Узлы запуска, пропуска и приема СОД. Технологические процессы на камере пуска и приёма средств очистки и диагностики Камера приема квс г п 1000 параметры

Цель очистки внутренней полости
трубопроводов
Очистка проводится в среде перекачиваемого продукта, без остановки трубопровода
- в процессе его эксплуатации (нефтесборные сети, межпромысловые и магистральные
трубопроводы).
Цель проведения очистных работ:
1. увеличить пропускную способность трубопровода без остановки перекачки продукта;
2. снизить, по возможности, периодичность проведения плановых очистных работ за
счет подбора очистных поршней непосредственно для данного участка трубопровода;
3. по результатам технического отчета ВТД, специалисты эксплуатирующий данный
трубопровод проводят ремонтные работы, направленные на устранение дефектов.

Назначение камеры
приема очистного устройства
Обеспечение эксплуатационной надежности линейной части газопровода
достигают комплексом организационных и технических мероприятий,
направленных на поддержание работоспособного состояния линейной части.
Техническое диагностирование магистрального газопровода осуществляют на
протяжении всего жизненного цикла до вывода объекта из эксплуатации. Одним
из способов диагностирования является внутритрубное диагностирование.
Камеры приема с быстродействующим затвором
предназначены
для
приема из трубопровода
поточных
средств
(скребков, разделителей,
дефектоскопов и др.)
Камеры
приема
устанавливаются
на
трубопроводах Ду 150,
200, 300, 350, 400, 500,
700, 800, 1000, 1200, 1400
мм,
работающих
под
давлением до 8,0 МПа.

Конструктивные особенности камеры приема
Ду,мм Д, мм Р раб., МПа D1
1400
1420
8.0
D2
159 530
H
H1
L
L1
L2
L3
L4
L5
L6
L7
1700/150
4550/675 5750/795
3000/500
5100/736
800
570
2250 800 650
0
0
0
0
0
Масса, кг.
48100
Камеры приема имеют такие особенности как быстрое открытие и закрытие
трубопровода, удобную и быструю загрузку и выгрузку скребка, установка устройств
безопасности и индикаторов обхода (опционально) для обеспечения или улучшения
производительности и безопасности. Сосуды камер приема состоят из двух частей:
быстрооткрывающегося затвора и камеры приема. Для обеспечения безопасности и
высокого качества продукции при изготовлении должен осуществляется строгий контроль
на всех стадиях производства: от разработки и выбора материалов, до производства и
проведения испытаний.

Устройство камеры приема
Камера приема является потенциально опасным объектом, т.к. в процессе пропуска очистных
устройств работает под избыточным внутренним давлением газа магистрального газопровода.
Возможные отказы связаны с нарушениями условий эксплуатации и дефектами элементов
концевого затвора, образовавшимися при монтаже и возникшими при эксплуатации.
Камера приема является элементом газотранспортной системы и предназначена для пропуска
очистных устройств (ОУ) и внутритрубных дефектоскопов. Она представляет собой сосуд,
работающий под давлением магистрального газопровода, одна сторона которого подсоединена
через трубопровод к магистральному газопроводу, другая снабжена концевым затвором со съемной
крышкой.
На корпусе камеры расположены необходимые патрубки и штуцера для приварки
технологической обвязки газопровода, а также имеются грузозахватывающие серьги для
подсоединения, в случае необходимости, дополнительной тросовой системы при проведении
операции по извлечению скребка или снаряда-дефектоскопа в конический переходник камеры.
Камера приема
Сигнализатор
Концевой затвор

Устройство камеры приема
(концевой затвор)
Концевой затвор состоит из полухомутов (поз. 1 и поз.2), которые стягивают фланцы
крышки и корпуса камеры. Полухомуты стягиваются с помощью соединений «винт–гайка»,
находящимися вверху и внизу затвора. Гайки (поз. 6) с трапецеидальной резьбой
установлены в щеках полухомутов (поз. 9). Вращением винта (поз. 3). осуществляется
стягивание полухомутов. Для разгрузки винта (поз.3) от массы полухомутов и для
облегчения их передвижения полухомуты имеют катковое устройство (поз.4). Катки
передвигаются по направляющей траверсе (поз. 5), установленной в верхнем кронштейне
на фланце корпуса. Для предупреждения открытия затвора под давлением в случае
непредвиденного разрушения винтов, полухомуты после закрытия затвора стянуты
блокирующими шпильками (поз.8).
Рис.1
Общий вид
концевого затвора
Рис.2
Концевой затвор
(строение)

Устройство камеры
(сигнализатор прохождение поршня)
Сигнализатор прохождения поточных
устройств предназначен для контроля за
прохождением
очистных
средств
по
трубопроводу
и
выдачи
сигнала
о
прохождении на пульт оператора.
Сигнализатор на камере монтируется
при помощи фланцевого соединения. Рычаг
сигнализатора выступает во внутреннюю
полость камеры и в момент прохождения
поточного средства вместе с толкателем
поднимается в верхнее положение, при этом
толкатель поворачивает ось закрепленным на
ней подпружиненным кулачком. Кулачок
замыкает контакты конечного выключателя, в
результате чего подается сигнал на пульт
оператора
о
прохождении
очистного
устройства, а флажок-указатель занимает
вертикальное положение. Возврат рычага в
исходное положение производится пружиной,
расположенной на крышке сигнализатора.

