кранами (один открыт, другой закрыт).

3.1.4. Схема установки предохранительных клапанов должна позволять их опробование и регулировку без снятия клапанов.

3.1.5. Проверка и регулировка предохранительных клапанов должна производиться не реже двух раз в год в соответствии с графиком. Проверка и регулировка клапанов должна быть оформлена соответствующим актом, клапаны опломбированы и снабжены биркой с датой следующей проверки и данными регулировки.

3.1.6. В зимний период эксплуатации проходы к арматуре, приборам, узла переключения должны быть очищены от снега.

Узел очистки газа

3.1.7. Узел очистки газа на ГРС служит для предотвращения попадания механических примесей и жидкостей в технологические трубопроводы, оборудование, средства контроля и автоматики станции и потребителей.

3.1.8. Для очистки газа на ГРС должны применяться пылевлагоулавливающие устройства, обеспечивающие подготовку газа для стабильной работы оборудования ГРС.

Эксплуатация узла очистки должна проводиться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

3.1.9. Узел очистки газа должен быть оснащен устройствами для удаления жидкости и шлама в сборные емкости, оборудованные устройствами замера уровня, а также механизированной системой их удаления в транспортные емкости, из которых жидкость, по мере накопления, вывозится с территории ГРС. Емкости должны быть рассчитаны на максимальное разрешенное рабочее давление подводящего газопровода-отвода.

3.1.10. Для обеспечения бесперебойной работы систем защиты, автоматического регулирования и управления, импульсный и командный газ должен быть осушен и дополнительно очищен в соответствии с ОСТ 51.40-93, если система подготовки импульсного газа заложена в проекте ГРС.

3.1.11. При эксплуатации устройства осушки и очистки газа для систем КИПиА необходимо:

периодически контролировать и очищать полости приборов и оборудования путем продувок. Очистка полости приборов КИПиА путем продувки осуществляется прибористом КИПиА;

обеспечивать визуальный контроль состояния фильтрующих и поглотительных элементов устройства подготовки газа;

регулярно производить замену фильтрующих и поглотительных элементов устройства путем подключения резервного оборудования и выполнения регенерации поглотителей.

Дренажные и сливные линии, запорная арматура на них должны быть защищены от обмерзания.

3.1.12. Газоопасные работы по вскрытию, осмотру и очистке внутренних стенок аппаратов должны проводится по инструкции, предусматривающей меры безопасности, исключающие возможность возгорания пирофорных отложений.

3.1.13. Для предотвращения самовозгорания пирофорных соединений аппарата очистки, перед вскрытием, его необходимо заполнить водой или паром.

Во время вскрытия, осмотра и очистки внутренние поверхности стенок аппаратов необходимо обильно смачивать водой.

3.1.14. Извлекаемые из аппаратов отложения, содержащие пирофорное железо, необходимо собирать в металлическую тару с водой, а по окончании работы немедленно удалять с территории ГРС и закапывать в специально отведенном месте, безопасном в пожарном и экологическом отношениях.

Узел предотвращения гидратообразований

3.1.15. Узел предотвращения гидратообразований предназначен для предотвращения обмерзания арматуры и образования кристаллогидратов в газопроводных коммуникациях и арматуре.

3.1.16. В качестве мер по предотвращению гидратообразований применяются:

общий или частичный подогрев газа с помощью подогревателей газа;

местный обогрев корпусов регуляторов давления.

При образовании гидратных пробок использовать ввод метанола в газопроводные коммуникации.

3.1.17. Эксплуатация узлов подогрева газа осуществляется в соответствии, с инструкцией завода-изготовителя, «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2), водогрейных котлов и водонагревателей с температурой нагрева воды не выше 388 °К (115 °С)», «Правилами безопасности в газовом хозяйстве».

Узел подогрева газа должен обеспечивать температуру газа на выходе из ГРС не ниже минус 10 °С (на пучинистых грунтах не ниже 0 °С).

3.1.18. Трубопроводы и арматура на выходе из подогревателя должны быть, как правило, защищены тепловой изоляцией (необходимость тепловой изоляции определяется проектной организацией).

3.1.19. Ввод метанола в коммуникации ГРС осуществляется оператором и персоналом службы ГРС (ЛЭС) по распоряжению диспетчера ЛПУМГ.

3.1.20. Эксплуатация метанольных установок производится в соответствии с Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности.

Узел редуцирования

3.1.21. Узел редуцирования предназначен для снижения и автоматического поддержания заданного давления газа, подаваемого потребителям.

Уровень шума на ГРС не должен превышать значений приведенных в приложении 2 ГОСТ 12.1.003-83.

При превышении допустимых значений необходимо предусматривать меры по шумопоглощению, определяемые проектным решением.

