СТО Газпром 2-2.1-588-2011

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-2.1-588-2011

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-2.1-588-2011

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ТИПОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ОБОРУДОВАНИЮ

ДЛЯ ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ ГАЗА


 

СТО Газпром 2-2.1-588-2011


 

Издание официальное


 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Открытое акционерное общество «ВНИПИгаздобыча» Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2012

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Открытым акционерным обществом «ВНИПИгаздобыча» при участии специалистов структурных подразделений, дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром»


 

Управлением проектно-изыскательских работ Департамента стратегического развития ОАО «Газпром»


 

распоряжением ОАО «Газпром» от 26 апреля 2011 г. № 231


 

© ОАО «Газпром», 2011

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2012


 


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения и сокращения 7

  4. Требования к основным технологическим процессам, осуществляемым в наземном технологическом оборудовании объектов добычи газа и его подготовки к транспорту 12

    1. Общие требования к основным технологическим процессам, реализуемым

      в наземном технологическом оборудовании объектов добычи газа и подготовки

      газа к транспорту 12

    2. Основные требования к эффективности технологического процесса

      сепарации газа 13

    3. Основные требования к эффективности технологического процесса снижения

      давления газа при обеспечении безгидратной эксплуатации оборудования. 14

    4. Основные требования к эффективности технологического процесса осушки

      газа от водяных паров 15

    5. Основные требования к эффективности технологического процесса очистки

      газа от сероводорода 16

    6. Основные требования к эффективности технологического процесса

      компримирования газа 17

    7. Основные требования к эффективности технологического процесса нагрева (охлаждения) газа и технологических теплоносителей 18

  5. Основные требования к размещению, технологической комплектации, составу и основным функциям основного наземного технологического оборудования

    объектов добычи газа и его подготовки к транспорту 19

    1. Общие требования к основному технологическому оборудованию 19

    2. Требования к сепарационному оборудованию объектов добычи газа 23

    3. Требования к тепломассообменному (абсорбционному, адсорбционному) оборудованию. 27

    4. Требования к компрессорному, детандерному, насосному оборудованию

      объектов добычи газа 34

    5. Требования к теплообменному оборудованию 46

    6. Требования к комбинированным (блочно-комплектным) установкам

      регенерации абсорбента и метанола 60

    7. Требования к емкостному оборудованию 83

  6. Основные технические требования к показателям основных типоразмеров унифицированных технологических установок подготовки газа к транспорту 87

  7. Основные требования к функциональным системам унифицированных технологических установок подготовки газа к транспорту, обеспечивающим повышение технологической эффективности, срока службы и снижение

    себестоимости подготовки газа 88

    1. Основные требования к компоновке технологических установок подготовки

      газа, обеспечивающие их компактное расположение на генплане 88

    2. Основные требования к электротехническому оборудованию технологических

      установок подготовки газа к транспорту 89

    3. Основные требования к системам автоматического управления технологическими процессами (локальным системам автоматического

      управления технологического оборудования и технологических установок) 92

    4. Основные требования к обеспечению безопасности персонала технологических установок подготовки газа к транспорту 94

    5. Основные требования к технологическим установкам подготовки газа

к транспорту, обеспечивающие охрану окружающей среды 95

Приложение А (рекомендуемое) Упрощенная технологическая схема установки абсорбционной осушки и сероочистки на объектах добычи газа

и подземных хранилищах газа 97

Приложение Б (рекомендуемое) Упрощенная технологическая схема установки подготовки газа к транспорту по методу низкотемпературной

сепарации 100

Приложение В (рекомендуемое) Упрощенная технологическая схема адсорбционной установки подготовки газа к транспорту 101

Приложение Г (рекомендуемое) Упрощенная технологическая схема установки

регенерации абсорбента 102

Приложение Д (рекомендуемое) Упрощенная технологическая схема установки

регенерации метанола 103

Библиография 104

Введение

Целью разработки настоящего стандарта является нормативное обеспечение технологического проектирования, установление требований к технологической эффективности и надежности поставляемого на объекты добычи газа, современного наземного технологического оборудования подготовки газа к транспорту, а также особенностей его применения в проектах обустройства, модернизации и реконструкции газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа ОАО «Газпром».

Стандарт разработан в рамках договора от 05 декабря 2008 г. № 6981-06-9 «Разработка СТО Газпром «Типовые технические требования к технологическому оборудованию для объектов добычи газа» в соответствии со следующими документами:

  • Программой научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2008 год, утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 14 февраля 2008 г. № 01-21;

  • разделом 3.1 «Создание технологий и технических средств для эффективной добычи природного газа, жидких углеводородов и высокомолекулярного сырья» Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006–2010 годы, утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 11 октября 2005 г. № 01-106.

    При подготовке настоящего стандарта использованы исходные данные о современном состоянии и перспективах развития основных технологических процессов подготовки газа к транспорту на объектах добычи газа и станциях подземного хранения газа. Соблюдение типовых технических требований к технологическому оборудованию и установкам подготовки газа позволит обеспечить соответствие проектов объектов добычи газа современным нормам технологической эффективности и надежности.

    Уровень требований, устанавливаемых настоящим стандартом, позволит обеспечить прогрессивное развитие основного технологического оборудования подготовки газа, применяемого на объектах для добычи газа, газового конденсата (нефти), позволит снизить себестоимость добычи и подготовки углеводородного сырья к транспорту.

    Разработку настоящего стандарта выполнил авторский коллектив ОАО «ВНИПИгаздобыча», который благодарен организациям ОАО «Газпром», способствовавшим разработке и повышению качества документа: ОАО «ГИПРОСПЕЦГАЗ», ДОАО «Газпроектинжиниринг», ОАО «ГИПРОГАЗЦЕНТР», ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ОАО «Ин-

    ститут ЮЖНИИГИПРОГАЗ», ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром», ООО «Газпром добыча Астрахань», ООО «Газпром добыча Краснодар», ООО «Газпром добыча Кузнецк», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча шельф», ООО «Газпром добыча Ямбург».