Устройство камеры
(устройство извлечения поточных средств)
1
Устройство извлечения
предназначено для подъема и
перемещения очистных устройств,
дефектоскопов из полости камеры.
Крепится устройство извлечения на
фундаменте посредством
фундаментных болтов.
Устройство извлечения состоит
из крана консольного с ручным
приводом, рама с направляющими
катками, лебедка с ручным
приводом.
3
2
Тележка с толкателем и
штангой может перемещаться по
направляющим рамы и приводится
в движение тросовой системой и
лебедкой с ручным приводом.
Рис.1
Общий вид устройства извлечения
поточных средств.
1 – Колонна- балка; 2 – рама;
3 – лебедка.

№6
№8
№7
№ 16
№ 19
№ 15
№ 18
№1
Точка А
III камера
Точка Б
№3
№4
Свеча Ду 50
№ 21
№ 17
№2
№9
№ 13
№ 11
№ 14
№ 12
№ 10
№5
№ 20
Стояк отбора Ду 50
I конденсатосборник

10.

Принципиально-технологическая схема
(описательная часть)
Технологическая схема показывает составные части узлов обвязки камеры приема
очистного устройства, а так же положение кранов. Поток газа, через кран №6 проходит по
обводной линии, таким образом устройство приема на данном этапе приема поршня не
задействовано, кран № 6 открыт, все остальные краны находятся в закрытом положении.
После прохождения поршня т. А срабатывает сигнализатор прохождения поршня на
что реагирует СТМ (система телемеханики), открываются краны № 1, 9, 11, 13, 15, 18,
закрывается кран № 6, тем самым направление потока газа меняется, относительно
исходного. Пропускная способность уменьшается, что приводит к снижению скорости
очистного устройства.
По достижении поршня т. Б основной поток газа пойдет через обводную линию
путем открытия крана № 6. Кран № 1 закрывается, но для необходимого подпора поршня
открывают краны № 2, 3, скорость поточного средства снижается, происходит сбор
конденсата в емкость через краны № 9, 17. Для поддержания давления, снижения
разряженного состояния среды перед поршнем и эффективности сбора конденсата,
краны № 11, 13, 15, 18 закрывают и открывают краны (байпасы) № 12, 14.
Поршень достиг камеры приема и в подпоре газом не нуждается, закрываются
краны № 3, 12, 14 таким образом камера приема отсечена от основного потока газа.
Завершающим этапом приема очистного устройства в камеру является снижение
давления в технологической обвязке путем открытия крана № 4 тем самым происходит
стравливание газа через свечу.

11.

Виды очистных и диагностических устройств
Магнитные дефектоскопы
(интеллектуальные поршни)
Магнитный
метод
дефектоскопии
трубопроводов
основан
на
регистрации
магнитных
полей.
В
основу
работы
дефектоскопа заложен принцип обнаружения
дефектов в стальных трубах, состоящий в том,
что контролируемое изделие намагничивается
и регистрирует значение магнитной индукции
поля, рассеиваемого у поверхности трубы.
Намагничивание
стенки
трубы
ведется
цилиндрической магнитной системой. Датчики
дефектов размещаются между полюсами
постоянного магнита по окружности корпуса
дефектоскопа
Очистные поршни
(скребкового и манжетного типа)
Поршни скребки (манжетного типа)
предназначены
для
очистки
стенок
трубопроводов от различных отложение. Также
скребки используются как поршни-разделители
при перекачке разнородных нефтепродуктов.
Благодаря
малому
весу
и
большому
количеству полиуретановых дисков (манжет)
скребки
эффективно
уплотняются
в
трубопроводах и не теряют герметичности на
прогонах
значительной
протяженности.
Конфигурация
некоторых
скребков
обеспечивает
прохождение
сужение
трубопровода
до
85
%
номинального
диаметра.

12.

Техническое обслуживание
и капитальный ремонт
Техническое обслуживание подразделяется на:
1) Технический осмотр
2) Текущий ремонт
3) Капитальный ремонт
Технический осмотр производится не реже одного раза в
квартал. При осмотре проверяется:
1)Герметичность запорной арматуры на камерах приема,
герметичность концевого затвора, блокирующего устройства и
сигнализатора прохождения поточных средств;
2)Затяжка крепежных деталей;
3)Смазка подвижных составных частей устройства: стяжных
винтов и гаек концевого затвора, подвески полухомутов и
крышки затвора, осей и зубчатых колес лебедок, осей и
блоков на устройстве извлечения. При необходимости
дополнить смазку или заменить ее;
4)Состояние канатов и тяговых механизмов устройства извлечения, лебедок, блоков, роликов;
5) Состояние лакокрасочного покрытия камеры приема и их составных частей.
Текущий ремонт производится не реже, через 10 лет работы БКП. При этом могут заменятся
отдельные составные части устройства на новые и отремонтированные.
Капитальный ремонт камеры приема должен производится в заводских условиях.

Узлы запуска, пропуска и приема СОД должны выполнять следующие функции:

Запуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств;

Прием внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств;

Пропуск внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств.

Расстояние между УЗПП СОД обосновывается в проекте с учетом технических характеристик внутритрубных диагностических приборов и физико-химических показателей перекачиваемой нефти (содержание парафина, вязкость, температура застывания и т.д.). Максимальная протяженность участка магистрального нефтепровода между узлами запуска и приема СОД должна быть:

Для нефтепровода условным диаметром до 400 мм включительно - 120 км;

Для нефтепровода условным диаметром от 500 до 1200 мм - 280 км.

