Размещено на http://www.allbest.ru/

• СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ТРАССЫ ТРУБОПРОВОДОВ

1.1 Рельеф

1.2 Климат

1.3 Почвы

1.4 Реки

1.5 Сейсмические процессы

1.6 Оползневые процессы

1.7 Селевые процессы

1.8 Лавинные процессы

1.9 Характеристика трубопроводной системы

2. СХЕМА ПРОКЛАДКИ ТРУБОПРОВОДОВ

3. ОБЪЕКТЫ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1 Система магистральных нефтепроводов

3.2 Система магистральных газопроводов

3.3 Площадки трубопроводной арматуры

3.4 Станции задвижек

3.5 Объединенный береговой технологический комплекс и компрессорная станция №1

3.6 Насосная станция НС-1/ ОБТК

3.7 Компрессорная станция № 2

3.8 Оборудование завода СПГ

4. ХАРАКТЕРИСТИКА ТРУБ ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ, ИЗОЛЯЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

5. ТЕХНОЛОГИЯ СВАРКИ ТРУБОПРОВОДОВ

5.1 Сборка и сварка труб на трассе ручной дуговой сваркой

5.2 Сборка и полуавтоматическая сварка корневого слоя шва в среде защитных газов

6. АНАЛИЗ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДОВ НА УЧАСТКАХ ПЕРЕСЕЧЕНИЯ С ТЕКТАНИЧЕСКИМИ РАЗЛОМАМИ, АВТОМОБИЛНЫМИ ДОРОГАМИ И ВОДНЫМИ ПРИГРАДАМИ

6.1 Пересечение трассы трубопроводов с тектоническими разломами

6.2 Пересечение трассы трубопроводов с водными преградами

6.3 Пересечение трассы трубопроводов с автомобильными дорогами

7. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ОСНОВНЫХ ВИДОВ РАБОТ

7.1 Требования к качеству и приемке земляных работ (рытья траншеи)

7.2 Требования к качеству и приемке сварочно-монтажных работ

7.3 Требования к качеству и приемке земляных работ (засыпка траншеи)

7.4 Контроль качества изоляции зон сварных стыков и ремонта повреждений заводского покрытия

7.5 Требования к качеству и приемке укладочных работ

8. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА ОБТК - НКС-2. ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ НЕФТЕПРОВОДА

8.1 Гидравлический расчет участка нефтепровода ОБТК-НКС-2

8.2 Проверка прочности и устойчивости трубопровода

9. ТЕПЛОВОЙ И ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА ОБТК - НКС-2. ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ГАЗОПРОВОДА

9.1 Тепловой и гидравлический расчет линейного участка газопровода ОБТК - НКС-2

9.2 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении

10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ МНГП, ПРОЕКТ «САХАЛИН-2»

10.1 Планирование работ по техническому обслуживанию объектов трубопровода

10.2 Состав участка эксплуатации и объекты технического обслуживания

10.3 Инспекции трассы трубопровода

10.4 Процесс обнаружения утечек из трубопроводов

10.5 Действия при обнаружении утечки

10.6 Плановая и аварийная остановка трубопроводов

10.7 Очистка газопровода с помощью СОД

10.8 Применение СОД при эксплуатации нефтепроводов

10.9 Мониторинг участков геологических разломов

10.10 Система мониторинга сейсмической активности

10.11 Эксплуатация объектов опасного производства

10.12 Производственные инциденты и аварийные ситуации и меры предотвращения взрывов, пожаров, выбросов

11. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

11.1 Отходы, образующиеся при транспортировке нефти, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации, переработки

11.2 Аварийные выбросы/разливы, сбор и удаление отходов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ



ВВЕДЕНИЕ

Актуальность выбранной темы выпускной квалификационной работы (ВКР) связана с необходимостью изучения особенностей трубопроводной системы проекта «Сахалин-2» проходящей в различных климатических и геологических зонах острова Сахалин. Так же, поскольку данный проект был осуществлен при помощи как Российских, так и иностранных компаний целесообразно изучение мирового опыта строительства и эксплуатации систем трубопроводного транспорта нефти и газа, на примере проекта «Сахалин -2».

Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа - составляющая часть системы снабжения промышленности, энергетики, транспорта и населения топливом и сырьём. Он является одним из дешёвых видов транспорта, обеспечивая энергетическую безопасность страны, и в то же время позволяет существенно разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.

Магистральный трубопроводный транспорт - важнейшая и неотъемлемая составляющая топливно-энергетического комплекса России.

На территории РФ создана разветвленная сеть магистральных газопроводов, нефтепроводов и продуктопроводов. Протяженность магистральных трубопроводов в России превысила 225 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей - более 155 тыс. км, нефтепроводных - 50 тыс. км, нефтепродуктопроводных - 20 тыс. км. С помощью магистрального трубопроводного транспорта перемещается 100 % добываемого природного газа, 99 % добываемой нефти, более 50 % производимой продукции нефтепереработки.

Основной особенностью строительства трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопроводов.

Всё более возрастающая роль нефти и газа в народном хозяйстве страны обусловливает необходимость освоения новых газовых и нефтяных месторождений. Как известно, большинство их находится в районах Западной Сибири, Крайнего Севера, Средней Азии и регионах Дальнего Востока. Поэтому сразу же с началом работ в этих районах по добыче газа и нефти возникла необходимость транспорта, как по территории РФ, так и иностранным потребителям, промышленность которых требует огромного количества топлива и химического сырья.

В связи с этим встала необходимость в кратчайшие сроки осваивать технологию строительства трубопроводов диаметром до 1420 мм в сложных климатических и гидрогеологических условиях.

К особым относятся условия строительства, требующие внесения соответствующих коррективов по сравнению с сухопутными равнинными участками. К ним относится прокладка трубопроводов в условиях сильно пересеченного рельефа местности (горные условия), через болота и обводненные участки, на многолетнемерзлых, пучинистых и просадочных грунтах и при пересечении участков тектонических разломов.

Многолетнемёрзлые (вечномёрзлые) грунты занимают сравнительно большую территорию -- 23% земной поверхности (в России - 47% это районы Крайнего Севера, Кавказ, Южный Урал и др.).