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


     

    image

    ТИПОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

    К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ОБОРУДОВАНИЮ ДЛЯ ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ ГАЗА


     

    image


     

    Дата введения – 2012-01-25


     

    1. Область применения


       

      Настоящий стандарт устанавливает типовые технические требования к технологической эффективности и надежности (сроку службы аппаратов и установок):

  • основных технологических процессов, осуществляемых в наземном технологическом оборудовании объектов добычи и подготовки газа к транспорту;

  • основных технологических установок объектов добычи и подготовки газа к транспорту;

  • основных аппаратов сепарационного, емкостного, теплообменного, теплои массообменного (абсорбционного, адсорбционного, ректификационного, десорбционного) технологического оборудования и комбинированных (комплектных) установок подготовки газа к транспорту, регенерации абсорбентов и метанола, а также к комплектующему их электротехническому оборудованию и системам автоматического управления.

    Положения настоящего стандарта должны учитываться дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» при разработке проектов обустройства и реконструкции объектов добычи, подготовки и переработки газа и газового конденсата (нефти) на газодобывающих предприятиях и станциях подземного хранения газа на этапе подготовки проектировщиками для изготовителей (разработчиков) исходных требований и технических заданий на технологическое оборудование, поставляемое для ОАО «Газпром». Положения настоящего стандарта рекомендуется использовать также на газодобывающих предприятиях и объектах хранения газа при приобретении и эксплуатации современного технологического оборудования подготовки газа к транспорту.


     

    1. Нормативные ссылки


       

      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

      ГОСТ 2.601-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы


       


       

      image

      Издание официальное

      ГОСТ 2.610-2006 Единая система конструкторской документации. Правила выполнения эксплуатационных документов

      ГОСТ 4.118-84 Система показателей качества продукции. Оборудование насосное. Номенклатура основных показателей

      ГОСТ 12.0.003-74 Система стандартов безопасности труда. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация

      ГОСТ 12.1.002-84 Система стандартов безопасности труда. Электрические поля промышленной частоты. Допустимые уровни напряженности и требования к проведению контроля на рабочих местах

      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 санитарногигиенические 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 12.1.012-2004 Система стандартов безопасности труда. Вибрационная безопасность. Общие требования

      ГОСТ 12.1.018-93 Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования

      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 12.1.044-89 (ИСО 4589-84) Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производ-

      ственное. Общие требования безопасности

      ГОСТ 12.2.085-2002 Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные.

      Требования безопасности

      ГОСТ 12.3.002-75 Система стандартов безопасности труда. Процессы производственные. Общие требования безопасности

      ГОСТ 12.4.010-75* Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия

      ГОСТ 12.4.011-89 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация

      ГОСТ 12.4.023-84 Система стандартов безопасности труда. Щитки защитные лицевые.

      Общие технические требования и методы контроля

      ГОСТ 12.4.024-76 Система стандартов безопасности труда. Обувь специальная виброзащитная. Общие технические требования

      ГОСТ 12.4.032-77 Обувь специальная кожаная для защиты от повышенных температур.

      Технические условия

      ГОСТ 12.4.034-2001 (ЕН 133-90) Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка

      ГОСТ 12.4.103-83 Система стандартов безопасности труда. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация

      ГОСТ 12.4.137-84 Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия

      ГОСТ 12.4.221-2002 Система стандартов безопасности труда. Одежда специальная для защиты от повышенных температур теплового излучения, конвективной теплоты. Общие технические требования

      ГОСТ 24.104-85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления.

      Автоматизированные системы управления. Общие требования

      ГОСТ 34.602-89 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы

      ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема

      ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

      ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки

      ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP) ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для раз-

      личных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

      ГОСТ 17398-72 Насосы. Термины и определения

      ГОСТ 20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний

      ГОСТ 21130-75 (СТ СЭВ 2308-80) Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие и знаки заземления. Конструкция и размеры

      ГОСТ 21204-97 Горелки газовые промышленные. Общие технические требования ГОСТ 28567-90 Компрессоры. Термины и определения

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

      ГОСТ Р 12.1.019-2009 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность.

      Общие требования и номенклатура видов защиты

      ГОСТ Р 12.3.047-98 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля

      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. Методы испытаний

      ГОСТ Р 12.4.208-99 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты органа слуха. Наушники. Общие технические требования. Методы испытаний

      ГОСТ Р 12.4.209-99 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты органа слуха. Вкладыши. Общие технические требования. Методы испытаний

      ГОСТ Р 12.4.210-99 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты органа слуха. Противошумные наушники, смонтированные с защитной каской. Общие технические требования. Методы испытаний

      ГОСТ Р 12.4.230.1-2007 (ЕН 166-2002) Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты глаз. Общие технические требования

      ГОСТ Р 12.4.236-2007 Система стандартов безопасности труда. Одежда специальная для защиты от пониженных температур. Технические требования

      ГОСТ Р 50397-92 Совместимость технических средств электромагнитная. Термины и определения

      ГОСТ Р 50571.17-2000 (МЭК 60364-4-482-82) Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Глава 48. Выбор мер защиты в зависимости от внешних условий. Раздел 482. Защита от пожара

      ГОСТ Р 51317.4.1-2000 (МЭК 61000-4-1-2000) Совместимость технических средств электромагнитная. Испытания на помехоустойчивость. Виды испытаний

      ГОСТ Р 51330.13-99 (МЭК 60079-14-96) Электрооборудование взрывозащищенное.

      Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)

      ГОСТ Р 51330.19-99 (МЭК 60079-20-96) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 20. Данные по горючим газам и парам, относящиеся к эксплуатации электрооборудования ГОСТ Р 51364-99 (ИСО 6758-80) Аппараты воздушного охлаждения. Общие техниче-

      ские условия

      ГОСТ Р 51387-99 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения

      ГОСТ Р 52200-2004 (ИСО 3977-2:1997) Установки газотурбинные. Нормальные условия и номинальные показатели

      ГОСТ Р 52350.0-2005 (МЭК 60079-0:2004) Электрооборудование для взрывобезопасных газовых сред. Часть 0. Общие требования

      ГОСТ Р 52630-2006 Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия ГОСТ Р 53672-2009 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности

      ГОСТ Р ИСО 13706-2006 Аппараты с воздушным охлаждением. Общие технические требования

      ОСТ 24.201.03-90 Сосуды и аппараты стальные высокого давления. Общие технические требования

      ОСТ 26.260.18-2004 Блоки технологические для газовой и нефтяной промышленности.

