СТО Газпром 2-3.5-138-2007

  Главная       Учебники - Газпром     СТО Газпром 2-3.5-138-2007

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-3.5-138-2007

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО Газпром


 

Общество с ограниченной ответственностью

Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗЛ


 

Общество с ограниченной ответственностью

Информационно-рекламный центр газовой промышленности


 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО Газпром


 

ТИПОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ГАЗОТУРБИННЫМ ГПА И ИХ СИСТЕМАМ


 

СТО Газпром 2-3.5-138-2007


 

ОКС 27.040


 

Дата введения - 2008-01-21


 


 

Предисловие


 

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗЛ


 

2 ВНЕСЕН Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО Газпром


 

3 УТВЕРЖДЕН Распоряжением ОАО Газпром от 8 июня 2007 г. № 151


 

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ с 21 января 2008 г.


 

4 ВЗАМЕН Типовых технических требований к газотурбинным ГПА и их системам, утвержденных ОАО Газпром 21.01.1997 г.


 


 

Введение


 

Настоящий стандарт разработан взамен Типовых технических требований к газотурбинным ГПА и их системамЛ (редакция 1997 г.) с учетом:

- многолетнего опыта использования типовых технических требований;

- требований новых национальных, международных стандартов и стандартов ОАО Газпром;

- прогресса в области газотурбинной и компрессорной техники и технологии.

Настоящий стандарт является инструментом технической политики ОАО Газпром в области установления технических требований к газотурбинным газоперекачивающим агрегатам (ГПА) и их системам, разработан всоответствии с СТО Газпром 1.1-2005 и ГОСТ 1.5-2001 и не заменяет необходимые договорные документы, предусмотренные Гражданским кодексом Российской Федерации при поставке, перевозке, упаковке и хранении продукции.

Настоящий стандарт разработан авторским коллективом ООО ВНИИГАЗЛ в составе: д.т.н. В.В. Огнев, к.т.н. В.А. Щуровский, к.т.н. Ю.Н. Синицын, к.т.н. С.Ю. Сальников, А.В. Черемин, Т.С. Степанова, Р.В. Шинтяпин.


 


 


 


 

1 Область применения


 

1.1 Настоящий стандарт распространяется на газоперекачивающие агрегаты, использующие в качестве привода центробежных газовых компрессоров (центробежных нагнетателей) газотурбинные установки.

1.2 Настоящий стандарт содержит типовые технические требования к газоперекачивающим агрегатам и их системам и предназначен для использования при подготовке исходных требований на разработку (поставку) конкретныхтипов газоперекачивающих агрегатов.


 

2 Нормативные ссылки


 

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2.102-68 Единая система конструкторской документации. Виды и комплектность конструкторских документов

ГОСТ 2.114-95 Единая система конструкторской документации. Технические условия

ГОСТ 2.601-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ 2.602-95 Единая система конструкторской документации. Ремонтные документы

ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин

ГОСТ 12.1.003-83 Система стандартов безопасности труда. Шум. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.010-76 Система стандартов безопасности труда. Взрывобезопасность Общие требования

ГОСТ 12.1.012-90 Система стандартов безопасности труда. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.019-79 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность Общие требования и номенклатура видов защиты

ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление.

ГОСТ 12.1.033-81 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность: термины и определения

ГОСТ 12.1.038-82 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов

ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.016-81 Система стандартов безопасности труда. Оборудование компрессорное. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.049-80 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие эргономические требования

ГОСТ 12.2.062-81 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Ограждения защитные

ГОСТ 12.3.046-91 Система стандартов безопасности труда. Установки пожаротушения автоматические. Общие технические требования

ГОСТ 27.003-90 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности

ГОСТ 27.410-87 Надежность в технике. Методы контроля показателей надежности и планы контрольных испытаний на надежность

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических фактороввнешней среды

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний

ГОСТ 22378-77 Двигатели газотурбинные. Определение направления вращения роторов и валов

ГОСТ 22782.5-78 Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты Искробезопасная электрическая цепьЛ. Технические требования и методы испытаний

ГОСТ 23120-78 Лестницы маршевые, площадки и ограждения стальные. Технические условия

ГОСТ 23170-78 Упаковка для изделий машиностроения. Общие требования

ГОСТ 23660-79 Система технического обслуживания и ремонта техники. Обеспечение ремонтопригодности при разработке изделий

ГОСТ 24258-88 Средства подмащивания. Общие технические условия

ГОСТ 28775-90 Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия

ГОСТ 29328-92 Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия

ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методыиспытаний

ГОСТ Р 15.201-2000 Система разработки и постановки продукции на производство, продукция производственно-технического назначения. Порядок разработки и постановки продукции на производство

ГОСТ Р ИСО 11042-1-2001 Установки газотурбинные. Методы определения выбросов вредных веществ

ГОСТ Р 51251-99 Фильтры очистки воздуха. Классификация. Маркировка

ГОСТ Р 51330.0-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования

ГОСТ Р 51330.3-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 2. Заполнение или продувка оболочки под избыточным давлением P

ГОСТ Р 51330.5-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ Р 51330.11-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

ГОСТ Р 51364-99 Аппараты воздушного охлаждения. Общие технические условия

ГОСТ Р 52200-2004 Установки газотурбинные. Нормальные условия и номинальные показатели

ГОСТ Р 52527-2006 Установки газотурбинные. Надежность, готовность, эксплуатационная технологичность и безопасность

СТО Газпром 2-3.5-038-2005 Инструкция по проведению контрольных измерений вредных выбросов газотурбинных установок на компрессорных станциях

СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

ОСТ 51.40-93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические требования

ОСТ 153-00.0-002-98 Порядок разработки и постановки продукции производственно технического назначения для топливно-энергетического комплекса


 

Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


 

3 Термины, определения и сокращения


 

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 12.1.033, ГОСТ 12.2.047, ГОСТ 27.002, ГОСТ 16504, ГОСТ 20440, ГОСТ 28775, ГОСТ Р 52200, ГОСТ Р 51852, ГОСТ Р 52257, ГОСТ Р ИСО 11042-1, СТО Газпром 2-3.5-051, РД51-165-92 [1], в том числе:

3.1.1 газоперекачивающий агрегат: Установка, включающая центробежный газовый компрессор (центробежный нагнетатель), газотурбинный привод и оборудование, необходимое для их функционирования.

3.1.2 газотурбинный двигатель; ГТД: Машина, предназначенная для преобразования тепловой энергии в механическую.

[ГОСТ Р 51852-2001, статья 2 пункт 1]


 

3.1.3 газотурбинная установка; ГТУ: Газотурбинный двигатель и все основное оборудование, необходимое для генерирования энергии в полезной форме.

[ГОСТ Р 51852-2001, статья 2 пункт 2]


 

3.1.4 газогенератор: Комплекс компонентов газотурбинного двигателя, которые производят горячий газ под давлением для совершения какого-либо процесса или привода силовой турбины.

[ГОСТ Р 51852-2001, статья 2 пункт 14]


 

3.1.5 компрессор: Компонент газотурбинного двигателя, повышающий давление рабочего тела.

[ГОСТ Р 51852-2001, статья 2 пункт 15]


 

3.1.6 (газовая) турбина: Компонент газотурбинного двигателя, преобразующий потенциальную энергию нагретого рабочего тела под давлением в механическую работу.

[ГОСТ Р 51852-2001, статья 2 пункт 16]


 

3.1.7 силовая турбина: Турбина на отдельном валу, с которого отбирается выходная мощность.

[ГОСТ Р 51852-2001, статья 2 пункт 17]


 

3.1.8 камера сгорания (основного [промежуточного] подогрева): Устройство газотурбинного двигателя для основного [промежуточного] подогрева рабочего тела.

[ГОСТ Р 51852-2001, статья 2 пункт 18]


 

3.1.9 теплота сгорания топлива: Общее количество тепла, выделившегося при сгорании единицы массы топлива, кДж/кг.

[ГОСТ Р 51852-2001, статья 2 пункт 31]


 

3.1.10 КПД: Отношение выходной мощности к расходу теплоты топлива, подсчитанного по его низшей теплоте сгорания при нормальных условиях.

[ГОСТ Р 51852-2001, статья 2 пункт 34]


 

3.1.11 помпаж компрессора: Неустойчивый режим работы компрессора ГТД, характеризующийся сильными низкочастотными колебаниями массового расхода рабочего тела в компрессоре и соединительных каналах.

[ГОСТ Р 51852-2001, статья 2 пункт 43]

3.1.12 газовый компрессор (нагнетатель): Машина, предназначенная для повышения давления транспортируемого газа.

3.1.13 станционные условия атмосферного воздуха: Условия по ГОСТ Р 52200 (3.1), при которых определяются параметры номинального режима газотурбинной установки (газоперекачивающего агрегата).

3.1.14 условия ИСО (International Organization for Standardization, ISO): Условия, при которых определяется технический уровень и производится сравнение показателей собственно газотурбинной установки (т.е. без учетасопротивлений входного и выхлопного трактов):

а) параметры воздуха на входе (в плоскости входного патрубка компрессора) по ГОСТ Р 52200 (3.1);

б) параметры на выхлопе (в плоскости выхлопного патрубка турбины или на выходе регенератора, если используется регенеративный цикл) по ГОСТ Р 52200 (3.2).

3.1.15 номинальная мощность газотурбинной установки (газоперекачивающего агрегата) в станционных условиях: Мощность на муфте газотурбинной установки в станционных условиях по 3.1.13 (без отборов сжатого воздуха напротивообледенительную систему и на внешние станционные нужды, с учетом гидравлических сопротивлений входного и выхлопного трактов, без утилизационного теплообменника).

3.1.16 номинальный коэффициент полезного действия газотурбинной установки в станционных условиях: Коэффициент полезного действия, рассчитанный в соответствии с ГОСТ 20440 для условий по 3.1.13 и 3.1.15.

3.1.17 номинальные мощность и коэффициент полезного действия газотурбинной установки при условиях ИСО: мощность и коэффициент полезного действия, определяемые для условий по 3.1.14.

3.1.18 номинальный расход топлива газотурбинной установки: Расход топлива при условии по 3.1.15, 3.1.16.

3.1.19 производительность центробежного газового компрессора: Расход газа через нагнетатель, выраженный в млн м3/сут (стандартный м3 при 293,15 К и 0,1013 МПа).

3.1.20 объемная производительность центробежного газового компрессора: Объемный расход газа во входном сечении патрубка при входных параметрах газа, м3/мин.

3.1.21 отношение давлений (степень повышения давления, степень сжатия) центробежного газового компрессора: Отношение абсолютных давлений, измеренных в сечениях входного и выходного патрубков (фланцев).

3.1.22 политропный коэффициент полезного действия центробежного газового компрессора: Отношение удельной полезной политропной работы (политропного напора) к разности энтальпий (удельному полному напору), определяемым по параметрам газа, измеренным в сечениях входного и выходного патрубков (фланцев).

3.1.23 техническое обслуживание: Комплекс операций, направленных на определение реального состояния газотурбинной установки, и операций по сохранению/восстановлению заданного работоспособного состояния.

[ГОСТ Р 52257-2006, статья 3.55]


 

3.1.24 техническое обслуживание во время работы: Операции по техническому обслуживанию (например, вспомогательного насоса или датчика), выполняемые на работающей газотурбинной установке.

[ГОСТ Р 52257-2006, статья 3.70]


 

3.1.25 регламентное (плановое) техническое обслуживание: Намеченное действие по техническому обслуживанию при плановом останове газотурбинной установки в определенное время.

[ГОСТ Р 52257-2006, статья 3.84]


 

3.1.26 капитальный ремонт: Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые.


 

Примечание - Значение, близкое к полному ресурсу, устанавливается в нормативно-технической документации.


 

[ГОСТ 18322-78, статья 36]


 

3.1.27 средний ремонт: Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса изделий с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролемтехнического состояния составных частей, в объеме, установленном в нормативно-технической документации.


 

Примечание – Значение частично восстанавливаемого ресурса устанавливается в нормативном документе.


 

[ГОСТ 18322-78, статья 37]


 

3.1.28 текущий ремонт: Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей.

[ГОСТ 18322-78, статья 38]

3.1.29 удельный расход (потери) масла газоперекачивающего агрегата, газотурбинной установки или центробежного газового компрессора: Безвозвратные потери масла в процессе эксплуатации на 1 ч наработки, кг/маш.-ч.

3.1.30 концентрация (приведенная) вредных (загрязняющих) веществ (оксидов азота и оксида углерода) в продуктах сгорания: Массовая концентрация в сухих продуктах сгорания при условном объемном содержании кислорода – 15 %, выраженная в мг/м3 (м3 при 273,15 К и 0,1013 МПа), или объемная (мольная) концентрация, выраженная в ppm (объемные доли на млн).

3.1.31 мощность выброса вредного вещества: Массовое количество выброса загрязняющего вещества с продуктами сгорания в единицу времени.

3.1.32 валовый выброс вредного вещества: Весовое количество загрязняющего вещества продуктами сгорания за отчетный период времени.


 

3.2 Сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

АВО – аппарат воздушного охлаждения;

АБТГ – агрегатный блок топливного газа;

АРМ – автоматизированное рабочее место;

АУПТ – автоматическая установка пожаротушения;

АСУ ТП – автоматическая система управления технологическими процессами;

АСК-ЗВ – автоматическая система контроля загрязняющих веществ;

АПЗ - автоматическая противопожарная защита;

ВОУ – воздухоочистительное устройство;

ГПА – газоперекачивающий агрегат;

ГТД – газотурбинный двигатель;

ГТУ – газотурбинная установка;

ГДУ – газодинамические уплотнения;

ДКС – дожимные компрессорные станции;

ЗВ – загрязняющие вещества;

КВОУ – комплексное воздухоочистительное устройство:

КИП и А – контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КПД – коэффициент полезного действия;

КС – компрессорная станция;

КС ПХГ – компрессорные станции подземного хранения;

КЦ – компрессорный цех;

КШТ – кожух шумотеплоизолирующий;

МП – магнитные подшипники (магнитный подвесЛ роторов);

НПВ - нижний концентрационный предел воспламенения;

ОСОДУ – отраслевая система оперативно-диспетчерского управления;

ПТС – программно-технические средства;

ПДК – предельно допустимые концентрации;

ПУЭ – правила устройства электроустановок;

ПЭМ – производственно-экологический мониторинг;

САУ – система автоматического управления;

СГУ – система газодинамических уплотнений;

ТОР – техническое обслуживание и ремонт;

УТО – утилизационный теплообменник;

ЦБК - центробежный газовый компрессор (центробежный нагнетатель).


