СТО Газпром 2-3.5-230-2008

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-3.5-230-2008

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-3.5-230-2008

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ТИПОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВАМ ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ

СТО Газпром 2-3.5-230-2008

Дата введения - 2008-12-30

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН

Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

 

2 ВНЕСЕН

Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

 

3 УТВЕРЖДЕН

Распоряжением ОАО «Газпром» от 15 июля 2008 г. № 197

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

с 30.12.2008

 

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

Введение

Настоящий стандарт разработан в соответствии:

- с Перечнем приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006 - 2010 гг., утвержденным Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером от 11.10.2005 № 01-106, п. 4.2 «Развитие технологий и совершенствование оборудования для обеспечения надежного функционирования ЕСГ, включая методы и средства диагностики и ремонта»;

- Программой научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2006 г., утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером от 10.02.2006 № 01-20.

Стандарт содержит основные технические требования к цеховым установкам очистки транспортируемого и подготовки топливного, пускового и импульсного газа, газа на собственные нужды компрессорных станций газотранспортных систем с учетом:

- опыта эксплуатации компрессорных цехов;

- требований новых нормативных документов;

- прогресса в области техники и технологии.

Целью разработки настоящего стандарта является повышение эффективности и надежности проектируемых и реконструируемых устройств подготовки газа на компрессорных станциях.

Стандарт разработан авторским коллективом в составе: В.В. Пчелкин, О.В. Лисицына, Д.И. Сивков (ООО «ВНИИГАЗ»).

Содержание

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины, определения и сокращения

4 Основные положения

5 Установки очистки транспортируемого газа

5.1 Назначение и функции установок очистки транспортируемого газа

5.2 Общие требования к установкам очистки транспортируемого газа

5.3 Требования к устройствам и аппаратам установок очистки транспортируемого газа

6 Установки подготовки топливного, пускового и импульсного газа

6.1 Назначение и функции установок

6.2 Общие требования к установкам

6.3 Требования к основным блокам и системам установок

6.4 Требования к электроснабжению

7 Требования безопасности и охраны окружающей среды

8 Требования по контролю и приемке установок подготовки газа

9 Транспортирование, хранение, упаковка

10 Гарантии изготовителя

Приложение А (справочное) Параметры топливного и пускового газов для различных типов газоперекачивающих агрегатов

Библиография

 

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает типовые технические требования к устройствам подготовки газа на компрессорных станциях и предназначен для использования газотранспортными и проектными дочерними обществами (организациями) ОАО «Газпром» при разработке исходных требований и технических заданий на вновь разрабатываемые, модернизируемые и реконструируемые устройства подготовки компримируемого газа и газа собственных нужд компрессорных станций, а также при проектировании компрессорных станций и подготовке технической части конкурсной документации на эти устройства.

1.2 Настоящий стандарт дополняет СТО Газпром 2-3.5-051 и ВРД 39-1.8-055-2002 [1].

1.3 Настоящий стандарт распространяется на устройства подготовки газа комплектной поставки, используется при формировании требований к элементам и системам устройств подготовки топливного, пускового и импульсного газа для реконструируемых объектов.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

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

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

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

ГОСТ 15.309-98 Система разработки и постановки продукции на производство. Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения

ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема

ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

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

ГОСТ 23170-78 Упаковка для изделий машиностроения. Общие требования

ГОСТ 28338-89 Соединения трубопроводов и арматура. Проходы условные (размеры номинальные). Ряды

ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения

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 51330.5-99 (МЭК 60079-4-75) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ Р 51330.11-99 (МЭК 60079-12-78) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

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

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

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

СТО Газпром 2-3.5-138-2007 Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и их системам

СТО Газпром 2-6.2-149-2007 Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром»

СТО Газпром РД 1.14-127-2005 Нормы искусственного освещения

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. 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 В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

3.1.1 блок очистки газа: Устройство для очистки топливного, пускового, импульсного газа и газа для собственных нужд от жидкости и механических примесей.

3.1.2 блок осушки газа: Устройство для осушки газа.

3.1.3 блок подготовки топливного газа: Устройство для редуцирования и поддержания заданного давления топливного газа.

3.1.4 блок редуцирования газа: Совокупность оборудования, предназначенного для непрерывного снижения и автоматического поддержания заданного давления газа.

3.1.5 газ: Природный газ, транспортируемый по магистральному газопроводу.

3.1.6 газоперекачивающий агрегат; ГПА: Установка, включающая в себя газовый компрессор (нагнетатель), привод (газотурбинный, электрический, поршневой или другого типа) и оборудование, необходимое для их функционирования.

[СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.2]

 

3.1.7 газопровод магистральный: Комплекс производственных объектов, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа, в состав которого входят однониточный газопровод, компрессорные станции, установки дополнительной подготовки газа (например, перед морским участком), участки с лупингами, переходы через водные преграды, запорная арматура, камеры приема и запуска очистных устройств, газораспределительные станции, газоизмерительные станции, станции охлаждения газа.

[СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.4]

3.1.8 газ собственных нужд: Газ, используемый в качестве топлива (топливный газ) для привода газоперекачивающих агрегатов (ГПА); рабочего тела при запусках ГПА (пусковой газ); рабочего тела для пневмоприводных кранов (импульсный газ) компрессорной станции (КС); топлива для источников энергоснабжения, отопления и других технологических и собственных нужд КС, прилегающих вспомогательных объектов и жилого поселка.

3.1.9 заказчик: ОАО «Газпром» или дочернее общество (организация) ОАО «Газпром», по заявке или контракту с которым производится создание и (или) поставка продукции (в том числе научно-технической).

3.1.10 замерный узел, ЗУ: Совокупность измерительных трубопроводов, средств измерения контролируемых параметров, средств обработки результатов измерения, соединительных линий и вспомогательных устройств, предназначенных для измерения расхода и количества природного газа.

3.1.11 компримирование: Повышение давления газа с помощью компрессора.

3.1.12 подогреватель газа; ПОГ: Устройство для непрямого подогрева газа до заданной температуры.

3.1.13 природный газ: Газовая смесь, компонентами которой в основном являются предельные углеводороды (CkH2k+2), азот, диоксид углерода и сероводород.

[ГОСТ 30319.0-96, пункт 3.4]

3.1.14 пусковой газ; ПГ: Газ, используемый для запуска газоперекачивающих агрегатов.

3.1.15 пылеуловитель; ПУ: Устройство (аппарат) для улавливания (отделения) пыли, капельной влаги и других механических примесей из газа.

3.1.16 стандартный метр кубический, ст. м3: Объем газа, приведенный к условиям по ГОСТ 2939.

3.1.17 станция компрессорная: Комплекс сооружений газопровода (магистрального), предназначенный для компримирования газа.

[СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.38]

3.1.18 топливный газ; ТГ: Газ, потребляемый в качестве топлива для газоперекачивающих агрегатов.

3.1.19 улавливатель залповых поступлений жидкости; УЖ: Ловушка для отделения жидкости от газа (сепаратор-пробкоуловитель).

3.1.20 фильтр-сепаратор; ФС: Аппарат для очистки газа от твердых частиц и капельной жидкости.

3.1.21 цех компрессорный: Составная часть компрессорной станции, выполняющая основные технологические функции (очистку, компримирование и охлаждение газа).

[СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.47]

3.2 В настоящем стандарте применены также следующие сокращения:

АРМ

- автоматизированное рабочее место;

ГРС

- газораспределительная станция;

ГТУ

- газотурбинная установка;

Е

- емкость сбора продуктов очистки;

ИГ

- импульсный газ;

ИТ

- измерительный трубопровод;

КИПиА

- контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КС

- компрессорная станция;

КЦ

- компрессорный цех;

ПОГ

- подогреватель газа;

РИГ

- ресивер импульсного газа;

САУ

- система автоматического управления;

СОГ

- система осушки газа;

УОГ

- установка очистки транспортируемого газа;

УПГ

- установка подготовки газа;

УПИГ

- установка подготовки импульсного газа;

УПТПИГ

- установка подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд;

УТО

- установка термического обезвреживания продуктов очистки;

ЭСН

- электростанция собственных нужд.