      Общие технические условия

      ОСТ 26-291-94 Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия СТО Газпром НТП 1.8-001-2004 Нормы технологического проектирования объектов га-

      зодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа

      СТО Газпром 026-2006 Положение по экспертному техническому диагностированию технологических печей огневого нагрева

      СТО Газпром 089-2010 Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия

      СТО Газпром 2-1.1-094-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Перечень помещений, зданий и наружных установок объектов добычи и обустройства газовых месторождений ОАО «Газпром» с категориями по взрывопожарной и пожарной опасности

      СТО Газпром 2-1.11-170-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и коммуникаций ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 2-1.11-172-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика по проведению экспертизы основных производственных объектов ОАО «Газпром» на соответствие нормативным требованиям электромагнитной совместимости

      СТО Газпром 2-1.11-192-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Положение о построении и организации эксплуатации систем централизованного электропитания постоянным током на объектах ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 2-1.11-290-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Положение по обеспечению электромагнитной совместимости производственных объектов ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 2-1.16-055-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Контроль качества и приемка материальнотехнических ресурсов для ОАО «Газпром» на предприятиях-изготовителях. Основные положения СТО Газпром 2-1.19-049-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Подготовка сточных вод к закачке в поглощающий горизонт и экологический мониторинг при подземном захоронении сточных вод на

      нефтегазовых месторождениях ОАО «Газпром» севера Западной Сибири

      СТО Газпром 2-2.3-141-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Энергохозяйство ОАО «Газпром». Термины и определения

      СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Порядок экспертизы технических условий на оборудование, материалы, аттестации технологий и оценка готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

      СТО Газпром 2-3.5-113-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем

      СТО Газпром 2-3.5-138-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и их системам

      СТО Газпром 2-3.5-230-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Типовые технические требования к устройствам подготовки газа на компрессорных станциях

      СТО Газпром 2-3.5-253-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Контроль качества оборудования при поставке и эксплуатации. Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Аппараты воздушного охлаждения газа

      СТО Газпром 2-4.1-212-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 2-6.2-149-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 2-6.2-300-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Применение аварийных источников электроснабжения на объектах ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 2-6.2-306-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Типовая программа приемочных и эксплуатационных испытаний электрогенерирующего оборудования на электростанциях ОАО «Газпром»

      СТО Газпром РД 5.2-093-2004 Положение о порядке аттестации и отбора энергетического оборудования для применения на объектах ОАО «Газпром»

      Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов 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 замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


       

    2. Термины, определения и сокращения


       

      1. В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

        1. газовые гидраты: Твердые (льдоили снегоподобные) соединения природного газа с водяными парами и пластовой водой, образующиеся при определенных термобарических условиях (при низких температурах и высоких давлениях).

        2. газовые сбросы: Материальные потоки газообразных углеводородов от технологических установок основных производств газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа, направляемые на технологическое использование (в качестве топлива) и на термическое обезвреживание.

          Примечание – Различают газовые сбросы аварийные (залповые) для предотвращения аварии (в случае превышения допустимого давления), постоянные (непрерывные по времени) согласно основным технологическим режимам эксплуатации, а также периодические, направляемые на термическое обезвреживание при подготовке оборудования к остановке.

        3. горизонтально-факельная установка: Наземное, стационарное (или транспортабельное) комплектное огнетехническое устройство, предназначенное для сжигания (термического обезвреживания) газовых сбросов преимущественно в горизонтальном факеле.

        4. газоперекачивающий агрегат: Установка, включающая центробежный компрессор, привод центробежного компрессора – газотурбинную установку или электропривод, систему автоматического управления и вспомогательные устройства, обеспечивающие нормальную эксплуатацию газоперекачивающего агрегата.

        5. головная компрессорная станция: Компрессорная станция, обеспечивающая компримирование товарного газа на выходе с промысла и подачу его в магистральный газопровод, начинающийся с данного промысла.

        6. детандирование: Процесс управляемого снижения давления газа, осуществляемый с совершением внешней работы (с одновременной выработкой механической энергии).

        7. дожимная компрессорная станция: Компрессорная станция, обеспечивающая компримирование сырьевого газа на входе (иногда на выходе) установки подготовки газа.

        8. дросселирование: Процесс управляемого снижения давления газа, осуществляемый без совершения внешней работы (с безвозвратной потерей энергии срабатываемого перепада давления).

        9. дроссельный эффект (эффект Джоуля – Томсона): Явление изменения температуры газа при его дросселировании.

        10. ингибитор (гидратообразования): Вещество, которое либо изменяет термобарические условия образования гидратов (термодинамические ингибиторы), либо влияет на скорость образования гидратов в газожидкостном потоке (кинетические ингибиторы).

        11. ингибитор (гидратоотложения): Вещество, изменяющее консистенцию гидратной массы (делающее ее текучей, например, за счет диспергирования газовых гидратов в газожидкостном потоке) и/или меняющие условия адгезии (прилипания) гидратов к внутренним поверхностям промысловых коммуникаций и оборудования.


           

          3.1.12 компрессор: Энергетическая машина или устройство для повышения давления и перемещения газа или их смесей (рабочей среды).

          [ГОСТ 28567-90, таблица 1, строка 1]

           


           

          3.1.13 коэффициент полезного действия (КПД): Величина, характеризующая совершенство процессов превращения, преобразования или передачи энергии, являющаяся отношением полезной энергии к подведенной.

          [ГОСТ Р 51387-99, приложение А, раздел А.1.3, пункт 24]

           

              1. легко воспламеняющаяся жидкость: Углеводороды, представляющие собой при атмосферном давлении жидкость, обладающую низкой температурой воспламенения и широким диапазоном концентрации паров, при которой происходит воспламенение.

              2. нейтрализатор промстоков: Наземное комплектное огнетехническое устройство, предназначенное для термического обезвреживания (сжигания) промышленных сточных вод (жидкофазных сбросов) путем контактного огневого (факельного) нагрева.

          Примечание – В нейтрализаторе промстоков обеспечивается практически полное выгорание горючих соединений в промстоках и перевод содержащихся в них мехпримесей и солей в менее опасное (безопасное) для литосферы состояние. При этом вынос в атмосферу термически обезвреженных мехпримесей и солей исключен.