Стационарные узлы запуска и приема СОД предусматриваются на магистральном нефтепроводе, на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках переходов через водные преграды и болота независимо от их протяженности.

На промежуточных НПС, на которых не предусматривается запуск и прием СОД, должны быть установлены узлы пропуска СОД, обвязка которых обеспечивает пропуск СОД как с остановкой, так и без остановки НПС.

В состав узлов запуска и приема СОД входят следующие объекты и сооружения:

Камера запуска средств очистки и диагностики с устройством передней запасовки;

Камера приема средств очистки и диагностики;

Емкость дренажная (подземная горизонтальная) с погружным насосом, с установленным на ней дыхательным клапаном, огнепреградителем и сигнализатором уровня;

Технологические трубопроводы с соединительными деталями и запорной арматурой;

Периметральное охранное освещение, ограждение и инженерно-технические средства охраны;

Система энергоснабжения и молниезащиты;

Система электрохимической защиты от коррозии;

Средства контроля и управления;

Обвалование;

Подъездная автомобильная дорога.

В зависимости от расположения узлов запуска и приема СОД на магистральном нефтепроводе предусматриваются разные технологические схемы и порядок выполнения технологических операций (параллельное- соосное расположение камер приема-запуска, для станций с резервуарным парком или без него и т.п.).

В комплектацию камер запуска, приема СОД входят:

Грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;

Площадки обслуживания (для камер Ду 400 и более);

Датчик контроля герметичности;

Датчик давления класса точности не ниже 0,25;

Манометр класса точности не ниже 1;

Сигнализатор прохода СОД;

Поддон для сбора нефтешлама (в комплекте с камерой приема).

Камеры запуска и приема СОД в зависимости от условий эксплуатации должны приниматься следующих климатических исполнений и категорий размещения по ГОСТ 15150.

Конструкция камер запуска и приема СОД должна быть рассчитана для эксплуатации с рабочим давлением не более 8,0 МПа и в районах установки с сейсмичностью не более 9 баллов по шкале MSK-64.

Общий вид камер запуска и приема СОД показан на рисунке 13.6.а-13.6.б. Размеры D H , D p и L для различных диаметров трубопроводов приводятся в специальных таблицах .

Рисунок 13.6.а. – Камера запуска СОД

Рисунок 13.6.б – Камера приема СОД

Для дренажа нефти из камер запуска, приема и примыкающим к камерам надземной части технологических трубопроводов, устанавливается подземная горизонтальная дренажная емкость. На каждом узле запуска, узле запуска-приема или узле приема СОД должна быть установлена одна емкость, минимальный объем которой должен приниматься в соответствии со специальными нормативами.

На каждой дренажной емкости устанавливается следующее оборудование:

Центробежный, вертикальный насос с электродвигателем;

Клапан дыхательный со встроенным огнепреградителем Ду 100, пропускной способностью 150 м 3 /ч;

Замерный люк Ду 150;

Люк-лаз, Ду 800;

Патрубок Ду 800 для установки электронасосного агрегата;

Сигнализатор уровня.

На узлах запуска и приема СОД для откачки нефти из дренажной подземной емкости на ее патрубке следует устанавливать погружной насос с электродвигателем во взрывозащищенном исполнении. Конструкция патрубка должна обеспечивать надежную установку погружного электронасосного агрегата.

На дренажных емкостях предусматривается два патрубка для присоединения трубопроводов дренажной и газовоздушной линий (для сброса газовоздушной смеси)..

Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком изображена на рисунке 13.6.в.

Dy	- условный диаметр магистрального нефтепровода, мм
D1	- условный диаметр трубопровода при работе минуя НПС, мм
D2	- условный диаметр трубопровода подвода нефти, мм
D3	- условный диаметр трубопроводов отвода нефти, мм
D4	- условный диаметр дренажных и вспомогательных трубопроводов, мм
D5	- условный диаметр трубопровода газовоздушной линии, мм
Д	- патрубок для подачи пара или инертного газа
Ж	- патрубок для установки запасовочного устройства
	- блокировочные трубопроводы и арматура
	- запорная арматура с электроприводом
	- манометр
	- датчик давления
	- направление потока нефти

Рисунок 13.6.в - Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком

Эта схема обеспечивает выполнение следующих операций:

Перекачку нефти, минуя НПС, при открытых задвижках № 1, 6, 7, 10 и закрытых задвижках № 2-5, 8, 9;

Перекачку нефти через НПС, минуя камеры запуска и приема, при открытых задвижках № 1, 4, 5, 10 и закрытых задвижках № 2, 3, 6-9;

Заполнение нефтью камеры запуска из магистрального нефтепровода, до начала пуска СОД, через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов При изменении уровня в емкости более чем на 0,3 м камера считается заполненной;

Запуск СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 2, 3, 4, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 6-9;

Запуск СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 2, 3, 6, 7, 10, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 4, 5, 8, 9;

Прием СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 5, 8, 9 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 7;

Прием СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 1, 6-9 и закрытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 10;

Дренаж нефти из камеры запуска СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

Дренаж нефти из камеры приема СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии.;

Откачку нефти из дренажной подземной емкости в приемный коллектор НПС;

Откачку нефти в передвижную емкость при закрытых задвижках № 2, 3, 8, 9,;

Подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры запуска СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

Подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры приема СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой задвижке этой линии.