3.1.22. На ГРС редуцирование газа осуществляют:

двумя линиями редуцирования одинаковой производительности, оснащенными однотипной запорно-регулирующей арматурой (одна нитка рабочая, а другая - резервная);

тремя линиями редуцирования, оснащенными однотипной запорно-регулирующей арматурой (производительность каждой 50 %), из которых 2 нитки рабочие и одна резервная (50 %);

с использованием линии постоянного расхода, производительностью 35 - 40 % (от общего расхода ГРС), оснащенной нерегулируемым дроссельным устройством или краном регулятором.

В начальный период эксплуатации при недостаточной загрузке ГРС допускается оснащать ее линией малого расхода газа.

3.1.23. Узел редуцирования ГРС должен соответствовать проектной расчетной производительности ГРС при минимальном входном давлении, с учетом числа рабочих линий редуцирования.

3.1.24. Включение и отключение регулятора должно выполняться в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип регулятора давления.

3.1.25. Для обеспечения нормальной работы регуляторов давления необходимо следить за давлением задания, отсутствием посторонних шумов в регуляторе, а также за отсутствием утечек в соединительных линиях обвязки регулятора.

Линии редуцирования должны выполняться по следующим схемам (по ходу газа):

кран с пневмоприводом, регулятор давления или дискретный клапан-дроссель, кран ручной;

кран с пневмоприводом, регулятор-отсекатель, кран с пневмоприводом;

кран с пневмоприводом, два последовательно установленных регулятора давления, кран ручной или с пневмоприводом;

кран с пневмоприводом, кран-регулятор (кран ручной) и кран с пневмоприводом;

кран ручной, отсекатель, регулятор, кран ручной.

Переход на работу по резервной линии должен осуществляться автоматически при отклонении (±10 %) от установленного договором выходного рабочего давления.

3.1.26. При наличии системы защитной автоматики каждая линия редуцирования должна быть оборудована кранами с пневмоприводами, используемыми в качестве исполнительных механизмов.

3.1.27. Линии редуцирования газа должны быть оборудованы сбросными свечами.

Узел учета газа

3.1.28. Узел учета газа предназначен для коммерческого учета газа.

3.1.29. Техническое выполнение узлов измерения расхода газа должно соответствовать требованиям федерального закона «Об обеспечении единства измерений», действующей нормативно-технической документации Госстандарта России, «Основным положениям по автоматизации, телемеханике и АСУ ТП транспортировки газа (раздел 10, АСУ ТП ГИС)», ОАО «Газпром», 1996 г. и «Основным положениям по автоматизации ГРС» от 17.12.2001 г.

3.1.30. Обслуживание узла измерения расхода газа должно осуществляться по инструкции, утвержденной руководством Организации.

3.1.31. Узлы учета газа должны охватывать весь проектный диапазон измерений. Калибровку средств измерений учета расхода газа производить в соответствии с требованиями завода изготовителя.

3.1.32. Для ГРС с вахтенной формой обслуживания допускается установка между помещениями оператора и приборной стеклянной перегородки с герметичным уплотнением, с учетом требований к помещениям различной категории по взрыво- и пожароопасности.

3.1.33. При эксплуатации узла измерения расхода газа все контрольно-измерительные приборы должны быть поверены или откалиброваны.

Узел одоризации газа

3.1.34. Узел одоризации предназначен для придания запаха газу, подаваемого потребителю с целью своевременного обнаружения по запаху его утечек. Газ должен соответствовать ГОСТ 5542-87.

3.1.35. Норма вводимого в газ одоранта (этилмеркаптан) должна быть 16 г (19,1 см 3) на 1000 нм 3 газа.

3.1.36. Расход одоранта должен ежедневно фиксироваться в журнале оператора ГРС, а при централизованной форме обслуживания 1 раз в неделю в журнале службы ГРС или ремонтно-технической группы и в конце месяца передаваться диспетчеру ЛПУМГ.

3.1.37. Слив одоранта в подземную емкость должен производиться только закрытым способом специально обученным и аттестованным персоналом, бригадой не менее трех человек.

Запрещается применять открытые воронки для перелива одоранта.

3.1.38. В целях предупреждения воспламенения пирофорного железа, образующегося при просачивании этилмеркаптанов, необходимо периодически проводить внешний осмотр оборудования, соединительных линий, кранов, вентилей и обеспечивать их полную герметизацию.

3.1.39. При подаче на ГРС газа, содержащего одорант в необходимом количестве, одоризация газа на ГРС может не производиться, при этом ответственность за отклонение одоризации газа от требований ГОСТа возлагается на организацию, эксплуатирующую ГРС.

3.1.40. Запрещается эксплуатация блоков одоризации газа с выбросом паров одоранта из расходной емкости одоранта в атмосферу без их нейтрализации в специально установленных дезодораторах (щелочных ловушках) или отсоса в магистраль потребителя.