Укладка трубопровода является одной из наиболее ответственных технологических операций. Тем более если укладка осуществляется в сложных природных условиях. При подъеме трубопровода с бровки для укладки на дно траншеи в стенках труб и сварных швах в случае несоблюдения принятой технологии могут возникать большие механические напряжения, способные вызвать потерю устойчивости стенки, перелом трубопровода и другие серьезные повреждения. Во избежание этого работы производятся по технологическому процессу, тщательно разработанному, на основе различных схем расстановки оборудования, высоты подъема трубопровода, величины возникающих в нем изгибающих моментов.

Укладываемый в траншею трубопровод покрыт антикоррозионной изоляцией. Поэтому при укладке необходимо также предпринимать меры, предупреждающие нарушение целостности и свойств изоляционного покрытия.

Надежность и безопасность трубопроводного транспорта во многом зависят от качества проведенных работ по сварке, изоляции и укладки трубопроводов, и является одной из актуальных задач в нефтегазовой промышленности. Это особенно важно для трубопроводов, эксплуатируемых в сложных инженерно-геологических условиях, в сейсмически опасных зонах и в том числе в зонах активных тектонических разломов, что особенно актуально в условиях Сахалинской области.



1. ХАРАКТЕРИСТИКА ТРАССЫ ТРУБОПРОВОДОВ

Остров Сахалин расположен на Дальнем Востоке России, приблизительно в 8600 км от Москвы. Он отделен от континентальной России Татарским проливом, имеет приблизительно 950 км в длину с севера на юг и находится всего в 41 км от Хоккайдо на севере Японии.

1.1 Рельеф

Сахалин представляет собой гористый остров, основную геологические структуры которого возникли вследствие его нахождения на границе между Евразийской и Северо-Американской тектоническими плитами. Он характеризуется наличием ряда простирающихся преимущественно в направлении с севера на юг, относительно низких (1000-1600 м) горных хребтов, сопок и лежащих между ними, обычно заболоченных низменностей. Тымско-Поронайская долина разделяет Западно-Сахалинские и Восточно-Сахалинские горы. Западно-Сахалинские горы представляют собой группу параллельных горных цепей и хребтов, расположенных вдоль западного побережья.

Главным является Камышовый хребет, с высотой гор 1000-1300 м. Восточно-Сахалинские горы включают в себя Лопатинский горный кряж, радиально расходящиеся горные хребты которого достигают высоты 1000-1600 м. В южной части острова находятся Сусанайский и Тонино-Анивский хребты, которые образуют полуострова по обоим сторонам залива Анива. Равнины и низменности занимают примерно 25% территории острова, самой большой является Северо-Сахалинская равнина, которая характеризуется холмистым рельефом с сопками высотой от 200 до 400 м.

Прибрежные районы северной и северо-восточной частей острова представляют собой заболоченные низменности с типичными остаточными морскими террасами и прибрежными барами. Тымско-Поронайская низменность, расположенная между Восточно- и Западно-Сахалинскими горами в основном представляет собой плоскую заболоченную равнину шириной 10-15 км в среднем течении реки Тымь.

В самой узкой своей части, около поселка Тымовское, ширина равнины составляет примерно 5 км. Высота Тымско-Поронайской низменности - 60-70 м над уровнем моря, увеличиваясь примерно до 160 м на водоразделе между реками Тымь и Поронай. На юге расположены Сусунайская и Муравьевская низменности. Сусунайская низменность простирается от залива Анива на юге до эстуария реки Найба на севере. Ее ширина в средней части - 20 км и увеличивается до 40 км на побережье (залив Анива).

1.2 Климат

В целом, Сахалин имеет умеренный муссонный климат с влажной зимой и прохладным дождливым летом. Охлаждающее влияние сибирских континентальных муссонов зимой и холодных вод Охотского моря летом делает местный климат более прохладным и суровым, чем в других местностях, находящихся на той же широте. Летние муссоны приносят сырой океанский воздух, что приводит к выпадению значительного количества атмосферных осадков летом и осенью. В некоторых районах восточного побережья холоднее, чем в других местностях, так как они находятся под влиянием холодных течений, в то время как юго-запад находится под действием более теплого Цусимского течения. Средняя температура воздуха в январе на севере острова находится в пределах от - 17,7 до -24,5°С, в то время как на юге острова она колеблется от -6,2 до -12°С. Обычная продолжительность зимы - 5-7 месяцев, а лета - 2-3 месяца. Средняя температура воздуха в августе на севере полуострова находится в пределах от +10,9 до +15,6°С, в то время как на юге острова она колеблется от +16 до +19,6°С. В прибрежной зоне летом часты туманы. Осень характеризуется частыми тайфунами и ураганами. Среднее готовое количество осадков в центральной части острова составляет 500- 750 мм, на севере - более 400 мм (увеличиваясь до 1000-1200 мм в горных районах), а на юге - 1000 мм. Большая часть осадков (65-78%) выпадает в августе-октябре. Самым сырым месяцем, как правило, является сентябрь, так как он обычно является временем наиболее интенсивной циклонической активности.

1.3 Почвы

Остров Сахалин расположен в Дальневосточной таежно-лесной биоклиматической области. В основном, его почвы подвержены процессам заболачивания, оподзаливания и деградации, несмотря на то, что типы почв острова меняются в зависимости от таких факторов, как растительность, рельеф и климат. Как правило, на низменностях преобладают торфянистые, подзолистые, суглинистые и глинистые почвы, а к речным долинам приурочены аллювиальные и глеевые почвы. Горные районы характеризуются подзолистыми и неоподзоленными лесными бурыми почвами. Несмотря на большое разнообразие, можно выделить районы, характеризующимися сходными в химическом и гидрологическом отношении почвами:

- На Северо-Сахалинской низменности в прибрежных районах и на бывших морских террасах преобладают свободно дренирующиеся пески, в то время как в речных долинах встречаются плохо дренирующиеся суглинки и почвы с высоким содержанием глины;

- В Западно-Сахалинских, Восточно-Сахалинских горах, на Сусунайском и Тонино-Анивском хребтах встречаются рыхлые почвы, развившиеся преимущественно на эродированных осадочных породах формирующие аллювиальные конусы выноса и иные осадочные формы рельефа. Данные грунты обычно являются водопроницаемыми и свободно дренирующимися;

- Области понижений и низменностей между горами и горными хребтами характеризуются суглинистыми и глинистым аллювием. Данные виды почв являются относительно водонепроницаемыми и удерживают большое количествовлаги;

- В низменных прибрежных зонах распространены суглинистые и глинистые почвы. Данные виды почв встречаются рядом с береговыми озерами, устьями рек с бессточными понижениями и характеризуются плохой дренируемостью. Вдоль низменной прибрежной зоны присутствуют хорошо водопроницаемые морскиепески.