Технические указания:

1 Заполнение нефтью камеры запуска (приема) СОД условным диаметром до 250 мм включительно из магистрального нефтепровода следует осуществлять с производительностью не более 10 м 3 /ч, условным диаметром от 300 до 500 мм включительно не более 25 м 3 /ч, условным диаметром от 700 до 1200 мм – с производительностью не более 50 м 3 /ч.

2 Скорость заполнения камер из магистрального нефтепровода регулируется регулирующим органом. Степень регулировки определяется с помощью пробного заполнения подземной дренажной емкости в период пуско-наладочных работ. Изменение уровня в дренажной емкости во время пробного заполнения должно определяться с помощью переносного уровнемера. При достижении уровня 2/3 от максимального заполнении подземной емкости следует прекратить путем закрытия задвижки № 9. Повторное заполнение производить после полной откачки нефти из емкости.

3 Воздушники на газовоздушной линии следует использовать только для подачи воздуха во внутреннюю полость камер СОД при дренаже.

4 В период между пропусками СОД по магистральному нефтепроводу узел запуска-приема должен находиться в следующем состоянии:

Камера запуска, камера приема, дренажная подземная емкость и трубопроводы технологической обвязки опорожнены от нефти;

Задвижки № 2, 3, 8, 9, закрыты;

Камера приема, поддон и дренажная подземная емкость зачищены от нефтешлама.

5 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по запуску и приему СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.

Узлы пропуска СОД могут устанавливаться на НПС (обычно промежуточных) при работе их на один или два параллельных нефтепровода.

Технологическая схема узла пропуска СОД при работе нефтеперекачивающей станции на один нефтепровод приведена на рисунке 13.6.г.

Рисунок 13.6.г - Технологическая схема узла пропуска СОД

Технологическая схема узла пропуска СОД на нефтеперекачивающей станции обеспечивает выполнение следующих операций:

Перекачку нефти через НПС при открытых задвижках № 4, 5, 6, 7, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 8, 9;

Пропуск СОД через отключенную НПС при открытых задвижках № 1, 2 и закрытых задвижках № 3-11;

Перекачку нефти минуя НПС через байпасный трубопровод с обратным затвором при открытых задвижках № 4, 5, и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10, 11;

Прием СОД в камеру пропуска при открытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 7, 8;

Запуск СОД из камеры пропуска при открытых задвижках № 1, 4, 5, 7, 8, 10, 11 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 9.

Технические указания:

1 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по пропуску СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.

ТУ У 00217432.009-2001H3: Схема обозначения изделия при заказе:(опросный лист №9)

Камеры запуска и приема с быстродействующим затвором предназначены для запуска в трубопровод и приема из него поточных средств (скребков, разделителей, дефектоскопов и др.).

Камеры запуска и приема устанавливаются на трубопроводах Ду150,200,250,300,350,400,500,700,800,1000,1200,1400мм, работающих под давлением до 8,0 МПа. Температура эксплуатации от минус 60С до плюс 80С. по техническому заданию заказчика камеры запуска и приема могут изготавливаться на другие типоразмеры и условия эксплуатации.

Схема обозначения изделия при заказе:(опросный лист №9)

1. -тип оборудования (К камеры)
2. -тип камеры
   C-стационарна
   О-однозатворная (передвижная)
   В-выдвижная
3. - назначение (для стационарных)br> З-запуска
   П-приема
4. -наличие устройства запасовки/извлечения(З)
5. -условный диаметр трубопровода, мм
6. -условное давление, МПа
7. -исполнения по направлению расположения патрубков подвода/отвода рабочей среды относительно направления перекачки:
   П-правое,
   Л-левое
8. -климатическое исполнение по ГОСТ 15150:
   УХЛ
   ХЛ
9. -рабочая среда
   Г-газ
   Н-нефть

Таблица штуцеров

Технические характеристики

Тип	Д, мм	Давление рабочее, МПа	D1	D2	H	H1	L	L1	L2	L3	L4	L5	L6	L7	Маccа, кг
			мм
Ду 150	159	8,0	57	108	660	610 710	2250	2650	355	1395	1150	250	250	2200	1250
Ду 200	219	8,0	57	108	660	610 710	2250	2650	355	1395	1150	250	250	2200	1450
Ду 250	273	8,0	57	108	660	610 710	2250	2650	355	1395	1150	250	250	220	1650
Ду 300	325	8,0	57	159	750	700 800	3170	3570	730	1550	1490	370	370	2540	2940
Ду 350	377	8,0	108	159	750	700 800	4220	4620	1000	2620	1220	350	350	4070	3200
Ду 400	426	8,0	108	159	219	900	-	4070	4500	850	2300	1500	450	450	3850
Ду 500	530	8,0	159	377	950	-	5400	6180	440	4160	2200	1150	440	4930	5800
Ду 700	720	8,0	108	377	1100	-	5000	5400	1050	3000	1900	485	485	3915	9750
Ду 800	820	8,0	159	377	1200	-	6100	6700	1140	3980	2000	1540	620	6080	20000
Ду 1000	1020	8,0	159	530	1300	-	8070	9270	700	5200	2000	1410	2450	7820	31800
Ду 1200	1220	8,0	159	720	1420	-	8310	9810	700	5200	2100	1530	650	8860	38700
Ду 1400	1420	8,0	159	530	1700/ 1500	-	4550/ 6750	5750/ 7950	570	3000/ 5000	2250	800	650	5100/ 7360	4810