3.1.41. Запрещается заправка подземных емкостей хранения одоранта без выполнения мероприятий по исключению выбросов его паров в атмосферу.

КИПиА

3.1.42. Устройства КИПиА предназначены для определения и контроля параметров транспортируемого газа и оперативного управления технологическим процессом.

3.1.43. Комплекс средств автоматики и контроля на ГРС обеспечивает:

редуцирование газа до заданного значения;

учет расхода газа;

автоматическую защиту подогревателей газа, водогрейных котлов систем подогрева и отопления;

автоматику горения и безопасность подогревателей газа, водогрейных котлов систем подогрева, отопления и вентиляции;

аварийно-предупредительную сигнализацию по давлению газа на входе и выходе ГРС, температуре, одоризации, связи, энергоснабжению, загазованности, параметрам работы подогревателей (температура газа, температуре ДЭГ, наличии пламени), температуре теплоносителя в системе отопления здания ГРС;

автоматический (ручной - периодической или ручной - по сигналу предельного уровня жидкости) сброс жидкости из установок очистки;

охранную и пожарную сигнализацию;

дистанционное управление запорной и переключающей арматурой;

автоматическую защиту потребителей от превышения рабочего давления в газопроводах систем газоснабжения (переход на резервную линию редуцирования, закрытие входного крана);

контроль количества накапливаемых в сборной подземной емкости жидких продуктов очистки газа;

автоматическое включение резервного источника электроснабжения при исчезновении основного напряжения электропитания;

контроль загазованности в помещениях ГРС.

3.1.44. Системы защиты ГРС от повышения или понижения давления выполняются на базе специальных щитов автоматики и исполнительных механизмов с электропневматическими (пневматическими) узлами, с помощью регуляторов давления, последовательно включенных на каждой рабочей и резервной линиях редуцирования или клапаном-отсекателем.

3.1.45. Отключать устройства автоматики и сигнализации разрешается на период выполнения ремонтных и наладочных работ только по распоряжению лица, ответственного за эксплуатацию ГРС, с регистрацией в оперативном журнале ГРС.

3.1.46. Запрещается эксплуатация контрольно-измерительных приборов с просроченным сроком поверки или калибровки.

3.1.47. Работы по устранению неисправностей в цепях автоматики должны производиться только в соответствии с действующей технической документацией.

3.1.48. На всех манометрах должна быть нанесена красная метка, показывающая максимально допустимое рабочее давление газа.

3.1.49. Приборы и системы контроля, защиты, управления, регулирования и учета газа должны питаться от блоков осушки и очистки газа.

Запорная арматура

3.1.50. Запорная арматура предназначена для отключения технологических трубопроводов, аппаратов и сосудов.

3.1.51. В процессе эксплуатации арматура должна систематически опробоваться для определения работоспособности и герметичности в соответствии с графиком и инструкцией.

3.1.52. Открытие или закрытие запорной арматуры должно производиться полностью до упора с нормальным усилием одного человека.

Запрещается применение для открытия или закрытия запорной арматуры рычагов, крючков, ломов.

3.1.53. Профилактический осмотр запорной арматуры на всех линиях редуцирования, включая байпас и свечи, производится в процессе эксплуатации ГРС:

при централизованной форме обслуживания - при каждом посещении ГРС, а при периодической, надомной и вахтенной формах обслуживания один раз в неделю.

3.1.54. Вся запорная арматура должна иметь:

надписи с номерами согласно технологической схеме;

указатели направления открытия и закрытия;

указатели направления движения потока газа (жидкости).

3.1.55. Во избежание утечек газа в запорно-предохранительной арматуре необходимо периодически производить набивку смазки в краны.

3.1.57. Запрещается использование запорной арматуры в качестве регулирующих и дросселирующих устройств. (Исключением из данного требования является использование запорной арматуры на обводных линиях).

ГРС работает следующим образом. Газ высокого давления из магистрального газопровода поступает на вход станции через входной кран. В пылеуловителях (ПУ) происходит очистка технологического газа от механических частиц и жидкости. Очищенный от механических примесей и конденсата газ поступает в подогреватель газа (БПГ), где нагревается для предупреждения гидратообразования при редуцировании. Подогретый газ поступает далее в одну из ниток редуцирования, где снижается до заданного давления (РД). Редуцированный газ проходит узел замера газа (ЗУ) и поступает в блок одоризации, где одорируется и подается потребителю.

ЛИТЕРАТУРА

1. http://www.nge.ru/g_5542-87.htm

2. http://www.gazprominfo.ru/terms/gas-distributing-station/

3. http://neftegaz.ru/tech_library/view/4061

4. Газовые сети и установки В.А Жила, М.А. Ушаков, О.Н. Брюханов

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Основные требования к организации и ведению безопасной, надёжной и экономичной эксплуатации тепловых, атомных, гидравлических, ветровых электрических станций, блок-станций, теплоцентралей, станций теплоснабжения, котельных, электрических и тепловых сетей.