1.4 Реки

Относительно большое количество атмосферных осадков, ограниченные потери влаги в результате процессов испарения и общий характер рельефа острова Сахалин, привело к развитию обширной и густой речной сети. Одной из особенностей речных систем Сахалина большая разобщенность водосборных бассейнов. Отсутствие одного или более крупных общих водосборных бассейнов объясняется тем, что большую часть озер и рек разделяют горные цепи и хребты. На верхнем уровне реки можно подразделить на две группы: северосахалинские реки и южносахалинские реки. В северную группу входят две главные реки Сахалина - река Тымь (длиной 359 км) и река Поронай (длиной 350 км), обе из которых имеют относительно большие водосборные бассейны (7850 и 7990 км2 соответственно). В противоположность этому, реки южного Сахалина являются относительно короткими и маленькими. Значительное большинство рек начинается в горных районах и поэтому их верховья и притоки характеризуются большим перепадом высот и более высокой скоростью течения (высокогорный тип), в то время как низовья относятся к более низинному типу (наличие меандров, более низкая скорость течения, поэтому многие реки относятся к смешанному типу. Исключением являются маленькие горные реки, начинающиеся на восточных склонах Восточно-Сахалинских гор и которые быстро спускаются к побережью (в районе Макарова).

1.5 Сейсмические процессы

Территория Сахалина относится к сейсмически активной зоне. Сейсмогенерирующие очаги Сахалинской области могут генерировать землетрясения интенсивностью до 8-10 баллов по шкале MSK (шкала интенсивности землетрясений Медведева -- Шпонхойера -- Карника). В формировании структуры острова большое значение имеют тектонические зоны: крупные разломы меридионального и широтного направлений. Они выделены на основании геологических, геофизических и геоморфологических исследований.

Разломы классифицированы по активности (высокоактивные, активные и слабоактивные) и кинематическому типу (сдвиги, сбросы, взбросы, смешанного кинематического типа). Трасса трубопроводов пересекает 21 активный тектонический разлом. Активность тектонических разломов характеризуется наличием поверхностных смещений в Голоценовый период (в течение последних 10 000 лет).

С целью уменьшения воздействия подвижек по разлому подземный трубопровод уложен с устройством компенсационных участков. Протяжённость этих участков по обе стороны от области динамического влияния разлома определена индивидуально в ходе детального конечно элементного моделирования.

Трубопровод на компенсационных участках уложен в траншею специальной трапециевидной конструкции, протяжённость которой определена путём расчёта и достаточна для компенсации подвижек по разлому.

Предусмотрены следующие основные технические решения:

- Для освобождения в поперечном направлении, трубопровод уложен в специальные водонепроницаемые траншеи с пологими откосами, наполненные безусадочным, легко перемещаемым наполнителем, защищенным от промерзания теплоизоляцией. Сверху слой защищается грунтом или песком. В качестве лёгкого заполнителя используется керамзит. Траншеи имеют 2-х уровневую систему внутреннего водоотвода.

- Откосы траншеи устланы технической тканью (геотекстилем) для предотвращения попадания естественного грунта и камней в траншею.

- Для предотвращения попадания атмосферных осадков в лёгкий наполнитель, которые могут изменить его свойства, керамзит заключен в оболочку из водонепроницаемого материала. В этих целях перед отсыпкой песчаной подушки водонепроницаемый материал уложен на дно и откосы траншеи, края которого после засыпки лёгкого наполнителя взаимно перекрыты с нахлёстом 1м и закреплены оцинкованными анкерами, тем самым, образуя водонепроницаемую оболочку, после чего сверху траншею засыпают щебнем.

- Для минимизации глубины промерзания грунта и керамзита в зимний период над траншеей предусмотрена укладка теплоизолирующего материала. В качестве теплоизоляционного материала применены изолирующие плиты из полистирола.

Для отключения участков трубопроводов в местах пересечения трассы с тектоническими разломами, установлены узлы запорной арматуры. При этом запорная арматура установлена по обе стороны разлома или группы разломов.

1.6 Оползневые процессы

На трассе трубопроводной системы выделены 25 зон развития оползневых процессов. По механизму оползнеобразования, размеру и мощности оползневых тел выделено три основных типа:

- оползни - оплывины - небольшие маломощные современные оползни, развивающиеся в водонасыщенных склоновых отложениях;

- оползни течения - крупные оползни, развивающиеся на полную мощность покровных отложений;

- оползни - блоки с глубиной захвата 8 - 10 метров.

Основные оползневые участки расположены в Макаровском районе по склонам рек Пулька, Макаровка, Сосновки, Варварка, Лесная, Железняк, Чинарка, Лазовая, Восточная, Святка, Дуэт и ручья Безымянный.

На этих участках произведено закрепление оползневого склона с помощью устройства подпорных стен или заглубление трубопроводов ниже плоскости скольжения оползня без устройства подпорных стенок.

1.7 Селевые процессы

Частота селепроявления на большей части территории острова Сахалин невелика - межселевой интервал превышает 10 лет. Высокой частотой селеобразования отличаются районы Восточного побережья острова между с. Горное и п. Пугачево. Сели формируются здесь 1 раз в 1 - 3 года. Раз в 3 - 5 лет отмечаются периоды массового селеобразования, когда селевые потоки образуются в большинстве селевых бассейнов.

По трассе трубопровода отмечается проявление пяти типов селевого потока: грязевой, грязекаменный, наносоводный, водокаменный, водоснежный.

Водоснежные потоки, зарегистрированные, в Макаровском и Смирныховском районах на о. Сахалин значительно превосходят селевые потоки других типов по скорости и дальности пробега и формируются в период весеннего снеготаяния даже при отсутствии жидких осадков.

Наиболее распространенным типом селевого потока в долинах рек является грязевой.

Селеопасный период - лето, осень до октября включительно.

Селеопасные участки подразделяются на три категории сложности.

I категория - участки с преимущественным формированием водокаменных и грязекаменных потоков. В Макаровском районе это такие участки трассы: бассейны рек Можайка и Пулька, р. Варварка предгорные шлейфы хребта Жданко. В Долинском районе селеопасным участком являются склоны г. Муловского.