ООО «Торговый Дом «Красный Октябрь» продает камеры СОД, предназначенные для проведения наиболее эффективной диагностики и очистки различных трубопроводов. За счет особенностей своей конструкции такие изделия отличаются гораздо более высокими эксплуатационными качествами по сравнению со своими аналогами. Украинская компания «Красный Октябрь», представителем которой мы являемся, производит камеры запуска в соответствии с международными требованиями, что и позволяет им такое длительнее время находиться на своем рынке в качестве передовой продукции.

Мы предлагаем своим клиентам камеры приема, предназначенные для приема различных средств очистки и диагностики в процессе прохождения газов или нефтепродуктов через магистральный трубопровод.

Компания «Красный Октябрь» разработала огромнейшее количество инновационных решений, позволившие значительно увеличить эксплуатационные характеристики ее продукции и сделать ее на порядок качественнее многих аналогов, которые присутствуют сегодня на рынке. Таким образом, с течением времени все больше компаний уже имеет собственные камеры производства НПО “Красный Октябрь”, которые устанавливались вместо других камер, являющихся менее эффективными по ряду ключевых параметров.

Максимальное быстродействие, надежность, безопасность и предельная простота в работе - именно это основные преимущества, которыми отличается продукция от компании «Красный Октябрь». Изделия уже великолепно зарекомендовали себя на практике целого ряда различных предприятий, а также прошли множество соответствующих лабораторных исследований. Производя камеры приема, сотрудники компании уделяют наиболее сильное внимание качеству выпускаемой ими продукции, за счет чего ее и сумели оценить по достоинству потребители не только во всех регионах Украины и России, но уже и во многих мировых передовых компаниях.

Камеры запуска СОД, находящиеся в ассортименте нашей компании, предназначаются для установки на различных трубопроводах. По желанию заказчика мы оформляем заказы на производство различных механизмов, которые могут подходить под любые типоразмеры таких изделий.

Производя камеры приема, специалисты идеально соблюдают заранее установленный технологический процесс. Именно поэтому среди преимуществ, которыми отличаются камеры СОД производства компании «Красный Октябрь», стоит отметить:

• Повышенную степень безопасности работы таких изделий, которая обеспечивается за счет особенностей конструкции таких изделий;
• Предельная простота эксплуатации, а также максимально быстрое открытие и закрытие затвора.

За счет этих, а также целого ряда других преимуществ камеры СОД на протяжении долгих лет остаются на пике своей популярности, являясь востребованными на рынке Украины и России, и входят в список передовой продукции среди всех производителей в данной области.

На всех проектируемых, вновь вводимых и реконструируемых магистральных газопроводах предусматривают устройства камер запуска и приёма, предназначенных для запуска в газопровод и приёма из него очистных снарядов (поршней), диагностических, дефектоскопических снарядов и других устройств. В состав устройства входят узлы запуска и приёма, система контроля, автоматического управления и телемеханики. Камеры запуска и приёма располагают вблизи пунктов (узлов) подключения КС, чаще всего строят совмещённые, а также на берегу крупных судоходных рек, где подводный переход (дюкер) не является проходным и требует контроля технического состояния. Все узлы поставляются в блочно-комплектном исполнении. В случае отсутствия на участке камер пуска и приёма устройств, для очистки внутренней полости и диагностирования технического состояния трубопровода, могут устанавливаться временные узлы пуска и приёма снарядов.

Устройства камер запуска и приёма устанавливаются на газопроводах Д у 200, 250, 300, 350, 400, 500, 700, 800, 1000, 1200 и 1400мм работающих под давлением до 8,0 и 10МПа. Температура эксплуатации от минус 60°С до 80°С.

Л ) и правом (П ).

Рис. 7.12. Камера пуска очистных устройств

Камеры удобны в эксплуатации. Позволяют за 10–20 минут открыть затвор и обеспечить доступ во внутреннюю полость для установки дефектоскопического снаряда, очистного поршня и т.д. Длина корпуса камер позволяет применить любые современные средства диагностики.

Примеры условного обозначения: устройство камеры запуска в блочно-комплектном исполнении БКЗ 6М-500-8,0-Л (или П ) и устройство камеры приёма в блочно-комплектном исполнении БКП 6М-500-8,0-Л (или П ), где М – модернизированная; 500 – условный диаметр газопровода; 8,0 – расчётное давление, МПа; Л – левое исполнение; (П ) – правое исполнение.

Рис. 7.13. Схема устройства запуска БКЗ 11М-1000-8,0-Л

А – подача газа; Б – на свечу; В – под сигнализатор; Г – под манометр;

Д – под блокировку

После 100 циклов работы (открытие – закрытие) регламентируется ремонт прокладок и быстроизнашивающихся деталей. Общий ресурс узлов составляет 1000 циклов. Конструктивно узлы запуска и приёма, а также участки газопровода длиной по 100м, примыкающие к ним, выполняются в соответствии с требованиями, предъявляемыми к участкам первой категории. Перед пуском в работу проводятся испытания гидравлическим способом под давлением 1,25Р раб .