4 Основные положения

4.1 Транспортируемый по магистральному газопроводу природный газ должен соответствовать требованиям ОСТ 51.40, а после УОГ на КЦ (КС) - ГОСТ 5542.

4.2 Состав расчетного природного газа (% мольные ): СН4 - 98,630; С2Н6 - 0,120; С3Н8 - 0,020; С4Н10 - 0,100; N2 - 0,200; СО2 - 1,011 в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-138.

4.3 Значения давления, физико-химических показателей на входе в КЦ (КС) и УПГ по ОСТ 51.40 и диапазоны изменений состава, свойств и параметров газа по Справочнику [2], приведены в таблице 1.

Таблица 1

Наименование параметра

Значение

Доля в составе газа, % мольные:

 

метан (СН4)

61,900-99,200

этан (СН4)

0,070-10,200

пропан (С3Н8)

0,007-12,600

изо-бутан (С4Н10)

0,050 - 0,015

н-бутан (С4Н10)

0,070-0,025

пентан (С5Н12) + тяжелые углеводороды

0,010-3,600

азот (N2)

0,020-5,100

углекислый газ (СО2)

0,010-8,000

гелий (Не)

0,010-0,020

кислород (О2)

1,000-0,050

Сероводород, г/м3

0,002-0,007

Плотность газа, кг/м3

0,66-0,80

Удельная газовая постоянная, Дж/кг ∙ К

430-520

Низшая объемная теплота сгорания, МДж/м3

31,8-36,0

Концентрационные пределы взрываемости в смеси с воздухом при 20 °С и 0,101325 МПа, %

5-17

Температура газа, °С

 

Точка росы, °С:

Минус 30 - плюс 60

- по влаге;

Минус 20 - минус 3

- углеводородам

Минус 10-0

Диапазоны давления газа на входе в КЦ, МПа

1) 3,73-5,40; 2) 4,91-7,35; 3) 5,30-8,34; 4) 6,07-9,81; 5) 7,36-11,78

Содержание примесей, мг/ст. м3, на входе:

 

в УЖ:

 

- жидких;

До 1000 (кратковременно не более 10 ч/год до 10 м3/ч - залповое поступление)

- твердых

До 20 (кратковременно не более 100 ч/год до 50)

ПУ:

 

- жидких;

До 1000 (кратковременно не более 100 ч/год до 2000)

- твердых

До 20 (кратковременно не более 100 ч/год до 50)

ФС:

 

- жидких;

До 100 (кратковременно не более 100 ч/год до 1000)

- твердых

До 1 (кратковременно не более 100 ч /год до 3)

УПТПИГ:

 

- жидких;

До 5 (кратковременно не более 100 ч/ год до 50)

- твердых

До 1 (кратковременно не более 100 ч/год до 3)

Состав жидких примесей

Углеводороды, вода, масло

Плотность жидких примесей, кг/м3

700-1000

5 Установки очистки транспортируемого газа

5.1 Назначение и функции установок очистки транспортируемого газа

5.1.1 УОГ могут выполняться: цеховыми - на все ГПА КЦ; агрегатными - на каждый ГПА индивидуально.

УОГ должны обеспечивать очистку транспортируемого газа от твердых (механических) и жидких примесей, сбор продуктов очистки газа и их последующее обезвреживание.

5.1.2 Технология процесса очистки газа должна предусматривать:

- улавливание залповых поступлений жидкости (при необходимости);

- очистку газа от твердых (механических) и жидких примесей;

- дренаж (продувку) оборудования;

- сбор и отвод отходов очистки газа;

- термическое обезвреживание отходов;

- измерение и контроль параметров, автоматическое и (или) ручное управление системами УОГ.

5.1.3 Принципиальная технологическая схема УОГ для КЦ в максимальном по составу варианте представлена на рисунке 1.

5.1.4 В технологическую схему УОГ КЦ могут не входить:

- на линейных КС - УЖ, ФС;

- УТО, которые являются отдельным объектом.

5.2 Общие требования к установкам очистки транспортируемого газа

5.2.1 Требуемые ряды УОГ:

- по расчетному давлению*, МПа: 5,40; 7,35; 8,34; 9,81; 11,78;

- номинальной производительности, млн. ст. м3/сут: 5; 10; 15; 25; 35; 45.

Допустимый диапазон изменения производительности УОГ должен быть в пределах от минус 10 % до плюс 20 %.

При проектировании количество аппаратов УОГ на КЦ (КС) должно определяться из условия обеспечения режима максимальной пропускной способности в соответствии СТО Газпром 2-3.5-051, при выводе на техническое обслуживание одного из них, оставшиеся должны обеспечивать работу КЦ на режиме проектной производительности по очищаемому газу.

_____________

* Изготовление УОГ на большие давления - по отдельным требованиям заказчика.

5.2.2 По климатическому исполнению УОГ должны изготавливаться класса У (до минус 40 °С) и ХЛ (до минус 60 °С) по ГОСТ 15150.

газ высокого давления;

линии отвода дренажа;

подвод газа к УПТПИГ при останове КЦ (КС);

Е-1 -

емкость сбора продуктов очистки высокого давления;

Е-2 -

емкость сбора продуктов очистки низкого давления

Рисунок 1 - Принципиальная технологическая схема УОГ для КЦ

5.2.3 На вновь строящихся линейных КС очистка газа от твердых и жидких примесей должна предусматриваться в одну ступень - в ПУ. На головных и отдельных линейных КС, в том числе на КС с СОГ, по согласованию с заказчиком и (или) эксплуатирующей организацией предусматривается УЖ и вторая ступень очистки газа ФС.

5.2.4 ПУ и ФС в УОГ должны устанавливаться одинаковой производительности, обеспечивающей возможность их последовательного соединения, без промежуточных коллекторов и арматуры. Оптимально размещение ПУ и ФС в одном корпусе.

5.2.5 Оборудование УОГ должно выдерживать сейсмическое воздействие не менее 7 баллов по шкале MSK-64 [3] .

5.2.6 УОГ должны сохранять работоспособность в условиях непрерывной, круглосуточной, без постоянного присутствия персонала, эксплуатации.

5.2.7 Отдельные аппараты УОГ (ПУ, УЖ, ФС) должны поставляться как готовые изделия, требующие минимальной доработки на месте монтажа (с установкой приборов КИПиА и кабельной разводкой от приборов до входного клеммника на аппарате), и быть герметичны по отношению к окружающей среде.

5.2.8 Показатели надежности:

- наработка на отказ, ч, не менее

- 15000;

- средний ресурс до капитального ремонта, ч, не менее

- 50000;

- срок службы, лет, не менее

- 33.

5.2.9 Конструкция УОГ должна обеспечивать удобство и безопасность периодического обслуживания всех систем.

5.2.10 Скорости газа в трубопроводах УОГ не должны превышать 20 м/с.

5.2.11 Сброс дренажа (продуктов очистки) из элементов УОГ должен выполняться через штуцера с нижних точек в ручном и автоматическом режимах. На трубопроводах сброса дренажа должны быть выполнены противоэрозионные мероприятия с установкой вместо отводов равнопроходных тройников (реализация эффекта грязевой стенки) труб с утолщенной стенкой.

5.2.12 Все аппараты УОГ с диаметрами присоединительных фланцев Dу 500 и более должны снабжаться люк-лазами для осмотра и очистки внутренней полости.

5.2.13 На всех заполняемых газом аппаратах УОГ (УЖ, ПУ, ФС, Е-1, Е-2 и т.д.) должны быть выполнены из трубы с диаметром присоединительных фланцев Dу 15 свечи сброса газа с верхних образующих внутренних полостей, обвязка и штуцера для вытеснения воды при заполнении аппаратов УОГ газом.