II категория - участки с преобладанием склоновых селей и наносоводных потоков. В Макаровском районе это следующие участки трассы: правый берег р. Горная, р. Кринка, р. Сосновка, р. Лазовая, бассейны рек Восточная и Пугачевка, р. Вулканка, р. Придорожная, р. Травяная. В Долинском районе: северные склоны г. Муловского, сопка отм.200.4 (Взморье).

III категория - потенциально селеопасные участки. В Макаровском районе выделены следующие участки: р. Нитуй, р. Гарь, р. Кармовая, р. Кринка, р. Варварка, бассейн р. Лесная и руч. Чинарка, бассейн р. Лазовая , руч. Загробка, бассейны рек Восточная и Пугачевка, р. Вулканка, р. Придорожная, р. Травяная, восточный склон г. Отдельная. В Долинском районе: г. Мануй, г. Муловского, р. Красная, р. Рыбная, р. Крутоярка, р. Бережная. В Корсаковском районе правый борт долины р. Мерея.

Выполнены следующие мероприятия по защите трубопроводов от воздействия селевых потоков:

- заглубление трубопроводов на 0.5 м ниже линии предельного размыва в расчете на селевый поток 5% обеспеченности;

- уполаживание склонов, водозащитные устройства, подпорные стенки;

- проведение рекультивации ландшафтов с целью закрепления грунтов на склонах;

- осуществление защиты грунтовой обсыпки над трубопроводом от размыва ее наносоводными потоками.

- дополнительное заглубление трубопроводов на селеопасных участках, совпадающих с оползневыми участками мощностью до 2,0 м.

- устройство подпорных стенок на селеопасных участках, совпадающих с оползневыми участками мощностью более 2,0 м.

1.8 Лавинные процессы

Активность лавинных процессов, объемы и энергия лавин зависят в основном от ландшафта. Лавины максимальных объемов формируются на о. Сахалин в высотной зоне, где снижается ветровое воздействие на снег.

Формирование лавиноопасного слоя наблюдается не только в центральных районах Сахалина, но и на крайнем юге острова.

Лавиноопасный период приходится в основном на декабрь - март.

Наиболее сложным участком является переход через р. Пулька. Здесь длина действующего лавиноопасного участка составляет около 4 км, сход лавин происходит ежегодно, максимальный объем лавин составляет 50 тыс. м3, лавиноопасный период растянут с ноября по апрель.

Лавиноопасные участки подразделяются на три категории сложности.

I категория - катастрофическая (в том числе грунтовая). Это участки трассы трубопроводов в долинах рек Пулька, Варварка, хребет Жданко Макаровского района. В Долинском районе - это склоны горы Муловского, Сопка “Взморье”.

II категория - сход лавин объемом не более 1 тыс.м3. Это следующие участки трассы трубопроводов в Макаровском районе: р. Нитуй, верховье р. Можайка, долина реки Сосновка, долина реки Варварка, река Лазовая, бассейны рек Восточная и Пугачевка, долина реки Травяная, долина реки Мостовая, долина ручья Световка, гора Отдельная. В Долинском районе - это пересечение с долиной реки Фирсовка.

III категория - потенциально лавиноопасные участки. В Макаровском районе следующие участки: переходы через р. Горная и р. Кринка, правый борт долины р. Варварка, р. Лесная, р. Лазовая. В Долинском районе: гора Мануй, р. Баклановка, р. Рыбная, р. Крутоярка, р. Бережная, р. Лиственница, морские террасы в районе поселка Фирсово и р. Кирпичная. В Корсаковском районе: приводораздельные склоны долины р. Мерея.

Выполнены следующие мероприятия по защите трубопроводов от воздействия лавин:

- отвод потоков в безопасное по отношению к трассе направление;

- организация искусственного схода лавин (при необходимости);

- возведение лавинотормозящих сооружений: земляные валы, отводящие дамбы;

- террасирование склонов высотой более 10 м;

- закрепление крутых обрывистых склонов на участках повышенной трещиноватости (стенки, сетки, валы, траншеи, контрфорсы);

- проведение рекультивации;

- мониторинг.

Учитывая потенциальный риск воздействия оползней, селей и лавин на эксплуатацию трубопроводов, «Сахалин Энерджи» проводит круглогодичный мониторинг для предотвращения развития этих опасных процессов на ранней стадии.

1.9 Характеристика трубопроводной системы

Система газопроводов (СГП) включает в себя внутрипромысловые газопроводы от платформ до ОБТК и магистральный газопровод от ОБТК до завода СПГ в п. Пригородное.

Внутрипромысловые газопроводы условно подразделяются на морской участок от платформ до берегового примыкания Чайво и сухопутный участок от берегового примыкания Чайво до ОБТК.

Газопроводы с пильтунских платформ приходят на берег у берегового примыкания Чайво. Морские участки газопровода от платформ ПА-А и ПА-Б имеют длину 45,6 км и 71,3 км, соответственно. От точки выхода газопроводов на берег до берегового примыкания Чайво, где располагаются камеры пуска/приема СОД, расстояние составляет 2,7 км. Трубопроводы с платформ подсоединяются к береговым манифольдам через камеры приема СОД для каждого трубопровода.

Морские участки СГП проложены по морскому дну из труб диаметром 356 мм (14 дюймов) каждый. Они обеспечивают подачу газа от платформ ПА-А и ПА-Б до берегового примыкания Чайво, где газ из двух участков СГП поступает в общий сухопутный газопровод диаметром 508 мм (20 дюймов) и транспортируется на ОБТК (КС-1).

Сухопутный участок (северная секция) системы промысловых газопроводов проложен от берегового примыкания Чайво до ОБТК и предназначен для транспортировки газа на КС-1, совмещенную с ОБТК. От манифольда на береговом примыкании Чайво до ОБТК газопровод идет в одном коридоре с нефтепроводом. Трасса газопровода идет на юг, обходя п. Ныш, и поворачивает на восток к ОБТК (КС-1). Расстояние от берегового примыкания Чайво до ОБТК составляет 172 км.

Расчетный срок службы трубопроводов - 30 лет.

Общая длина СГП составляет 905,8 км, из которых длина морских участков газопроводов составляет 117,8 км (ПА-А - 46,5 км; ПА-Б - 71,3 км), сухопутного участка от берегового примыкания Чайво до ОБТК - 172 км, магистрального газопровода от ОБТК до СПГ - 624,74 км.