учебное пособие , добавлен 07.04.2010


Классификация газораспределительных станций (ГРС). Принцип работы ГРС индивидуального проектирования. Технологическая схема блочно-комплектной ГРС марки БК-ГРС-I-30 и автоматической ГРС марки АГРС-10. Типовое оборудование газораспределительной станции.

курсовая работа , добавлен 14.07.2015


Классификация газораспределительных станций. Технологические схемы и принцип работы ГРС разных видов. Типовое оборудование: регуляторы давления, фильтры, расходомеры. Требования по технической безопасности и надежности энергоснабжения потребителей газа.

курсовая работа , добавлен 09.07.2015


Теоретические основы эксплуатации и ремонта изделий нефтяных и газовых промыслов. Основные понятия и сведения о надежности. Конструкция, принцип работы, техническая характеристика бурового насоса УНБТ-950А. Эффективность эксплуатации и ремонта изделий.

контрольная работа , добавлен 14.01.2015


Организация и планирование ремонта и эксплуатации основных фондов на промышленных предприятиях. Основные методы ремонта оборудования в химической промышленности: узловой и агрегатный. Расчет стоимости материалов, запасных частей, необходимых для ремонта.

контрольная работа , добавлен 07.02.2011


Проектирование магистральных газонефтепроводов, выбор трассы магистрального трубопровода. Технологические схемы компрессорных станций с центробежными неполнонапорными нагнетателями. Совместная работа насосных станций и линейной части нефтепровода.

курсовая работа , добавлен 17.05.2016


Техническое описание и инструкция по эксплуатации с целью изучения и правильной эксплуатации стенда обкаточно-тормозного для проведения обкатки и испытания тракторных двигателей. Требования по эксплуатации электрооборудования и правила безопасности.

методичка , добавлен 04.05.2009


Определение надежности линейной (трубопроводной) части газораспределительных систем, их основных элементов и узлов. Проектирование распределительных газовых сетей. Построение кольцевых, тупиковых и смешанных газопроводов, принципы их расположения.

контрольная работа , добавлен 24.09.2015


Общее понятие о магистральных газопроводах как системах сооружений, предназначенных для транспортировки газа от мест добычи к потребителям. Изучение процесса работы компрессорных и газораспределительных станций. Дома линейных ремонтеров и хранилища газа.

реферат , добавлен 17.01.2012


История появления лифтов. Основные сведения о классификации и конструкции лифтов. Анализ сведений об организациях, производящих и обслуживающих лифты. Проблемы эксплуатации лифтов в городе Омске. Требования по безопасности и обслуживанию лифтов.

Условия создания и численность структурного подразделения филиала ЭО, ответственного за эксплуатацию ГРС, устанавливаются в соответствии с нормативно-методическими документами, предусмотренными Перечнем нормативно-методических документов для нормирования труда работников ПАО «Газпром».

Форма обслуживания ГРС устанавливается исходя из следующих факторов:

Производительность станции;

Уровень автоматизации и телемеханизации;

Время прибытия бригады по обслуживанию ГРС автотранспортом от промплощадок филиала ЭО до ГРС;

Необходимость подачи газа неотключаемым потребителям газа.

6.2.2 При эксплуатации ГРС используются следующие формы обслуживания:

Централизованная;

Периодическая;

Надомная;

Вахтенная.

6.2.3 Централизованная форма обслуживания – обслуживание без постоянного присутствия обслуживающего персонала, когда плановые ТОиР осуществляются с периодичностью не реже одного раза в 10 дней персоналом структурных подразделений филиала ЭО. При централизованной форме обслуживания ГРС должна соответствовать следующим требованиям: - проектная производительность не более 30 тыс. м 3 /ч; - наличие устройств автоматического удаления конденсата из узла очистки газа; - наличие узла автоматической одоризации; - наличие систем САУ ГРС, телемеханики, автоматического контроля загазованности, ИТСО, пожарной сигнализации с возможностью автоматической передачи по каналам технологической связи предупредительных и аварийных сигналов в ДП филиала ЭО и получения команд управления из него; - наличие регистрации и автоматической передачи по каналам технологической связи основных режимных параметров газа (давления и температуры газа на входе и на каждом выходе ГРС, расхода газа по каждому выходу); - наличие дистанционно управляемой арматуры на обводной линии; - наличие автоматизированных резервных источников электроснабжения; - время прибытия бригады по обслуживанию ГРС автотранспортом не превышало двух часов (для районов, приравненных к районам Крайнего Севера – трех часов). Примечания. 1 Рекомендуемый объем автоматизации и перечень типовых функций, выполняемых САУ ГРС, определяются в соответствии с требованиями НД, определяющими общие технические требования к ГРС. 2 Для ГРС, не полностью соответствующих вышеперечисленным требованиям, централизованная форма обслуживания допускается при проектной производительности не более 15 тыс. м 3 /ч.