           

          3.1.16 нижний концентрационный предел воспламенения (распространения пламени): Минимальное содержание горючего вещества в однородной смеси с окислительной средой, при котором возможно распространение пламени по смеси на любое расстояние от источника зажигания.

          [ГОСТ 12.1.044-89 (ИСО 4589-84), пункт 2.5.1]

           

          3.1.18 отношение давлений в компрессоре (степень повышения давления): Отношение конечного давления газа в компрессоре (секции, ступени) к начальному.

          [ГОСТ 28567-90, таблица 1, строка 95]

           

          3.1.17 огневой испаритель: огнетехническое устройство, предназначенное для огневого нагрева, полного или частичного испарения легкокипящих компонентов нагреваемого технологического продукта (целевого теплоносителя) и раздельного отвода из теплообменной поверхности паровой и жидкой фаз целевого теплоносителя.


           

          3.1.19 помпаж: Неустойчивый режим работы турбокомпрессора, характеризующийся последовательно чередующимся нагнетанием газа в сеть и выбрасыванием газа из сети на всасывание.

          [ГОСТ 28567-90, таблица 1, строка 92]

           


           

          3.1.20 подача (объемная или массовая) насоса: Отношение (объема или массы) подаваемой жидкой среды ко времени.

          [ГОСТ 17398-72, таблица 1, строки 153, 154]

           

              1. политропный КПД: Величина (применительно к компрессору), характеризующая совершенство процесса превращения механической работы, подводимой к компрессору, в энергию перепада давления компримируемого потока газа.

                Примечание – В соответствии с СТО Газпром 2-3.5-138-2007, пункт 3.1.22, политропный КПД центробежного компрессора – это 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).

              2. промышленные стоки (промстоки): Водный раствор, в составе которого содержатся хлоридные и сульфатные соли щелочных металлов (преимущественно из пластовой воды), метанол, газовый конденсат (нефть), а также мехпримеси (частицы песка, глины и продуктов коррозии металла трубопроводов и скважин).

              3. рекуперативный теплообменник: Поверхностный теплообменник, в котором перенос теплоты между целевым и обеспечивающим теплоносителем (нагреваемым и охлаждаемым технологическими потоками) осуществляется через разделяющую их стенку теплообменной поверхности.

              4. самотяга: Естественная тяга дымовой трубы, обусловленная разностью плотностей дымовых газов (внутри трубы) и наружного атмосферного воздуха, прямо пропорциональная высоте дымовой трубы.

              5. стандартные условия: Термобарические условия, при которых производят нормирование объема (расхода), а также анализ состава и качественных характеристик газовых технологических потоков.

                Примечание – В соответствии с пунктом 2 ГОСТ 2939-63 нормирование газа производят при следующих условиях: температура – 20 С, давление – 101,3 кПа.

              6. станционные условия: Параметры воздуха на входе в компрессор ГТУ, нормальные условия, при которых определяются мощность, КПД, удельные расходы теплоты и топлива.

                Примечание – В соответствии с ГОСТ Р 52200-2004 (ИСО 3977-2:1997) нормальными условиями являются: температура – 15 С, давление – 101,3 кПа, относительная влажность – 60 %.

              7. точка росы по воде: Температура, выше которой, при определенном давлении (например, рабочем давлении в магистральном газопроводе), не происходит конденсация паров воды из газа.

              8. точка росы по углеводородам: Температура, выше которой, при определенном давлении (например, рабочем давлении в магистральном газопроводе), не происходит конденсация паров углеводородов из газа.

              9. трубчатая печь: Огнетехническое устройство, предназначенное для огневого нагрева, частичного испарения нагреваемого технологического продукта (целевого теплоносителя), а также проведения термохимических процессов и совместного отвода из трубчатого змеевика целевого теплоносителя (нагретого продукта).

                3.1.31 электромагнитная совместимость технических средств: Способность технических средств (устройств) функционировать с заданным качеством в определенной электромагнитной обстановке, не создавая при этом недопустимых электромагнитных помех другим техническим средствам и недопустимых электромагнитных воздействий на биологические объекты.

                [ГОСТ Р 50397-92, пункт 1.1]

                 

              10. унос относительный: Концентрация жидкости (при ее наличии) в выходящем из сепаратора (абсорбера) газовом потоке.


           

          3.1.32 эффективность технологического процесса: Получение целевого продукта (результата) с заданными характеристиками при минимально возможных материальных, энергетических и временных затратах.

          3.2 В настоящем стандарте применены также следующие сокращения: АВО – аппарат воздушного охлаждения;

          АДКГ – агрегат детандер-компрессорный газовый; АРМ – автоматизированное рабочее место;

          АСПС, КЗ и ПТ – автоматическая система пожарной сигнализации, контроля загазованности и пожаротушения;

          АСУ ПБ – автоматизированная система управления пожарной безопасности;

          АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическими процессами; АСКУЭ – автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии; АСУЭ – автоматизированная система управления энергоснабжением;

          АХМ – абсорбционная холодильная машина; ГДП – газодобывающее предприятие;

          ГКС – головная компрессорная станция; ВЭР – вторичные энергоресурсы;

          ГПА – газоперекачивающий агрегат; ГТУ – газотурбинная установка;

          ГФУ – горизонтально-факельная установка; ДКС – дожимная компрессорная станция; ДЭГ – диэтиленгликоль;

          ИУС – информационно-управляющая система;

          КИП – контрольно-измерительные приборы; КПД – коэффициент полезного действия; КС – компрессорная станция;

          ЛВЖ – легко воспламеняющаяся жидкость;

          НКПВ – нижний концентрационный предел воспламенения (распространения пламени); ПТС – программно-технические средства;

          ПТУ – паротурбинная установка;

          ПУЭ – правила устройства электроустановок; САУ – система автоматического управления;

          САУ и Р – система автоматического управления и регулирования; СДКО – система диагностики компрессорного оборудования; СПЧ – сменная проточная часть;

          СПХГ – станция подземного хранения газа; ТЭГ – триэтиленгликоль;

          УРМ – установка регенерации метанола; УСК – установка стабилизации конденсата; ЦБК – центробежный компрессор;

          ЭСН – электростанция собственных нужд.