 

4 Комплектность газоперекачивающих агрегатов


 

4.1 Основное и вспомогательное оборудование ГПА поставляется в виде блоков поной заводской готовности со смонтированным и обвязанным технологическим оборудованием, приборами и датчиками автоматики и контроля, электрооборудованием, смонтированной выведенной на клеммные коробки кабельной коммуникацией.

С целью сохранности датчиков и приборов, требующих специальных условий транспортирования и хранения, допускается после заводской сборки демонтировать их из блока и транспортировать в отдельной упаковке всоответствии с инструкцией по транспортированию и хранению.

Монтаж блоков на строительной площадке должен заключаться только в установке их на фундаменты, соединении блоков между собой и подключении к внешним коммуникациям.

4.2 ГПА в объеме поставки для нового строительства включает следующие элементы заводского блочного изготовления:

- ЦБК со вспомогательным оборудованием;

- ГТД (газогенератор и силовая турбина) со вспомогательным оборудованием;

- кожух газотурбинного блока КШТ с функциями защиты от шума, вентиляции тепловыделений и обеспечения работы противопожарной системы;

- входной тракт с воздухозаборными камерами, фильтрами и шумоглушителем, противообледенительной системой и системой очистки проточной части компрессора, ГТД;

- выхлопной тракт с шумоглушением, выхлопной трубой и теплообменником - утилизатором тепла выхлопных газов;

- систему охлаждения масла со вспомогательными устройствами маслосистемы (прямое воздушное охлаждение);

- агрегатную систему автоматического управления, включая систему противопомпажного регулирования ЦБК;

- агрегатную систему подготовки топливного газа с блоками входных кранов и фильтрами;

- агрегатную систему (установку) пожарной сигнализации и пожаротушения;

- индивидуальное легкосборное здание (укрытие, ангар) или контейнер с системами отопления, освещения, вентиляции, пожарной сигнализации и пожаротушения, взрывозащиты, защиты от шума и электрифицированнымигрузоподъемными устройствами;

- систему электроснабжения, включая электродвигатели, силовые щиты управления, кабельную продукцию, освещение, местные аппараты защиты и управления, заземление, уравнение потенциалов;

- вспомогательное оборудование и системы, обеспечивающие пуск и работу агрегата на различных режимах, нормальную и аварийную остановку, горячий резерв;

- комплект трубопроводов, лестницы, площадки обслуживания, детали общей сборки;

- блок кранов № 1 и 4, смонтированных на раме;

- блок кранов № 2 и 6, обратного и антипомпажного клапанов, смонтированных на раме;

- газопроводы от крана № 1 до нагнетателя и от нагнетателя до крана № 2 с люк-лазами съемной защитной решеткой, заглушками для их опрессовки, фиксирующими опорно-упорными устройствами и свечевым отводом с краном№ 5;

- комплекты запасных инструментов и принадлежностей, содержащие запасные части и расходные материалы, специальный инструмент и принадлежности, используемые при монтаже, эксплуатации и ремонтах;

- агрегатную установку АВО газа после сжатия;

- эксплуатационную и ремонтную документацию.


 

Примечание – Блоки и элементы технологической обвязки нагнетателя и АВО газа включаются в объем поставки по согласованию между поставщиком ГПА и заказчиком. Категория размещения определяется проектом.


 

4.3 Объем поставки ГПА для реконструкции (переоснащения) эксплуатируемых цехов должен включать в себя элементы из числа указанных, а также элементы (переходные рамы, стыковочные узлы, специальные монтажныеприспособления и др.), необходимые для установки ГПА в действующем цехе с использованием существующего фундамента и систем заменяемого ГПА.


 

5 Общие требования к газоперекачивающим агрегатам


 

5.1 Рекомендуемый мощностный ряд газотурбинных ГПА: 2,5–4,0–6,3–(8,0)–10,0-(12,5)–16,0–(20,0)–25,0–(31,5) МВт (мощность в станционных условиях по 3.1.13).

Могут быть применены другие типоразмеры ГПА, определяемые технологическими требованиями.

5.2 Конструкция ГПА должна обеспечивать возможность применения в следующих вариантах компоновки:

- в индивидуальном легкосборном здании (укрытии, ангаре);

- в контейнерно-блочном исполнении;

- в общем здании для нескольких ГПА.

5.3 ГПА изготавливают в климатическом исполнении У и УХЛ категорий размещения 1 – для контейнерно-блочного исполнения и 4 – для размещения в зданиях, (кроме компонентов, устанавливаемых вне зданий, для которыхприменяется категория 1) по ГОСТ 15150. Снеговые и ветровые нагрузки должны соответствовать СНиП 2.01.07-85* [2].

Применение других исполнений ГПА дополнительно согласовывается поставщиком и заказчиком.


 

Примечание - Например, для районов вечной мерзлоты должны быть предусмотрены конструктивные решения, предотвращающие протаивание грунтов (установка на специальном фундаменте с продуваемым пространством между рамой и поверхностьюземли, теплоизоляция поддонов отсеков и др.).


 

5.4 Оборудование ГПА должно выдерживать сейсмическое воздействие интенсивностью не менее 7 баллов по шкале MSK-64. Требования повышенной сейсмостойкости должны быть согласованы между изготовителем изаказчиком.

5.5 Конструкция и эксплуатационная документация должны обеспечивать возможность нахождения остановленного ГПА в одном из следующих состояний согласно ВРД 39-1.10-006-2000* [3].

5.5.1 Горячий резерв – на ГПА выполнены и непрерывно поддерживаются все предпусковые условия, которые обеспечивают его немедленный автоматический запуск от кнопки ПускЛ или по сигналу АСУ ТП КС. Длительностьнахождения в данном состоянии – до 30 суток, после чего производится техобслуживание по инструкции поставщика.

5.5.2 Резерв – на ГПА выполнены и непрерывно поддерживаются предпусковые условия, обеспечивающие запуск не позднее 2-х ч после поступления команды (допускается проведение операций техобслуживания, обеспечивающихвыполнение этого условия). Длительность нахождения в данном состоянии – до 100 суток, после чего следует провести комплексное опробование работоспособности ГПА.

5.5.3 Техническое обслуживание – ГПА находится в работоспособном состоянии, но на нем производятся операции техобслуживания, предусмотренные эксплуатационной документацией. Периодичность и длительностьнахождения в данном состоянии определяется документацией поставщика (как правило, не менее 700 и не более 24 ч соответственно).

5.5.4 Ремонт – ГПА находится в неработоспособном состоянии и на нем производятся плановые или внеплановые ремонтные работы в соответствии с ремонтной документацией. Сроки и объемы ремонтных работ определяютсяпланом-графиком, нормативными документами.

5.5.5 Консервация – на ГПА проведены работы, обеспечивающие его сохранность на период до двух лет и более и способность к восстановлению в течение не более 30 суток до работоспособного состояния и готовности кэксплуатации.

5.6 Оборудование ГПА должно выполняться в виде блочных конструкций. Блоки должны обеспечивать возможность их транспортировки железнодорожным, водным или специальным автомобильным транспортом. Упаковка иконсервация блоков и оборудования должна обеспечивать их сохранность в течение двух лет со дня отгрузки поставщиком. Допускается хранение блоков (кроме элементов САУ и СГУ) на открытой площадке. Блоки должныобеспечиваться специальными приспособлениями и схемами строповки, необходимыми для разгрузки и перегрузки.

5.7 САУ ГПА должна обеспечивать его работу на всех рабочих режимах без непрерывного обслуживания (без постоянного присутствия обслуживающего персонала возле ГПА и в операторной), а также взаимодействие с САУвысшего уровня КС.

5.8 Как правило, ГПА должен быть оснащен системой видеоконтроля за работой агрегата.

5.9 Время запуска ГПА – не более 25 мин без учета предпусковой подготовки.

5.10 Конструкция ГПА должна обеспечивать его пуск и остановку при любом, в том числе полном рабочем давлении в контуре ЦБК.

5.11 Отопление помещений (отсеков) ГПА предусматривается следующих типов:

- водяное от цеховой (станционной) системы;

- автономные газовоздушные или газоводяные подогреватели;

- электрическое;

- с помощью газовых теплогенераторов.

5.12 Конструкция ГПА должна допускать понижение температуры внутри блоков на неработающем ГПА до температуры окружающей среды.

5.13 Охлаждение масла – воздушное.

5.14 Конструкция системы силовая турбина – трансмиссия (промвал) – ротор ЦБКЛ и ее упругодемпферных опор, как правило, должна обеспечивать отстройку критических скоростей вращения от рабочего диапазона не менее 25 %; в других случаях должен быть выполнен анализ динамических характеристик системы в соответствии с требованиями API 617 [4] и API 616 [5].

5.15 Потребности в сжатом воздухе на всех режимах (включая запуск и остановку) должны обеспечиваться техническими средствами в составе ГПА (кроме потребностей пускового устройства).

5.16 Базовые узлы и детали ГПА с ограниченным ресурсом должны иметь срок службы не менее ресурса между капитальными ремонтами или быть кратными ему по ГОСТ 28775.

5.17 Конструкция ГПА должна быть агрегатирована с целью обеспечения демонтажа и взаимозаменяемости сборочных единиц, деталей для централизованного ремонта.

Запасные части при установке не должны требовать подгонки по месту и допускать минимальные подрегулировки.

Должны быть предусмотрены специальные приспособления для обеспечения ремонтного обслуживания ГПА.

5.18 Конструкция ГПА должна обеспечивать доступ к основным сборочным единицам, деталям, удобство и безопасность обслуживания агрегата в процессе эксплуатации.

5.19 Конструкция ГПА должна предусматривать возможность технического осмотра сборочных единиц и деталей в соответствии с регламентом технического обслуживания и ремонта без полной разборки и вскрытия другихэлементов, имеющих более длительный межремонтный ресурс.

Расчетные ресурсы этих деталей должны быть кратны наработкам, предусмотренным программой ТОР.

5.20 Невосстанавливаемое снижение мощности и КПД ГТУ по сравнению с номиналом за межремонтный период составляет соответственно не более 4 % и 2 % (отн.), а КПД нагнетателя – 1 %. Должно быть обеспеченовосстановление при капитальных ремонтах номинальных показателей мощности и КПД.

5.21 Все фильтрующие элементы ГПА (масляные, воздушные, газовые) должны, как правило, соответствовать ряду, рекомендованному к применению в ОАО Газпром.

5.22 Компоновка ГПА должна предусматривать меры по уменьшению подогрева всасываемого воздуха от горячих (выхлопных) элементов.

5.23 Согласование номинальных (расчетных) параметров ГТУ и ЦБК, как правило, должно удовлетворять следующим условиям в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051:

- состав природного газа, входное и выходное давление (отношение давлений), температура газа на входе ЦБК – в соответствии с 6.1, 6.4, 6.6;

- частота вращения - ЦБК от 97 % до 98 % номинальной частоты вращения силовой турбины ГТУ;

- КПД ЦБК – в районе оптимума на его характеристике;

- потребляемая мощность ЦБК - от 90 % до 95 % мощности ГТУ;

- производительность ЦБК (коммерческая и объемная) – по расчету при указанных условиях.

Диаграмма режимов работы ЦБК представлена на рисунке А.1 (приложение А) в соответствии с API 617 [4] и СТО Газпром 2-3.5-051.

5.24 ГПА должен оснащаться техническими и программными средствами диагностики его элементов.

В конструкции ГПА должны быть предусмотрены устройства для осмотра внутренних частей с помощью бороскопической (эндоскопической) техники.

Параметрическая (термогазодинамическая) диагностика ГТУ и ЦБК должна обеспечиваться преимущественно штатными датчиками и осуществлять диагностические функции в составе агрегатной САУ. Основные параметрыдиагностирования: мощность и КПД ГТУ, газодинамические характеристики и КПД ЦБК.

Вибрационная диагностика и трибодиагностика (по продуктам износа в смазочном масле) должны сочетать методы и средства:

- в составе агрегатной САУ;

- периодического обследования, выполняемого специальным персоналом.

Локальная диагностика элементов ГПА (например, перекос температур в горячем тракте ГТУ, контроль времени выбега роторов, контроль состояния уплотнений ЦБК и др.), также должна осуществляться в составе агрегатной САУ.

5.25 Индивидуальное здание (укрытие, ангар) ГПА должно поставляться со следующими инженерными системами жизнеобеспечения и безопасности (прогрессивный вариант; исполнения – без разделения помещений ГТУ и ЦБК):

- грузоподъемные механизмы – один электрический кран взрывозащищенного исполнения с соответствующими силовыми кабелями и площадкой обслуживания, вспомогательные (с ручным приводом) грузоподъемные механизмы(если потребуется)*;

- система вентиляции с вытяжными вентиляторами во взрывобезопасном и искробезопасном исполнении;

- система штатного освещения, взрывозащищенная, 220 В, с проводной разводкой;

- система аварийного освещения;

- система пожарной сигнализации и пожаротушения (датчики, панель управления, разводка кабельная и трубная);

- система газообнаружения (датчики, проводка);

- система отопления.

__________________

* Грузоподъемность – из условий обеспечения ремонтных операций.


 

5.26 Защитные покрытия, материалы и окраска должны быть рассчитаны на весь срок службы ГПА.

5.27 Конструкторскую, эксплуатационную, ремонтную документацию оформляют по ГОСТ 2.102, ГОСТ 2.114, ГОСТ 2.601, ГОСТ 2.602, ГОСТ 8.417.