Чтобы обеспечить возможность периодической очистки и диагностики газопровода, необходимо предусмотреть выполнение следующих требований, которые позволяют поршню или диагностическому снаряду беспрепятственно пройти на всём очищаемом участке от узла запуска до камеры приёма:

Диаметр газопровода для пропуска очистных поршней должен быть по всей длине одинаковым;

Запорная линейная арматура должна быть равнопроходной;

В тройниках на отводах, если их диаметр более 30% диаметра газопровода, предусматривается установка направляющих планок для предотвращения заклинивания очистного поршня;

Внутренняя поверхность труб не должна иметь выступающих деталей, кроме сигнализаторов, рычаг которых утопает при проходе очистного устройства;

Радиусы изгиба отводов, компенсаторов должны быть не менее пяти диаметров очищаемого газопровода;

Конденсатосборники типа «расширительная камера» оборудуется направляющими планками для беспрепятственного прохода средств очистки и диагностики, причём они не должны мешать нормальной работе конденсатосборника;

Переходы через естественные и искусственные препятствия должны выполняться с учётом дополнительных нагрузок от массы диагностического снаряда;

При движении очистного устройства по газопроводу благодаря его плотному прилеганию к стенке трубопровода происходит его очистка. Продукты очистки (твёрдые частицы, жидкость и т.д.) собираются перед очистным устройством и движутся вместе с ним. От герметичности между снарядом и стенкой трубопровода во многом зависит степень очистки. Жидкость и грязь отводятся в приёмный колодец или ёмкость.

Для контроля прохождения очистных устройств по газопроводу в отдельных его точках устанавливаются сигнализаторы прохождения поршня. По принципу действия бывают механическими, гидравлическими и электрическими.

На магистральных нефтепроводах камеры запуска и приёма средств очистки и диагностики устанавливаются на таких же условиях, что и на магистральных газопроводах и предназначены для периодического запуска в трубопровод и приёма из него внутритрубных снарядов-дефектоскопов, очистных поршней, скребков разделителей и других средств. Устанавливаются на нефтепроводах Д у 200, 250, 300, 350, 400, 500, 700, 800, 1000, 1200мм работающих под давлением до 8,0МПа, температура эксплуатации от минус 60°С до +80°С.

Расчётная сейсмичность районов установки камер – до 9 баллов.

По месту расположения технологических патрубков входа/выхода продукта относительно направления перекачки среды, камеры изготавливаются в двух исполнениях: левом (Л ) и правом (П ).

Как на газопроводах, на нефтепроводах камеры удобны в эксплуатации, позволяют за 10–20 минут открыть затвор и обеспечить доступ во внутреннюю полость для установки дефектоскопа, очистного поршня и других снарядов. Длина корпуса камер позволяет применять любые современные средства диагностики. На магистральных нефтепроводах узлы пуска и приёма имеют условное обозначение УЗПЗ (запуска) и УЗПП (приёма).

Рис. 7.14. Схема устройства камеры запуска УЗПЗ 9М-1000-8,0-Л

А – подача нефтепродукта; В – под манометр; Г – вантуз; Д – под сигнализатор; Е – под инертный газ; Ж – под блокировку; З – для передней запасовки; И – дренаж

Рис. 7.15. Схема устройства камеры приёма УЗПП 9М-1000-8,0-Л

На верхней части устройства запуска монтируется прямые врезки для введения промывочной воды или сжатого воздуха.

В конце испытываемой секции на камере приёма монтируются врезки для сброса воздуха и грязной воды с мусором в отстойник. Они должны быть закрыты шестигранными пробками-заглушками, рассчитанными на давление 42МПа, выполненными из того же материала, что и втулки, замена которых муфтами не допускается.

Подвеска концевого затвора выполняется в виде горизонтальной опоры консольного типа. Они должны быть выполнены в виде неповоротного кольцевого хомута и оборудованы предохранительным разгрузочным клапаном и уплотнительным кольцом. Должен быть предотвращён переход затвора в открытое положение до открытия разгрузочного клапана и сброса давления.

Устройства для запуска и приёма подлежат гидравлическому испытанию после завершения работ по монтажу на площадке, но до производства окраски. Концевой затвор устройства для запуска и приёма также подвергается гидравлическим испытаниям. После проведения гидравлических испытаний поставщик устанавливает новое кольцевое уплотнение.

Расчёт элементов конструкции камер запуска и приёма средств очистки и диагностики трубопроводов приведён в учебнике для ВУЗов (237 – 272с).

Расходомеры

Расходомеры в промышленности используются для измерения количества жидкости, газа, пара, сыпучих веществ. Они необходимы для управления производственным процессом, обеспечения оптимального режима во всех отраслях народного хозяйства и для автоматизации производства, достижения при этом максимальной эффективности.

В последние годы ОАО «Газпром», ОАО «АК Транснефть», другие компании большое внимание уделяют коммерческому учёту перекачиваемой продукции. Устаревшие типы расходомеров заменяются на современное оборудование с высокой надёжностью и точностью измерений.

Расход – это количество (масса или объём) вещества, протекающего через данное сечение в единицу времени.

Прибор, измеряющий расход вещества, называется расходомером , а массу или объём вещества – счётчиком количества или просто счётчиком. Прибор, который одновременно измеряет расход и количество вещества, называется расходомером со счётчиком. К этим терминам следует добавлять название измеряемого вещества, например: расходомер газа, счётчик воды, расходомер пара со счётчиком.