5.2.14 На линиях дренажа газа из УЖ, ПУ, ФС, Е-1 и Е-2 должны быть выполнены следующие требования:

- основная линия с расположением по ходу сепарата трех кранов (кран с ручным приводом, управляемый кран или клапан-регулятор, кран с ручным приводом);

- обводная линия (байпаса) с краном ручного привода.

5.2.15 На всех аппаратах УОГ (УЖ, ПУ, ФС, Е-1и Е-2) КЦ должен быть обеспечен контроль следующих технологических параметров:

- давление газа на входе и выходе (местный замер);

- уровень и выдача сигнала для автоматического сброса жидкости с коллектора или надземной емкости высокого давления;

- уровень конденсата в емкостях надземной установки (местный замер при необходимости);

- перепад давлений между входным и выходным коллекторами с выводом сигнала на АСУ ТП КС (аналоговый сигнал);

- температура газа на входе в УОГ (местный замер при необходимости);

- температура дренажа в дренажном коллекторе Е-1 и емкости Е-2 (местный замер при необходимости);

- давление газа в Е-1 и Е-2 (аналоговый сигнал на САУ УОГ).

5.2.16 Конструкция аппаратов УОГ должна обеспечивать удаление воздуха при гидроиспытаниях и воды после гидроиспытаний.

5.2.17 ПУ, ФС, УЖ, Е-1 и Е-2 заводского изготовления на входе и выходе технологического газа должны быть оборудованы фланцевыми соединениями с поворотными заглушками или стационарными отсечными устройствами для проведения гидроиспытаний.

5.3 Требования к устройствам и аппаратам установок очистки транспортируемого газа

5.3.1 Улавливатель залповых поступлений жидкости

5.3.1.1 УЖ должен устанавливаться на УОГ головных и части линейных КС, где возможны «залповые» поступления жидкости (по согласованию с заказчиком).

5.3.1.2 УЖ должен устанавливаться на трубопроводе подвода газа к УОГ перед входным коллектором блока ПУ.

5.3.1.3 УЖ включает сосуд или систему трубопроводов, где происходит снижение скорости потока газа (жидкостной пробки) за счет увеличения проходного сечения с изменением направления его движения (поворот потока, завихрение, отбойники).

5.3.2 Пылеуловитель

5.3.2.1 ПУ должен быть цилиндрической формы вертикальной или горизонтальной установки.

5.3.2.2 Содержание примесей в газе на выходе из ПУ должно быть, мг/ст. м3:

- твердых (механических) - до 1 (кратковременно не более 100 ч/год до 3);

- жидких - до 50 (кратковременно не более 100 ч/год до 100).

5.3.2.3 Эффективность очистки газа по твердым примесям и капельной жидкости размером более 20 мкм - 100 %.

5.3.2.4 Гидравлическое сопротивление ПУ должно быть не более 0,033 МПа.

5.3.3 Фильтр-сепаратор

5.3.3.1 ФС должен быть цилиндрической формы горизонтальной или вертикальной установки.

5.3.3.2 Для аппаратов горизонтальной установки должна быть предусмотрена установка промежуточных накопительных сборников (камер) дренажа (сепарата). Сброс дренажа в сборники должен осуществляться самотеком. Для вертикальных аппаратов сборники должны предусматриваться в составе аппарата путем увеличения его объема.

5.3.3.3 ФС должны обеспечивать 100 %-ную очистку газа от примесей размером более 10 мкм.

5.3.3.4 Содержание примесей в газе на выходе из ФС должно быть, мг/ст. м3, не более:

- механических

- 1;

- жидких

- 5.

5.3.3.5 Гидравлическое сопротивление ФС должно быть не более 0,03 МПа.

5.3.3.6 Сброс дренажа (продуктов очистки) с ФС должен выполняться отдельно с каждой камеры.

5.3.4 Система сбора дренажа

5.3.4.1 Система сбора дренажа предназначена для сбора и хранения продуктов очистки газа перед их утилизацией и должна включать дренажный коллектор (Е-1), емкость сбора продуктов очистки (Е-2) и необходимые дренажные трубопроводы.

5.3.4.2 Система сброса дренажа должна выполняться самотеком или передавливанием, с автоматической и (или) ручной продувкой.

5.3.4.3 Автоматический сброс (продувка) в коллектор Е-1 может осуществляться передавливанием:

- непрерывно - через постоянно открытые клапаны дренажных трубопроводов аппаратов УОГ;

- периодически - открытием/закрытием клапанов на дренажных трубопроводах аппаратов УОГ, выполняемым автоматически по сигналам датчиков уровня.

5.3.4.4 Ручная продувка должна осуществляться путем сброса сепарата через периодически открываемые вручную краны на дренажных трубопроводах аппаратов УОГ в коллектор Е-1.

5.3.4.5 Сброс сепарата из коллектора Е-1 в емкость Е-2 должен осуществляться по дренажному трубопроводу передавливанием (за счет разницы давления в Е-1 и Е-2) автоматически через управляемый клапан и (или) в ручном режиме через ручной кран.

Открытие/закрытие клапана и крана выполняется автоматически или вручную по сигналам датчиков уровня на Е-1.

5.3.4.6 Коллектор Е-1 и дренажные трубопроводы должны прокладываться с уклоном не менее 0,002 %. Уклон дренажных трубопроводов должен выполняться в сторону коллектора Е-1.

5.3.4.7 При сбросе методом передавливания для снижения давления жидкости на дренажном трубопроводе от Е-1 до Е-2 должна предусматриваться установка дросселирующей задвижки (дроссельной шайбы, местного сужения).

5.3.4.8 На дренажном трубопроводе перед Е-2 должна предусматриваться установка ручного крана.

5.3.4.9 Коллектор Е-1 должен выполняться надземного или подземного исполнения по согласованию с заказчиком.

5.3.4.10 На Е-1 и Е-2 должна предусматриваться установка элементов (фланцев) для подсоединения технологических трубопроводов, запорной арматуры и приборов КИПиА, предохранительных клапанов со свечой сброса газа.

5.3.4.11 Продукты очистки газа, собранные в Е-2, должны направляться в УТО на обезвреживание или вывозиться автоцистернами.

5.3.4.12 САУ УОГ должна обеспечивать автоматическое и дистанционное управление процессами:

- сброса отсепарированных примесей в коллектор Е-1 и емкость Е-2;

- удаления жидкости из Е-1 и Е-2;

- безрасходной продувки оборудования.

5.3.5 Аппараты установок очистки транспортируемого газа, поставляемые как сосуды заводского изготовления

5.3.5.1 В комплект поставки аппаратов УОГ (далее - аппараты) должны входить:

- аппараты в собранном виде в полном соответствии с технической документацией;

- комплект основных прокладок;

- технический паспорт по форме, установленной Ростехнадзором;

- техническое описание и сборочные чертежи с необходимыми расчетами на прочность;

- инструкции по монтажу и эксплуатации;

- предусмотренные документы о подтверждении соответствия аппаратов;

- комплектовочная ведомость при поставке нескольких отгрузочных мест;

- упаковочные листы на каждое отправляемое место;

- поворотные заглушки или другие отсечные устройства с заглушками и проставочными кольцами для проведения гидроиспытаний при эксплуатации;

- анкерные болты;

- площадки обслуживания;

- комплект резервных уплотнительных прокладок (колец).

5.3.5.2 Аппараты должны иметь фирменную табличку с логотипом предприятия-изготовителя, на которой должны быть указаны:

- тип и марка аппарата;

- дата и место изготовления;

- заводской номер изделия;

- расчетное давление, МПа;

- рабочее и условное избыточное давление, МПа;

- пробное давление, МПа;

- допустимая максимальная и минимальная рабочая температура стенки, °С;

- масса, кг;

- клеймо технического контроля.