 

6 Центробежный газовый компрессор


 

6.1 Состав и термодинамические свойства расчетного природного газа для определения номинальных параметров ГПА:

- состав (мольные %): CH4 - 98,63; C2H6 - 0,12; C3H8 - 0,02; C4H10- 0,1; CO2 - 1,01; N2-0,12;

- плотность (при 20 АC и 0,101325 МПа) - 0,682 кг/м3;

- удельная газовая постоянная – 506,9 Дж/кгЗК;

- температура на входе – плюс 15 АC.

6.2 Возможные диапазоны параметров на различных газопроводах:

- плотность – 0,66-0,80 кг/м3;

- удельная газовая постоянная – 430 - 520 Дж/кгЗК;

- теплота сгорания – 31,8 - 36,0 МДж/м3.

6.3 Особые свойства газа: концентрационные пределы воспламенения – от 5 % до 15 % в смеси с воздухом - при 20 АC и 0,101325 МПа).

6.4 Диапазон изменения температуры газа на входе: от минус 30 АC до плюс 60 АC.

6.5 Показатели примесей в газе:

- механические примеси – не более 3 мг/м3, при этом доля частиц размером более 20 мкм не должна превышать 0,15 мг/м3;

- максимальная влажность – состояние насыщения при условии всасывания (допускается кратковременное содержание жидких фракций);

- капельная влага – для ДКС и КС ПХГ содержание устанавливается техническим заданием;

- массовая концентрация сероводорода – не более 0,007 г/м3; массовая концентрация меркаптановой серы – не более 0,016 г/м3; возможно более высокое содержание сероводорода и меркаптанов в отдельных газопроводах – ОСТ51.40-93.

6.6 Рекомендуемый ряд номинальных значений отношений давлений: 1,25–1,35–44(1,50) - 1,70 - 2,20 - 3,00 - 5,00.

Рекомендуемый ряд расчетных давлений – в соответствии с таблицей Б.1 (приложение Б) в зависимости от типа ЦБК и назначения КС: линейные, ДКС, КС ПХГ, нагнетательные для обратной закачки в пласт и для транспортировкипо протяженным подводным участкам газопроводов.


 

Примечание – Исходя из условий технологической привязки ГПА к режимам эксплуатации КС могут назначаться расчетные параметры, отличающиеся от указанных в таблице Б.1 (приложение Б).


 

6.7 Политропный КПД ЦБК на номинальном режиме должен соответствовать современному техническому уровню, приведенному в таблице В.1 (приложение В).

6.8 Мощность, потребляемая ЦБК на номинальном режиме, – в соответствии с 5.22.

6.9 Номинальная производительность ЦБК определяется расчетом при условиях, приведенных в 6.1, 6.6, 6.7, 6.8.

6.10 Должна быть обеспечена эффективность работы ЦБК на переменных режимах: на кривой политропного КПД для постоянной частоты вращения в диапазоне от границы помпажа до точки, соответствующей 80 % отноминальной величины политропного напора, уменьшение КПД по сравнению с оптимумом не должно превышать 10 % (относительных).


 

Примечание – 80 % от номинала политропного напора ориентировочно соответствует переходу в другой класс сменной проточной части (например, от величины отношений давлений – 1,44 - 1,35).


 

6.11 Параметры модификаций ЦБК, указанные в таблице Б.1 (приложение Б), должны обеспечиваться в оптимальном числе унифицированных корпусов за счет применения сменных проточных частей.

Параметры ЦБК заданной мощности, заключенные в таблице Б.1 (приложение Б) в рамку, должны обеспечиваться в одном и том же корпусе.

6.12 Конструкция ЦБК должна обеспечивать работоспособность системы уплотнений во всем рабочем диапазоне давлений, не допуская попадания газа в помещение ЦБК.

6.13 Применяют два типа исполнения системы концевых уплотнений: масляные и сухиеЛ газодинамические ГДУ торцевые двухступенчатые типа тандемЛ.

6.13.1 Система масляных уплотнений

При использовании масляных опорно-уплотнительных узлов безвозвратные потери масла не должны превышать 0,2 кг/ч.

6.13.2 Система ГДУ

6.13.2.1 Система ГДУ должна отвечать типовым техническим требованиям [6].

6.13.2.2 Конструкция ГДУ должна быть ремонтопригодной и предусматривать возможность разборки и замены в условиях эксплуатации.

6.13.2.3 Из полости между ступенями ГДУ должен обеспечиваться контролируемый сброс протечек газа на свечу. Расход газа не должен превышать 9 м3/ч (при 20 АC и 0,101325 МПа); при всех режимах работы агрегата, включаязаполнение и стравливание контура ЦБК.

6.13.2.4 Предпочтительным является применение агрегатных систем подготовки и подачи буферного газа и разделительного воздуха.

6.13.2.5 При использовании масляного подшипника между второй ступенью ГДУ и масляным подшипником должен устанавливаться уплотняющий узел для предотвращения попадания масла на контактные пары.

6.13.3 Система магнитного подвеса

6.13.3.1 Прогрессивным техническим решением является сухоеЛ (безмасляное) исполнение систем опорно-уплотнительных узлов ЦБК: ГДУ и МП ротора ЦБК.

6.13.3.2 В комплект МП входят два радиальных и один осевой подшипники. Страховочные подшипники устанавливаются на обоих концах вала за радиальными магнитными подшипниками и внутри уплотнения вала.

6.13.3.3 Конструкция магнитного подшипника должна иметь модульное исполнение узлов, удобное для сборки и разборки ЦБК.

6.13.3.4 Рекомендуется использовать активные магнитные подшипники, соответствующие требованиям API 617 [4].

6.13.3.5 Нагрузочная способность радиальных подшипников должна быть рассчитана на предотвращение контакта между ротором и элементами статора, включая страховочные подшипники, на всех частотах вращения от нуля домаксимальной.

6.13.3.6 Нагрузочная способность осевого магнитного подшипника должна обеспечивать работу без контакта со страховочными подшипниками при всех условиях работы. В случае использования автоматической стабилизацииосевого усилия магнитный подшипник должен быть рассчитан на компенсацию двукратного остаточного осевого усилия.

6.13.3.7 Радиальная и осевая жесткость собранного страховочного подшипника должна быть достаточной, чтобы выдерживать внезапный скачок нагрузки, равный полной мощности магнитного подшипника (плюс кинетическаяэнергия), без осуществления контакта между какими-либо частями ротора и статора.

6.13.3.8 Страховочный подшипник должен выдерживать как минимум десять падений ротора при отказе магнитного подшипника.

6.13.3.9 Рекомендуется установка следующих датчиков в соответствии с API 617 [4]: два съемных температурных датчика, один из которых резервный (на каждом подшипнике); датчик радиального положения ротора, устанавливаемый как можно ближе к ротору (на радиальном подшипнике); датчик осевого положения, использующийся совместно для формирования сигнала осевого положения ротора относительно статора (на осевом подшипнике).

6.13.3.10 Система управления МП должна быть выполнена на базе цифровой аппаратуры и обеспечивать безопасную работу, предупреждение о неисправности, защитное отключение, диагностику МП, обмен информации с САУГПА.

6.13.3.11 Система бесперебойного электропитания должна обеспечивать как минимум пятиминутное удерживание положения ротора после отключения питания.

6.14 Рабочий диапазон регулирования частоты вращения ГПА (ротора ЦБК) должен иметь пределы от 70 % до 105 % от номинальной частоты вращения для линейных модификаций ГПА и от 50 % до 105 % - для ДКС и КС ПХГ.

6.15 Конструкция ЦБК должна предусматривать удобство и безопасность проведения ремонта и переоснастки сменной проточной части в условиях эксплуатации, для чего предусматриваются необходимые приспособления, грузоподъемные устройства и зоны обслуживания.

6.16 Соединение входных и выходных патрубков ЦБК с технологическими трубопроводами КС должно осуществляться с помощью фланцев. Допустимые нагрузки и моменты на патрубки ЦБК со стороны трубопроводной обвязки –в соответствии с API 617 [4] (конкретные величины согласуются между разработчиком ГПА и проектировщиком КС).

6.17 Конструкция ЦБК должна обеспечивать возможность гидравлических испытаний его технологической (газовой) обвязки.

6.18 Должно быть обеспечено технологическое измерение объемной производительности через ЦБК с погрешностью около 4 % с использованием его также в системе противопомпажного регулирования.

В качестве измерительного устройства рекомендуется внешний конфузор на входе.

6.19 Температура газа на выходе из ЦБК линейных КС не должна превышать 80 АC в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051, при достижении этой температуры в САУ ГПА должен быть предусмотрен предупредительный сигнал.


 

Примечание – В технологических процессах компримирования, имеющих более высокие температуры, предельные ограничения определяются проектом КС.


 

6.20 Опорная рама ЦБК может быть выполнена единой с рамой ГТУ или монтажным соединением обеих рам без дополнительной подгонки.

6.21 Конструкция и материалы корпуса ЦБК должны обеспечивать полный расчетный ресурс не менее 200 тыс. ч наработки.


 

7 Газотурбинная установка


 

7.1 Общие требования к газотурбинной установке

7.1.1 Номинальная мощность ГТУ – по 3.1.15. Максимальная мощность (предельная рабочая мощность ГТУ, развиваемая при низких температурах атмосферного воздуха) – до 20 % выше номинальной. Номинальная мощностьдолжна обеспечиваться до температуры атмосферного воздуха +25 АC (уточняется для конкретных типоразмеров).

7.1.2 Номинальный КПД ГТУ должен соответствовать современному техническому  уровню, приведенному в таблице Г.1 (приложение Г).

7.1.3 Конструкция и производство ГТУ должны обеспечивать при поставке значения номинальной мощности и КПД без отрицательного допуска.

7.1.4 Нагрузочная характеристика ГТУ (зависимость мощности от частоты вращения силовой турбины) должна быть пологой и допускать снижение мощности не более 5 % при 70 % частоты вращения.

7.1.5 Минимальная мощность, при которой допускается длительная эксплуатация, – до 50 % от номинальной мощности, для ГТУ КС ПХГ и ДКС – до 30 %.

7.1.6 Конструкция ГТУ должна допускать возможность ее использования при гидравлическом сопротивлении выхлопного тракта до 4 кПа.

7.1.7 Конструкция ГТУ может допускать возможность отбора сжатого воздуха до 1 % (с соответствующим снижением мощности и эффективности).

7.1.8 Должны быть обеспечены герметизация внутреннего тракта ГТУ и меры по предотвращению стояночной коррозии и авторотации на остановленном (находящемся в резерве) агрегате.

7.1.9 При использовании сжатого воздуха от ГТУ для работы противообледенительной системы мощность ГТУ не должна уменьшаться более чем на 2 %.

7.1.10 ГТУ должна быть снабжена устройством периодической очистки (промывки) проточной части компрессора при работе под нагрузкой (on-line) и на выключенном из работы агрегате (off-line). Для проведения очистки недолжно требоваться дополнительных станционных устройств, кроме объектов хранения реагентов.

Оптимальная программа очисток (промывок): после наработки 300-1000 ч - на ходу, после 3000-5000 ч – на остановленном агрегате.

7.1.11 Направление вращения роторов и валов - по ГОСТ 22378.

7.1.12 Муфты трансмиссии ГТУ – ЦБК должны быть в сухомЛ (безмасляном) исполнении.

Для передачи крутящего момента от вала силовой турбины к валу газового компрессора (нагнетателя) должна быть использована эластичная сухаяЛ (безмасляная) муфта, компенсирующая несоосность и тепловые перемещениявалов за счет упругих элементов муфты.

7.1.13 Безвозвратные потери масла не должны превышать 0,2 кг/ч для новой (отремонтированной) ГТУ и 0,4 кг/ч в межремонтный период.

7.1.14 Для авиационных (судовых) двигателей и их газогенераторов должна быть обеспечена возможность демонтажа и установки сменного двигателя (газогенератора) за время 10-15 ч (40-60 чел.-ч). Предусматривается такжевозможность замены модулей двигателя в условиях КС.


 

7.2 Воздухозаборная система

7.2.1 Система воздухозаборная должна обеспечивать:

- защиту от атмосферных осадков;

- очистку атмосферного воздуха, поступающего в компрессор, а также в другие элементы ГТУ;

- защиту от попадания в ГТУ посторонних предметов;

- противообледенительную защиту;

- шумоглушение;

- обеспечение однородного потока воздуха на входе в компрессор;

- защиту от превышения гидравлического сопротивления.

7.2.2 Основные элементы воздухозаборной системы:

- входное защитное устройство;

- ВОУ;

- глушитель шума;

- камера;

- воздуховод к компрессору ГТД;

- противошумовая изоляция;

- электрооборудование;

- КИП и А;

- площадки обслуживания.

7.2.3 Климатическое исполнение и сейсмостойкость – по 5.3 и 5.4.

Наиболее сложные атмосферные условия пылеобразования: среднегодовая концентрация пылевых частиц в очищаемом воздухе – до 3 мг/м3; максимальная концентрация (кратковременная до 100 ч/год) – до 150 мг/м3.

При поставке ГПА на известные конкретные объекты параметры пылеобразования могут уточняться. В таблице Д.1 (приложение Д) приведены данные о возможных условиях пылеобразования.

7.2.4 КВОУ должно обеспечивать очистку атмосферного воздуха в соответствии с требованиями для данного типа ГТД. Как правило, эти требования удовлетворяются применением фильтров класса F7–F9 по ГОСТ Р 51251.

7.2.5 Потери полного давления воздухозаборного тракта ВОУ (с шумоглушением), как правило, не должны превышать 1000 Па.

7.2.6 Состав и комплектность ВОУ (количество ступеней очистки, защитные погодные устройства, противообледенительные системы, опорные конструкции и др.) определяются поставщиком (разработчиком) на основе принятогоспособа очистки.

7.2.7 Общие требования к фильтрам – по ГОСТ Р 51251.

7.2.8 Срок службы ВОУ – не менее 20 лет.