           

    3. Требования к основным технологическим процессам, осуществляемым в наземном технологическом оборудовании объектов добычи газа

      и его подготовки к транспорту


       

      1. Общие требования к основным технологическим процессам, реализуемым в наземном технологическом оборудовании объектов добычи газа и подготовки газа к транспорту

        1. Технологические процессы, используемые на объектах подготовки газа, должны быть отработаны в лабораторных условиях и на опытно-промышленных установках или иметь опыт успешного использования на аналогичных объектах, работающих в сходных условиях.

        2. Преимущественное применение должны иметь непрерывные процессы, обеспечивающие повышенную надежность (срок службы), стабильность целевых технологических показателей, благоприятные условия для применения средств измерений и автоматизации управления.

        3. Периодические технологические процессы рекомендуется применять при их безальтернативности.

        4. Технологические процессы должны осуществляться с минимально необходимым потреблением материальных и энергетических ресурсов, с использованием энергосберегающих технологических и технических решений.

      2. Основные требования к эффективности технологического процесса сепарации газа

        1. Процесс сепарации газа должен обеспечивать отделение от газа сконденсированной жидкой фазы, твердых включений или механических примесей. Эффективность процесса сепарации, являющегося основным головным процессом на установках подготовки газа к транспорту (упрощенные технологические схемы которых приведены в приложении А – установка абсорбционной осушки и сероочистки на объектах добычи газа и в подземных хранилищах газа, в приложении Б – установка подготовки газа к транспорту по методу низкотемпературной сепарации, в приложении В – адсорбционная установка подготовки газа к транспорту), должна быть достаточной для качественной дальнейшей подготовки товарного газа, повышения надежности и срока службы основных аппаратов установок подготовки газа.

        2. В качестве эффективности сепарации с целесообразно применять традиционно

          используемый в фильтрационной технике показатель – отношение, выраженное в процентах,

          концентрации в газе отсепарированной жидкости kос (т.е. отношение массы отсепарированной жидкости к объему газовой фазы) к концентрации жидкости в газовом потоке, входящем в сепаратор kвх, равной сумме концентраций отсепарированной жидкости kос и жидкости в выходящем из сепаратора газовом потоке (уносе относительном) kвых:

          k k

          с  100

          image

          ос  100

          kвх

          image

          ос .

          kос  kвых

          (4.1)


           

          Размерность концентраций жидкости в газовом потоке для сепарационного оборудования целесообразно выражать в мг/ст. м3, или г/ст. тыс. м3.

        3. Кроме эффективности сепарации с процесс сепарации также должен оцениваться уносом относительным – концентрацией жидкости в выходящем из сепаратора газовом по-

          токе kвых.

        4. Для газовых сепараторов на установках подготовки газа к транспорту эффектив-

          ность сепарации с должна быть не ниже 98,5 %, а концентрация жидкости в выходящем из сепаратора газовом потоке (унос относительный) kвых не должна превышать 5 г/тыс. м3.

        5. Для обеспечения указанных выше показателей эффективности газовых сепараторов концентрация жидкости в газовом потоке, входящем в сепараторы, не должна превышать kвх  200 г/тыс. м3.

        6. Для оценки энергетической эффективности процесса сепарации должна использоваться и регламентироваться номинальная величина потери давления газового потока (перепада давления) в сепараторе р, МПа, при штатных условиях его эксплуатации (номинальном расходе и давлении газового потока). Как альтернатива допускается указывать безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления , используемый при гидравлическом или аэродинамическом расчете потери давления на сепараторе, отнесенный к штатным условиям эксплуатации сепаратора.

          Номинальная величина потери давления газового потока (перепада давления) в газовых сепараторах установок подготовки газа к транспорту не должна превышать при штатных условиях эксплуатации (номинальном расходе и давлении газового потока) р  0,02 МПа или не превышать перепада давления, при котором обеспечивается устойчивый отвод жидкости из фильтрующей поверхности аппаратов.

        7. Эффективность фильтрации механических примесей из потока природного газа, определяемая аналогично эффективности сепарации сконденсированной жидкости, должна составлять:

  • для твердых частиц размерами более 10 мкм эффективность сепарации (фильтрации)

    ст должна быть 100 % (наличие мехпримесей указанной фракции в выходящем из сепаратора газовом потоке не допускается);

  • твердых частиц размерами более 0,30 мкм эффективность сепарации ст должна быть

    не менее 99,99 % (концентрация мехпримесей указанной фракции в выходящем из сепаратора газовом потоке kвых.т не должна превышать 1 г/тыс. м3).

      1. Основные требования к эффективности технологического процесса снижения давления газа при обеспечении безгидратной эксплуатации оборудования

        1. Процесс снижения давления природного газа на технологическом оборудовании объектов добычи газа и его подготовки к транспорту должен осуществляться для обеспечения возможности реализации последующих технологических процессов (например, низкотемпературной сепарации), проводимых при давлении более низком, чем располагаемое давление на входе установки подготовки газа.

        2. Процесс снижения давления природного газа должен выбираться среди альтернативных (оптимальных по режимам эксплуатации трубопроводов и оборудования, обеспечивающих минимальные гидравлические потери и минимальные затраты на ввод ингибитора гидратообразования) вариантов его реализации, эффективно обеспечивающих возможность безгидратной эксплуатации технологических трубопроводов и оборудования при заданных термобарических характеристиках.

          В зависимости от целевой направленности и температурного уровня, которого необходимо достигнуть при завершении процесса, должен быть обоснован (на основе техникоэкономического сравнения) и применен один из следующих вариантов снижения давления, приведенных в таблице 4.1.


           

          Таблица 4.1 – Альтернативные варианты процесса снижения давления природного газа, обеспечивающие возможность безгидратной эксплуатации технологических трубопроводов и оборудования

          С одновременным снижением давления и температуры

          Со снижением давления без снижения температуры

          Без ввода ингибитора гидратообразования (с многоступенчатым снижением давления и межступенчатой сепарацией и отводом сконденсированной жидкости) в режиме предотвращения пересыщения потока природного газа сконденсированной влагой

          С предварительным и промежуточным подогревом потока природного газа выше температуры гидратоообразования и двух(трехили более) ступенчатым снижением давления

          С вводом ингибитора гидратообразования и одноступенчатым снижением давления

          С предварительным подогревом потока природного газа выше температуры гидратообразования и одноступенчатым снижением давления


           


           

        3. Для минимизации ресурсои энергопотребления, при одновременном учете надежности (времени наработки на отказ) эксплуатации должны быть сопоставлены (на основе технико-экономического сравнения) следующие альтернативные варианты снижения давления:

  • детандирование;

  • дросселирование.