На корпусе аппарата должны быть нанесены:

- контрольные и монтажные метки;

- отметки положения центра масс;

- монтажная маркировка и места крепления стропов.

5.3.5.3 На аппарате должен быть предусмотрен элемент для подсоединения контура заземления.

5.3.5.4 Аппараты должны иметь разрешение Ростехнадзора на ввод в эксплуатацию на территории России.

5.3.6 Обезвреживание продуктов очистки газа

5.3.6.1 УТО должна обеспечивать обезвреживание, как правило, путем сжигания жидких и твердых примесей, в том числе углеводородов, отделяемых из газа при работе и обслуживании технологических установок.

5.3.6.2 Установка должна работать в периодическом режиме (по мере накопления конденсата, шлама, промасляной ветоши и пр.).

5.3.6.3 Подача жидких отходов с взвешенными в них твердыми примесями на УТО должна осуществляться по дренажному трубопроводу методом передавливания либо с автоцистерны по штатному шлангу.

5.3.6.4 Проектная производительность установки по исходному продукту должна составлять не менее 30 кг/ч. Данная производительность основана на средних ожидаемых расходах (5÷10 т/год). Большие объемы могут перерабатываться непрерывно в течение нескольких дней.

5.3.6.5 Топливом для установки служит природный газ. Выполнение автоматической отсечки подачи газа на УТО обязательно.

5.3.6.6 Для обеспечения стабильности процесса обезвреживания проектом по требованию заказчика должны предусматриваться на УТО входные буферные резервуары для жидких и твердых примесей.

5.3.6.7 Устройство зажигания камеры сгорания должно включать предохранительное устройство на случай погасания пламени.

5.3.6.8 Процесс обезвреживания должен происходить с обеспечением температуры горения, при которой достигается полное сгорание.

5.3.6.9 УТО должна обеспечивать возможность сжигания выделенных крупных, твердых примесей, состоящих из углеводородного шлама и промасленной ветоши, переправляемых в топку УТО вручную отдельно и сжигаемых совместно с жидкими.

5.3.6.10 Выходными продуктами процесса обезвреживания должны быть прокаленный песок (зола), пригодный к захоронению без дополнительной обработки, водяной пар и выхлопные газы.

5.3.6.11 УТО должна отвечать современным экологическим требованиям по вредным выбросам.

5.3.6.12 УТО должна представлять собой конструкцию полной заводской готовности.

5.3.6.13 Узлы УТО должны размещаться на платформе (сборной раме), поставляемой в комплекте с установкой.

5.3.6.14 Конструкцией буферной емкости УТО для жидких отходов должны быть предусмотрены меры по предотвращению замерзания жидкости в условиях отрицательных температур окружающего воздуха.

5.3.6.15 САУ УТО должна обеспечивать:

- дистанционное включение/выключение УТО;

- автоматическую передачу на автоматизированное рабочее место диспетчера КЦ информации о состоянии элементов установки, значениях контролируемых параметров, расходе топливного газа на УТО.

5.3.6.16 УТО должна быть оборудована сигнализаторами утечек взрывоопасных газов для контроля за состоянием воздушной среды. При сигнале загазованности должно происходить прекращение подачи топливного газа.

5.3.6.17 На УТО должен предусматриваться контроль технологических регистрируемых параметров:

- давление обезвреживаемого дренажа на входе (местный замер);

- давление топливного газа перед горелкой (местный замер);

- наличие пламени на горелке (сигнал на систему автоматического управления УТО);

- разрежение в топке (местный замер, при необходимости).

5.3.6.18 Должны обеспечиваться автоматические защиты (путем прекращения подач топливного газа) УТО:

- по минимальному разрежению в топке;

- минимальному/максимальному давлению топливного газа;

- погасанию пламени.

6 Установки подготовки топливного, пускового и импульсного газа

6.1 Назначение и функции установок

6.1.1 УПТПИГ предназначены для подготовки и обеспечения газом с требуемыми характеристиками и качеством размещенных на площадке КЦ (КС) потребителей. УПТПИГ должны рассчитываться на поступление газа с характеристиками и качеством, приведенными в таблице 1.

6.1.1.1 УПТПИГ должны обеспечивать подготовку:

- ТГ для ГТУ ГПА;

- ПГ для турбодетандера (газового стартера) ГПА;

- ИГ (силового) для использования в качестве рабочего тела в приводах при управлении кранами площадки КС и узла подключения.

6.1.1.2 При необходимости УПТПИГ должны обеспечивать подготовку:

- ТГ для ПОГ УПТПИГ;

- ТГ и ПГ для источников электроснабжения (автоматическая электростанция, газотурбинная электростанция с приводом от ГТУ);

- ТГ для УТО продуктов очистки газа;

- ТГ для местных потребителей (котельные и т.п.).

6.1.2 Допускается применение УПТПИГ в полном или частичном составе на других объектах, требующих соответствующей подготовки используемого природного газа.

6.1.3 УПТПИГ должны осуществлять следующие функции:

- очистка поступающего на установку газа от механических и жидких примесей;

- измерение и учет расхода газа через установку;

- осушка и хранение ИГ;

- подогрев, поддержание в заданном диапазоне в автоматическом режиме температуры и давления ТГ и ПГ ГТУ ГПА и аварийных источников электроснабжения, УТО и местных потребителей;

- измерение и контроль параметров воздушной среды, загазованности укрытия установки с выдачей параметров на АРМ диспетчера КЦ;

- автоматический контроль за системами инженерного обеспечения, пожарной сигнализации и контроль доступа в укрытие установки с выдачей параметров на АРМ.

6.2 Общие требования к установкам

6.2.1 УПТПИГ должны изготовляться климатических исполнений У и ХЛ по ГОСТ 15150.

6.2.2 Укрытие и оборудование УПТПИГ должны выдерживать сейсмические воздействия не менее семи баллов по шкале МSК-64 [3] .

6.2.3 УПТПИГ должны изготовляться:

- трех типоразмеров по пропускной способности, ст. м3/ч: 500÷10000; 500÷20000; 500÷30000;

- трех типоразмеров по расчетному давлению, МПа: 7,35; 9,81 и 11,78.

6.2.4 УПТПИГ должны сохранять работоспособность в условиях непрерывной, круглосуточной эксплуатации без постоянного присутствия персонала.

6.2.5 УПТПИГ в общем случае должны включать в свой состав:

- блок очистки;

- блок осушки;

- блок подогрева;

- блок редуцирования ТГ и ПГ ГПА и ТГ на собственные нужды;

- замерный узел;

- систему вентиляции;

- блок системы автоматического управления;

- систему пожаротушения;

- систему отопления.

Принципиальная полная технологическая схема УПТПИГ для КЦ представлена на рисунке 2*.

__________________

*По желанию заказчика отдельные элементы из состава могут быть исключены.

Рисунок 2 - Схема УПТПИГ для КЦ

6.2.6 Показатели надежности:

- наработка на отказ, ч

- 15000;

- средний ресурс до капитального ремонта, ч

- 60000;

- срок службы, лет

- 33.

6.2.7 Конструкция УПТПИГ должна обеспечивать удобство и безопасность периодического обслуживания всех систем без применения специальной техники и выполнения строительно-монтажных работ.

6.2.8 УПТПИГ должны быть оснащены всей необходимой предохранительной и запорной арматурой и линиями сброса газа с блоков и трубопроводов.

6.2.9 Скорость газа в трубопроводах УПТПИГ не должна быть более, м/с:

- для технологического газа, газа собственных нужд и ТГ

- 20;

- для ПГ

- 25.

6.2.10 Оборудование УПТПИГ должно размещаться в отдельном укрытии за исключением РИГ и огневых ПОГ, размещаемых на открытой площадке.