7.2.9 Требования к надежности элементов воздухозаборного тракта устанавливаются в соответствии и в обеспечение требований к ГПА в целом согласно разделу 12.

7.2.10 При наличии заменяемых фильтрующих элементов разработчик (поставщик) должен определить их ресурс до замены в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

7.2.11 ВОУ должно быть выполнено в виде блочных конструкций, обеспечивающих возможность транспортировки железнодорожным, автомобильным и водным транспортом.

7.2.12 Конструкция ВОУ должна обеспечивать легкость монтажа в условиях КС с минимально необходимым числом крепежных деталей.

7.2.13 Конструкция воздухозаборного тракта должна обеспечивать герметичность и прочность в пределах разницы давлений (разрежения), установленных конструкторской и эксплуатационной документацией. Обычно эта величинадолжна быть не менее 3 кПа в соответствии с API 616 [5].

Автоматический байпасный клапан должен срабатывать при превышении допустимого уровня разрежения в воздухозаборном тракте.

Конструкция клапана должна исключать возможность его примерзания в зимний период (как правило, за счет электрообогрева контактных поверхностей).

7.2.14 ВОУ должно быть оснащено необходимыми устройствами автоматического контроля, защиты и управления в составе САУ ГПА.

7.2.15 Должна быть обеспечена автоматическая противообледенительная защита воздухозаборного тракта, осуществляемая либо конструктивным принципом очистки (например, в фильтрах пульсирующего типа), либо подогревомциклового воздуха.

Использование продуктов сгорания для подогрева воздуха путем их смешения не рекомендуется.

Запорно-регулирующая арматура противообледенительной системы – с электрическим и ручным приводом.

7.2.16 Неоднородность потока на входе в компрессор ГТД, характеризуемая максимальными относительными отклонениями абсолютной полной температуры и полного давления, не должна превышать 1 % (т.е. около 3 АC и 1 кПа).

7.2.17 Консервацию следует проводить методами и составами, не требующими разборки оборудования при монтаже.

7.2.18 Материалы, защитные покрытия и окраска должны соответствовать атмосферным условиям эксплуатации в течение всего срока службы.

7.2.19 Элементы воздухозаборного тракта, требующие технического обслуживания, должны быть оборудованы площадками, лестницами, люками и другими устройствами для этой цели.

7.2.20 Герметически закрывающиеся двери должны обеспечивать легкий доступ для обслуживания элементов внутри камеры. Должна быть обеспечена невозможность доступа персонала внутрь при работающем агрегате ивозможность выхода из камеры.

7.2.21 Должна быть исключена возможность попадания элементов ВОУ и посторонних предметов в газовоздушный тракт. С этой целью в конструкции воздухозаборной системы должна быть сведена к минимуму необходимостьобслуживания элементов внутри входного тракта, а также исключена возможность несанкционированного проникновения в воздухо-приемную камеру и КВОУ.

Не рекомендуется компоновка ГПА, предусматривающая демонтаж (монтаж) двигателя (газогенератора) через воздухозаборный тракт.

7.2.22 Сменные фильтрующие элементы должны иметь способы утилизации (уничтожения), отвечающие современным экологическим требованиям.

7.2.23 Шумоглушение входного тракта (глушители шума, шумоизоляция трубопроводов от компрессора ГТД до глушителя, конструктивные мероприятия) совместно с мероприятиями по другим элементам и системам должныобеспечивать выполнение требований раздела 14 по защите от шума.

7.2.24 Проверку соответствия ВОУ требованиям технических условий (спецификаций) производят путем сборки и проверки механической работоспособности на предприятии-изготовителе.


 

7.3 Выхлопная система

7.3.1 Выхлопная система должна обеспечивать:

- отвод и рассеивание продуктов сгорания ГТУ до уровня допустимых концентраций вредных выбросов в рабочей зоне по ГОСТ 12.1.005 и населенных пунктах около КС;

- возможность установки утилизационного теплообменника;

- шумоглушение;

- отвод паров масла из системы суфлирования ГТУ и газового компрессора (нагнетателя) после сепарации;

- возможность отбора проб выхлопных продуктов сгорания через устройство отбора с целью периодического инструментального контроля и учета загрязняющих веществ в соответствии с ГОСТ Р ИСО 11042-1 и СТО Газпром 2-3.5-038.

7.3.2 Основные элементы выхлопной системы:

- выхлопной трубопровод с фланцами, компенсаторами, теплоизоляцией (внешней или внутренней), окожушиванием, опорами;

- утилизатор тепла;

- глушитель шума;

- дымовая труба (выхлопная шахта) с опорами.

7.3.3 Потери полного давления для ГТУ простого цикла (от сечения на срезе выхлопного патрубка ГТУ до атмосферы), как правило, не должны превышать 1000 Па без утилизационного теплообменника.

7.3.4 Конструкция ГТУ должна предусматривать возможность различной пространственной ориентации выхлопного патрубка (в сторону, вверх).

7.3.5 Конструкция выхлопной системы должна предусматривать возможность использования ГТУ в составе парогазовой (комбинированной) установки с гидравлическим сопротивлением котла-утилизатора до 4000 Па.

7.3.6 Конструкция выхлопной системы должна обеспечивать возможность применения ГПА с повышенной (до 30–40 м) высотой дымовой трубы в соответствии с проектом конкретной КС.

7.3.7 Варианты выхлопной системы с утилизационным теплообменником и без него должны быть максимально унифицированы. Должна быть обеспечена возможность последующего монтажа утилизационного теплообменника.

7.3.8 Место и конструкция отбора проб продуктов сгорания должны обеспечивать удобство использования переносных газоанализаторов. При этом должна быть обеспечена представительность пробы, не требующая измеренияполей концентраций, в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-038.

7.3.9 Выхлопная система должна быть спроектирована с запасом по температурным условиям работы, имея в виду возможность модернизации и повышения параметров газотурбинного привода.

7.3.10 Дымовая труба (выхлопная шахта) должна быть теплоизолирована, по крайней мере, до уровня верхней образующей ВОУ.

7.3.11 Дымовая труба должна быть изготовлена из коррозионно-стойких материалов или иметь антикоррозионное покрытие.

7.3.12 Дымовая труба должна обеспечивать защиту от атмосферных осадков.

7.3.13 Система утилизации тепла

7.3.13.1 Для теплоснабжения объектов КС и сопутствующей инфраструктуры может предусматриваться оснащение ГПА УТО. Конструкция ГПА должна предусматривать поставку с УТО и без него.

7.3.13.2 При тепловом расчете УТО параметры продуктов сгорания на выхлопе ГТУ принимаются для режима с нагрузкой 0,9 от номинала при расчетной температуре атмосферного воздуха минус 26 АC. Основные расчетныепараметры водяного УТО:

- температура воды на входе – 70 АC;

- температура воды на выходе – 115 АC;

- давление воды - 0,6 МПа;

- потери давления по водяной стороне – не более 0,1 МПа;

- потери давления по продуктам сгорания - не более 700 Па.

Система автоматического регулирования УТО должна обеспечивать изменение тепловой мощности в диапазоне от 0 % до 100 % за счет изменения количества продуктов сгорания и расхода воды. Параметр регулирования –температура воды на выходе УТО.

Контроль, защита и управление УТО должны выполняться САУ ГПА.

Расчетные параметры для систем теплоснабжения сторонних потребителей определяются в специальных требованиях (при необходимости).

7.3.13.3 Комплект УТО должен включать:

- теплообменные пучки;

- шиберные устройства перед трубными пучками и байпасным газоходом с приводами;

- корпус УТО, который может быть составной частью выхлопного газохода;

- тепловой узел, включающий запорную арматуру, участки трубопроводов с датчиками КИП и А;

- опорные конструкции и устройства для обслуживания.

Тепловой узел может устанавливаться как на открытом воздухе, так и в защищенном исполнении в зависимости от климатических условий. Предусматриваются местные приборы контроля температуры и давления воды.

7.3.13.4 Шиберы, регулирующие расход выхлопных газов через УТО и байпас, должны иметь ручной и электрический привод. Механизм перемещения шиберов должен исключать возможность одновременного закрытия шиберовперед байпасом и УТО. Информация о конечном положении шиберов (открытое и закрытое) должна передаваться в САУ ГПА.

7.3.13.5 Непосредственно на УТО или на обвязке его трубопроводами устанавливаются предохранительный клапан, трубопровод для спуска воздуха при заполнении УТО водой и дренажи коллекторов.

7.3.13.6 Конструкция теплообменных пучков, обвязка их трубопроводами и размещение арматуры должны обеспечивать полный слив воды при открытии вентилей для спуска воздуха и воды.

7.3.13.7 Конструкция УТО должна обеспечивать возможность демонтажа теплообменных пучков и их очистки в процессе ремонтного обслуживания.

7.3.13.8 Вода, используемая в качестве теплоносителя, должна иметь следующие показатели качества:

- карбонатная жесткость – не более 0,7 мг-экв/л;

- растворенный кислород – не более 0,05 мг/кг;

- содержание свободной углекислоты - не допускается;

- взвешенные вещества – не более 5 мг/кг;

- показатель pH – не менее 7.


 

7.4 Пусковая система

7.4.1 Для запуска и холодной прокрутки ГТУ могут быть применены следующие виды пусковых устройств (в порядке приоритетности):

- электродвигатель переменного тока, 380 В, 50 Гц;

- электрогидравлическое устройство;

- турбодетандер (расширительная турбина), работающий на природном газе или сжатом воздухе.

7.4.2 При использовании электростартера необходимо предусмотреть плавное (или ступенчатое) его нагружение с целью ограничения пусковых токов.

Должна быть обеспечена возможность не менее трех последовательных пусков, не требующих времени для охлаждения электростартера.

7.4.3 В качестве рабочего тела (пускового газа) при применении турбодетандера используется природный газ или сжатый воздух от станционного (цехового) источника. Давление воздуха не должно быть более 0,6 МПа.


 

7.5 Топливная система

7.5.1 В качестве топлива используется транспортируемый газ, характеристики которого приведены в 6.1–6.5.

7.5.2 Расчетный состав природного газа – по 6.1. Диапазоны изменений плотности и низшей теплоты сгорания для различных природных газов - по 6.2.

7.5.3 Требования к параметрам (давление, температура, теплота сгорания) и качеству топливного газа, подаваемого к горелкам ГТУ, должны соответствовать технической документации разработчика (поставщика) ГТУ.

7.5.4 Общие требования к топливному газу

Содержание твердых частиц в газообразном топливе – не более 2 мг/кг, при этом доля частиц размером более 10 мкм допускается не более 0,3 мг/кг.

Содержание в газе коррозионно-опасных реагентов не должно превышать:

- массовая концентрация сероводорода – 20 мг/м3;

- массовая концентрация меркаптановой серы –16 мг/м3;

- объемная доля кислорода – 1 %;

- эквивалентное суммарное содержание натрия и калия – 1 мг/м3.

Содержание любых паров в топливном газе не должно превышать значений, соответствующих состоянию насыщения при температуре на 20 АC ниже температуры в топливном трубопроводе.

В топливном газе, поступающем к органам регулирования ГТУ, наличие жидкой фазы не допускается.

7.5.5 Система (установка) подготовки топливного газа может быть общецеховой для нескольких ГПА или индивидуальной (агрегатной) для каждого ГПА.

7.5.6 Требования к цеховой установке подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд КЦ должны соответствовать ВРД 39-1.8-055 [7] и СТО Газпром 2-3.5-051.

7.5.7 АБТГ должен обеспечивать:

- очистку газа от механических и жидких примесей;

- подогрев газа (при необходимости);

- измерение расхода газа;

- автоматическое поддержание давления (редуцирование) газа (при необходимости).

7.5.8 Электропитание и управление АБТГ должно обеспечиваться агрегатной системой электроснабжения и САУ ГПА.

7.5.9 Для подогрева топливного газа могут быть применены:

- электрические подогреватели;

- газомасляные подогреватели, совмещающие функции охлаждения масла ГТУ и подогрев топливного газа;

- газоводяной подогреватель;

- другие методы.

Электроподогрев и другие методы должны обеспечивать безопасную эксплуатацию и защиту от перегрева.

Прямой (пламенный) подогрев топливного газа продуктами сгорания не допускается.

7.5.10 Фильтры топливной системы должны быть дублированы с целью проведения их обслуживания и ремонта без остановки ГПА.

7.5.11 Трубопроводы топливного газа ГПА после фильтров должны быть выполнены из нержавеющей стали.

7.5.12 Для обеспечения безопасной эксплуатации топливная система должна содержать следующие устройства:

- ручное отключение подачи топлива снаружи ГПА в удобном для персонала месте;

- автоматический (дистанционно управляемый) отключающий кран на входе топливной системы;

- автоматический стопорный клапан;

- автоматический регулирующий клапан;

- автоматический кран для стравливания газа при отключении топливной системы ГПА.


 

8 Система автоматического управления


 

8.1 САУ ГПА должна отвечать общим техническим требованиям [8].

8.2 САУ ГПА должна обеспечивать работу ГПА на всех режимах без постоянного присутствия обслуживающего персонала.

САУ ГПА должна быть единой информационно-управляющей системой ГПА, включая его основное и вспомогательное оборудование.

8.3 САУ ГПА должна иметь в своем составе следующие функциональные устройства:

- датчики технологических параметров, специализированные аппаратные средства контроля;

- ПТС, размещаемые в блок-боксах, стойках, шкафах, приборных контейнерах, на панелях;

- блок экстренного аварийного останова;

- исполнительные механизмы, задействованные в регулирующих функциях САУ;

- резервный пульт или панель управления, размещаемые, как правило, в операторной КЦ(КС);

- средства локальной связи;

- сервисные устройства.

8.4 Средства САУ относятся к особой группе электроприемников первой категории электроснабжения согласно Правилам устройства электроустановок [9]. Основное питание -  220 В, 50 Гц. Резервный источник питания -аккумуляторная батарея (220 В). Переключение САУ агрегата на резервный источник питания (при исчезновении напряжения на основном) и обратно должно осуществляться автоматически средствами САУ агрегата и не оказыватьвлияния на выполнение всех функций. Одновременное отключение обеих сетей не допускается.

