СКАЧАТЬ:  otchet-gotovyy.zip [742,26 Kb] (cкачиваний: 305)

Содержание:

Введение………………………………………………………………………3

Основная часть………………………………………………………………..5

          История возникновения Шеморданского ЛПУМГ…………………..5

          Основные технические показатели ГКС-21-2………………………...7

          Технологическая схема ………………………………………………...8

          Газоперекачивающий агрегат  ГТК 25-И……………………………...13

         Основной материал……………………………………………………....17

Заключение……………………………………………………………………..25

Введение.

Газовая промышленность относится к молодым и наиболее быстро развивающимся отраслям народного хозяйства.

В настоящее время открыто более 550 и эксплуатируется около 200 газовых и газоконденсатных месторождений. Наиболее круп­ными из разрабатываемых месторождений являются Шебелинское, Газлинское (Узбекская ССР), Северо-Ставропольское (Се­верный Кавказ), группа газоконденсатных месторождений Красно­дарского края и др. В настоящее время наша страна по разведан­ным запасам газа вышла на первое место в мире. Открыты уникаль­ные по запасам газовые месторождения на севере Тюменской области, в Оренбургской области, в Средней Азии.

При значительном увеличении добычи всех видов топлива более быстрыми темпами будет возрастать добыча нефти и газа. Это позволит изменить структуру топливного баланса страны, сделать ее более современной, что будет способствовать повышению эффективности общественного производства.

Газовая промышленность развивается высокими темпами. За по­следние 15 лет добыча и производство газа увеличились более чем в 20 раз. В дальнейшем намечается использовать природный газ как в промышленности (в металлургии, химической промышлен­ности и для производства электроэнергии), так и для бытовых нужд.

С развитием газовой промышленности растет протяженность магистральных газопроводов и сейчас она превышает 50 тыс. км. Уже относительно давно эксплуатируется многониточная система газопроводов Северный Кавказ — Центр и Бухара — Урал, начал эксплуатироваться в 1967 г. газопровод Средняя Азия — Центр и в 1968 г. вошла в строй первая очередь Северного газопровода Ухта — Торжок из труб диаметром 1220 мм. В девятом пятилетнем плане предусмотрено построить свыше 26 тыс. км газопроводов. Для подачи газа с месторождений севера Тюменской области в рай­оны центральной и северо-западной части страны намечается соору­жение мощных газопроводов.

От правильно организованной технологии подготовки газа и достаточной надежности условий эксплуатации применяемого сепарационного оборудования зависит обеспечение бесперебойной по­дачи его в магистральные газопроводы и далее потребителям. С одной стороны, необходимо обеспечить безаварийный и надежный транспорт газа по магистральным газопроводам, повысив гидравлическую эффектив­ность последних за счет создания и внедрения прогрессивной тех­нологии промысловой обработки газа, а с другой, — квалифициро­ванно использовать добываемый углеводородный конденсат с целью получения товарных продуктов.

Основная часть.

История возникновения Шеморданского ЛПУМГ.

Биография Шеморданского ЛПУМГ начинается с 1974 года, когда развернулось строительство магистральных газопроводов Западная Сибирь-Центр, Нижняя Тура- Пермь, Пермь-Горький, Горький-Центр. Тогда за короткий срок (апрель-декабрь 1975 года) были смонтированы ГПА с авиационным двигателем и другое технологическое оборудование. Строительство вело ПО «Камгэсэнергостой» УС ТЭС-2

Газоперекачивающие агрегаты типа ГПА-Ц-6, 3, в которых в качестве привода был применен газотурбинный двигатель НК-12 СТ – первая совместная разработка авиационной и газовой промышленности. Этот проект воплощало в жизнь конструкторское бюро Казанского компрессорного завода под руководством В.Шнепа.