        1. При равенстве показателей технико-экономического сравнения в качестве предпочтительного рекомендуется выбирать вариант детандирования, позволяющий при снижении давления газа полезно использовать для технологических целей энергию перепада давления, вырабатываемую в детандере.

      1. Основные требования к эффективности технологического процесса осушки газа от водяных паров

        1. Процесс осушки газа от водяных паров является основным целевым процессом на установках подготовки газа к транспорту, осуществляемым одновременно с извлечением из товарного газа конденсирующихся углеводородов. Эффективность осушки газа должна обеспечивать бесперебойную, надежную (без образования газовых гидратов и жидкостных пробок) работу газотранспортной системы, к которой подключены объекты добычи газа.

        2. Эффективность процесса осушки (допустимое остаточное влагои конденсатосодержание осушенного товарного газа) должна соответствовать требованиям, приведенным в таблице 1 СТО Газпром 089.

        3. Эффективность осушки газа от водяных паров согласно СТО Газпром 089 необходимо характеризовать с помощью такого показателя, как точка росы по воде. Кроме точки росы по водяным парам необходимо указывать давление газа, для которого эта точка росы определена.

        4. Эффективность осушки газа от конденсирующихся углеводородов согласно СТО Газпром 089 необходимо характеризовать с помощью такого показателя, как точка росы по углеводородам. Точка росы по углеводородам является температурой, выше которой при определенном давлении (например, при рабочем давлении в магистральном газопроводе) не происходит конденсация паров углеводородов из газа. Таким образом, кроме точки росы по углеводородам необходимо указывать давление газа, для которого эта точка росы определена.

        5. Процесс осушки газа от водяных паров (и конденсирующихся углеводородов) должен обеспечивать стабильно высокое качество, исключение возможности превышения (в отдельных временных интервалах) концентрацией водяных паров (конденсирующихся углеводородов) в товарном газе уровня, заданного СТО Газпром 089 или специальными техническими условиями, согласованными в установленном порядке.

      1. Основные требования к эффективности технологического процесса очистки газа от сероводорода

        1. Процесс очистки газа от сероводорода и меркаптановой серы является определяющим целевым процессом на установках подготовки серосодержащего газа к транспорту. Эффективность сероочистки товарного газа должна улучшать его потребительские свойства и снижать коррозионную активность транспортируемого потока с целью обеспечения безаварийной, надежной в течение проектного срока эксплуатации работы газотранспортной системы, к которой подключены объекты добычи серосодержащего газа.

        2. Эффективность процесса сероочистки и допустимая концентрация сероводорода и меркаптановой серы в товарном газе должна соответствовать требованиям, приведенным в таблице 1 СТО Газпром 089. Концентрации в товарном газе не должны превышать соответственно для сероводорода 0,007 г/м3 и для меркаптановой серы 0,016 г/м3. (Допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям.)

        3. Процесс сероочистки газа должен обеспечивать стабильно высокое качество товарного газа, исключение возможности превышения (в отдельных временных интервалах) концентраций сероводорода и меркаптановой серы в товарном газе уровня, заданного СТО Газпром 089 или специальными техническими условиями, согласованными в установленном порядке.

      1. Основные требования к эффективности технологического процесса компримирования газа

        1. Процесс компримирования газа является наиболее энергозатратным процессом на установках подготовки газа к транспорту. Эффективность компримирования газа должна обеспечивать удельные энергозатраты на сжатие потока газа, не превышающие технически возможные для достигнутого уровня развития техники.

        2. Эффективность собственно процесса компримирования в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-113 должна характеризоваться политропным КПД пол компрессора (нагнетателя).

        3. Номинальное значение политропного КПД процесса сжатия пол согласно

          СТО Газпром 2-3.5-113 рекомендуется определять для заданных термобарических параметров газа на входе tр и выходе компрессора tр (размерность температур – С, размерность

          абсолютных давлений р – МПа) и заданной относительной плотности газа по воздуху в ком-

          примируемого газа по следующей зависимости (пригодной для отношения давлений в ЦБК не более 4 и давления газа на выходе не более 8,45 МПа, в остальном диапазоне рекомендуется применять зависимость раздела 7.4 СТО Газпром 2-3.5-253):

          пол 

          image

          .

           mТ


           

          (4.2)


           

          Политропный КПД процесса сжатия является произведением обратных величин тем-

          пературного показателя политропы mT, определяемого по формуле (4.3), и показателя псевдоизоэнтропы k/(– 1), определяемого по зависимости (4.4);

          ⎛  273 

          lg 


           

          mT 

          image

          t

           

           

           273 

          image

          ⎠ ;


           

          (4.3)

          ⎛ 

          image

          lg ⎜ 2н 

          ⎝ p1н 


           

          image

           4,16  0,0041(10)  3,93(  0,55)  5,0( 0,3).

          k ср в T


           

          (4.4)


           

          В формуле (4.4) величина tср – средняя температура газа в компрессоре, С, определяемая по формуле


           

          tср  0,5(t  t ).

          (4.5)


           


           

        4. Для повышения эффективности (политропного КПД) процесса компримирования рекомендуется (при равенстве остальных технико-экономических показателей) приме-

          нять многоступенчатые (с числом ступеней не менее двух) режимы компримирования с промежуточным межсекционным (межкорпусным) охлаждением компримируемого газа.

        5. Политропный КПД процесса сжатия газа в центробежном компрессоре на номинальном режиме, определенный по формуле (4.2), должен использоваться (как ориентир) для сравнения с технически достигнутым уровнем для современных серийно выпускаемых компрессоров, указанным в таблице В.1 СТО Газпром 2-3.5-138.