6.2.4 При периодической форме обслуживания ГРС должна соответствовать следующим требованиям:

Проектная производительность не более 50 тыс. м 3 /ч;

Наличие устройств автоматического удаления конденсата из узла очистки газа;

Наличие узла автоматической одоризации;

Наличие систем САУ ГРС, телемеханики, автоматического контроля загазованности, охранной и пожарной сигнализации с возможностью автоматической передачи по каналам технологической связи предупредительных и аварийных сигналов в ДП филиала ЭО и получения команд управления из него;

Наличие регистрации и автоматической передачи по каналам технологической связи основных режимных параметров газа (давления и температуры газа на входе и на каждом выходе ГРС, расхода газа по каждому выходу);

Наличие дистанционно управляемой арматуры на обводной линии;

Наличие автоматизированных резервных источников электроснабжения.

2 Для ГРС, не полностью соответствующих вышеперечисленным требованиям, периодическая форма обслуживания допускается при проектной производительности не более 30 тыс. м 3 /ч.

6.2.5 При надомной форме обслуживания ГРС должна соответствовать следующим требованиям:

Проектная производительность не более 150 тыс. м 3 /ч;

Наличие системы телемеханики, аварийной, охранной и пожарной сигнализации с подачей предупредительного сигнала в ДП филиала ЭО и ДО;

Наличие устройств удаления конденсата и механических примесей из узла очистки газа;

Наличие системы подготовки импульсного газа для устройств регулирования, защиты, управления.

6.2.6 При вахтенной форме обслуживания ГРС должна соответствовать следующим требованиям:

Проектная производительность более 150 тыс. м 3 /чили количество выходных коллекторов более двух;

Наличие аварийной, охранной и пожарной сигнализации с подачей предупредительного сигнала в помещение операторной, при наличии системы телемеханики в ДП филиала ЭО;

Наличие узла предупреждения гидратообразований в коммуникациях и оборудовании;

Наличие регистрации основных параметров газа (давления и температуры газа на входе и на каждом выходе ГРС, расхода газа по каждому выходу);

наличие системы подготовки импульсного газа для устройств регулирования, защиты, управления.

На рисунке 1 представлена технологическая схема ГРС, где обозначены основные узлы ГРС, каждый из которых имеет своё назначение.

Основные узлы ГРС:

• 1. узел переключения;
• 2. узел очистки газа;
• 3. узел предотвращения гидратообразования;
• 4. узел редуцирования;
• 5. узел учёта газа;
• 6. узел одоризации газа.

из ВРД 39-1.10-005-2000 «ПОЛОЖЕНИЕ ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ»

3. ОБОРУДОВАНИЕ ГРС

Состав оборудования на ГРС должен соответствовать проекту и паспортам заводов изготовителей. Любые изменения в составе оборудования должны быть в соответствии с требованиями Федерального закона «О промышленной безопасности опасных объектов», согласованы с проектной организацией, Газнадзором ОАО «Газпром», Госгортехнадзором России с одновременной корректировкой технологической схемы и других НТД, находящихся в ЛПУМГ и на ГРС. Арматура и оборудование ГРС должны иметь номера или бирки с номером, соответствующим обозначению в технологической схеме.

Все оборудование ГРС, включая выходной кран, должно быть, рассчитано на максимальное разрешенное рабочее давление подводящего газопровода-отвода.

3.1. Блоки, узлы, устройства ГРС

Узел переключения

3.1.1. Узел переключения ГРС предназначен для переключения потока газа высокого давления с автоматического на ручное регулирование давления газа по обводной линии.

Узел переключения должен располагаться в отдельном отапливаемом помещении или под навесом. Расположение узла переключения определяется проектной организацией в зависимости от выбранного типа оборудования.

Узел переключения должен быть оснащен контрольно-измерительными приборами по давлению.

3.1.2. Нормальное положение запорной арматуры на обводной линии - закрытое. Запорная арматура обводной линии должна быть опломбирована службой ГРС.

Обводная линия должна подключаться к выходному газопроводу перед одоризатором (по ходу газа). На обводной линии располагаются два запорных органа: первый - (по ходу газа) отключающий кран; второй - для дросселирования - кран-регулятор (регулятор) или задвижка.