В 1976 году 8 января запустили в трассу ГПА№1, после завершения пуско-наладочных работ 20 января заработал ГПА №2

Уже в начале 1978 года велась подготовка к строительству второй очереди ГКС-4. Строительство вело СУ-39 треста №7 «Татнефтестроя»

1983 год ознаменовался вводом КС в крупнейший газопровод «Уренгой-Ужгород».

Для выполнения установленных заданий по приемке и транспортировке газа от поставщиков, обеспечение бесперебойного снабжения газом потребителей на участках газопроводов 4 марта 1983 года было создано Шеморданское линейное производственное управление магистральных газопроводов (ШЛПУМГ). Создание управления связано со строительством ещё нескольких компрессорных станций.

Развернуты пуско-наладочные работы по вводу в строй КС 21-1 «Арская», начато строительство компрессорной станции газопровода «Уренгой-Центр-1». В 1984 году продолжается строительство линейной части магистрального газопровода «Уренгой-Центр-2». В первом квартале 1985 года в эксплуатацию сдана линейная часть газопровода «Уренгой-Центр-1», а во втором квартале вышла на проектную мощность и компрессорная станция газопровода «Уренгой-Центр-1».

Рисунок 1. Ситуационный план местности.

         В июле 1986 года введен в эксплуатацию компрессорный цех газопровода «Ямбург-Елец-1». Ровно через год введен в эксплуатацию компрессорный цех газопровода «Ямбург-Елец-2». В конце этого же года запущен ГПА №1 компрессорной станции газопровода «Ямбург - Западная граница». Окончательный ввод в эксплуатацию ГПА газопровода «Ямбург - Западная граница» произведен 6 июля 1988года. С вводом в эксплуатацию этого ГПА в Шеморданском ЛПУМГ завершилась установка и монтаж газотранспортного оборудования

Основные технические показатели ГКС-21-2.

           В состав компрессорной станции входят следующие объекты и системы:

-   установки очистки и охлаждения газа;

-   технологические трубопроводы с установленной на них запорной арматурой;

-   компрессорные цеха с установленными газоперекачивающими агрегатами;

-   системы подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

-   система маслоснабжения станции;

-   системы пожаротушения;

-   электрические устройства, КИП и А;

-   узлы подключения цехов к газопроводам.

В КЦ «Ямбург-Елец 2»», проектная производительность которого 90 млн. м³ в сутки, а фактическая 80-85 млн. м³ в сутки при рабочем давлении 7,45 МПа осуществляются следующие технологические процессы:

-   очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей;

-   сжатие газа в центробежных нагнетателях;

-   охлаждение газа после сжатия в аппаратах воздушного охлаждения газа;

-   измерение и контроль технологических параметров;

-   управление режимом работы газопровода путем изменения числа работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА.

Технологическая схема КЦ.

   Узел подключения.

Узел подключения современной компрессорной станции представляет собой достаточно сложный комплекс технологических сооружений, от которых зависят эксплуатационные показатели всего магистрального газопровода.

Узел подключения обеспечивает поступление газа в компрессорный цех по входному газопроводу и подачу газа в газопровод после компримирования  (сжатия) по выходному шлейфу.

Узел подключения включает в себя краны № 7; 8; 17; 18; 20 и ряд режимных.

Кран № 7 – входной кран, предназначенный для подачи технологического газа в цех и его постоянное положение открытое.

Кран № 8 – выходной кран, предназначенный для подачи технологического газа в магистральный газопровод после его компримирования и охлаждения.

Краны № 17; 18 – свечные краны, предназначенные для сброса газа из всех технологических коммуникаций компрессорного цеха в атмосферу при любых аварийных остановах цеха (при этом краны № 7; 8 закрываются). Их также используют для продувки технологических коммуникаций.

Кран № 20 – секущий кран, обеспечивающий нормальную работу цеха при компримировании газа. При работе компрессорного цеха кран № 20 всегда закрыт.