      1. Основные требования к эффективности технологического процесса нагрева (охлаждения) газа и технологических теплоносителей

        1. Процессы нагрева (охлаждения) целевых теплоносителей (технологических потоков) и обеспечивающих теплоносителей должны реализовываться в максимально возможной степени на основе энерготехнологического комбинирования (рационального использования температурных потенциалов и тепловых ресурсов целевых теплоносителей и окружающей среды) и обеспечивать удельные энергозатраты на передачу теплоты в теплообменном оборудовании, не превышающие технически возможные для достигнутого уровня развития техники.

        2. Эффективность технологических процессов нагрева (охлаждения), интенсивность теплопередачи через стенку теплообменной поверхности, разделяющую потоки теплоносителей, для большинства технически важных случаев рекомендуется характеризовать средней по-

          верхностной плотностью фактического теплового потока qср, Вт/м2, являющейся отношением

          количества теплоты в единицу времени Q, Вт, переданной от источника теплоты к ее приемнику или между обеспечивающим и целевым теплоносителем к суммарной площади поверхности теплообмена F, м2:

          image

           Q .

          ср F


           

          (4.6)


           

        3. При высокотемпературном нагреве целевого теплоносителя (например, газа реге-

          нерации в трубчатых печах установки адсорбционной осушки газа) средняя qср и локальные qi поверхностные плотности фактических тепловых потоков не должны превосходить предельно допустимых значений qдоп, определяемых либо исходя из температурной стабильности целевого теплоносителя, либо из предельно допустимой температуры длительной эксплуатации материала теплообменной поверхности (жаростойкой стали радиантного змеевика трубчатой печи). Для обеспечения высокой эффективности нагрева и одновременно предотвращения снижения надежности (срока службы) средняя qср поверхностная плотность фактических те-

          пловых потоков должна быть ниже предельно допустимого значения qдоп на 5 % – 7 %.

        4. При охлаждении целевых теплоносителей средняя qср и локальные qi поверхностные плотности фактических тепловых потоков, отводимых от целевого теплоносителя, не

          должны превосходить (должны быть ниже на 5 % – 10 %) предельно допустимого значения

          qдоп, определяемого исходя из минимально допустимой температуры целевого теплоносителя (например, температуры застывания или температуры гидратообразования).

        5. Выполнение требований 4.7.3 и 4.7.4 к эффективности и надежности процессов теплообмена должно обеспечиваться путем реализации конкретных технических требований к соответствующему теплообменному оборудованию, приведенных в разделе 5.5.


     

    1. Основные требования к размещению, технологической комплектации, составу и основным функциям основного наземного технологического оборудования объектов добычи газа и его подготовки к транспорту


       

      1. Общие требования к основному технологическому оборудованию

        1. Современные и перспективные установки подготовки газа к транспорту, а также входящие в их состав установки регенерации абсорбента и метанола (представленные на упрощенных технологических схемах, приведенных в рекомендуемых приложениях А-Д) должны комплектоваться основными аппаратами и технологическим оборудованием, выбранным на основе сопоставительного анализа показателей лучших отечественных и зарубежных образцов и обеспечивающим повышение технологической эффективности и эксплуатационной надежности объектов добычи и подготовки газа к транспорту.

        2. Аппараты, блоки и комплектные установки должны быть безопасными при испытаниях (в том числе приемочных испытаниях, проводимых в соответствии с СТО Газпром 2-1.16-055 и Федеральным законом [1]), монтаже, эксплуатации и ремонте, соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.003, ГОСТ 12.1.004, ГОСТ 12.1.010, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ Р 53672, ГОСТ 12.2.085, ПБ 08-624-03 [2], ПБ 03-576-03 [3], комплектоваться арматурой, соответствующей требованиям СТО Газпром 2-4.1-212, поставляемой на объекты ОАО «Газпром», площадками обслуживания, люками-лазами, соответствующими подъемными механизмами и приспособлениями, предусмотренными технической документацией и нормативными документами, в том числе ГОСТ 28775, ГОСТ Р 51364, СТО Газпром 2-3.5-138, ОСТ 26.260.18.

        3. Исполнение аппаратов, укрытий (легкосборных зданий, контейнеров) для них и их арматуры, блоков и систем автоматического управления и средств для механизации их обслуживания должно соответствовать требованиям сейсмоустойчивости, проектным нагрузкам по СНиП 2.01.07-85 [4] и параметрам климата по СНиП 23-01-99 [5] в заданных условиях эксплуатации, должно быть исполнения ХЛ1 или УХЛ1 (в соответствии с ГОСТ 15150), катего-

          рии размещения 1, позволять их размещение и эксплуатацию на открытой площадке (открытых технологических этажерках) в условиях соответственно холодного или умеренного и холодного климата.

        4. Аппараты и комплектные технологические установки и их укрытия должны обладать метео-, гидрои сейсмоустойчивостью и не должны терять работоспособность в заданных проектом условиях эксплуатации, в том числе при скоростном напоре ветра до 0,30 кПа включительно по СНиП 2.01.07-85 [4].

        5. Аппараты и комплектные технологические установки должны быть герметичными и не должны превышать (по критериям взрывопожароопасности) категорийности, определенной для них СТО Газпром 2-1.1-094.

        6. Аппараты и комплектные технологические установки должны быть полностью заводского изготовления, при блочно-комплектной поставке – соответствовать требованиям ОСТ 26.260.18 и ВНТП 01/87/04-84 [6].

        7. Аппараты и комплектные технологические установки по производительности, рабочему давлению и концентрации сероводорода в сырьевом газе должны соответствовать основным типоразмерам, унифицированным в разделе 6.

        8. Верхний диапазон рабочего регулирования аппаратов и установок при параллельном их подключении и при отсутствии резервных линий должен обеспечивать возможность нормальной работы установки на номинальном режиме при отключении одной из технологических линий на ремонт.

        9. При изготовлении аппаратов и комплектных технологических установок должны использоваться только сертифицированные в установленном порядке (для изделий, подведомственных Ростехнадзору, – имеющие разрешение Ростехнадзора на применение на опасных производственных объектах в соответствии с Федеральным законом [1]) покупные и комплектующие изделия.

          Пожарно-технические характеристики строительных материалов, покупных и комплектующих изделий и оборудования, которые согласно требованиям Федерального закона [7]) и действующим нормам и правилам Российской Федерации в области пожарной безопасности, подлежат обязательной сертификации, должны подтверждаться действующими сертификатами соотвествия установленного образца.