Система газопроводов предназначена для транспортировки газа, добытого на морских платформах, через ОБТК (КС-1), дожимную КС-2 на завод для производства сжиженного газа (СПГ).

Система нефтепроводов (СНП) включает в себя внутрипромысловые нефтепроводы, которые связывают морские платформы ПА-А, ПА-Б с берегом, примыкающим к заливу Чайво, на севере Сахалина, и ОБТК, откуда нефть по магистральному нефтепроводу перекачивается на морской терминал отгрузки нефти (ТОН), расположенный на юге острова.

Там же показано секционирование нефтепровода со станциями клиновых задвижек в каждой секции, а также в табличной форме приведена информация по каждой станции задвижек, дана характеристика запорной арматуры, указаны километровые точки, приведена информация, связанная с каждым укрытием для электрооборудования и приборов.

Нефть с платформ ПА-А и ПА-Б по 14-дюймовым морским нефтепроводам приходит на берег, примыкающий к заливу Чайво. Протяженность морских участков нефтепроводов с платформ ПА-А и ПА-Б составляет, соответственно, 45,6 км и 71,3 км. Расстояние от точек выхода на берег до камер СОД на берегу залива Чайво составляет 2,7 км. Трубопроводы подсоединяются к береговому манифольду с камерами приема СОД для каждого трубопровода. Границами морских участков нефтепроводов являются камеры запуска СОД на платформах ПА-А и ПА-Б и камеры приема СОД на береговом примыкании Чайво.

От манифольда берегового примыкания Чайво, где объединяются потоки с обеих платформ, к ОБТК в одном коридоре с газопроводом идет 20-дюймовый нефтепровод. Его длина составляет 172 км.

На ОБТК нефть и конденсат с платформ ПА-А/Б после промысловой подготовки смешивается с нефтью и конденсатом платформы ЛУН-А и подается на НКС-1. На НКС-1 давление этой смеси поднимается с 7 до 88 бар изб. и закачивается в магистральный нефтепровод.

Протяженность магистрального нефтепровода диаметром 610 мм (24") составляет 617 км между ОБТК и ТОНЭ.

Вторая нефтеперекачивающая станция НКС-2 расположена примерно на половине расстояния между ОБТК и ТОНЭ (вблизи поселка Гастелло), в 296 км от ОБТК. Общая длина береговых нефтепроводов составляет 789 км.

Проектная производительность магистрального нефтепровода составляет 31003 мі/сутки (195000 баррелей в сутки).

Расчетный срок службы системы нефтепроводов составляет 30 лет.

Одним из основных технологических процессов проекта «Сахалин-2» является транспортировка нефти и природного газа с Пильтун - Астохского нефтяного месторождения и Лунского месторождения газового конденсата до завода по сжижению природного газа (СПГ) и терминала отгрузки нефти (ТОН) находящихся в районе п. Пригородное. На всем протяжении трассы трубопроводов проложены подземно.

Наземные трубопроводы расположены севернее п.Ноглики, где морской трубопровод с Пильтун-Астохского месторождения выходит на берег. Он проходит южнее объединенного берегового технологического комплекса (ОБТК), где к нему подключаются трубопроводы с Лунского месторождения. От ОБТК трубопроводы тянутся на юг к насосно-компрессорной станции (НКС № 2). От станции трубопровод протягивается дальше на юг до п. Пригородное, где линия газового трубопровода подходит к заводу сжиженного природного газа (СПГ), а нефтяная линия заканчивается на Терминале отгрузки нефти

(ТОН). Магистральный трубопровод поделен на зоны ответственности за техническое обслуживание объектов трассы наземных трубопроводов за промплощадками:

Таблица 1.1 Зоны ответственности промышленных площадок

Промплощадка	Участок МТ	КМ
ПП Ноглики	участок Чайво -ОБТК-СПГ	0-42,3
ПП Ясное	участок ОБТК-СПГ	42,3-330,5
ПП Гастелло (НКС-2)	участок ОБТК-СПГ	PGB03-294,4 PGB04-296,1
ПП Советское	участок ОБТК-СПГ	330,5-617

Месторасположение промышленных площадок (ПП):

ПП Ноглики: расположена в 1,5 км юго-восточнее п. Ноглики в Ногликском районе Caхaлинской области на свободной oт застройки территории, в 300 м южнее очистных сооружений п.г.т. Ноглики и в 3,0 км от восточной стороны автодороги Ноглики-Катангли на землях МО «Ногликский район Сахалинской области.

ПП Ясное: расположена в 1,0 км восточнее п. Ясное в Тымовском районе Сахалинской области. Территория свободна от застройки. Рельеф местности равнинный.

ПП Гастелло (НКС-2), Насосно-компрессорная станция № 2) в 0,1 км северо-западнее от п.Гастелло в Поронайском районе Сахалинской области. Площадка под сооружение АВП расположена в 70-90 м севернее от автомобильной дороги Южно- Сахалинск-Оха -Москальво.

ПП Советское: в Долинском районе Сахалинской области, в районе с. Советское, на землях запаса. Территория свободна от застройки. Рельеф местности равнинный.

Трасса береговых трубопроводов проходит по районам о. Сахалин, насыщенными природными объектами особой значимости, в том числе заповедниками и заказниками.

В Ногликском районе трасса пересекает территорию заказника «Олений» (с 0 по 15 км); в Смирныховском районе - территорию заказника «Лосиный» (с 203 по 219 км). В Макаровском районе около 22 км (369 - 376 км, 379 - 381 км, 388 - 390 км) ТТС проходит по границе заказника «Макаровский» на протяжении примерно 19 км (с 486 по 505 км) и непосредственно пересекает территорию заказника «Изюбровый», расположенного в Долинском районе на площади 9413,7 га.

Вдоль трассы береговых трубопроводов предусматривается охранная зона в виде участка земли, шириной 25 метров в обе стороны от осей крайних трубопроводов в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов» (утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 24.04.92 № 9 с дополнением).

На пересечениях с категорированными автомобильными и железными дорогами трубопроводы прокладываются в защитных футлярах из стальных труб. Концы футляров трубопроводов выводятся на расстоянии не менее 25 м от осей крайних путей железной дороги и не менее 10 м бровки полотна автомобильной дороги.