Для диагностики и очистки магистрального газопровода на узле подключения установлены камеры приема (КПП) и запуска (КЗП) диагностических, очистных поршней.  КПП и КЗП оборудованы системой байпасов, которая служит для запуска или приема поршней.

                  Блок пылеуловителей.

  Блок пылеуловителей предназначен для очистки технологического газа от механических примесей перед его компримированием. Он включает в себя 6 циклонных пылеуловителей (ПУ), которые производят очистку технологического газа за счет центробежных сил возникающих в циклонах ПУ.

Рисунок 2.  Схема пылеуловителя.

Цифрами на рисунке обозначено:

             1.  штуцер выхода газа;

             2.  штуцер манометра;

             3.  штуцер дифференциального манометра;

             4.  устройство отборное для измерения давления;

             5.  устройство для отбора давления;

             6.  люк;

             7.  штуцер входа газа;

             8.  выход теплоносителя;

             9.  вход теплоносителя;

           10.  кронштейн;

           11.  пылеуловитель;

           12.  люк;

           13.  штуцер выхода конденсата;

           14.  штуцер входа теплоносителя;

           15.  штуцер выхода теплоносителя;

           16.  окно.    

 Аппараты воздушного охлаждения.

Аппараты воздушного охлаждения (АВО) предназначены для охлаждения технологического газа воздухом (с помощью вентиляторов), после его компримирования. АВО состоит из 16-ти модулей, в каждом модуле два вентилятора ,а также в состав каждого модуля входят три секции теплообменников.

Рисунок 3.  Конструкция аппарата воздушного охлаждения

                                    типа 2 АВГ -75.

  Основные элементы аппарата:

               1.2.  металлоконструкции;

                  3.  привод вентилятора;

                  4.  колесо вентилятора;

                  5.  диффузор;

                  6.  секции  теплообменников.

  Блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа.

Блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа (БТПГ)  предназначена для очистки, подогрева и редуцирования импульсного, пускового и топливного газа для технологических нужд, а также газа для собственных нужд КС. Система газоснабжения предусматривает отбор газа из технологических трубопроводов КС в четырех точках: до и после крана № 20 узла подключения КС, из выходного коллектора пылеуловителей и входного коллектора АВО газа. Далее газопровод объединяется в общий коллектор и по ней газ поступает в блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа ( БТПГ). В блоке фильтров (фильтр – сепараторы) газ предварительно очищается от конденсата, механических примесей и затем подается в блоки осушки (адсорберы) и подогревателей (ПТПГ), где его температура повышается до 250С. После подогревателя газовый поток разделяется на три потока, идущие в системы импульсного, пускового и топливного газов. 

Путь прохождения технологического газа через КЦ:

Газ из магистрального газопровода (Dу 1400мм) через кран № 19 поступает на узел подключения компрессорного цеха и через кран № 7 попадает во всасывающий коллектор (Dу 1000мм) блока очистки (ПУ) технологического газа от механических примесей. ПУ обвязаны системой трубопроводов (Dу 500мм). После очистки от механических примесей и жидкости, газ поступает в нагнетательный коллектор ПУ (Dу 1000мм). После этого технологический газ поступает во всасывающий коллектор (Dу 1000мм) газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

Из всасывающего коллектора технологический газ попадает во всасывающую линию ГПА, где производится компримирование газа до расчетного давления. После компримирования газ, поступает в нагнетательный коллектор ГПА (Dу 1000мм), откуда газ поступает на всасывающий коллектор аппаратов воздушного охлаждения. Из всасывающего коллектора АВО газа, газ подается на секции АВО, где подвергается охлаждению до заданной температуры.

В обвязке малого контура ГПА имеется узел шестых кранов, выполняющий следующие функции:

-   обеспечивает загрузку ГПА в трассу, после их запуска;

-   осуществляет антипомпажное регулирование, для защиты ЦБН от помпажа при различных технологических режимах работы цеха.