6.2.11 Укрытие УПТПИГ должно поставляться укомплектованным следующими инженерными системами жизнеобеспечения и безопасности:

- грузоподъемными механизмами (таль ручная или электрическая), грузоподъемностью из условия обеспечения ремонтных работ;

- системой вентиляции с вытяжными и приточными (при необходимости) вентиляторами во взрывобезопасном и искробезопасном исполнении;

- системой штатного и аварийного освещения на 220 В, взрывозащищенного исполнения с проводкой и разводкой;

- системами газообнаружения и пожарной сигнализации (датчики, разводка);

- системой отопления с теплоносителем (трубная разводка);

- системой подогрева теплоносителя (вода, антифриз и т.д.) для обогрева помещений и подогрева технологического газа (при необходимости встроенная котельная).

6.2.12 При установке УПТПИГ в отдельном укрытии все инженерные системы жизнеобеспечения и безопасности согласно 6.2.11 должны быть предусмотрены в составе проекта укрытия.

6.2.13 Укрытия должны изготавливаться из негорючих материалов типа пенополистиролбетона, «сэндвич» и т.п. с газонепроницаемыми перегородками между различными по взрывопожароопасности отсеками, каждый технологический блок выполняют на своей несущей металлической раме.

Единая кровля укрытия должна иметь легко сбрасываемые участки.

Степень огнестойкости должна быть не ниже III по СНиП 31-03-2001 [4], СНиП 21-01-97 [5].

Наружную окраску стен укрытия рекомендуется выполнять в серо-голубых тонах.

6.2.14 Отдельные элементы и в целом УПТПИГ в пределах типоразмеров по производительности и расчетному давлению должны быть унифицированы. Допускается выполнение типоразмеров за счет увеличения числа ниток.

6.2.15 Блоки УПТПИГ должны поставляться в состоянии заводской готовности с установленным в них оборудованием, всеми технологическими и инженерными системами. Стыковка трубопроводов, элементов систем между блоками фланцевая (разъемная).

6.2.16 Типоразмер УПТПИГ по пропускной способности, приведенной в 6.2.3, определен исходя из суммарного расхода всех потребителей по КЦ (КС).

6.2.17 Максимальный расход газа через УПТПИГ должен определяться при условии работы в КЦ на максимальном режиме максимально возможного числа ГПА при одновременном запуске одного резервного ГПА, работе на режимах максимального потребления газа остальными потребителями (котельная, ЭСН и др.).

6.2.18 Минимальный расход газа через УПТПИГ должен приниматься равным минимальному расходу газа на котельную собственных нужд УПТПИГ, который составляет от 60 до 800 ст. м3/ч.

6.2.19 Максимальный расход ИГ должен определяться из условия обеспечения двойной перестановки всех кранов КЦ и узла подключения.

6.2.20 Расход ТГ на ГПА должен приниматься равным его паспортным данным. Расход ПГ изменяется в диапазоне от 1,3 до 27 м3/с для ГПА мощностью от 4 до 25 МВт. Расход ПГ может достигать 1000 ст. м3 на один пуск.

Параметры и данные по расходу ТГ и ПГ для различных типов ГПА по данным Альбома [6] приведены в приложении А.

6.3 Требования к основным блокам и системам установок

6.3.1 Блок очистки газа

6.3.1.1 Блок очистки газа должен включать не менее двух параллельно включенных аппаратов. При выводе одного аппарата из работы должна обеспечиваться 100 %-ная производительность всей установки.

6.3.1.2 Содержание примесей на выходе из блока очистки должно быть, мг/ст. м3, не более:

- твердых - 0,5;

в том числе:

- размером более 10 мкм - 0,2;

- жидких - 2,5.

6.3.1.3 В обвязке каждого аппарата должны предусматриваться:

- установка входного и выходного отсечных ручных кранов для возможности их ручного переключения и проведения обслуживания;

- сброс газа на свечу с ручным отсечным краном (при проведении обслуживания).

6.3.1.4 Сброс сепарата (продуктов очистки газа) с аппаратов должен производиться в ручном или автоматическом режиме (по согласованию с заказчиком).

6.3.1.5 На линии сброса сепарата газа должна предусматриваться:

- при ручном сбросе - установка двух кранов с ручным приводом (рабочего и отсечного);

- при автоматическом сбросе - установка двух кранов: первый - с приводом, второй - ручной.

6.3.1.6 На каждом аппарате при использовании ручного и автоматического сброса должен предусматриваться контроль:

- давления газа (местный замер);

- верхнего и нижнего уровней сепарата (дискретный сигнал на САУ УПТПИГ);

- перепада давления газа на аппарате (дискретный сигнал на САУ УПТПИГ);

- уровня сепарата (местный замер, при необходимости).

6.3.1.7 Перед аппаратами очистки газа (на общем входном трубопроводе УПТПИГ) последовательно по ходу газа должна предусматриваться установка:

- входного отсечного управляемого крана;

- свечи сброса газа с УПТПИГ с управляемым краном;

- датчика контроля температуры газа (местный замер);

- датчика контроля температуры газа (аналоговый сигнал на САУ УПТПИГ);

- датчика контроля давления газа (местный замер);

- датчика контроля давления газа (аналоговый сигнал на САУ УПТПИГ).

6.3.1.8 При установке входного отсечного управляемого крана в укрытии УПТПИГ вне укрытия должна предусматриваться установка дублирующего крана с ручным приводом.

6.3.1.9 Сброс газа с приводов входного и свечного кранов при их установке в здании должен предусматриваться в свечу сброса газа с УПТПИГ.

6.3.2 Замерный узел

6.3.2.1 ЗУ на входе в УПТПИГ и линии подвода ТГ другим потребителям должен выполняться общим для рабочих и резервных линий.

6.3.2.2 Погрешность измерения расхода газа должна быть не более ±1 %.

6.3.2.3 До и после ЗУ должна предусматриваться установка ручных отсечных кранов для возможности демонтажа счетчика и проведения его поверки.

6.3.2.4 На участке трубопровода между счетчиком и отсечным краном (по ходу газа) должен предусматриваться ручной сброс газа на свечу при проведении обслуживания счетчика.

6.3.2.5 Для обеспечения работы УПТПИГ при проведении обслуживания счетчика должен предусматриваться байпас замерной нитки с отсечным краном.

6.3.2.6 Для обеспечения плавного заполнения участка трубопровода с счетчиком должен предусматриваться обводной трубопровод 10 на входном кране, перед устройством для измерения расхода (по ходу газа).

6.3.3 Блок осушки газа

6.3.3.1 Осушка ИГ должна осуществляться методом адсорбции.

6.3.3.2 Производительность по газу блока осушки от 300 до 500 ст. м3/ч.

6.3.3.3 Свойства газа на выходе из блока осушки:

- величина механических частиц, мкм - не более 5;

- точка росы по влаге при рабочем давлении газа, °С - минус 55;

- содержание жидкости в газе (капли, аэрозоль) - не допускается.

6.3.3.4 В составе установки должно быть не менее двух адсорберов с адсорбентом (один - рабочий, второй - резервный для регенерации).

6.3.3.5 Перед адсорберами газ должен проходить дополнительную доочистку от твердых и жидких примесей. Допустимое содержание в газе твердых и жидких примесей на входе в адсорберы - 0,05 мг/ст. м3.

6.3.3.6 После адсорберов (по ходу газа) должна предусматриваться установка фильтра для улавливания частиц адсорбента.

6.3.3.7 Регенерацию адсорбента преимущественно осуществлять путем использования электрического нагрева.

6.3.3.8 Регенерацию адсорбента и переключение с рабочего адсорбера на резервный следует предусматривать в ручном и автоматическом режимах.

6.3.3.9 Для регенерации адсорбента должна предусматриваться возможность использования осушенного газа с отбором его после выходного обратного клапана установки осушки. Насыщенный газ при регенерации допускается сбрасывать на свечу.

6.3.3.10 На вводе газа в установку осушки должен предусматриваться ручной отсечной кран, на выходе - ручной обратный клапан и отсечной кран.