При устройстве защитных футляров на переходах трубопроводов через автомобильные и железные дороги, концы футляра выведены на расстояние 10м от осей крайних путей железной дороги и бровки полотна автомобильной дороги, но не менее 3 м от крайнего элемента дороги (подошвы откоса насыпи, бровки откоса выемки, кювета, нагорной канавы).

На одном из концов футляра газопровода предусмотрено устройство вытяжной свечи на расстоянии не менее 10 м от оси крайнего пути железной дороги или бровки полотна автомобильной дороги. Высота вытяжной свечи от уровня земли не менее 3м.

Места пересечений трубопроводов с железными и автомобильными дорогами, другими надземными и подземными коммуникациями обозначаются знаками «Трубопроводы высокого давления».

Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные и категорированные автомобильные дороги, по согласованию с владельцами дорог, допускается предусматривать без устройства защитного футляра. Расчет трубопроводов на прочность, при прокладке переходов без устройства защитных футляров осуществлен с учетом тангенциальных и продольных (осевых) напряжений, вызываемых внешними и внутренними воздействиями, в соответствии с требованиями API 1102.

Трубопроводы при пересечении естественных и искусственных водных преград проложены подземно, ниже уровня дна на глубине не менее 0,5 м от границы прогнозируемого размыва.

Подводные переходы трубопроводов через водные преграды обозначены в установленном порядке.

Минимально допустимые расстояния от трубопроводов до населенных пунктов, промышленных предприятий, мостов, дорог и иных инженерных сооружений установлены в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* и составляют для газопровода от 150 м на участке «ПА-А, ПА-Б - ОБТК» и до 300 м на участки «ОБТК-СПГ/ТОН и не менее 100 м - для нефтепровода. На некоторых участках минимальные расстояния уменьшены до 50%, но повышен их класс безопасности.



2. СХЕМА ПРОКЛАДКИ ТРУБОПРОВОДОВ

Трубопроводная система пересекает территорию о. Сахалин с севера на юг на протяжении 783,38 км (рисунок 2.1-2.4). Береговые трубопроводы проходят по девяти районам Сахалинской области: Ногликскому, Тымовскому, Смирныховскому, Поронайскому, Макаровскому, Долинскому, Южно-Сахалинскому, Анивскому и Корсаковскому.

Линейная часть представлена газопроводом ДУ356 (14``) - 4,53 км, ДУ508 (20``) 155,83 км и ДУ1220 (48``) 624,74 км и нефтепроводом ДУ356 (14``) - 4,64 км, ДУ508 (20``) 155,75 км и ДУ610 (24``) 622,99 км.

В состав линейной части трубопроводов, входит 101 крановый узел. Всего на линейной части трубопроводов смонтирована 671 единица запорной арматуры различного диаметра.

В состав линейной части трубопроводов, входит 101 крановый узел. Всего на линейной части трубопроводов смонтирована 671 единица запорной арматуры различного диаметра.

Кроме этого, в составе линейной части трубопроводов имеются: 2 площадки камер приема-запуска средств очистки и диагностики, на которых расположено 3 камеры приема и 2 камеры пуска очистных и диагностических устройств; 30 переходов через автомобильные дороги и 18 переходов через железные дороги; 21 тектонический разлом. Протяженность болот и заболоченные участков по трассе составляет около 150 км.

На участке линейной части с 3,8 км по 19,3 км трубопроводная система проекта «Сахалин-2» проходит рядом и пересекается с трубопроводной системой проекта «Сахалин-1».

Пересечение трубопроводных систем происходит на восточном берегу зал. Чайво. После пересечения зал. Чайво трубопроводы обходят с южной стороны площадку «Берегового Комплекса подготовки Чайво» проекта «Сахалин-1» и далее следуют на запад параллельно трубопроводной системе проекта «Сахалин-1» (состоящей из газопровода и нефтепровода) на протяжении около 10 км, а затем в южном направлении параллельно газопроводу проекта «Сахалин-1» до 19,3 км.

От 19,3 км до 95,5 км ТТС проходит западнее трубопроводной системы ОАО «РН - Сахалинморнефтегаз», включая нефтепроводы и газопроводы, пересекая газопровод Даги - Оха и Нефтепровод Монги - Погиби, а в районе 61,5 км - в непосредственной близости от ГНПС «Даги».

Промышленная инфраструктура проекта «Сахалин-3», которая включает в себя возведение БТК Киринского ГКМ, ГКС "Сахалин", газопровода «БТК Киринского ГКМ - ГКС "Сахалин» и внутри промысловых трубопроводов от Киринского месторождения до БТК Киринского ГКМ.

Рис. 2.1 - Схема прокладки трубопроводной системы проекта «Сахалин - 2». Участок трубопроводов от Чайво до ОБТК.



Рис.2.2 Схема прокладки трубопроводной системы проекта «Сахалин - 2». Участок трубопроводов от ОБТК до НКС-2

Рис.2.3 Схема прокладки трубопроводной системы проекта «Сахалин - 2». Участок трубопроводов от НКС-2 до СПГ/ТОН



2.4 Схема прокладки трубопроводной системы проекта «Сахалин - 2». Участок трубопровода от НКС-2 до СПГ/ТОН



3. ОБЪЕКТЫ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1 Система магистральных нефтепроводов

На ОБТК нефть и конденсат с платформ ПА-А/Б после промысловой подготовкой смешивается с нефтью и конденсатом платформы ЛУН-А и подается на НКС-1. На НКС-1 давление этой смеси поднимается с 7 до 88 бар изб. И закачивается в магистральный нефтепровод.

Протяженность магистрального нефтепровода диаметром 610 мм (24") составляет 622,99 км между ОБТК и ТОНЭ.

Вторая нефтеперекачивающая станция НКС-2 расположена примерно на половине расстояния между ОБТК и ТОНЭ (вблизи поселка Гастелло), в 296 км от ОБТК. Общая длина береговых нефтепроводов составляет 789 км.

Проектная производительность магистрального нефтепровода составляет 31003 мі/сутки (195000 баррелей в сутки).

Срок ввода системы нефтепроводов в эксплуатацию 2008 г.

Расчетный срок службы системы нефтепроводов составляет 30 лет.