При заполнении малого контура происходит вывод ГПА на начальный режим работы. При достижении ГПА заданных параметров газ выводится на большой контур, блок АВО газа, блок пылеуловителей, всасывающий коллектор ГПА. После достижения давления газа в большом контуре равного давлению в магистрали, открывают краны № 7, 8, перекрывается кран № 20. Станция начинает работать на магистраль, с последующим увеличением давления до заданного.

Возможно также прохождение газа мимо КЦ без компримирования. При этом кран: № 20 – открыт; краны № 7; 8 – закрыты.

Газоперекачивающий агрегат  ГТК 25-И.

Рисунок 4. Компоновка турбоагрегата.

Газотурбинная установка с рекуперативным циклом(рис.4.)предназначена для привода центробежного нагнетателя PCL 804/2-36.

  В состав газотурбинной установки входят:

- двухвальная газовая турбина MS 5002B(1);

- центробежный нагнетатель PCL 804/2-36(2);

- воздухозаборная камера ГПА с системами подготовки циклового воздуха и шумопоглощения(3);

-выхлопная система с двумя рекуператорами(9) и котлом-утилизатором(10);

сбросные клапаны VA BB2;3 (11);

- блок подготовки воздуха для сухих уплотнений нагнетателя(7);

- блок углекислого пожаротушения(13);

- блок вентиляторов системы охлаждения контейнера турбины(4);

- блок подготовки газа управления(8);

- блок управления сухими уплотнениями нагнетателя(12);

- АВО масла(15);

- фильтры топливного газа(14);

- блок-бокс управления ГПА (5);

- распределительный щит MCC(6);

- блок кранов со стороны всаса нагнетателя, в состав которого входят:               

шаровый кран №1  1000, кран №4 50 с дистанционным управлением и два ручных шаровых крана. Кран №4  используется для заполнения контура нагнетателя      в период пуска агрегата. За блоком всасывающих клапанов установлен сетчатый конусный фильтр.

-     блок кранов со стороны нагнетания , в состав которого входят:

шаровый кран №2 Ø1000,шаровый кран №5  100, антипомпажный кран №6 300, шаровый кран №6А (расположен за антипомпажным краном №6).Все краны с
дистанционным управлением. Перед главным  нагнетательным краном №2 и
антипомпажным краном №6 со стороны нагнетателя расположены обратные клапаны(16).

Газоперекачивающий агрегат установлен в индивидуальном укрытии. Укрытие имеет автономные системы пожаротушения и вентиляции. Турбинный блок дополнительно помещается в специальный контейнер, оснащённый автономными системами вентиляции и пожаротушения и разделён на три отсека:

- отсек вспомогательных механизмов;

- турбинный отсек;

- отсек промвала.

Технические данные ГТК 25-ИР.

Блок компрессора.

Блок турбины.

Блок камеры сгорания.

Система запуска.

Основной материал.

Общие сведения.

Проект производства работ разработан на переизоляцию технологических трубопроводов площадки компрессорного цеха газопровода Ямбург-Елец 2 КС «Арская» Шеморданского ЛПУМГ с полным комплексом работ по замене изоляционного покрытия, не отвечающего действующим требованиям к антикоррозионной защите,  замену дефектных участков труб и фасонных изделий, забракованных по результатам проведения диагностического обследования согласно временной методике оценки технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций.

Проект разработан в соответствии с требованиями следующих действующих нормативных и руководящих документов:

-ГОСТ 17.5.3.06-85 «Охрана природы, земли. Требования к определению норм снятия плодородного слоя почвы при производстве земляных работ»»;

-ГОСТ Р51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»;

-СНиП 2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии»;

-СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»;

-СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты»;

-СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования»;

-СНиП 12-01-2004 «Организация строительства»;

Переизоляция технологических трубопроводов площадки КС производится в следующем порядке:

• · снятие плодородного слоя почвы;
• · устройство временных переездов над подземными коммуникациями;
• · вскрытие трубопроводов;
• · снятие старой изоляции;
• · обследование труб после снятия старой изоляции;
• · замена дефектных участков, выявленных при проведении внутритрубной диагностики, а также дефектов, выявленных при обследовании труб после снятия старой изоляции. Замена запорной арматуры и фасонных изделий;
• · подвод импульсного газа от существующего коллектора импульсного газа прокладкой подземного трубопровода с установкой стояков отбора импульсного газа;
• · контроль вновь сваренных стыков визуально-измерительными, ультразвуковыми, радиографическими методами;
• · абразивная очистка поверхности трубопроводов;
• · нанесение нового изоляционного покрытия;
• · контроль качества нового изоляционного покрытия;
• · замена шумоизоляции наружных трубопроводов обвязки нагнетателей Ду1000мм;
• · демонтаж подземной дренажной емкости;
• · монтаж опор;
• · электрохимическая защита;
• · электроснабжение;
• · охранная сигнализация;
• · восстановление и ремонт поврежденных(демонтированных) коммуникации в ходе работ;
• · обратная засыпка подземных технологических трубопроводов, рекультивация    плодородного слоя почвы.

Проведение земляных работ.

Земляные работы при комплексном ремонте трубопроводов следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП-III-42-80, ВСН 004-88 и ВСН 51-1-97, инструкции по проведению земляных работ при ремонте изоляционных покрытий технологических трубопроводов и подключающих шлейфов КС и ДКС ОАО «Газпром.

До начала работ, на участках трубопроводов подлежащих ремонту, эксплуатирующей организацией совместно с исполнителями земляных работ должна быть проконтролирована и восстановлена трассировка трубопроводов .

Перед вскрытием трубопровода для ремонта давление должно быть снижено до атмосферного.

Все земляные работы выполняются в присутствии ответственного руководителя работ и под контролем представителя эксплуатирующей организации,  с занесением в журнал производства земляных работ.

При пересечении зоны производства земляных работ с действующими коммуникациями или при приближении к ним, разработка грунта механизированным способом производится с учетом требований СНиП 3.02.01-87 на расстоянии не ближе 2 м от боковой стенки и не менее 1 м над верхом коммуникаций.

Оставшийся грунт дорабатывается вручную и с применением мер, исключающих возможность повреждения коммуникаций.

Вскрытие действующих коммуникаций (трубопроводы, кабели и др.) производится в присутствии представителей соответствующих служб организаций, эксплуатирующих эти коммуникации.

Земляные работы выполняются механизированным способом или/и вручную.

Срезка плодородного слоя грунта (при наличии) и его транспортирование для хранения во временный отвал проводится до начала основных земляных работ.

На первом этапе земляных работ бульдозер убирает валик с ремонтируемых участков трубопровода и плодородный слой почвы. Снятие плодородного слоя рекомендуется производить на всю толщину, по возможности за один проход или послойно за несколько проходов.

 Снятие плодородного слоя грунта выполняется бульдозерами продольными проходами к началу земляных работ. Затем плодородный слой грузится одноковшовыми экскаваторами на автомобили-самосвалы и перемещается во временные отвалы.

Вскрытие технологических трубопроводов осуществляется механическим способом и частично вручную в траншеях с креплениями.

Грунт, извлечённый из траншей, вывозят самосвалом на специально отведенную площадку  для складирования грунта. В случае наличия возможности складирования извлеченного из траншеи грунта вдоль кромки траншеи, граница отвала определяется из условий беспрепятственного движения технологического оборудования вдоль траншеи при производстве работ, но не ближе 0,5 м от кромки траншеи для предупреждения возможности обвала. 

После вскрытия верхней образующей участков технологических трубопроводов организуется геодезическая съёмка высотного положения трубопроводов и в дальнейшем, вплоть до обратной засыпки, постоянный контроль его высотного положения с оформлением соответствующей документации. При необходимости организуется выполнение мероприятий по балластировке технологических трубопроводов (закреплению на исходных или проектных отметках).