Питание датчиков ГПА, а также исполнительных механизмов двигателя и нагнетателя напряжением 24 В постоянного тока осуществляется от блоков питания САУ.

8.5 САУ агрегата должна интегрироваться в цеховую систему сбора и передачи информации (SCADA). Тип интерфейсов и протоколов обмена согласовывается с разработчиком АСУ ТП КЦ.

8.6 При оснащении ГПА агрегатной установкой охлаждения газа после его компримирования САУ должна реализовывать алгоритм управления вентиляторами АВО газа.

8.7 САУ должна обладать модификационной способностью за счет возможности изменения программного обеспечения при пусконаладочных работах в условиях КС.

8.8 Требования к надежности САУ должны устанавливаться в соответствии и в обеспечение требований к надежности ГПА в целом.

8.9 САУ ГПА должна реализовывать следующие функции.

8.9.1 Функции управления:

- автоматическая реализация динамических режимов (перевод ГПА из одного статического режима в другой по заданному алгоритму) по команде оператора (в местном режиме управления), по команде САУ верхнего уровня (вдистанционном режиме управления) или при срабатывании ограничительной уставки или аварийной защиты;

- автоматический контроль времени выдачи команд на исполнительные механизмы, имеющие сигнализаторы положения на всех режимах работы ГПА;

- блокировка несанкционированных действий оператора.

8.9.2 Функции регулирования:

- стабилизация основных технологических параметров, таких как давление, расход, отношение давлений ЦБК (отклонения стабилизируемого параметра от заданного значения не должны превышать 0,5 %);

- регулирование частоты вращения роторов, включая автоматическое поддержание частоты вращения ротора ЦБК, в соответствии с заданием диспетчера (оператора) или САУ КЦ;

- ограничительное регулирование при достижении параметрами ГПА предельных значений;

- автоматический переход на альтернативные алгоритмы регулирования (стратегии выживанияЛ) при отказе отдельных измерительных каналов;

- противопомпажное регулирование и защита ЦБК (с учетом взаимодействия с цеховым уровнем регулирования);

- защита от ошибочных действий оператора.

8.9.3 Функции противоаварийной защиты ГПА:

- непрерывный анализ технологических процессов для выявления аварийных ситуаций;

- включение соответствующей аварийной защиты при достижении каким-либо параметром недопустимого значения;

- экстренный аварийный останов со стравливанием газа из контура ЦБК по упрощенному алгоритму.

8.9.4 Информационные функции:

- сбор информации с датчиков по физическим каналам связи и с интеллектуальных датчиков по уплотненным каналам связи;

- автоматический оценочный расчет в масштабе реального времени ряда косвенных параметров ГПА (отношение давлений, средняя температура газа за силовой турбиной, расход топливного газа, помпажный запас, КПД, мощностьи др.), участвующих в регулировании;

- непрерывное представление на АРМ значений измеряемых, расчетных и технологических параметров ГПА (по вызову оператора), а также значений уставок предупредительной и аварийной сигнализацией в единицах физическихвеличин по ГОСТ 8.417;

- представление на экране АРМ мнемосхем ГПА и его систем с указанием положения исполнительных механизмов;

- представление оператору аварийно-предупредительной сигнализации;

- автоматическое запоминание первопричины срабатывания аварийной сигнализации;

- предоставление оператору сообщения о блокировке ручного (дистанционного) управления исполнительными механизмами ГПА при попытке некорректного управления;

- формирование массивов информации для распечатки на принтере или записи на внешнем машинном носителе необходимой отчетной документации периодически или по вызову оператора;

- обмен информацией с САУ и АСУ вышестоящего уровня (КЦ) и со смежными системами ГПА (системой пожаротушения и контроля загазованности, системой управления МП, системой энергоучета и т.д.) по физическим иуплотненным каналам связи.

8.9.5 Функции архивирования:

- архивирование параметров ГПА с момента подачи команды пуска до окончания цикла охлаждения двигателя после останова;

- выбор архивируемых параметров персоналом (с соответствующим уровнем доступа) из списка параметров, обрабатываемых САУ ГПА.

Конкретные требования к реализации функций архивирования формируются в техническом задании на создание конкретных САУ.

8.9.6 Функции контроля (самодиагностика) САУ ГПА:

- автоматический непрерывный контроль целостности цепей управления и защиты;

- автоматический контроль исправности оборудования САУ ГПА до сменного блока;

- сигнализация отказа с указанием устройства, места, времени, даты и вида отказа;

- сигнализация сбоев в работе программного обеспечения ПТС.

8.9.7 Вспомогательные функции:

- сохранность программного обеспечения САУ ГПА и информации при полном отключении внешних источников питания;

- автоматический контроль наличия питания на основных модулях и устройствах системы;

- гальваническая развязка входных и выходных сигналов, в том числе в искробезопасном исполнении, в соответствии с ГОСТ 22782.5;

- проверка исполнения управляющих воздействий;

- блокировка сигнализации и защит и другие действия, осуществляемые персоналом, имеющим доступ соответствующего уровня.

8.10 САУ ГПА должна обеспечивать реализацию следующих технологических функций верхнего уровня:

- функционирование ОСОДУ Единой системы газоснабжения (ЕСГ) и ее элементов;

- функционирование комплексов моделирования и оптимизации магистральных газопроводов (КМО);

- функционирование системы ТОР, включая диагностические функции;

- ПЭМ;

- энергетический мониторинг, в том числе для целей нормирования и энергоаудита.

8.11 Рекомендуемый перечень параметров сигнализации, защиты и измерений приведен в таблице Е.1 (приложение Е).

8.12 Минимальные требования к точности измеряемых технологических параметров для обеспечения технологических и диагностических задач:

- давление газа на входе и выходе ГПА Б 0,02 МПа;

- температура газа на входе и выходе ГПА Б 0,2 АC;

- частота вращения ЦБК Б0,1 %;

- расход технологического газа (производительность ЦБК) Б 3-4 %;

- расход топливного газа Б 1 %.

8.13 С целью ограничения сбросов газа в атмосферу из контура нагнетателя при пуске и останове ГПА рекомендуется:

- при нормальном останове выбор алгоритма (без стравливания или со стравливанием газа из контура) осуществлять по решению оператора;

- при вынужденном автоматическом останове ГПА алгоритм останова со стравливанием газа из контура предусматривать по следующим аварийным сигналам: Неисправность уплотнения (сухогоЛ или масляного)Л, ПожарЛ, Осевой сдвиг ЦБКЛ, Вибрация ЦБКЛ, Давление смазки ЦБКЛ, Помпаж ЦБКЛ, Аварийная загазованность отсеков ГТУ и ЦБКЛ, Уровень масла в маслобаке ЦБКЛ, Исчезновение переменного напряжения в течениезаданного периодаЛ, Температура подшипников ЦБКЛ, Отказ системы магнитного подвеса ротораЛ, Аварийный останов цехаЛ; по остальным аварийным сигналам дальнейшее решение принимает оператор.


 

Примечание – Для ДКС, компримирующих сероводородосодержащий газ, устанавливаются дополнительные требования, определяемые в проекте ДКС.


 

8.14 Система (подсистема) противопомпажного регулирования и защиты ЦБК.

8.14.1 Система должна осуществлять функции противопомпажного регулирования нагнетателя на всех режимах работы путем управления клапаном рециркуляции компримируемого газа и защиты (остановки) ГПА принеустранимых помпажных явлениях.

8.14.2 Противопомпажный регулятор должен управлять клапаном рециркуляции для обеспечения перепуска газа, минимально необходимого для безпомпажной работы нагнетателя и адекватного величине и скорости действующихвозмущений.

8.14.3 Должно быть обеспечено оперативное представление режимных параметров агрегата в цифровой и графической форме, а также их запись и хранение.

Система должна работать в реальном масштабе времени и в наглядной форме отражать на экране положение рабочей точки на характеристике ЦБК и линии настройки противопомпажного регулятора.

8.14.4 Алгоритм расчета рабочей точки ЦБК должен учитывать параметры состава газа или быть независимым от них.

8.14.5 Должна быть обеспечена возможность изменения запаса производительности по помпажу – расстояния между линией настройки противопомпажных регуляторов и границей помпажа.

8.14.6 Система должна предотвращать развитие помпажных колебаний и осуществлять защиту ГПА в условиях штатных режимных изменений, а также при нештатных (аварийных) нарушениях режима работы КС.

Ориентировочный перечень возможных изменений (нарушений) режима работы КС:

- повышение или понижение давления на входе КС в пределах штатного диапазона;

- аварийный останов предыдущей или последующей КС;

- аварийный останов параллельно работающего КЦ;

- вывод на кольцоЛ и загрузка параллельно работающего КЦ;

- вывод параллельно работающих агрегатов на кольцоЛ;

- вынужденный останов параллельно работающих ГПА;

- разрыв ниток газопровода;

- несанкционированное закрытие/открытие технологических кранов КС;

- повышение гидравлических сопротивлений аппаратов и технологических коммуникаций;

- технологический процесс очистки полости газопровода;

- аварийный останов одного из последовательно работающих КЦ, аварийный останов ГПА в одном из последовательно работающих КЦ, вывод на кольцоЛ и загрузка одного из последовательно работающих КЦ ДКС;

- ошибки персонала и другие причины.

8.15 Система (подсистема) контроля и учета выбросов загрязняющих веществ АСК-ЗВ с выхлопными газами ГТУ

8.15.1 Система АСК-ЗВ предназначена для автоматического измерения текущих концентраций, определения текущей мощности выброса и определения массы валового выброса за отчетный период загрязняющих веществ – оксидовазота NOX и оксида углерода CO.

8.15.2 Допускается применение альтернативных систем АСК-ЗВ-Х без непрерывного измерения концентраций, т.е. с использованием режимных экологических характеристик ГТУ и их периодической проверкой переноснымигазоанализаторами (в зарубежной практике эти системы имеют обозначение PEMS).

8.15.3 Требования к системе АСК-ЗВ (по измеренным концентрациям)

8.15.3.1 Номенклатура, диапазоны и погрешности измерения концентраций:

- оксиды азота NOX - 0-200 (± 10) мг/м3;

- оксид углерода CO – 0-500 (± 10) мг/м3;

- кислорода О2 - 0-20,95 (± 0,2) %;

- диоксид углерода CO2 – 0-3,5 (± 0,1) %.

8.15.3.2 Система АСК-ЗВ включает следующие элементы:

- устройство отбора и транспортировки проб (не требуется при использовании методов измерения в потоке газов);

- блок анализаторов;

- устройство (или расчетный метод в составе САУ) измерения расхода продуктов сгорания;

- измерения теплотехнических параметров ГТУ (в составе САУ);

- программное обеспечение (в составе агрегатной САУ).

8.15.3.3 Устройство отбора и транспортировки проб должно соответствовать СТО Газпром 2-3.5-038 и исключить возможность конденсации влаги в процессе транспортировки.

8.15.3.4 В зависимости от особенностей конкретного типа ГТУ могут быть использованы следующие методы для определения расхода выхлопных продуктов сгорания:

- по измеренному перепаду давлений на тарированном входном устройстве осевого компрессора ГТД;

- по расходной характеристике турбины ГТУ (основной параметр – давление после компрессора ГТД);

- с применением осредняющих трубок скоростного напора в выхлопном газоходе. Должно быть обеспечено методическое и экспериментальное обоснование метода.

8.15.3.5 Представление информации осуществляется по следующим показателям:

- атмосферные условия (давление, температура, влажность);

- текущие концентрации ЗВ, мг/м3;

- текущие концентрации O2 и CO2, %;

- масса выброса ЗВ (NOX и CO) за последний час, кг/ч;

- сумма ЗВ (NOX и CO) за последние сутки, т/сут;

- сумма ЗВ (NOX и CO) за последний месяц (т/мес.) и квартал (т/кв.).

8.15.4 Требования к системе АСК-ЗВ-Х (по экологическим характеристикам ГТУ)

8.15.4.1 Система должна обеспечивать расчетное определение параметров выброса NOX и CO, базируясь на паспортных режимных экологических характеристиках и штатных измерениях теплотехнических параметров ГТУ (принеобходимости их номенклатура расширяется до требуемого объема, включая, например, влажность воздуха, расход продуктов сгорания методами по 8.15.3.4 и т.д.).

Соответствие паспортных и фактических характеристик конкретной ГТУ периодически (1–2 раза в год) контролируют переносными газоанализаторами.


 

Примечание – В настоящее время указанный принцип контроля выбросов на КС реализуется в неавтоматизированном виде на основе утвержденных инструкций.


 

8.15.4.2 Для новых ГТУ функции АСК-ЗВ-Х реализуются агрегатной САУ, для эксплуатируемых ГТУ она может быть дополнительно поставляемой системой.

8.15.4.3 Должно быть обеспечено методическое и экспериментальное обоснование метода для каждого типа ГТУ.

8.15.4.4 По результатам контрольных измерений фактических концентраций ЗВ должна быть обеспечена возможность корректировки исходных данных программного обеспечения.


 

9 Система электроснабжения и электрооборудование


 

9.1 Электроснабжение КЦ должно быть выполнено в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-051.

9.2 Электроприемники ГПА в отношении обеспечения надежности электроснабжения относятся к первой категории, а системы КИП и А, магнитных подшипников, АПЗ ГПА, аварийного освещения и аварийные маслонасосы – кособой группе из состава электроприемников первой категории в соответствии с ВРД 39-1.21-072-2003 [10].

9.3 Все электрооборудование и кабельная продукция от агрегатных щитов до потребителей ГПА, обеспечивающие функционирование ГПА, должны входить в комплект поставки ГПА. От сетей КС должен быть предусмотренподвод электроэнергии необходимых видов напряжений:

- переменного тока – 380/220 В, 50 Гц;

- постоянного тока – 220 В.