Устройство, непосредственно воспринимающее измеряемый расход (например, диафрагма, сопло, напорная трубка) и преобразующее его в другую величину (например, в перепад давления), которая удобна для измерения, называется преобразователем расхода. Количество вещества измеряется или в единицах массы (килограммах, тоннах, граммах), или в единицах объёма (кубических метрах и кубических сантиметрах). Соответственно расход измеряют в единицах массы, делённых на единицу времени (килограммах в секунду, килограммах в час и т.д.), или в единицах объёма, также делённых на единицу времени (кубических метрах в секунду, кубических метрах в час и т.д.). В первом случае имеем массовый расход, во втором – объёмный.

С помощью единиц объёма можно правильно определять количество вещества (особенно газа), если известны его давление и температура. В связи с этим результаты измерения объёмного расхода газа обычно приводят к стандартным (нормальным) условиям, т.е. к температуре 293,15°К (20°С) и давлению 101325Па (760 мм рт.ст.). При этом у буквы, обозначающей объём или объёмный расход, надо ставить индекс «п» (приведённый) или индекс «с» (стандартный).

Подробная классификация расходомеров и счётчиков разработана ВНИИМ и опубликована в ГОСТ 15528-86.

Современные требования к расходомерам и счётчикам многочисленны и разнообразны. Удовлетворить все требования, предъявляемые к прибору очень сложно, а порой и невозможно. Поэтому при выборе того или иного типа прибора следует исходить из приоритетной важности тех или иных требований, предъявляемых к измерению расхода или количества в данном конкретном случае.

1. Высокая точность измерения. Если раньше погрешность измерения в 1,5-2% считалось приемлемой нормой, то теперь нередко требуется иметь погрешность не более 0,2-0,5%. Такая весьма малая погрешность уже достигнута в камерных счётчиках жидкостей (лопастных, роликово-лопастных). Но такие счётчики не предназначены для больших диаметров труб. На магистральных трубопроводах преимущественно используют расходомеры с сужающими устройствами (СУ) и силовые. Для повышения их сравнительно ограниченной точности используют преобразователи давления, температуры или плотности, измерительные сигналы которые поступают в вычислительные устройства, вносящие коррекцию в показания расходомера – дифманометра. Имеются расходомеры с погрешностью всего 0,25-1% (тахометрические, вихревые, электромагнитные, ультразвуковые), но не все из них пригодны для больших трубопроводов.

2. Высокая надёжность. Зависит от типа прибора и от условий его применения. Некоторые расходомеры и их элементы, не имеющие движущихся частей, могут надёжно работать очень долго. Но тахометрические расходомеры и счётчики с движущимся ротором имеют срок службы, зависящий от степени чистоты измеряемого вещества и его смазывающей способности. В технических условиях на некоторые отечественные и зарубежные турбинные расходомеры, которые применяются на магистральных трубопроводах, установлен шестилетний межповерочный срок нормальной работы.

3. Малая зависимость точности измерения от изменения плотности вещества. Этим преимуществом обладает тепловые и силовые расходомеры, измеряющие массовый расход. У других типов приборов надо иметь устройства, автоматически вводящие коррекцию на изменение плотности или температуры и давления измеряемого вещества. Это особенно необходимо при измерении расхода газа.

4. Быстродействие прибора или его высокие динамические характеристики. Это требование важно, когда расходомер применяют в системах автоматического регулирования и при измерении быстроменяющихся расходов. Существует большая градация быстродействия, измеряемого от сотых долей секунды у турбинных, до десятка секунд у тепловых расходомеров.

5. Большой диапазон измерения (q max /q min). У приборов с линейной характеристикой он равен 8-20 и более, а у расходомеров с СУ, имеющих квадратичную характеристику, он равен лишь 3-10. В случае необходимости его можно повысить до 16, подключая к СУ два дифманометра с разными ΔР max .

6. Обеспеченность метрологической базой. Образцовые расходомерные установки, необходимые для градуировки и поверки различных расходомеров, сложны и дороги, особенно при больших поверяемых расходах. В стране их сравнительно немного, и предназначены преимущественно для поверки расходомеров воды и водосчётчиков. Одни лишь расходомеры с СУ не требует образцовых расходомерных установок, потому что для большинства их разновидностей были экспериментально установлены и нормированы их коэффициенты расходов и расширения в международном стандарте ISO 5167 и других рекомендациях. На их основе выпускаются в отдельных странах Правила по применению расходомеров с СУ. Поэтому преимущественно применяются расходомеры с СУ, потому что почти все остальные типы требуют для своей поверки образцовых установок. В связи с их отсутствием и сложностью транспортирования первичных преобразователей расхода, особенно больших размеров, весьма актуальна как разработка имитационных методов поверки (например, магнитных), так и разработка методов поверки на месте установки расходомеров без их демонтажа (концентрационный, меточный и другие методы).

7. Очень большой диапазон расходов, подлежащих измерению. Для жидкости надо измерять расходы в пределах от 10 -2 до 10 7 -10 8 кг/ч, а для газов – в пределах от 10 -4 до 10 5 -10 6 кг/ч, т.е. расходы, отличающиеся на десять порядков. Особые трудности возникают при измерении как очень малых, так и очень больших расходов. Здесь нередко приходится применять особый метод измерения, например, парциальный (при больших расходах). Относительно проще измерять средние расходы.