Полностью вскрытые участки трубопроводов должны располагаться на перемычках, которые в зависимости от диаметра трубопровода должны соответствовать следующим требованиям:

После вскрытия экскаватором, участки газопровода дорабатываются вручную с мерами предосторожности во избежание повреждения стенки трубы инструментом, без применения кирки, лома и других ударных инструментов.

Разрабатывать грунт в траншеях подкопом не допускается.

В водонасыщенных грунтах вскрытие трубопроводов следует начинать с пониженных мест для спуска и откачки воды. При значительном притоке воды пониженное место должно выноситься в сделанное для этой цели расширение траншеи, где устраивается колодец для откачки воды.

Размер траншеи зависит от диаметра трубы и глубины ее залегания. Во всех случаях расстояние от стенки трубопровода до края траншеи не должно быть менее 1,0 м. Это расстояние удовлетворяет технологическим требованиям при нанесении изоляционного покрытия. Грунт из-под трубы вынимается на глубину не менее 70 см от нижней образующей трубопровода.

Котлованы и траншеи, разрабатываемые в местах, где происходит движение людей или транспорта, должны быть надёжно ограждены защитными ограждениями, в ночное время освещены. На ограждении необходимо устанавливать предупредительные надписи и знаки.

При работе на трубопроводах до Ду 800 котлован должен иметь не менее двух выходов – по одному в каждую сторону котлована. При работе на трубопроводах Ду 800 и выше котлован должен иметь не менее четырех выходов, расположенных по два с каждой стороны трубопровода. Выходы должны быть выполнены в виде ступеней, пологого спуска или иметь приставные лестницы.

При обнаружении утечки газа и опасных веществ работы всех механизмов в зоне объекта немедленно прекращаются.

Засыпка трубопроводов производится согласно СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты» и СП 104-34-96 «Свод правил по сооружению магистральных газопроводов. Производство земляных работ» ОАО «Газпром».

Засыпку заизолированного и уложенного участка газопровода осуществляется экскаватором и вручную. Сохранность изоляции от механических повреждений обеспечивают песчаным основанием толщиной 200мм.

Песчаное основание под трубопроводом должно быть уплотнено таким образом, чтобы предотвратить его осадку и перемещение трубопровода в дальнейшем.

При засыпке траншей и котлованов минеральным грунтом устраивают валик в виде правильной призмы. Высота валика должна совпадать с возможной осадкой грунта в траншее.

После естественного или искусственного уплотнения грунта производится техническая рекультивация плодородного слоя. При этом в месте временного складирования плодородного слоя (во временном отвале) бульдозером и экскаватором осуществляется погрузка растительного грунта на автомобили-самосвалы и перевозка обратно на нарушенную площадь.

Удаление старой изоляции, подготовка трубопровода под обследование, техническое диагностирование.

Снятие старого изоляционного покрытия, техническое диагностирование и ремонтно-восстановительные работы проводятся после вскрытия участков трубопроводов.

Старая изоляция трубопроводов снимается вручную с применением режущего инструмента, щеток и механизированным способом с применением шлифовальных машин (с использованием технической дисковой металической щетки ), а также при необходимости могут применяться абразивоструйные установки и гидроструйные аппараты.

Очистка наружной поверхности трубопровода от старой изоляции обеспечивает возможность проведения дефектоскопии тела трубопровода и выполнения ремонтных работ по восстановлению его несущей способности.

Далее экспертной организацией проводится техническое диагностирование трубопроводов.

Работы по оценке технического состояния и отбраковке участков трубопроводов и фасонных частей производится в объемах программы на проведение диагностического обследования согласованной с эксплуатирующей организацией и составленной в соответствии с требованиями временной методики оценки технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций.