Таблица 3.1 Покрытия трубопроводов

Трубопровод	Покрытие
Стояки морского трубопровода	Трехслойный полипропилен (ПП)
Морской трубопровод (там, где не покрыт бетоном)	Трехслойный полиэтилен (ПЭ)
Морской (трубопровод с бетонным покрытием)	Битумная эмаль
Береговой нефтепровод	Трехслойный ПЭ
Магистральные трубопроводы	Наплавленная эпоксидная смола

3.2 Система магистральных газопроводов

Общая длина магистрального газопровода от ОБТК до СПГ - 624,74 км.

Система газопроводов предназначена для транспортировки газа, добытого на морских платформах, через ОБТК (КС-1), дожимную КС-2 на завод для производства сжиженного газа (СПГ).

Качество стали, из которой изготовлены трубопроводы, по коррозионной стойкости в кислой среде удовлетворяют требованиям стандарта NACE MR-0175 (содержание H2S 100 ppm при 34 бар изб.).

Для защиты газопроводов от наружной коррозии применяются наружные покрытия, стойкие к воздействию внешней среды. Характеристика покрытий для отдельных участков приводится в таблице 3.2.

Таблица 3.2 Характеристика наружных покрытий участков газопроводов

Участки газопроводов	Вид наружного покрытия
Райзеры (стояки) морских газопроводов	Трехслойный полипропилен (ПП)
Участки морских газопроводов без бетонного покрытия	Трехслойный полиэтилен (ПЭ)
Участки морских газопроводов с бетонным покрытием	Битумная эмаль
Береговая часть морского газопровода	Трехслойный полиэтилен (ПЭ)
Сухопутный участок газопровода	Наплавленная эпоксидная смола

3.3 Площадки трубопроводной арматуры

На площадках включают два сооружения, одно вмещает электрическое, управляющее и приборное оборудование. Внутри сооружения смонтирован испарительный блок, с конденсатором и турбоальтернатором вверху.

Сооружения для укрытия оборудования оснащено устройствами обнаружения огня и газа, использующими систему AM200, которая отслеживает появление дыма и огня и автоматически выбрасывает CO2 при обнаружении огня. Информация поступает по линии связи в диспетчерскую, где имеется тревожная индикация дыма и огня.

Система управления отслеживает укрытия для магистральной клиновой задвижки через систему диспетчерского контроля и сбора данных, использующую дистанционный телеметрический блок. В газопроводной диспетчерской через систему диспетчерского контроля и сбора данных получают важнейшие тревоги о режиме в трубе. Система обнаружения и подавления пламени внутри укрытия имеет независимую специальную систему управления.

3.4 Станции задвижек

Задвижки на нефтепроводах расположены в стратегических точках по трассе, на пересечениях крупных водных преград и в выбранных переходах нефтепровода через тектонические разломы. Этими задвижками можно управлять дистанционно с ОБТК и по месту. Это позволяет отключить, при необходимости, определенные секции трубопровода. УЗА размещены по трассе трубопроводов на расстоянии не более 30 км. Кроме того, они установлены на входе и выходе из ОБТК, НКС 2 (охранные краны компрессорных станций), местах пересечения трассы с активными тектоническими разломами или группы разломов по обе стороны, а также на нефтепроводе при переходах через водные преграды с учетом значимости водотоков (ширины, водопропускной способности, рыбохозяйственного значения).

Запорная арматура нефтепроводов и газопроводов оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное и ручное управление без использования системы автоматического закрытия.

На площадках запорной арматуры размещается следующее основное технологическое оборудование: запорная арматура с приводами, трубопроводная обвязка, энергоблок, блок редуцирования газа, оборудование КИП и А.

На каждой станции задвижек имеются следующие устройства:

Клапан магистрали

Гидравлический привод

Энергосиловая система (ЭСС):

- Укрытие

- Система снижения давления газа (ССДГ)

- Блок выработки электроэнергии («ORMAT»)

Блоки катодной защиты в выбранных местах

Связь

Датчики

Каждая задвижка имеет независимую силовую гидравлическую установку (СГУ), которая подает гидравлическую жидкость для управления шибером задвижки.

Запорная арматура установлена подземно, оснащена взрывозащищенными электрогидравлическими приводами в климатическом исполнении У1 по ГОСТ 15160-69 для эксплуатации при температуре окружающего воздуха от минус 40,0С до +40,0С, что позволяет работать ей на открытом воздухе без защитных мероприятий

Площадки классифицируются по взрывобезопасности как В-1г и имеют категорию взрывоопасной смеси IIА-Т1 для газопровода и IIА-Т3 для нефтепровода по ПУЭ “Правила устройства электроустановок”.

Тип запорной арматуры - двухпозиционный шаровой кран с электрогидравлическим приводом с ручным дублером, подземной установки.

Время перемещения запорного органа от положения "открыто" до положения "закрыто" равно округленно 20 секундам.

Запорная арматура отвечает требованиям ANSI класс 600 (10,2 МПа).

Запорная арматура устанавливается на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

Узлы линейных задвижек оборудованы ограждениями с системами контроля доступа. На оградах устанавливаются предупреждающие и запрещающие знаки.

Для обслуживания УЗА и линейной части трубопроводов построены новые или используются имеющиеся подъездные дороги, позволяющие движение тяжелой техники в любой сезон. Для обслуживания УЗА, где невозможен наземный доступ, построены вертолетные площадки.

Характеристики трубопроводной арматуры

ТПА сухопутных нефтепроводов располагается по трассе со средним интервалом около 30 км. ТПА управляются как дистанционно из диспетчерской ОБТК, так и на месте, вручную, если диспетчерская трубопровода выберет “Местное управление”. Это позволяет данному устройству отключить, при необходимости, определенные участки трубопровода.

Каждая площадка имеются следующие устройства:

- Кран магистрали;

- Гидравлический привод;

- Энергосиловая система включающая:

· Сооружения укрытия;

· Систему снижения давления газа;

· Блок гененирования электроэнергии (преимущественно «ORMAT» или генератор `CAT');

- Блоки катодной защиты в выбранных местах;

- Связь;

- Датчики.

На площадках ТПА имеются приборы для мониторинга параметров процесса в нефтепроводе. На всех станциях задвижек имеются приборы измерения давления, некоторые из них дополнены приборами измерения температуры и детекторами СОД. В диспетчерскую трубопровода выведены их показания:

- Давление

- Температура

- Электропитание

- Подача гидравлической жидкости, где это нужно

- Катодная защита

- ПиГ

- Безопасность.