• 3.1.3. Рабочее положение трехходового крана, устанавливаемого перед предохранительными клапанами - открытое. Допускается заменять трехходовой кран двумя ручными сблокированными кранами (один открыт, другой закрыт).
• 3.1.4. Схема установки предохранительных клапанов должна позволять их опробование и регулировку без снятия клапанов.
• 3.1.5. Проверка и регулировка предохранительных клапанов должна производиться не реже двух раз в год в соответствии с графиком. Проверка и регулировка клапанов должна быть оформлена соответствующим актом, клапаны опломбированы и снабжены биркой с датой следующей проверки и данными регулировки.
• 3.1.6. В зимний период эксплуатации проходы к арматуре, приборам, узла переключения должны быть очищены от снега.

Узел очистки газа

• 3.1.7. Узел очистки газа на ГРС служит для предотвращения попадания механических примесей и жидкостей в технологические трубопроводы, оборудование, средства контроля и автоматики станции и потребителей.
• 3.1.8. Для очистки газа на ГРС должны применяться пылевлагоулавливающие устройства, обеспечивающие подготовку газа для стабильной работы оборудования ГРС.

Эксплуатация узла очистки должна проводиться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

• 3.1.9. Узел очистки газа должен быть оснащен устройствами для удаления жидкости и шлама в сборные емкости, оборудованные устройствами замера уровня, а также механизированной системой их удаления в транспортные емкости, из которых жидкость, по мере накопления, вывозится с территории ГРС. Емкости должны быть рассчитаны на максимальное разрешенное рабочее давление подводящего газопровода-отвода.
• 3.1.10. Для обеспечения бесперебойной работы систем защиты, автоматического регулирования и управления, импульсный и командный газ должен быть осушен и дополнительно очищен в соответствии с ОСТ 51.40-93, если система подготовки импульсного газа заложена в проекте ГРС.
• 3.1.11. При эксплуатации устройства осушки и очистки газа для систем КИПиА необходимо:

периодически контролировать и очищать полости приборов и оборудования путем продувок. Очистка полости приборов КИПиА путем продувки осуществляется прибористом КИПиА;

обеспечивать визуальный контроль состояния фильтрующих и поглотительных элементов устройства подготовки газа;

регулярно производить замену фильтрующих и поглотительных элементов устройства путем подключения резервного оборудования и выполнения регенерации поглотителей.

Дренажные и сливные линии, запорная арматура на них должны быть защищены от обмерзания.

• 3.1.12. Газоопасные работы по вскрытию, осмотру и очистке внутренних стенок аппаратов должны проводится по инструкции, предусматривающей меры безопасности, исключающие возможность возгорания пирофорных отложений.
• 3.1.13. Для предотвращения самовозгорания пирофорных соединений аппарата очистки, перед вскрытием, его необходимо заполнить водой или паром.

Во время вскрытия, осмотра и очистки внутренние поверхности стенок аппаратов необходимо обильно смачивать водой.

3.1.14. Извлекаемые из аппаратов отложения, содержащие пирофорное железо, необходимо собирать в металлическую тару с водой, а по окончании работы немедленно удалять с территории ГРС и закапывать в специально отведенном месте, безопасном в пожарном и экологическом отношениях.

Узел предотвращения гидратообразований

• 3.1.15. Узел предотвращения гидратообразований предназначен для предотвращения обмерзания арматуры и образования кристаллогидратов в газопроводных коммуникациях и арматуре.
• 3.1.16. В качестве мер по предотвращению гидратообразований применяются:

общий или частичный подогрев газа с помощью подогревателей газа;

местный обогрев корпусов регуляторов давления.

При образовании гидратных пробок использовать ввод метанола в газопроводные коммуникации.

3.1.17. Эксплуатация узлов подогрева газа осуществляется в соответствии, с инструкцией завода-изготовителя, «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных котлов и водонагревателей с температурой нагрева воды не выше 388 °К (115 °С)», «Правилами безопасности в газовом хозяйстве».

Узел подогрева газа должен обеспечивать температуру газа на выходе из ГРС не ниже минус 10 °С (на пучинистых грунтах не ниже 0 °С).

• 3.1.18. Трубопроводы и арматура на выходе из подогревателя должны быть, как правило, защищены тепловой изоляцией (необходимость тепловой изоляции определяется проектной организацией).
• 3.1.19. Ввод метанола в коммуникации ГРС осуществляется оператором и персоналом службы ГРС (ЛЭС) по распоряжению диспетчера ЛПУМГ.
• 3.1.20. Эксплуатация метанольных установок производится в соответствии с Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности.

Узел редуцирования

3.1.21. Узел редуцирования предназначен для снижения и автоматического поддержания заданного давления газа, подаваемого потребителям.

Уровень шума на ГРС не должен превышать значений приведенных в приложении 2 ГОСТ 12.1.003-83.

При превышении допустимых значений необходимо предусматривать меры по шумопоглощению, определяемые проектным решением.