9.4 Электропитание электроприемников особой группы по переменному току осуществляется через инвертор, который должен входить в комплект поставки агрегата, или от агрегатной системы бесперебойного питания.

9.5 Основные функции агрегатной системы электроснабжения:

- обеспечение бесперебойного питания электроприемников;

- автоматическое управление по команде САУ (включение/отключение) электроприемников ГПА;

- местное и (или) дистанционное включение/отключение электроприемников ГПА;

- защита силового электрооборудования постоянного и переменного тока от перегрузки и короткого замыкания.

9.6 В состав агрегатной системы электроснабжения должны входить агрегатные щиты силовой автоматики постоянного и переменного тока, размещенные в блоке САУ, расположенном рядом с укрытием агрегата или встроенном внего.

9.7 Для электроснабжения шкафов управления агрегатных АВО газа (модульная компоновка ГПА) в блоке САУ должен быть предусмотрен распределительный двухсекционный щит с автоматическим выключателем междусекциями.

9.8 В составе агрегатных щитов должен быть предусмотрен щит вспомогательных нужд для подключения следующих нагрузок:

- маслозаправочной установки;

- электроприводов и электрообогрева кранов газовой обвязки;

- установки очистки (промывки) проточной части;

- электрообогрева ввода водопровода в укрытие ГПА;

- электрообогрева дренажных маслопроводов ГПА;

- других дополнительных нагрузок.

Для подключения передвижных установок должны быть предусмотрены розетки или ящики со штепсельными розетками на напряжение 36, 220, 380 В переменного тока.

9.9 На щитах силовой автоматики должна быть предусмотрена сигнализация, сообщающая о состоянии и аварийном отключении элементов агрегатной системы электроснабжения, с передачей сигналов САУ ГПА.

9.10 Для защиты электрооборудования от кратковременных перенапряжений, возникающих в сетях 380/220 В, источником которых являются грозовые разряды, в щитах силовой автоматики предусматриваются ограничителиперенапряжений.

9.11 В укрытии агрегата и блоке автоматики должно быть выполнено рабочее и аварийное освещение. Аварийное освещение выполняется на постоянном токе.

9.12 Все электрические соединения и цепи должны иметь возможность идентификации.

9.13 Силовые и контрольные кабели, прокладываемые на турбоблоке, должны быть стойкими к воздействиям масла, влаги и тепла. Должны быть предусмотрены меры по защите их от вибрации и механических повреждений.

9.14 Прокладка кабелей в пределах турбоблока должна обеспечивать удобство техобслуживания и ремонта механического оборудования и не повреждаться при их проведении.

9.15 Конструктивное исполнение и размещение электрощитового оборудования должны обеспечивать свободный доступ к коммутационной и пускорегулирующей аппаратуре для проведения технического обслуживания и ремонтов.


 

10 Система противопожарной защиты и загазованности


 

10.1 АПЗ ГПА предназначена для автоматического обнаружения пожара, включения сигнализации управления эвакуацией, выпуска огнетушащего вещества, контроля концентрации взрывоопасных газов по ГОСТ 12.2.047, НПБ104-03 [11].

10.2 АПЗ ГПА должна обеспечивать:

- выполнение функций автоматического контроля пожарного состояния защищаемых объектов, управления средствами оповещения и эвакуации и установками пожаротушения, обеспечивающими пожарную безопасность ГПА;

- автоматический контроль за уровнем загазованности в помещениях ГПА и формирование сигналов на включение аварийной вытяжной вентиляции;

- формирование сигналов ПожарЛ, Загазованность 10 % НПВЛ, Загазованность 20 % НПВЛ;

- формирование архивов по пожаротушению, контролю загазованности, управлению оборудованием пожаротушения и выдачей сигналов на управление вентиляцией.

АПЗ ГПА должна выполняться на основе серийных промышленных технических, информационных и программных средств, апробированных на объектах ОАО Газпром.

10.3 АПЗ ГПА должна включать:

- АУПТ с функцией пожарной сигнализации;

- систему контроля загазованности;

- систему оповещения и управления эвакуацией.

10.4 Общие требования к АПЗ ГПА по ГОСТ 12.1.004, ГОСТ 12.1.033, ГОСТ 12.3.046, ГОСТ Р 51330, НПБ 104-03 [11], НПБ 105-2003 [12], НПБ 110-2003 [13], НПБ 88-2001* [14], СНиП 21-01-97 [15], СНиП 31-03-2001 [16], СНиП41-01-2003 [17], ВРД 39-1.8-055-2002 [7], ВНТП 01/87/04-84 [18], ПБ 12-529-03 [19].

10.5 Основным режимом функционирования АПЗ ГПА должен быть автоматический. Должна также обеспечиваться возможность дистанционного, а при необходимости местного ручного управления установками пожаротушения.

10.6 Функции АПЗ ГПА должны быть обеспечены как на работающем ГПА, так и при нахождении его в резерве или ремонте.

10.7 В зависимости от компоновки ГПА могут быть применены централизованные и агрегатные (модульные) установки пожаротушения или их комбинация.

10.8 АПЗ ГПА должна обеспечивать контроль правильности выполнения функций, диагностирование технических средств, защиту от ошибочных действий персонала и несанкционированного вмешательства.

10.9 Перед входами в помещения должны быть предусмотрены устройства дистанционного пуска.

Внутри и снаружи отсеков должна быть предусмотрена сигнализация, сообщающая:

- о пожаре (звуковая и световая);

- о начале алгоритма тушения (световая).

Снаружи отсеков должна быть предусмотрена сигнализация, сообщающая:

- об отключении автоматического режима (световая);

- о повышенной и аварийной загазованности (звуковая и световая).

Допускается использовать для оповещения о пожаре и загазованности один и тот же звуковой сигнал при условии формирования различающихся сигналов.

10.10 Оборудование системы АПЗ ГПА при необходимости должно иметь документы, подтверждающие соответствие требованиям пожарной безопасности в установленном порядке.


 

11 Маслосистемы газоперекачивающих агрегатов


 

11.1 Масляные системы ГПА должны обеспечивать смазку подшипников и других элементов ГТУ и ЦБК, уплотнение вала газового компрессора (нагнетателя), а также работу систем регулирования и защиты на всех режимахработы.

11.2 В зависимости от конструкции ГПА могут быть применены разные типы масел. С точки зрения потребителя, оптимальным является применение для ГПА единого типа минерального масла.

11.3 Система охлаждения масла, как правило, прямая воздушная. Допускается применение воздушной системы охлаждения с промежуточным теплоносителем, которым может быть вода, антифриз или другие жидкости, взаимозаменяемые без дополнительных промывок системы.

Прогрессивное техническое решение – газомасляный теплообменник (топливный газ-масло).

11.4 Должна быть предотвращена возможность застывания масла в системе охлаждения и трубопроводах в зимнее время.

11.5 Главные масляные насосы, обеспечивающие маслом системы смазки и уплотнения, при работе должны, как правило, иметь привод от ГТУ и (или) ЦБК.

Пусковые насосы должны быть с приводом от электродвигателей переменного тока (380 В, 50 Гц).

При отказе главных и пусковых насосов должен быть обеспечен безопасный аварийный автоматический останов ГПА и доведение его до состояния резерва.

11.6 Подогрев масла для достижения или поддержания предпусковых условий, как правило, электрический.

11.7 Масляные баки должны быть пыле- и влагонепроницаемыми и выполнены в коррозионно-стойком исполнении. Конструкция маслобака должна обеспечивать возможность полного слива масла и очистки бака.

11.8 Количество масла в маслосистеме должно обеспечивать работу ГПА без дозаправки не менее 700 ч.

11.9 Масляная система смазки и уплотнения должна содержать фильтры тонкой (не более 10 мкм) очистки масла, снабженные сигнализаторами перепада давления и наличия стружки; должно быть обеспечено их дублирование дляпроведения обслуживания без остановки ГПА.

11.10 Должна быть предусмотрена деаэрация (дегазация) рабочего масла.

11.11 Основные требования к изготовлению, контролю и поставке АВО масла по ГОСТ Р 51364.

Автоматическое управление и регулирование АВО масла предусматривается в составе САУ ГПА.

11.12 В зависимости от конструкции ГПА должна быть обеспечена возможность заправки маслосистемы от станционной системы маслоснабжения, передвижной маслозаправочной установки или в таре, а также подключениепередвижной установки очистки масла.

11.13 Маслопроводы после фильтров должны быть выполнены из нержавеющей стали.

11.14 Должны быть предусмотрены средства для полного дренажа системы, включая охладители масла.

11.15 Все трубопроводы и арматура маслосистемы, находящиеся под давлением, должны быть стальными.


 

12 Показатели надежности и ресурса


 

12.1 Надежность ГПА в условиях и режимах эксплуатации, установленных настоящими требованиями, должна характеризоваться следующими показателями:

- средняя наработка на отказ – не менее 3500 ч;

- коэффициент готовности – не менее 0,98;

- коэффициент надежности пуска – не менее 0,95;

- средний ресурс агрегата до ремонта – не менее 25 тыс. ч.

Средний полный ресурс ГПА – не менее 100 тыс. ч. Выработка полного ресурса не должна требовать прекращения эксплуатации. В конструкции ГПА должна быть предусмотрена возможность продления полного ресурса на основеметодик обследования технического состояния оборудования, разрабатываемых совместно поставщиком и потребителем.

Средний полный ресурс газогенератора авиационного и судового типов ГТУ не должен быть менее 50 тыс. ч.

Срок службы ГПА (включая вспомогательное оборудование) по API 617 [4] и API 616 [5] – не менее 20 лет.

12.2 Отказом ГПА считают любой останов ГПА по сигналу агрегатной САУ или вынужденный останов, выполненный обслуживающим персоналом, из-за нарушения работоспособности ГПА и его систем.

Предельное состояние ГПА определяют в соответствии с ГОСТ 27.002 и ГОСТ 27.003. Критерии предельных состояний должны быть определены в эксплуатационной документации с указанием необходимых действий посленаступления предельного состояния (необходимость ремонта или списания).

12.3 Показатели надежности и ресурса проверяют по статистическим данным объектов эксплуатации в соответствии с ГОСТ 27.410, ГОСТ Р 52527.

12.4 Класс использования ГПА – базовый по ГОСТ 28775.

12.5 Межремонтные и полный ресурсы ГПА и их элементов должны обеспечиваться при любых сочетаниях эксплуатационных режимов в пределах ограничений, установленных эксплуатационной документацией.


 

13 Техническое обслуживание и ремонт


 

13.1 Конструкция ГПА должна обеспечивать следующую примерную программу технического обслуживания и ремонта согласно ГОСТ Р 52257:

- ежедневное техническое обслуживание работающего ГПА (без потребности в оперативном персонале в вечернее и ночное время);

- техническое обслуживание во время работы;

- регламентное (плановое) техническое обслуживание и (или) текущий ремонт;

- средний ремонт (с инспекцией и ремонтом высокотемпературной части ГТУ и проточной части ЦБК);

- капитальный ремонт.

Периодичность и объем ТОР определяются документацией разработчика (поставщика) или специализированной организацией.

Сроки проведения ремонта вспомогательного оборудования, САУ, КИП, электрооборудования и др. должны увязываться с ТОР основного оборудования (ГТУ, ЦБК) при всех видах ремонта.

13.2 Массогабаритные показатели узлов и элементов ГПА, предназначенных для ремонта на заводах-изготовителях или специализированных ремонтных базах (двигатели и их модули, роторы и другие узлы), должны обеспечиватьвозможность их транспортировки существующими видами транспорта (включая авиатранспорт).

13.3 Программа технического обслуживания, эксплуатации и ремонта ГПА должна включать документацию согласно ГОСТ 2.601, ГОСТ 2.602 и ГОСТ 23660.

Эксплуатационная и ремонтная документации представляются на бумажных и электронных носителях.

В комплекте документации по техническому обслуживанию и ремонтам должно быть определено:

- содержание и объем проверки и испытаний на работающем, резервном и остановленном ГПА;

- масса и габариты наиболее тяжелых деталей, ремонтируемых на месте или транспортируемых в ремонтные центры (заводы);

- требования к подъемно-транспортному оборудованию и приспособлениям для разборки и сборки на месте и транспортирования в ремонтные центры;

- табель оснащения инструмента, приспособлений и средств малой механизации;

- нормы браковки (критерии годности) узлов и деталей в условиях КС и ремонтных баз;

- нормы расхода материалов, реагентов и запасных частей;

- технологические процессы основных ремонтных операций с указанием норм времени и квалификации исполнителей.


 

14 Требования безопасности и охраны окружающей среды


 

14.1 Конструкция ГПА должна быть выполнена с учетом требований безопасности по ГОСТ 28775, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.016, ГОСТ 12.1.030, ГОСТ 12.2.049, ГОСТ 12.1.012, ГОСТ 12.1.004, ГОСТ Р 51330.0.

14.2 Категорирование зон и помещений по классу взрывобезопасности производят по ГОСТ Р 51330.0, СТО Газпром 2-3.5-051, ПУЭ [9], НПБ 105-2003 [12].

Исполнение электрооборудования, расположенного в помещениях, отсеках и снаружи ГПА, по виду взрывозащиты должно соответствовать требованиям ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51330.3, ГОСТ Р 51330.5, ПУЭ [9] и НПБ 105-2003 [12].

Прогрессивное требование: исполнение всего оборудования в едином помещении для ГТУ и нагнетателя.

14.3 Электрооборудование ГПА по электробезопасности должно соответствовать ГОСТ 12.1.019, ГОСТ 12.1.030, ГОСТ 12.1.038.

14.4 Общие требования к взрывоопасности, взрывопредупреждению и взрывозащите должны соответствовать ГОСТ 12.1.010, ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51330.11, ПУЭ [9], НПБ 105-2003 [12].

14.5 ГПА и его системы должны иметь защитное заземление.

14.6 Допустимый уровень вибраций на рабочих местах определяют по ГОСТ 12.1.012, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 29328.