6.3.3.11 Для продувки коллекторов и РИГ на КС должен предусматриваться обвод (байпас) всей установки осушки с установкой ручного крана.

6.3.3.12 Сброс газа на свечу с отдельных элементов установки осушки при проведении регламентных работ должны предусматривать в ручном режиме.

6.3.3.13 В составе блока осушки должны предусматривать обводную линию (байпас) адсорберов с установкой на ней управляемого клапана. Автоматическое открытие клапана должно осуществляться при падении давления на выходе установки осушки до 3,5 МПа и менее.

6.3.3.14 На установке осушки должен предусматриваться контроль технологических параметров:

- давления газа на выходе установки (местный замер);

- давления газа на выходе установки (аналоговый сигнал на САУ УПТПИГ);

- перепада давления газа на установке осушки (дискретный сигнал на САУ УПТПИГ);

- точки росы газа по воде на выходе блока осушки.

6.3.3.15 Для формирования аварийных сигналов на САУ УПТПИГ должна предусматриваться установка соответствующих датчиков для определения:

- короткого замыкания в цепях нагревателей адсорберов;

- обрыва в цепи нагревателя адсорберов;

- перестановки кранов при регенерации;

- перестановки кранов при переключении адсорберов.

6.3.4 Ресивер импульсного газа

6.3.4.1 Для хранения запаса импульсного газа на нужды КС должна предусматриваться установка РИГ на выходе его из установки осушки.

6.3.4.2 РИГ выполняют:

- в виде двух сосудов заводского изготовления каждый полезным объемом не более 4 м3 (объем РИГ должен определяться расчетом из условия двух циклов включение/выключение всей установленной арматуры);

- путем местного увеличения диаметра коллектора импульсного газа в пределах КС.

6.3.4.3 Один сосуд РИГ должен подключаться к узлу подключения КС.

6.3.4.4 На входе и выходе РИГ (сосуда заводского изготовления) должна предусматриваться установка ручных отсечных кранов с обводной линией (байпасом) с ручным краном.

6.3.4.5 На РИГ (сосуде заводского изготовления) должны предусматриваться:

- замер давления (местный замер);

- дренаж с нижней точки с двумя ручными кранами (рабочим и отсечным);

- штуцера с ручными отсечными кранами для подвода и слива воды и сброса газа при гидроиспытаниях и освидетельствовании.

6.3.5 Блок подогревателей газа

6.3.5.1 Оборудование блока должно выбираться с учетом обеспечения не менее 100 % по пропускной способности и 70 % по тепловой производительности. Минимальное количество ПОГ - два.

6.3.5.2 В качестве ПОГ должны использоваться:

- огневые (работающие на газе) ПОГ с промежуточным теплоносителем;

- ПОГ типа «газ-вода»;

- ПОГ типа «газ-газ».

Тип ПОГ должен выбираться для каждой конкретной КС исходя из параметров (давление, температура):

- газа на входе в УПТПИГ;

- ТГ и ПГ на входе в ГПА.

Как исключение допускается использование нескольких типов ПОГ в одной УПТПИГ.

6.3.5.3 Блок ПОГ должен обеспечивать подогрев газа на 15 °С - 30 °С.

6.3.5.4 Огневой ПОГ должен комплектоваться блоком редуцирования его ТГ с соответствующими параметрами по давлению и температуре. Отбор ТГ для ПОГ должен выполняться после устройства замера расхода газа через УПТПИГ.

6.3.5.5 В обвязке по газу каждого ПОГ должна предусматриваться установка:

- входного и выходного отсечных ручных кранов для возможности их ручного переключения и проведения обслуживания;

- ручного отсечного крана на линии сброса газа с полости ПОГ на свечу при проведении обслуживания.

6.3.5.6 В обвязке огневых ПОГ должна предусматриваться возможность автоматического отключения подачи технологического (подогреваемого) газа на блок ПОГ с подачей его по обводной линии.

6.3.5.7 В обвязке ПОГ «газ-вода» по воде должна предусматриваться установка:

- входного и выходного отсечных ручных кранов для возможности их ручного переключения и проведения обслуживания;

- быстродействующих клапанов отсекателей (время срабатывания 1-3 с) на участках между отсечными кранами и ПОГ.

6.3.5.8 На огневом ПОГ должен предусматриваться контроль следующих технологических параметров, таких как:

- температура подогреваемого газа на входе и выходе (местный замер);

- давление подогреваемого газа на входе;

- давление ТГ перед горелкой (местный замер);

- разрежение в топке;

- герметичность трубного пучка;

- температура теплоносителя на выходе (местный замер);

- расход ТГ (счетчик, местный замер);

- температура подогреваемого газа на выходе (аналоговый сигнал на САУ УПТПИГ);

- уровень теплоносителя;

- наличие пламени на горелке (сигнал на САУ УПТПИГ).

6.3.5.9 Автоматическая защита (отключение путем прекращения подачи ТГ или прекращением подачи подогреваемого газа) ПОГ огневого типа должна обеспечиваться:

- по минимальному разрежению в топке;

- прорыву трубного пучка;

- минимальному/максимальному давлению ТГ;

- уровню теплоносителя;

- погасанию пламени.

6.3.5.10 На каждом ПОГ типа «вода-газ» должен предусматриваться контроль следующих технологических параметров:

- температуры газа на выходе из подогревателя (местный замер);

- температуры теплоносителя (местный замер);

- температуры газа на выходе из подогревателя (аналоговый сигнал на САУ УПТПИГ);

- температуры теплоносителя (аналоговый сигнал на САУ УПТПИГ);

- давления теплоносителя (аналоговый сигнал на САУ УПТПИГ).

6.3.5.11 При прорыве трубного пучка по воде должна обеспечиваться автоматическая защита (отключение ПОГ типа «вода-газ»).

6.3.5.12 На каждом ПОГ типа «газ-газ» должен предусматриваться контроль следующих технологических параметров:

- температуры газа на выходе из подогревателя (местный замер);

- температуры газа на выходе из подогревателя (аналоговый сигнал на САУ УПТПИГ).

6.3.6 Блок редуцирования топливного и пускового газа

6.3.6.1 ТГ и ПГ должен редуцироваться до давления, определяемого типом используемых на КС ГПА.

6.3.6.2 В системе редуцирования газа должно быть предусмотрено 100 %-ное резервирование редуцирующих клапанов (резервная нитка редуцирования).

6.3.6.3 Линии редуцирования должны выполняться по одной из следующих схем (по ходу газа):

- кран управляемый - регулятор давления (регулирующий клапан) - кран ручной или управляемый;

- кран ручной или управляемый - два последовательно установленных регулятора: первый контрольный, второй рабочий (защита контрольным регулятором давления) - кран ручной или управляемый;

- кран ручной или управляемый - отсекатель-регулятор (защита отсекателем) - кран ручной или управляемый.

6.3.6.4 Система переключения регуляторов давления должна обеспечивать гарантированное отключение одного клапана с включением в работу другого при их переходе с рабочего на резервное состояние.

6.3.6.5 Давление на выходе регуляторов должно поддерживаться с точностью ±1,5 %.

6.3.6.6 На каждой нитке редуцирования должен предусматриваться ручной сброс газа на свечу для выполнения обслуживания регуляторов или отсекателя.

6.3.6.7 На каждой нитке между входным краном и регулятором должна предусматриваться установка съемной проставки с защитной сеткой для защиты регуляторов от попадания механических частиц при пуске УПТПИГ.

6.3.6.8 На выходных трубопроводах после редуцирования ПГ и ТГ должна предусматриваться установка двух предохранительных клапанов (рабочего и резервного).

6.3.6.9 Обвязка предохранительных клапанов должна предусматривать:

- на входе - переключающее устройство, трехходовой кран или установку отсечной арматуры отдельно для каждого клапана;

- на выходе - отдельный сброс с каждого клапана на свою свечу.