3.1.22. На ГРС редуцирование газа осуществляют:

двумя линиями редуцирования одинаковой производительности, оснащенными однотипной запорно-регулирующей арматурой (одна нитка рабочая, а другая - резервная);

тремя линиями редуцирования, оснащенными однотипной запорно-регулирующей арматурой (производительность каждой 50 %), из которых 2 нитки рабочие и одна резервная (50 %);

с использованием линии постоянного расхода, производительностью 35 - 40 % (от общего расхода ГРС), оснащенной нерегулируемым дроссельным устройством или краном регулятором.

В начальный период эксплуатации при недостаточной загрузке ГРС допускается оснащать ее линией малого расхода газа.

• 3.1.23. Узел редуцирования ГРС должен соответствовать проектной расчетной производительности ГРС при минимальном входном давлении, с учетом числа рабочих линий редуцирования.
• 3.1.24. Включение и отключение регулятора должно выполняться в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип регулятора давления.
• 3.1.25. Для обеспечения нормальной работы регуляторов давления необходимо следить за давлением задания, отсутствием посторонних шумов в регуляторе, а также за отсутствием утечек в соединительных линиях обвязки регулятора.

Линии редуцирования должны выполняться по следующим схемам (по ходу газа):

кран с пневмоприводом, регулятор давления или дискретный клапан-дроссель, кран ручной;

кран с пневмоприводом, регулятор-отсекатель, кран с пневмоприводом;

кран с пневмоприводом, два последовательно установленных регулятора давления, кран ручной или с пневмоприводом;

кран с пневмоприводом, кран-регулятор (кран ручной) и кран с пневмоприводом;

кран ручной, отсекатель, регулятор, кран ручной.

Переход на работу по резервной линии должен осуществляться автоматически при отклонении (±10 %) от установленного договором выходного рабочего давления.

• 3.1.26. При наличии системы защитной автоматики каждая линия редуцирования должна быть оборудована кранами с пневмоприводами, используемыми в качестве исполнительных механизмов.
• 3.1.27. Линии редуцирования газа должны быть оборудованы сбросными свечами.

Узел учета газа

• 3.1.28. Узел учета газа предназначен для коммерческого учета газа.
• 3.1.29. Техническое выполнение узлов измерения расхода газа должно соответствовать требованиям федерального закона «Об обеспечении единства измерений», действующей нормативно-технической документации Госстандарта России, «Основным положениям по автоматизации, телемеханике и АСУ ТП транспортировки газа (раздел 10, АСУ ТП ГИС)», ОАО «Газпром», 1996 г. и «Основным положениям по автоматизации ГРС» от 17.12.2001 г.
• 3.1.30. Обслуживание узла измерения расхода газа должно осуществляться по инструкции, утвержденной руководством Организации.
• 3.1.31. Узлы учета газа должны охватывать весь проектный диапазон измерений. Калибровку средств измерений учета расхода газа производить в соответствии с требованиями завода изготовителя.
• 3.1.32. Для ГРС с вахтенной формой обслуживания допускается установка между помещениями оператора и приборной стеклянной перегородки с герметичным уплотнением, с учетом требований к помещениям различной категории по взрыво- и пожароопасности.
• 3.1.33. При эксплуатации узла измерения расхода газа все контрольно-измерительные приборы должны быть поверены или откалиброваны.

Узел одоризации газа

• 3.1.34. Узел одоризации предназначен для придания запаха газу, подаваемого потребителю с целью своевременного обнаружения по запаху его утечек. Газ должен соответствовать ГОСТ 5542-87.
• 3.1.35. Норма вводимого в газ одоранта (этилмеркаптан) должна быть 16 г (19,1 см 3) на 1000 нм 3 газа.
• 3.1.36. Расход одоранта должен ежедневно фиксироваться в журнале оператора ГРС, а при централизованной форме обслуживания 1 раз в неделю в журнале службы ГРС или ремонтно-технической группы и в конце месяца передаваться диспетчеру ЛПУМГ.
• 3.1.37. Слив одоранта в подземную емкость должен производиться только закрытым способом специально обученным и аттестованным персоналом, бригадой не менее трех человек.

Запрещается применять открытые воронки для перелива одоранта.

• 3.1.38. В целях предупреждения воспламенения пирофорного железа, образующегося при просачивании этилмеркаптанов, необходимо периодически проводить внешний осмотр оборудования, соединительных линий, кранов, вентилей и обеспечивать их полную герметизацию.
• 3.1.39. При подаче на ГРС газа, содержащего одорант в необходимом количестве, одоризация газа на ГРС может не производиться, при этом ответственность за отклонение одоризации газа от требований ГОСТа возлагается на организацию, эксплуатирующую ГРС.
• 3.1.40. Запрещается эксплуатация блоков одоризации газа с выбросом паров одоранта из расходной емкости одоранта в атмосферу без их нейтрализации в специально установленных дезодораторах (щелочных ловушках) или отсоса в магистраль потребителя.
• 3.1.41. Запрещается заправка подземных емкостей хранения одоранта без выполнения мероприятий по исключению выбросов его паров в атмосферу.