Управление задвижками

Магистральные клиновые задвижки имеют гидравлический привод с электрической системой управления и обычно управляются дистанционно с дистанционного телеметрического блока по системе диспетчерского контроля и сбора данных. Местное управление задвижкой на площадке допускается при проведении техобслуживания, но диспетчерская трубопровода, при необходимости, может отключать местное управление.

Состояние и положение задвижки отображается в диспетчерской трубопровода.

По командам диспетчерской трубопровода можно открыть/закрыть каждую задвижку или закрыть все задвижки в дисплейной группе. Дисплейная группа включает в себя несколько задвижек. На северном участке трубопроводов (от платформ ПА-А/ПА-Б до ОБТК) определены три дисплейных группы, на южном участке (от ОБТК до ТОНЭ) выделено девять дисплейных групп.

Управление задвижкой можно осуществлять, задавая три ее положения: отрытое, полуоткрытое (среднее положение клинового шибера) и закрытое. Индикация положения шибера задвижки контроллером трубопровода производится по четырем состояниям: открытое, закрытое, передвижение и ошибка. Если шибер, передвигаясь, не достиг концевого выключателя за установленное время, извещается оператор.

Подача гидравлической жидкости на станциях задвижек

Управление насосом гидравлической жидкости на задвижке производится диспетчерской путем подачи команд РАБОТА и СТОП по системе распределенной системы управления. По системе обратной связи с насосом гидравлической жидкости на дисплее распределенной системы управления отражается действие: его работа или простой.

После выдачи команды на пуск или остановку отслеживается время операции. При превышении установленного срока на командное действие электродвигателя, выдается сигнал тревоги.

В дистанционном режиме управления, выбранном диспетчером ОБТК, насосом можно управлять с местной панели управления, установленной на задвижке. В местном режиме управления, т.е. на станции задвижек, диспетчерская трубопровода контролирует состояние работающей задвижки.

Насос гидравлической жидкости может находиться в ручном или автоматическом режиме управления. В любом режиме управления, защита дистанционного телеметрического блока остановит насос при высоком давлении и при низком уровне масла в масляной емкости.

Программируемый логический контроллер выдает команды на автоматический пуск и останов насоса установки, а система диспетчерского контроля и сбора данных сигнализирует в диспетчерскую при следующих параметрах (уставках) работы насоса:

Высокое давление 207 бар изб. (команда на автоматический останов гидравлического насоса)

Низкое давление 160 бар изб. (автоматический пуск гидравлического насоса)

Очень низкое давление 145 бар изб. (сигнал в диспетчерскую)

Система диспетчерского контроля и сбора данных также сигнализирует о состоянии электродвигателя насоса и степени забивки фильтра, они отображаются на панели управления трубопроводом в ОБТК.

На панели управления трубопроводом в ОБТК отображаются также следующие параметры:

- Номер позиции насоса задвижки;

- гидравлическое давление;

- состояние фильтра;

- уровень в емкости гидравлической жидкости;

- режим управления насосом: ручной или автоматический;

- состояние насоса: в работе или простаивает;

- местное или дистанционное управление;

- состояние электродвигателя.

Проведение техобслуживания (местный режим)

Магистральная клиновая задвижка может управляться по месту установки, но с разрешения оператора трубопроводной диспетчерской.

Несмотря на установление функции управления задвижкой в положение LOCAL (местное), контроллер трубопровода может перевести задвижку на режим дистанционного управления из диспетчерской. Поэтому обеспечение постоянной связи диспетчерской с персоналом станции задвижек весьма важна для обеспечения безопасной работы в этом режиме.

Гидравлическая система задвижки допускает открытие и закрытие задвижки вручную при отказе гидравлической установки.

Источники электропитания станций задвижек

Источником электроснабжения на большинстве станций задвижек является генератор постоянного тока Ormat 4 кВт _ 110 В. Все станции задвижек имеют независимые генераторы. В некоторых случаях один генератор Ormat питает нескольких задвижек.

Каждая станция задвижек также снабжена ИБП с аккумуляторной батареей для работы при отказе системы электроснабжения.

Энергетический конвертер Ormat является турбогенератором с замкнутым паровым циклом. Он снабжает станцию задвижек отфильтрованным постоянным током.

Ormat представляет собой герметично замкнутую систему, в которой рабочим телом является органическая жидкость.

Система Ormat состоит из следующих элементов:

- Генератор паров;

- турбина, приводимая в движение расширяющимися горячими парами;

- генератор с турбиной на одном валу;

Примечание: Турбина и альтернатор заключены в герметичном корпусе. Кабели от корпуса подключены к главному силовому щиту (внутри укрытия).

- Конденсатор с воздушным охлаждением;

- главная горелка, которая нагревает генератор паров;

- дежурная горелка;

- защитное реле, которое отключает газ при отказе дежурной горелки (приводится в действие термопарой);

- ручной запальник дежурной горелки;

- автоматическая система повторного зажигания дежурной горелки.

Электропитание станций задвижек осуществляется автономными турбогенераторами с замкнутым паровым циклом «ORMAT».

Система управления установленных турбогенераторов состоит из следующих компонентов:

- Цифрового блока управления турбиной, который контролирует и управляет энергетическим конвертером Ormat;

- блока полевого управления, который поддерживает выходное напряжение генератора и скорость альтернатора, регулируя возбуждение.

Управление установкой Ormat осуществляется с двух панелей:

- Силовой панели с приборами, размещенными в электрическом шкафу;

- Панели управления газовой горелкой.

Силовая панель осуществляет подачу переменного тока на электродвигатель и воздушный вентилятор.

С панели управления осуществляются следующие действия:

- Включение блока управления и сброс после отказа;

- Установление рабочих параметров для блока (напряжение, сила тока, температура, частота и пр.).

С панели управления газовой горелкой осуществляются следующие управляющие действия:

- Ручное отключение подачи газа;

- автоматическое отключение подачи газа при низком давлении на входе;

- отключение с помощью защитного клапана подачу газа при погашении дежурной горелки;

- подачу газа через электромагнитные клапаны на дежурную горелку. При горении дежурной горелки, устройство типа термопары удерживает электромагнитное реле разомкнутым.

При погашении пламени дежурной горелки термопара охлаждается, и газовый поток отсекается. В этом случае осуществляется повторный пуск оператором вручную.

...