6.3.6.10 На каждой нитке редуцирования должен предусматриваться контроль следующих технологических параметров:

- давление газа перед регулятором (местный замер);

- давление газа на участке между регуляторами (местный замер для варианта с двумя регуляторами);

- давление газа на участке между регуляторами (аналоговый сигнал на САУ УПТПИГ для варианта с двумя регуляторами);

- давление газа перед выходным краном (местный замер).

6.3.6.11 На выходных трубопроводах ТГ и ПГ должен предусматриваться контроль давления и температуры газа (местный замер и аналоговый сигнал на САУ УПТПИГ).

6.3.7 Блок редуцирования топливного газа на собственные нужды компрессорных станций

6.3.7.1 Редуцирование ТГ на собственные нужды КС осуществляется до давления, определяемого потребителями (производителем ЭСН или входным давлением газораспределительного пункта перед котельной).

6.3.7.2 Требования к технологии редуцирования ТГ на собственные нужды КС - по аналогии с требованиями 6.3.6.

6.3.7.3 При установке встроенной котельной в укрытии в составе УПТПИГ должен предусматриваться дополнительный шкаф газораспределительного пункта или редуцирование газа в две ступени.

6.3.8 Система вентиляции

Вентиляция помещений УПТПИГ должна выполняться в соответствии со СНиП 41-01-2003 [7] и СНиП 11-35-76 [8] общеобменной с естественным побуждением, а также с механическим побуждением от аварийно-вытяжных вентиляторов для основных технологических помещений категории А по НПБ 105-03 [9]. Кратность воздухообмена - согласно ВРД 39-1.8-055-2002 [1] и СНиП 11-35-76 [8].

6.3.9 Система автоматического управления

6.3.9.1 САУ УПТПИГ предназначена для автоматического регулирования (поддержание) заданных параметров ТГ, ПГ и ИГ на выходе УПТПИГ.

6.3.9.2 САУ УПТПИГ должна обеспечивать:

- выполнение функций контроля и управления установкой в автономном, автоматическом режиме и под управлением САУ технологического процесса КС (КЦ) с целью поддержания заданных параметров газа на выходе установки;

- противоаварийную защиту оборудования УПТПИГ;

- сбор и обработку параметров с технологических блоков и коммуникаций установки, располагаемых в укрытиях УПТПИГ и непосредственной близости от них, передачу данных в САУ технологического процесса КС (КЦ);

- включение аварийно-вытяжной вентиляции и предупредительной сигнализации при превышении уровня загазованности в технологических блоках;

- отключение аварийно-вытяжной и приточной вентиляции при пожаре в технологических блоках УПТПИГ;

- аварийный останов УПТПИГ при аварийной загазованности или пожаре в УПТПИГ, превышении давления на выходах УПТПИГ максимально допустимых значений;

- отключение (прекращение подачи газа) технологических блоков УПТПИГ при аварии на них и переключение подачи газа в остальные блоки по байпасным линиям;

- формирование и передачу на верхний уровень по физическим линиям связи обобщенной предупредительной и аварийной сигнализации, включающей информацию предупредительную - о любой неисправности любого технологического блока, каналов измерения или каналов управления исполнительными механизмами; аварийную - об аварийной загазованности или пожаре УПТПИГ, превышении давления на выходах УПТПИГ максимально допустимых значений или отсутствии напряжения в системе.

6.3.9.3 На технологическом оборудовании и трубопроводах в соответствии с требованиями действующих норм должны быть предусмотрены закладные конструкции и устройства для монтажа КИПиА.

6.3.9.4 Приборы местного контроля и датчики дистанционного контроля САУ должны быть установлены так, чтобы была обеспечена возможность их демонтажа без сброса газа из технологического оборудования, для чего термометры должны быть установлены в защитные гильзы, а манометры подключены через отключающую арматуру.

6.3.9.5 Вывод всех сигналов с датчиков и приборов дистанционного контроля и подача сигналов управления на исполнительные механизмы должны осуществляться от САУ УПТПИГ.

6.3.9.6 В кабелях, присоединяемых к САУ УПТПИГ, должна допускаться совместная прокладка в одном кабеле цепей управления соленоидами кранов ±110 В, цепей к магнитным пускателям электроприводной запорной арматуры - 220 В, 50 Гц.

6.3.9.7 Входы и выходы САУ УПТПИГ должны оснащаться защитой от заносов высокого потенциала и перенапряжения.

6.3.9.8 Трассы прохождения кабельных проводок должны выбираться с учетом минимальных пересечений с технологическими трубопроводами.

6.3.9.9 САУ УПТПИГ не имеет взрывобезопасного исполнения и должна располагаться вне взрывоопасных зон.

6.4 Требования к электроснабжению

6.4.1 По степени надежности электроснабжения электроприемники УПТПИГ относятся к 1-й категории по СТО Газпром 2-6.2-149.

6.4.2 Внешнее электроснабжение должно осуществляться по двум питающим кабельным линиям от источника переменного тока напряжением 380/220±10 % В, частотой 50 Гц. В качестве резервного внешнего источника электроснабжения по отдельному кабелю должен предусматриваться подвод от существующего на площадках КС источника постоянного тока напряжением 220 В.

6.4.3 УПТПИГ должен подключаться к существующим общецеховым системам постоянного тока напряжением 12-24 В и иметь внутренний резервный источник постоянного тока напряжением 12-24 В для поддержания работоспособности систем измерений, контроля, управления и связи.

6.4.4 Установленная мощность потребителей УПТПИГ по переменному току не должна превышать 20 кВт, по резервному питанию постоянного тока - 3 кВт.

6.4.5 В УПТПИГ должны быть предусмотрены:

- щит с автоматическим включением резервного электроснабжения;

- учет потребления электроэнергии;

- защита от поражения электрическим током (защитный контур заземления с системой уравнивания потенциалов согласно ПУЭ [10]);

- устройства защитного отключения на розетках питания переносного оборудования;

- осветительные проводки, выполненные в соответствии с требованиями ПУЭ [10] и ВСН 332-74 [11].

7 Требования безопасности и охраны окружающей среды

7.1 Оборудование УОГ и УПТПИГ, размещаемое в помещениях, должно соответствовать требованиям к помещениям категории А по НПБ 105-03 [9] и помещениям класса В-1а по ПУЭ [10] с взрывобезопасной средой категории 11 А по ГОСТ Р 51330.11 и группой взрывоопасности Т1 по ГОСТ Р 51330.5.

7.2 Отдельные укрытия должны быть оборудованы системой, исключающей возможность загазованности помещений и включающей вентиляцию, датчики загазованности и вторичные исполнительные приборы. Должны быть предусмотрены средства отключения вентиляции в период пожарной ситуации.

7.3 Установки должны иметь конструкцию, компоновку оборудования и трубопроводов, которые обеспечивают условия работы обслуживающего персонала в соответствии с действующими нормами охраны труда и эргономики.

7.4 Горячие поверхности элементов установок в местах возможного контакта обслуживающего персонала должны быть закрыты теплоизолирующими кожухами (изоляцией) или предусмотрено их ограждение в соответствии со СНиП 23-05-95 [12] и СТО Газпром РД 1.14-127.

7.5 Общая освещенность оборудования должна соответствовать действующим нормам с учетом возможности проведения ремонтных работ.

7.6 Электрооборудование установок по электробезопасности должно соответствовать ГОСТ 12.1.019, ГОСТ 12.1.030, ГОСТ 12.1.038.

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

7.8 Общие требования защиты от шума:

- эквивалентный уровень звука на маршруте регламентного обслуживания работающих УПГ не должен превышать 80 дБ;

- 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 УПГ и другого оборудования КС;

- соблюдение допустимых уровней звукового давления в октавных полосах частот и уровней звука на расстоянии 700 м от КС с учетом одновременной работы нескольких УПГ и другого оборудования КС в соответствии с СН 2.2.4/2.1.8.562-96 [13] .