• 3.1.42. Устройства КИПиА предназначены для определения и контроля параметров транспортируемого газа и оперативного управления технологическим процессом.
• 3.1.43. Комплекс средств автоматики и контроля на ГРС обеспечивает:

редуцирование газа до заданного значения;

учет расхода газа;

автоматическую защиту подогревателей газа, водогрейных котлов систем подогрева и отопления;

автоматику горения и безопасность подогревателей газа, водогрейных котлов систем подогрева, отопления и вентиляции;

аварийно-предупредительную сигнализацию по давлению газа на входе и выходе ГРС, температуре, одоризации, связи, энергоснабжению, загазованности, параметрам работы подогревателей (температура газа, температуре ДЭГ, наличии пламени), температуре теплоносителя в системе отопления здания ГРС;

автоматический (ручной - периодической или ручной - по сигналу предельного уровня жидкости) сброс жидкости из установок очистки;

охранную и пожарную сигнализацию;

дистанционное управление запорной и переключающей арматурой;

автоматическую защиту потребителей от превышения рабочего давления в газопроводах систем газоснабжения (переход на резервную линию редуцирования, закрытие входного крана);

контроль количества накапливаемых в сборной подземной емкости жидких продуктов очистки газа;

автоматическое включение резервного источника электроснабжения при исчезновении основного напряжения электропитания;

контроль загазованности в помещениях ГРС.

• 3.1.44. Системы защиты ГРС от повышения или понижения давления выполняются на базе специальных щитов автоматики и исполнительных механизмов с электропневматическими (пневматическими) узлами, с помощью регуляторов давления, последовательно включенных на каждой рабочей и резервной линиях редуцирования или клапаном-отсекателем.
• 3.1.45. Отключать устройства автоматики и сигнализации разрешается на период выполнения ремонтных и наладочных работ только по распоряжению лица, ответственного за эксплуатацию ГРС, с регистрацией в оперативном журнале ГРС.
• 3.1.46. Запрещается эксплуатация контрольно-измерительных приборов с просроченным сроком поверки или калибровки.
• 3.1.47. Работы по устранению неисправностей в цепях автоматики должны производиться только в соответствии с действующей технической документацией.
• 3.1.48. На всех манометрах должна быть нанесена красная метка, показывающая максимально допустимое рабочее давление газа.
• 3.1.49. Приборы и системы контроля, защиты, управления, регулирования и учета газа должны питаться от блоков осушки и очистки газа.

Запорная арматура

• 3.1.50. Запорная арматура предназначена для отключения технологических трубопроводов, аппаратов и сосудов.
• 3.1.51. В процессе эксплуатации арматура должна систематически опробоваться для определения работоспособности и герметичности в соответствии с графиком и инструкцией.
• 3.1.52. Открытие или закрытие запорной арматуры должно производиться полностью до упора с нормальным усилием одного человека.

Запрещается применение для открытия или закрытия запорной арматуры рычагов, крючков, ломов.

3.1.53. Профилактический осмотр запорной арматуры на всех линиях редуцирования, включая байпас и свечи, производится в процессе эксплуатации ГРС:

при централизованной форме обслуживания - при каждом посещении ГРС, а при периодической, надомной и вахтенной формах обслуживания один раз в неделю.

3.1.54. Вся запорная арматура должна иметь:

надписи с номерами согласно технологической схеме;

указатели направления открытия и закрытия;

указатели направления движения потока газа (жидкости).

• 3.1.55. Во избежание утечек газа в запорно-предохранительной арматуре необходимо периодически производить набивку смазки в краны.
• 3.1.56. Категорически запрещается эксплуатация негерметичной запорной арматуры.
• 3.1.57. Запрещается использование запорной арматуры в качестве регулирующих и дросселирующих устройств. (Исключением из данного требования является использование запорной арматуры на обводных линиях).

ГРС работает следующим образом. Газ высокого давления из магистрального газопровода поступает на вход станции через входной кран. В пылеуловителях (ПУ) происходит очистка технологического газа от механических частиц и жидкости. Очищенный от механических примесей и конденсата газ поступает в подогреватель газа (БПГ), где нагревается для предупреждения гидратообразования при редуцировании. Подогретый газ поступает далее в одну из ниток редуцирования, где снижается до заданного давления (РД). Редуцированный газ проходит узел замера газа (ЗУ) и поступает в блок одоризации, где одорируется и подается потребителю.