14.7 В системе управления пуском должен быть предусмотрен период автоматического вентилирования с длительностью, достаточной для удаления утроенного объема воздуха, заключенного во всем газовоздушном тракте ГТУ, включая выхлопную трубу, после чего может быть произведено зажигание.

14.8 Система регулирования подачи топлива должна содержать стопорный клапан (нормально закрытым при неработающем ГПА), не открывающийся до достижения условий, при которых может быть произведено зажигание, изакрывающийся при всех остановках, включая исчезновение управляющего сигнала, обеспечивая полное прекращение подачи топлива.

14.9 Регулирующий топливный клапан (дозатор) ГТУ должен закрыться при всех видах остановок.

14.10 Агрегат должен иметь конструкцию, компоновку оборудования и трубопроводов, которые обеспечивают условия работы обслуживающего персонала в соответствии с действующими государственными требованиями охранытруда (размеры площадок обслуживания, доступность мест обслуживания, освещенность, отопление и др.).

14.11 Горячие поверхности ГПА в местах возможного контакта обслуживающего персонала должны быть закрыты теплоизолирующими кожухами (изоляцией) и обозначены знаками безопасности в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026.

Температура наружных поверхностей ГПА или ограждающих устройств в местах возможного контакта должна соответствовать СП 2.2.2.1327-2003 [20].

14.12 Защитные ограждения движущихся частей и механизмов оборудования должны быть установлены в соответствии с ГОСТ 12.2.062.

Площадки обслуживания и лестницы должны быть спроектированы с учетом требований ГОСТ 23120, ГОСТ 24258 и ПБ 08-624-2003 [21].

14.13 Конструкция ГПА должна обеспечивать санкционированный доступ к элементам управления и обслуживания, узлам, требующим проверки и регулирования, а также удобства монтажа и ремонта, и безопасности условийтруда.

14.14 Общая освещенность оборудования, размещаемого в блоках (индивидуальном здании), должна соответствовать действующим нормам с учетом возможности проведения ремонтных работ. Должно быть предусмотреноаварийное освещение.

14.15 Конструкция ГПА не должна допускать попадания паров масла во всасывающий патрубок компрессора и блоки и должна обеспечивать отвод их в атмосферу через сепараторы для улавливания масла, которые должны бытьпредусмотрены на всех масляных линиях суфлирования.

14.16 В конструкции масляной системы должны быть предусмотрены меры по предотвращению утечек масла, разрывов маслопроводов, возможности попадания масла на горячие части агрегата.

Все маслопроводы, находящиеся под давлением, должны быть стальными.

14.17 Для элементов ГПА, подведомственных Ростехнадзору, должна быть предусмотрена техническая возможность проведения всех операций периодического освидетельствования.

14.18 Диски силовой турбины не должны разрушаться в случае несрабатывания систем защиты по предельной частоте вращения.

При превышении предельной частоты вращения разрушение лопаток силовой турбины должно предшествовать разрушению дисков. Конструкция ГТУ должна обеспечивать локализацию и сведение к минимуму возможныхпоследствий обрывов рабочих лопаток компрессора и турбин ГТД, последствий разрушения ротора пускового устройства в случае непредвиденной раскрутки и разрушения, а также механические мероприятия, предотвращающиеопасные последствия нарушения связи силовая турбина–ЦБК.

14.19 Общие требования защиты от шума:

- эквивалентный уровень звука на маршруте регламентного обслуживания работающих ГПА не должен превышать 80 дБА за рабочую смену (восьмичасовой рабочий день);

- соблюдение допустимых уровней звукового давления в октавных полосах частот и уровней звука в рабочих зонах на территории КС в соответствии с ГОСТ 12.1.003 с учетом одновременной работы нескольких ГПА и другогооборудования КС;

- соблюдение допустимых уровней звукового давления в октавных полосах частот и уровней звука на расстоянии 700 м от КС с учетом одновременной работы нескольких ГПА и другого оборудования КС в соответствии с СН2.2.4/2.1.8.562-96 [22].

14.20 Должны быть предусмотрены глушители шума на свечах пускового газа и продувочной свече контура нагнетателя.

14.21 Содержание оксидов азота NOX и оксида углерода CO в отработавших газах (в сухихЛ продуктах сгорания при 0 АC и 0,1013 МПа, и условной концентрации 15 % O2) не должны превышать, мг/м3:

- требования ГОСТ 28775 - 150 (NOX) и 300 (CO);

- низкоэмиссионные камеры сгорания – 100;

- малоэмиссионные камеры сгорания – 50.

Должно быть предусмотрено штатное устройство для отбора проб выхлопных газов с целью периодического контроля концентраций загрязняющих веществ согласно ГОСТ Р ИСО 11042-1 и СТО Газпром 2-3.5-038.

14.22 Выхлопное устройство должно обеспечивать рассеивание вредных выбросов по ГОСТ 12.1.007 в атмосферу до уровня предельно допустимых концентраций в рабочей зоне согласно ГОСТ 12.1.005, ГН 2.2.5.1313-03 [23] сучетом одновременной работы нескольких ГПА согласно проекту КС.

14.23 Для обеспечения требований санитарных норм в окружающей среде по ГН 2.1.6.1338-03 [24] (населенные пункты за пределами санитарно-защитной зоны КС), возникающих в неблагоприятных условиях, агрегаты должныиметь кроме основного исполнения варианты выхлопных устройств увеличенной до 30-40 м высоты.

14.24 Компрессорное оборудование должно быть окрашено согласно ГОСТ Р 12.4.026.

14.25 Требования к температуре, влажности и подвижности воздуха в рабочей зоне в зданиях, укрытиях и блок-контейнерах – по ГОСТ 12.1.005, СанПиН 2.2.4.548-96 [25].

Для агрегатов в блок-контейнерах и укрытиях (ангарах):

- на работающем агрегате рабочие зоны не имеют постоянных рабочих мест по ГОСТ 12.1.005;

- на неработающих агрегатах в периоды техобслуживания и ремонта рабочие зоны приобретают категории постоянных рабочих мест по ГОСТ 12.1.005.

14.26 Детали и сборочные единицы массой выше 20 кг должны иметь приспособления для подъема, опускания и удержания на весу при монтажных и ремонтных работах. Для проведения технического обслуживания и ремонтадолжен применяться специальный инструмент.

14.27 При достижении содержания горючих газов в воздухе помещений 10 % от НПВ должна автоматически включаться аварийная вытяжная вентиляция, а при содержании горючих газов выше 20 % от НПВ эксплуатация ГПАдолжна быть прекращена.

14.28 Свечи обвязки ГТУ и ЦБК должны быть выведены на 2 м выше верхней образующей кровли здания (укрытия).

14.29 Конструктивное решение сбросных свечей не должно в нормальном и аварийном режиме работы ГПА образовывать зон пожароопасных концентраций газа в пределах высоты рабочей зоны – 2 м.

14.30 Конструктивное решение компоновки ГПА должно обеспечивать отсутствие людей в районе выхода отработавших газов при работе ГПА.

14.31 Свечи для сброса газа, а также продувочные патрубки запрещается устанавливать вблизи мест выброса отработанных газов двигателя.

14.32 Запорная и регулирующая арматура в технологической обвязке ГПА, в обвязке по топливному и пусковому газу (воздуху) ГПА, пусковая и топливная системы, системы электроснабжения и автоматического управления, выведенного в ремонт ГПА, электрооборудование должны предусматривать возможность быть приведенными в состояние, обеспечивающее безопасность ремонта и обслуживания.

14.33 Проход вала привода нагнетателя через разделительную стенку между помещениями двигателя и ЦБК должен быть герметичным.

14.34 Не допускается сброс теплоносителя из системы утилизации тепла в рабочую зону обслуживающего персонала.

14.35 Конструкция зданий (укрытий, ангара) не должна способствовать образованию скоплений снега и льда.


 

15 Транспортирование, хранение, упаковка


 

15.1 Блоки (составные части) ГПА должны обеспечивать возможность их транспортировки железнодорожным, водным или специальным автомобильным транспортом.

15.2 Условия хранения технологических средств САУ устанавливают в технических условиях на ГПА.

Условия хранения запасных частей, инструментов, расходных материалов должны соответствовать группе 1 (Л) по ГОСТ 15150.

15.3 Упаковка должна обеспечивать сохраняемость составных частей ГПА при хранении и транспортировке в условиях 8 (ОЖЗ) по ГОСТ 15150, а в части механических воздействий – условиях группы (Ж) по ГОСТ 23170 в течение24 месяцев со дня отгрузки с предприятия-изготовителя.

15.4 Консервация ГПА должна проводиться методами и средствами, не требующими разборки оборудования при монтаже и расконсервации.

Срок действия консервации должен составлять не менее 24 месяцев со дня отгрузки оборудования изготовителем.

15.5 Изготовителем должна быть разработана технология погрузочно-разгрузочных работ блоков ГПА и предусмотрены соответствующие технические средства.


 

16 Приемка. Типы испытаний


 

16.1 Порядок испытаний опытных образцов и постановки на производство ГПА – в соответствии с ГОСТ Р 15.201.

16.2 Для приемочных испытаний предъявляют головной образец в комплектации, предусмотренной техническими условиями, оснащенный системой измерений и успешно прошедший предварительные испытания.

Приемочные испытания проводятся по программам и методикам, согласованным между разработчиком (поставщиком) и потребителем ОСТ 153-00.0-002.

Как правило, в рамках предварительных и приемочных испытаний ГПА должен отработать под нагрузкой на опытно-промышленной или штатной КС не менее 5000 ч без замен базовых элементов (двигателей, ходовых и проточныхчастей ЦБК).

Приемочные испытания могут быть проведены раздельно на двух объектах: проверка параметров – на стенде, длительные испытания – на КС.

16.3 Серийные ГПА подвергают приемосдаточным, эксплуатационным и периодическим испытаниям в соответствии с ГОСТ 28775, ГОСТ 16504.

16.4 Допускается раздельное проведение приемосдаточных испытаний на предприятиях-изготовителях составных элементов ГПА (ГТУ или ГТД, ЦБК, САУ, ВОУ, регенератор, утилизатор тепла и др.).

16.5 Приемосдаточные испытания ГПА и (или) их элементов проводят, как правило, совместно с группами ведомственной приемки ОАО Газпром по программам и методикам, согласованным между разработчиком(поставщиком) и потребителем.

Основные положения программ и методик испытаний должны быть отражены в технических условиях конкретных типов ГПА.

16.6 При приемосдаточных испытаниях ГТУ (двигателя) в качестве нагрузки могут быть применены различные стендовые устройства при условии обеспечения необходимой точности проверки рабочих характеристик.

Допускается проведение испытаний с частотой вращения ротора силовой турбины ниже номинальной при методическом обосновании, согласованном между разработчиком (поставщиком) и потребителем.

16.7 Приемосдаточные испытания ЦБК проводят на стенде завода-изготовителя по программе и методике, согласованной между изготовителем и потребителем.

16.8 Эксплуатационные испытания проводят на КС по программам и методикам, согласованным между разработчиком (поставщиком) и потребителем.

Основные положения программ и методик испытаний должны быть отражены в технических условиях конкретных типов ГПА.

В рамках эксплуатационных испытаний проверяют показатели функциональной и технической эффективности (мощность, КПД), уровни вибрации и эмиссии (NOX и CO) продуктов сгорания, надежность защитных устройств, работу систем ГПА, надежность пусков, комплексное опробывание ГПА. При успешном проведении испытаний ГПА принимается потребителем.

16.9 Периодические испытания проводят на предприятии-изготовителе и (или) на месте постоянной эксплуатации. Все измерения и проверки допускается проводить на различных ГПА независимо друг от друга.

Периодичность испытаний устанавливается в технических условиях на ГПА конкретных типов.


 

17 Гарантии поставщика


 

17.1 Поставщик должен гарантировать соответствие ГПА требованиям технических условий и стандартов при соблюдении условий транспортирования, хранения, монтажа и эксплуатации.

17.2 Объем и длительность гарантийных обязательств поставщика устанавливается в соответствии с договором поставки, но не менее, чем по ГОСТ 28775, в соответствии с классификацией.


 

18 Общие требования к технико-коммерческим предложениям на поставку газоперекачивающих агрегатов


 

18.1 Технико-коммерческое предложение на поставку ГПА должно обеспечивать возможность объективной оценки их технико-экономических показателей и качества в рамках конкурсных процедур.

18.2 Исходные требования (техническое задание) заказчика должны разрабатываться с учетом требований настоящего стандарта и других отраслевых и государственных, национальных стандартов и нормативных документов ОАОГазпромЛ, относящихся к техническим и организационным вопросам поставки ГПА.

18.3 Исходные требования (техническое задание) должны содержать технологические режимы ГПА (производительность, давления, температуры и состав компримируемого газа):

- для линейных КС, как правило, – среднеквартальные параметры режимов проектной производительности и пропускной способности по СТО Газпром 2-3.5-051 (включая этапы ввода для новых газопроводов);

- для дожимных КС – параметры технологического развития по этапам разработки месторождений;

- для КС ПХГ, как правило, – среднемесячные параметры графика закачки (и при необходимости компрессорного отбора).

18.4 Технико-коммерческое предложение должно содержать информацию, характеризующую квалификацию поставщика ГПА и субпоставщиков по основным элементам:

- местоположение производственных мощностей;

- наличие сертифицированной системы качества производства;

- способность производства обеспечить поставку заказываемого количества ГПА в требуемые сроки;

- опыт эксплуатации данной продукции, референц-листЛ;

- система испытаний.

18.5 Технические характеристики (показатели) технико-коммерческого предложения должны содержать:

- объем (комплектность) поставки;

- массогабаритные характеристики;

- технические показатели ГПА и его элементов; рекомендуется применять номенклатуру показателей (data sheet) по стандарту API 616 [5] и API 617 [4];

- экологические показатели;

- расходные показатели, необходимые для расчета стоимости жизненного цикла (топливо, электроэнергия, масло, расходные материалы);

- программу технического обслуживания и ремонта и рекомендации по их поддержке.