8. Необходимость измерения расхода не только в обычных, но и в экстремальных условиях, при очень низкой или очень высокой температуре и давлении. Расход криогенных жидкостей надо измерять при очень низких температурах (до минус 255°С), а расход перегретого пара сверхвысокого давления и расход расплавленных металлов при температурах, достигающих 600°С и более.

Подобные условия создают дополнительные трудности для надёжного измерения расхода.

9. Широкая номенклатура измеряемых веществ. Они могут быть не только однофазными и однокомпонентными, но также многофазными и многокомпонентными. При этом надо учитывать, как особые свойства вещества (агрессивность, абразивность, токсичность, взрывоопасность и т.д.), так и его параметры (давление, температура). Особая задача – измерение расхода расплавленных металлов – теплоносителей. Между тем основные методы измерения расхода были разработаны для однофазных сред (для жидкости, газа и пара). Теперь же всё актуальнее становится задача измерения двухфазных и даже иногда трёхфазных веществ. Основные разновидности двухфазных сред: гидросмесь или пульпа – смесь жидкой и твёрдой фаз – водогрунтовая смесь, целлюлозно-бумажная пульпа; смесь газообразной и твёрдой фаз – пылеугольное топливо, пневмотранспорт цемента и т.п.; смесь жидкости с газом – нефтегазовая смесь и влажный насыщенный пар. Измерение их расхода очень важно, хотя и представляет определённые трудности. Пример трёхфазной смеси – газированная пульпа, а трёхкомпонентной – двухфазная смесь нефти, воды и газа.

Наиболее эффективным способом очистки является способ без прекращения подачи газа при помощи очистных устройств. Этот способ позволяет постоянно поддерживать коэффициент гидравлического сопротивления газопровода, равным первоначальному значению. Периодичность пропуска очистных устройств можно оценить по увеличению гидравлического сопротивления газопровода.

В качестве очистных устройств применяют очистные поршни, скребки, поршни-разделители. В зависимости от вида загрязнений (твердые частицы, жидкость) применяют и определенные очистные устройства. Основное требование к ним: быть износостойкими, обладать хорошей проходимостью через запорные устройства, простыми по конструкции и дешевыми.

Наиболее часто применяют очистные устройства типа ДЗК-РЭМ, ОПР-М, позволяющие одновременно очищать газопровод от твердых и жидких веществ. Для очистки газопроводов больших диаметров применяют поршни-разделители ДЗК-РЭМ-1200, ДЗК-РЭМ-1400, ОПР-М-1200, ОПР-М-1400. Поршень разделитель ОПР-М-1400 представляет собой полый металлический корпус, на котором расположены кольцевые очистные элементы, конструктивно подобные автомобильной покрышке. Они поджаты распорными втулками с установленными на них поролоновыми кольцами. Поршень монтируют с двумя, тремя и более очистными элементами.

Для движения поршня по газпроводу на нем создается определенный перепад давления, который зависит в основном от его конструкции. В среднем перепад давления равен 0,03-0,05 МПа. Скорость движения поршня зависит от скорости движения газа, наличия загрязнений в нем, герметичности соприкасающихся поверхностей. Она составляет 85-95 % скорости газа в газопроводе.

На всех проектируемых и вновь вводимых магистральных газопроводах предусматривают устройства по очистке внутренней полости газопровода от загрязнения при помощи пропуска очистных поршней. В состав устройства входят узлы пуска и приема очистных поршней, система контроля и автоматического управления процессов очистки. Узлы пуска и приема очистных поршней располагают вблизи пунктов подключения КС, а часто их совмещают. На начальном участке магистрального газопровода монтируют узел пуска очистных поршней, на конечном участке- узел приема, а на всех промежуточных пунктах (на КС) совмещают узлы приема и пуска. Предусматривают устройства для очистки полости газопровода и на более сложных и ответственных участках трассы газопровода, например на переходах через водные препятствия. В зависимости от технологических схем газопровода и составов перекачиваемого газа места расположения очистных устройств могут быть самыми различными.

Совмещенный узел пуска и приема очистных устройств (смотреть рисунок) представляет собой комплексное устройство, состоящее из установленных один напротив другого на бетонных опорах узлов пуска и приема поршней. Узел пуска 1 включает в себя; обечайку с приваренными к ней опорами 15, патрубки 2 диаметром 500 и 50 мм, концевой затвор 3 с заслойкой и устройством для запасовки поршня, контрольной рейки 5. Узел приема аналогичен по конструкции камере пуска, но в отличие о нее имеет амортизатор. Заслонки узла пуска и приема закреплены в шаровых опорах 4 тележек 11, на которых установлены пульты управления гидросистемой затвора. Тележки передвигаются по дву участкам рельсового пути 10 с помомщью механизма перемещения, состоящего из двух лебедок 14, четырех кронштейнов с блооками 8 и тросов 9, которые крепятся к рымболтам тележек при помощи металлических планок и наматываются на барабаны лебедок 14 с левой 12 и правой 13 наливкой для обеспечения ревесивного движения тележек. Для погрузки и выгрузки очистных поршней с кареток узлов пуска и приема предусмотрено подъемное устройство 6 с ручной талью 7.