7.9 Допустимый уровень вибрации на рабочих местах - по ГОСТ 12.1.012.

7.10 Требования к температуре, влажности и подвижности воздуха в рабочей зоне зданий, укрытий - по ГОСТ 12.1.005 и СанПиН 2.2.4.548-96 [14].

8 Требования по контролю и приемке установок подготовки газа

8.1 Порядок испытаний и приемки опытных образцов УПГ должен обеспечиваться в соответствии с ГОСТ Р 15.201 и ОСТ 153-00.0-002 и другой нормативной документацией.

8.2 Для приемочных испытаний должен предъявляться головной образец в комплектации, предусмотренной техническим заданием, оснащенный системой измерений и успешно прошедший предварительные испытания.

В рамках опытно-промышленной эксплуатации перед приемочными испытаниями УПГ должен отработать под нагрузкой на КС не менее 3000 ч.

Допускается выполнение приемочных испытаний на двух объектах: проверка параметров - на стенде, длительные испытания - на КС.

8.3 Все УПГ должны подвергаться приемо-сдаточным, эксплуатационным и периодическим испытаниям в соответствии с ГОСТ 15.309 по программам и методикам, согласованным изготовителем и потребителем.

8.4 Приемо-сдаточные испытания УПГ должны проводиться на заводе-изготовителе.

8.5 Эксплуатационные испытания УПГ должны проводиться на КС.

8.6 Периодические испытания УПГ должны проводиться на месте постоянной эксплуатации. Допускается их проведение на предприятии-изготовителе при наличии соответствующих стендов.

8.7 Периодичность испытаний должна устанавливаться в технических условиях на УПГ конкретных типов.

9 Транспортирование, хранение, упаковка

9.1 Транспортные блоки установок должны обеспечивать возможность их транспортировки железнодорожным, водным или специальным автомобильным транспортом.

9.2 Масса транспортных блоков - не более 30 т.

9.3 Изготовителем должна быть разработана технология погрузочно-разгрузочных работ транспортных блоков установок и предусмотрена поставка требуемых технических средств для их выполнения.

9.4 Условия транспортирования и хранения должны обеспечивать сохранность и качество блоков, предохранять от коррозии, загрязнения, механических повреждений и деформаций.

Хранение - на выкладках, не допуская затопления сточными водами.

9.5 Упаковка должна обеспечивать сохраняемость транспортных блоков установок при хранении и транспортировке в условиях 8 (ОЖЗ) по ГОСТ 15150, а в части механических воздействий - жесткой (Ж) по ГОСТ 23170 в течение 24 месяцев со дня отгрузки с предприятия- изготовителя.

9.6 Консервация и расконсервация транспортных блоков должна проводиться методами и средствами, не требующими разборки оборудования.

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

10 Гарантии изготовителя

10.1 Изготовитель должен гарантировать соответствие установок требованиям технических условий и стандартов при соблюдении условий транспортирования, хранения, монтажа и эксплуатации.

10.2 Гарантийный срок эксплуатации - не менее 24 месяцев со дня ввода устройств в эксплуатацию и не менее 30 месяцев со дня получения оборудования заказчиком.

Приложение А
(справочное)

Параметры топливного и пускового газов для различных типов газоперекачивающих агрегатов

Таблица А.1

Параметры ТГ и ПГ для различных типов ГПА

Наименование параметра

Единицы измерений

Значение для агрегата

ГПА-Ц-16С

ГПА-16 «Нева»

ГПА-16 «Волга»

ГПА-25 «Урал»

ГПА-25

GT-10 В

Марка двигателя

ДГ-90

АЛ-31СТ

НК-38СТ

ПС-90 ГП25

НК-36СТ

-

Мощность

МВт

16,0

16,0

16,0

25,0

25,0

24,5

Параметры пускового газа на входе в ГТУ

Давление

МПа

Электро-стартер

0,45-0,55

0,44-0,59

0,59-0,69

0,34-0,49

Электро-стартер

Температура

°С

-

20-60

5-50

5-50

20-60

 

Потребление пускового газа (пуск+холодная прокрутка)

кг

-

180

(90+90)

300

(150+150)

500

(300+200)

300

(150+150)

-

Расход

кг/с

 

1,0

1,3

2,0

1,5

 

Параметры топливного газа на входе в ГТУ

Давление

МПа

2,9

2,74-2,94

4,42-7,45

3,92-4,41

4,41-7,35

2,45

Температура

°С

20-60

20-60

20-60

5-50

20-60

Минус 15 плюс 120

Номинальный расход

м3

4860

4853

4720

6956

7803

7781

Максимальный расход

м3

5570

5800

5500

7800

8050

8100

Требования к степени очистки топливного и пускового газа

Содержание твердых частиц в газе перед ГТУ

мг/кг

*

4

*

4

*

*

из них до 10 мкм

%

*

80

*

100

*

*

из них до 20 мкм

%

*

20

 

Не допускается

 

 

Жидкие фракции

%

*

Не допускается

*

Не допускается

*

*

Окончание таблицы А.1

Наименование параметра

Единицы измерений

Наименование агрегата

ГПА-Ц-6,3

ГПА-Ц-6,3А

ГПА-Ц-6,3С

ГПУ-10

ГПА-12 «Урал»

ГПА-16 «Урал»

Марка двигателя

 

НК-12СТ

Д-336

ДТ-71

ДР-59

ПС-90

ГП-1

ПС-90

ГП-2

Мощность

МВт

6,3

6,3

6,3

10

12

16

Параметры пускового газа на входе в ГТУ

Давление

МПа

0,29-0,49

0,29-0,49

Электро-стартер

1,47

0,6-0,7

0,6-0,7

Температура

°С

Минус 55 до плюс 50

15-50

-

*

5-50

5-50

Потребление пускового газа (пуск+холодная прокрутка)

кг

340

90

-

1200

500 (300+200)

600 (400+200)

Расход

кг/с

1,8

*

 

*

2,0

2,0

Параметры топливного газа на входе в ГТУ

Давление

МПа

2,35

2,25-2,45

2,45

2,45

2,4-2,7

2,75

Pмах

кгс/см2

25

25

25

25,5

30

32

Температура

°С

15

15-50

20-40

20-60

5-50

5-50

Номинальный расход

м3

2827

2261

2224

3905

3801

4746

Требования к степени очистки топливного и пускового газа

Содержание твердых частиц в газе перед ГТУ

мг/кг

*

*

*

*

4

4

из них до 10 мкм

%

*

*

*

*

100

100

из них до 20 мкм

%

*

*

*

 

Не допускается

Не допускается

Жидкие фракции

%

*

*

*

*

Не допускается

Не допускается

_______________

* Разработчиком ГПА параметр не определен.

Библиография

[1]

Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром»

Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и КС ПХГ

ВРД 39-1.8-055-2002

[2]

Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. - М.: Недра, 1989

[3]

Шкала сейсмической интенсивности MSK-1964

[4]

Строительные нормы и правила

Производственные здания

СНиП 31-03-2001

[5]

Строительные нормы и правила

Пожарная безопасность зданий и сооружений

СНиП 21-01-97

[6]

Альбом технико-экономических показателей газотурбинных ГПА (утвержден ОАО «Газпром» 20.11.2006)

[7]

Строительные нормы и правила

Отопление, вентиляция и кондиционирование

СНиП 41-01-2003

[8]

Строительные нормы и правила

Котельные установки

СНиП 11-35-76

[9]

Нормы пожарной безопасности

Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности

НПБ 105-03

[10]

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

[11]

Ведомственные строительные

Инструкция по монтажу электрооборудования, нормы силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон

ВСН 332- 74

[12]

Строительные нормы и правила

Естественное и искусственное освещение

СНиП 23-05-95

[13]

Санитарные нормы

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

СН 2.2.4/2.1.8.562-96

[14]

Санитарные правила и нормы

Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений

СанПиН 2.2.4.548-96