          Привлекаемые для оценки технического состояния и срока безопасной эксплуатации трубопроводов организации должны иметь лицензию на проведение экспертизы промышленной безопасности. По результатам технического диагностирования проводится отбраковка элементов трубопроводов, и выполняются ремонтно-восстановительные работы согласно                  СТО Газпром 2-2.2-136-2007, 2-2.3-137-2007.

Проведение изоляционных работ. 

Для нанесения битумно-полиуретанового изоляционного покрытия «FRUCS» применяется оборудование для безвоздушного нанесения двухкомпонентных материалов с предварительным подогревом компонентов. Система предусматривает полный технологический цикл: подготовку материалов их перекачивание, нагрев, дозирование, смешивание и подачу под высоким давлением на изолируемую поверхность. Нанесение осуществляется ручным пистолетом. При нанесении особое внимание необходимо уделять состоянию сопла. Битумно-полиуретановое изоляционное покрытие наносят квалифицированные операторы-изолировщики. Нанесение изоляционного покрытия производится при отсутствии атмосферных осадков, влажности не выше 85% и с минимальным интервалом между зачисткой трубопровода и нанесением изоляции. Температура поверхности трубопровода должна на 3°С выше температуры точки росы. Толщина усиленного изоляционного покрытия не менее 2,5 мм.

Нанесение изоляционного покрытия во время несильного ветра дождя, снега, тумана обеспечивается путём оборудования траншей ветрозащитными экранами, навесами и тепляками, позволяющими поддерживать необходимые условия работы при помощи тепловых пушек.

Дождевые и грунтовые воды со дна траншей и котлованов по мере необходимости удаляются мощными гидронасосами (мотопомпами) оборудованными всасывающими и сливными коллекторами общей длиной не менее 100 метров.

После окончания комплекса изоляционных работ и полимеризации покрытия переизолированный участок длиной 15-25 м подсыпается грунтом, уплотняется и подбивается. Подбивка грунта не должна изменять высотное положение трубопровода. Высотное положение трубопроводов постоянно контролируется эксплуатирующей организацией.

Далее работы выполняются на продолжении ремонтируемого участка. После нанесения изоляционного покрытия на отрезок трубопровода, выполняется подсыпка, уплотнение и подбивка грунта на этом отрезке, его засыпка песком, грунтом, уплотнение грунта и рекультивация плодородного слоя. Далее повторяются все работы на следующем участке и так до завершения всех работ.

 Заключение.

Я проходил данную преддипломную практику в Шеморданском линейно производственном управление магистральных газопроводов под руководством старшего сменного инженера ГКС-21-2  Галимов М.М.

За время прохождения преддипломной практики в ШЛПУМГ я был ознакомлен с принципом работы компрессорной станции (КС),с назначением и принципом работы основного и вспомогательного оборудования. Ознакомился со схемами и инструкциями по эксплуатации. Получил частичные знания по капитальному ремонту основного оборудования

Я получил богатый опыт работы на опасно производственных объектах.

Список использованной литературы:

1. Гольянов А. И. Газовые сети и газохранилища: Учеб. для вузов.- Уфа.: Монография, 2004 г. 302 с.

     2.  Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. – М.: Нефть и газ, 1999. – 463 с.

      3.  Техническое описание и инструкция  по эксплуатации    агрегатов ГТК 25ИР  фирмы “НУОВО- ПИНЬОНЕ”  с регенеративным циклом.

     4.  Положение о Шеморданском ЛПУМГ ООО «Газпром Трансгаз Казань».

     5. СНиП 2.05.06 – 85*. Магистральные трубопроводы / Минстрой России. – М.: ГУПЦПП,1997. – 60с.

     6. «Инструкция по проведению земляных работ при ремонте изоляционных покрытий технологических трубопроводов и подключающих шлейфов КС и ДКС ОАО «Газпром»  

    7. Руководящий документ по переизоляции технологических трубопроводов площадки  компрессорного цеха газопровода  Ямбург- Елец 2 КС «Арская»         ШЛПУМГ . Казань, 2009.