18.6 Технико-коммерческое предложение должно содержать коммерческие данные, необходимые для оценки стоимости жизненного цикла (или стоимости владения):

- стоимость и условия поставки ГПА;

- расчет затрат на ремонтное обслуживание на весь период жизненного цикла, включая стоимость заменяемых базовых элементов (ГТД, сменная проточная часть ЦБК и т.д.).


 

Приложение А

(справочное)


 

Диаграмма режимов центробежного газового компрессора (центробежного нагнетателя)


 


 

Рисунок А.1


 

Частота вращения ротора:

n0 - номинальная (100 %);

nр – нормальная рабочая (приблизительно 0,97-0,98Зn0);

nmax - максимальная рабочая (1,05Зn0);

nmin – минимальная рабочая (0,5–0,7-п0).

Режимные точки:

A и C – спецификационные рабочие точки;

B - нормальная рабочая точка;

D – расчетная точка.


 

Приложение Б

(справочное)


 

Рекомендуемый ряд расчетных давлений центробежного газового компрессора (центробежного нагнетателя)


 

Таблица Б.1


 


 


 

Приложение В

(справочное)


 

Современный технический уровень эффективности центробежного газового компрессора (центробежного нагнетателя)


 

Таблица В.1


 

Классмощности, МВт

Отношениедавления

Политропный КПД, %, при выходном давлении, МПа

2,0

2,8

4,0

4,5

5,5

6,0

6,5

7,45

9,5

12,5

14,7

15,7

2,0-4,0

1,25


 


 


 


 

8,4


 


 


 


 


 


 


 

2,7


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 

72


 

6,0-8,0

1,25


 


 

82


 

85

80


 

80


 


 


 


 

1,44


 


 

80

80

82


 


 

84


 


 


 


 

1,70


 

80

78

78

80


 

80

82


 

76


 


 

2,20

77

75

76


 

75


 

75

76


 

76

74

74

10,0-12,5

1,25


 


 


 


 

85


 


 

85


 


 


 


 

1,35


 


 


 


 

83


 


 


 


 


 


 


 

1,44


 


 


 


 

84


 


 

85


 


 


 


 

1,50


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 

1,70


 


 

78


 


 


 


 


 

80


 


 


 

2,40


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 

70

5,00


 


 


 


 


 


 

78


 


 


 


 


 

16,0-25,0

1,25


 


 


 


 

85


 


 

85


 


 


 


 

1,35


 


 


 


 


 


 


 

84


 


 


 


 

1,44


 


 

82


 

85


 


 

86

82


 


 


 

1,70


 

74


 

80

78


 


 

80

78

78

70


 

2,20

80


 

80


 

80


 


 

75


 


 

70


 

3,00


 

74


 


 


 

78


 


 


 


 


 


 


 

Примечание – Показатели относятся к серийной товарной продукции. Перспективные разработки и прототипымогут иметь показатели КПД на 1,5 % – 3,0 % больше.


 


 

Приложение Г

(справочное)


 

Современный технический уровень эффективности газотурбинной установки


 

Таблица Г.1


 

Класс мощности, МВт

КПД ГТУ (станционные условия), %

авиационные (судовые) простого цикла

промышленныепростого цикла

промышленныерегенеративного цикла

2,0-4,0

26,0-30,0

26,0-27,5

32,0-36,0

4,0-8,0

29,0-33,5

28,0-33,0

32,0-34,5

10,0-12,5

31,0-34,5

29,0-34,0

32,0-35,0

16,0-31,5

34,0-40,0

32,0-36,0

34,5-36,5


 

Примечания

1 Станционные условия: +15 АC, 0,1013 МПа; потери давления во входном и выхлопном трактах: около 1000 Па, на выхлопе – около 1000 Па.

2 Показатели относятся к серийной товарной продукции мирового рынка ГТУ. Перспективные разработки ипрототипы могут иметь показатели КПД на 1,5-2,0 % больше.


 


 

Приложение Д

(справочное)


 

Характеристика природно-климатических зон по условиям пылеобразования


 

Таблица Д.1


 

Природно-климатическаязона

Среднесуточнаятемпература воздуха, АC

Годовоеколичествоосадков, мм

Среднегодоваяскоростьветра, м/с

Среднегодоваяконцентрацияпыли, мг/м3

Максимальнаяконцентрация пыли(повторяемостьменее 1 %), мг/м3

январь

июль

Тундра

минус 23,0 -минус 27,0

13-14

300-400

5,1-6,2

0,02

0,5

Лесотундра

минус 23,0 –минус 25,0

14-15

400-450

2,9-3,6

0,12

6,2

Тайга и смешанныелеса

минус 10,0 -минус 24,0

15-18

400-600

4,0-4,5

0,06

0,7

Лесостепь и степь

минус 3,0 -минус 17,0

18-24

250-500

3,8-4,4

0,26

6,0

Полупустыня

минус 12,5 -плюс 2,0

24-27

110-250

3,7-4,5

0,68

13,1

Пустыня

минус 8,0 –плюс 2,0

20-32

80-200

2,3-5,5

1,57-2,84

13,1-30,6


 


 

Приложение Е

(справочное)


 

Перечень параметров сигнализации, защиты и измерения


 

Таблица Е.1


 

Наименование параметра

Вид сигнализации, защиты, измерения

Частота вращения роторов турбин

А1; И

Частота вращения ротора газового компрессора

А1; И

Частота вращения ротора пускового устройства

A1

Мощность на муфте ГТУ – газовый компрессор

И

Температуры и их разность на выходе из ГТУ

И; П1; А1

Разность температур газа на выходе из ГТУ

И; П1

Наличие факела в камере сгорания

А

Вибрация ГТУ и газового компрессора

И; П1; А1

Осевое положение роторов турбины и газового компрессора

И; П1,2; А1,2

Давление масла смазки ГТУ и газового компрессора

И; П2; А2

Температура масла смазки ГТУ и газового компрессора

И; П1; А1

Температура вкладышей подшипников или масла на сливе

И; П1; А1

Уровень масла в маслобаках

И; П2

Уровень масла в аккумуляторе масла

И; П2

Перепад давления масло-газЛ в системе

И; П2; А2

Давление масла или воздуха в системе защиты

И; А2

Давление топливного газа

И; П2; А2

Температура топливного газа

И; П2

Расход топливного газа

И

Давление пускового газа

И; П1; А1

Разрежение на входе компрессора

И; П1

Неисправность воздухозаборного устройства (отключен вентиляторотсоса, открыта дверь)

И; П

Температура атмосферного воздуха

И

Температура после компрессора

И

Давление после компрессора

И

Температура перед компрессором

И

Давление масла после главных, вспомогательных и аварийных насосов

И; П2

Давление масла в системе регулирования

И; П2; А2

Перепады давления на масляных фильтрах систем смазки, регулирования и уплотнения

И; П1

Давление газа на входе газового компрессора

И

Давление газа на выходе газового компрессора

И; П1

Температура газа на входе газового компрессора

И

Температура газа на выходе газового компрессора

И; П1

Расход газа через газовый компрессор

И

Открытие противопомпажного крана газового компрессора (режимблизок к помпажу)

П

Давление масла уплотнения газового компрессора

И; П2

Самопроизвольная перестановка кранов газового компрессора

А

Неправильная последовательность пусковых операций

А

Включение в работу резервных и вспомогательных насосов

П

Включение противообледенительной системы

С

Напряжение постоянного тока

И

Неисправность системы управления

С

Уровень концентрации газа в кожухе ГТУ, контейнере ГПА, вовходной камере компрессора ГТУ

И; П1; А1

Температура в кожухе ГТУ

И; П1; А1

Перепад давления в кожухе ГТУ

И; П2; А2

Пожар в кожухе ГТУ, контейнере ГПА или здании

А

Авария на компрессорной станции

А

Количество пусков

И

Количество часов работы под нагрузкой

И

Состояние ГПА (готов к пуску, пуск, работа, авария, неисправность)

С

Положение механизмов ГПА (насосов, вентиляторов, запорнойарматуры и др.)

С

Снижение количества буферного газа на подаче в ГДУ

П2; А2

Предельное значение первичной утечки в ГДУ

П1; А1

Снижение давления разделительного воздуха (азота) на подаче в ГДУ

П2; А2

Предельное значение перепада на фильтрах ГДУ

П2

Нарушение целостности разрывной мембраны ГДУ

А

Отказ системы управления магнитными подшипниками ЦБК

А


 

Буквенные обозначения:

П - предупредительная сигнализация на щите управления ГПА;

А – аварийная сигнализация и команда на останов ГПА;

И - измерение параметра;

С – сигнализация о состоянии и положении ГПА и его механизмов

Индексы:

1- превышение параметра;

2 – падение до опасного недопустимого значения.


 

Библиография


 

[1]

Руководящий документ ОАОГазпромЛ РД 51-165-92

Временная инструкция по учету валовых выбросовоксидов азота и оксида углерода газотурбинных установокна компрессорных станциях по измеренным параметрамработы ГПА

[2]

Строительные нормы и правилаСНиП 2.01.07-85*

Нагрузки и воздействия

[3]

Ведомственный руководящийдокумент ОАО Газпром

ВРД 39-1.10-006-2000*

Правила технической эксплуатации магистральныхгазопроводов

[4]

Международный стандарт

API STANDARD 617

Axial and Centrifugal Compressors and Expander-compressors for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services

[5]

Международный стандарт

API STANDARD 616

Gas Turbines for the Petroleum, Chemical, and Gas Industry Services

[6]

Типовые технические требования к газодинамическим уплотнениям центробежныхнагнетателей природного газа и системам, обеспечивающим их работоспособность(утверждены членом Правления, начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО Газпром Б.В. Будзуляком 10.10.2006)

[7]

Ведомственный руководящийдокумент ОАО Газпром

ВРД 39-1.8-055-2002

Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и КС ПХГ

[8]

Система автоматического управления газоперекачивающими агрегатами. Общие техническиетребования (утверждены начальником Департамента по транспортировке, подземномухранению и использованию газа ОАО Газпром Б.В. Будзуляком 07.03.2006)

[9]

Правила устройства электроустановок (ПУЭ). 7-е изд. (утверждены приказом МинэнергоРоссии от 08.07.2002 № 204)

[10]

Ведомственный руководящийдокумент ОАО Газпром

ВРД 39-1.21-072-2003

Категорийность электроприемников промышленныхобъектов ОАО Газпром

[11]

Нормы пожарной безопасности НПБ104-03

Система оповещения и управления эвакуацией людейпри пожарах в зданиях и сооружениях

[12]

Нормы пожарной безопасности НПБ105-2003

Определение категорий помещений и зданий повзрывопожарной и пожарной опасности

[13]

Нормы пожарной безопасности НПБ110-2003

Перечень зданий, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установкамипожаротушения и автоматической пожарнойсигнализацией

[14]

Нормы пожарной безопасности НПБ88-2001*

Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы иправила проектирования

[15]

Строительные нормы и правилаСНиП 21-01-97

Пожарная безопасность зданий и сооружений

[16]

Строительные нормы и правилаСНиП 31-03-2001

Производственные здания

[17]

Строительные нормы и правилаСНиП 41-01-2003

Отопление, вентиляция и кондиционирование

[18]

Ведомственные нормытехнологического проектированияВНТП 01/87/04-84

Объекты газовой и нефтяной промышленности, выполняемые с применением блочных и блочно-комплектных устройств. Нормы технологическогопроектирования

[19]

Правила безопасностиГосгортехнадзора России

ПБ 12-529-03

Правила безопасности систем газораспределения игазопотребления

[20]

Санитарно-эпидемиологическиеправила СП 2.2.2.1327-2003

Гигиенические требования к организациитехнологических процессов, производственногооборудования и рабочему инструменту

[21]

Правила безопасностиГосгортехнадзора России

ПБ 08-624-2003

Правила безопасности в нефтяной и газовойпромышленности

[22]

Строительные нормы

СН 2.2.4/2.1.8.562-96

Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилойзастройки

[23]

Гигиенические нормы

ГН 2.2.5.1313-03

Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредныхвеществ в воздухе рабочей зоны

[24]

Гигиенические нормы

ГН 2.1.6.1338-03

Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухенаселенных мест

[25]

Санитарно-эпидемиологическиеправила и нормы

СанПиН 2.2.4.548-96

Гигиенические требования к микроклиматупроизводственных помещений


 


 

Ключевые слова: типовые технические требования, газотурбинные газоперекачивающие агрегаты, газотурбинные установки, центробежные газовые компрессоры, надежность, безопасность, приемка, гарантии.


 


 

Содержание


 

Введение

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины, определения и сокращения

3.1 Термины и определения

3.2 Сокращения

4 Комплектность газоперекачивающих агрегатов

5 Общие требования к газоперекачивающим агрегатам

6 Центробежный газовый компрессор

7 Газотурбинная установка

7.1 Общие требования к газотурбинной установке

7.2 Воздухозаборная система

7.3 Выхлопная система

7.4 Пусковая система

7.5 Топливная система

8 Система автоматического управления

9 Система электроснабжения и электрооборудование

10 Система противопожарной защиты и загазованности

11 Маслосистемы газоперекачивающих агрегатов

12 Показатели надежности и ресурса

13 Техническое обслуживание и ремонт

14 Требования безопасности и охраны окружающей среды

15 Транспортирование, хранение, упаковка

16 Приемка. Типы испытаний

17 Гарантии поставщика

18 Общие требования к технико-коммерческим предложениям на поставку газоперекачивающих агрегатов

Приложение А (справочное) Диаграмма режимов центробежного газового компрессора (центробежного нагнетателя)

Приложение Б (справочное) Рекомендуемый ряд расчетных давлений центробежного газового компрессора (центробежного нагнетателя)

Приложение В (справочное) Современный технический уровень эффективности центробежного газового компрессора (центробежного нагнетателя)

Приложение Г (справочное) Современный технический уровень эффективности газотурбинной установки

Приложение Д (справочное) Характеристика природно-климатических зон по условиям пылеобразования

Приложение Е (справочное) Перечень параметров сигнализации, защиты и измерения

Библиография