        10. Объем работ по монтажу оборудования и установок на месте постоянной эксплуатации должен быть минимальным.

        11. Транспортная упаковка аппаратов и комплектных технологических установок должна позволять их хранение на открытых складских площадках, условия хранения 8 (ОЖЗ)

          по ГОСТ 15150. Условия хранения технических средств САУ должны соответствовать условиям 4 (Ж2) по ГОСТ 15150 или требованиям изготовителей САУ. Транспортная упаковка аппаратов должна иметь схему строповки.

        12. Аппараты и комплектные технологические установки должны иметь возможность транспортироваться любым видом транспорта: на железнодорожных платформах, полувагонах, контейнерах, палубах судов, специальным автотранспортом, открытых автомашинах в соответствии с правилами перевозки, регламентируемыми на указанных видах транспорта. Условия транспортирования в части воздействия климатических факторов должны соответствовать условиям для открытого подвижного состава 8 (ОЖЗ) по ГОСТ 15150.

        13. Аппараты и комплектные технологические блоки должны быть ремонтопригодными, обслуживание их и ремонт должны быть удобными и осуществимыми силами персонала или сервисными службами объектов ГДП при поставке ремонтных комплектующих и запчастей изготовителями указанного оборудования в течение общего срока его эксплуатации. В составе блочно-модульных конструкций (модулей, блоков, зданий и т.п.), поставляемых комплектно с технологическим оборудованием, должны быть предусмотрены грузоподъемные устройства и средства механизации для демонтажа и монтажа сменных узлов и электроприводов весом 50 кг и более, обеспечивающие демонтаж электроприводов с мест их установки за пределы блочно-модульной конструкции и обратно.

        14. В случае необходимости при использовании сложного технологического оборудования и комплектующих его средств САУ должно быть предусмотрено и организовано сервисное обслуживание указанного оборудования силами и средствами изготовителей или специализированных подрядных организаций при контроле и приемке сервисных работ силами персонала объектов ГДП и СПХГ.

        15. САУ, поставляемые комплектно с технологическим оборудованием, должны обеспечивать возможность взаимодействия с верхним уровнем управления объекта (АСУ ТП, АСУ ПБ или АСПС, КЗ и ПТ, ИУС), комплектоваться измерительными аппаратными средствами и обладать возможностью контроля эффективности основного технологического процесса, а также самодиагностики исправного состояния и возможности автоматического включения резервного оборудования.

          Взаимодействие комплектно поставляемых САУ с верхним уровнем должно обеспечиваться с помощью стандартных открытых протоколов. Реализация применяемого протокола обмена, а также перечень передаваемых входных и выходных данных должны быть подробно изложены в технической документации на САУ и в целом на технологическую установку.

          САУ установки должна обеспечивать сохранение информации о технологических параметрах и режимах работы установки за период эксплуатации не менее 6 мес. и обеспечивать возможность обращения к указанной информации при необходимости.

        16. Аппараты и комплектные технологические установки должны удовлетворять требованиям взрыво-, пожаро-, электробезопасности и промышленной эргономики.

          Пожарная безопасность аппаратов и комплектных технологических установок должна подтверждаться в соответствии с порядком, установленным Федеральным законом [7].

        17. Аппараты и установки должны комплектоваться заглушками поворотными (обтюраторами), размещаемыми между аппаратными фланцами основных технологических патрубков и ответными фланцами, к которым подключаются при монтаже технологические линии.

        18. Общий срок эксплуатации аппаратов и комплектных технологических блоков должен составлять не менее 30 лет или указанного в проекте срока службы объектов добычи, хранения и подготовки к транспорту газа при условии своевременной замены комплектующих, имеющих меньший ограниченный срок службы и при условии своевременного капитального ремонта или модернизации САУ. Аппараты и комплектные технологические блоки должны обеспечивать возможность проведения модернизации (доработки), способствующей повышению технологической эффективности и эксплуатационной надежности (увеличению срока эксплуатации) в соответствии с изменяющимися условиями в процессе эксплуатации месторождений (снижение давления, увеличение содержания сконденсированной жидкой фазы, твердых включений и механических примесей). Агрегаты, имеющие меньший срок эксплуатации должны иметь возможность беспрепятственной замены.

        19. Эксплуатационная документация на оборудование подготовки газа в соответствии с ГОСТ 2.601 должна содержать информацию о соответствующих показателях технологической эффективности и влиянии на них в рабочем диапазоне эксплуатации аппарата (установки) основных определяющих факторов. Указанная информация (основанная на экспериментальных данных, полученных на действующем оборудовании) должна быть использована при составлении алгоритма управления для локальной САУ, комплектующей данный технологический аппарат или технологический блок, или для цеховых САУ, АСУ ТП.

          Эксплуатационная документация на импортное оборудование должна быть на русском языке. Оборудование, поставляемое комплектно в соответствии с требованиями ГОСТ 2.601 и ГОСТ 2.610, должно сопровождаться перечнем всех технических устройств, входящих в комплект этой установки. Агрегаты и технические устройства в составе установки, имеющие меньший срок эксплуатации, должны иметь комплект собственной документации, копии разрешений Ростехнадзора на применение на все технические изделия должны быть заверены нотари-

          ально в соответствии с 7.8 Положения [8]. Применяемое импортное оборудование должно соответствовать требованиям ПБ 08-624-03 [2].

        20. Эксплуатационная документация на аппараты и технологическое оборудование подготовки газа должна включать раздел с информацией по объемам, методам и периодичности технических мероприятий (освидетельствование, неразрушающий контроль), обеспечивающих надежную и безаварийную эксплуатацию данного оборудования в течение не менее 30 лет, а также рекомендации по малоотходной или безотходной утилизации указанного оборудования при завершении эксплуатации и ликвидации газодобывающего предприятия.

          Системы противопожарной защиты, входящие в состав систем обеспечения пожарной безопасности технологического оборудования, должны обеспечивать возможность интегрироваться в систему пожарной безопасности верхнего уровня (цеха, установки), передачу всего необходимого объема информации (тревога, пожар, неисправность, подача тушащего вещества) по физическим линиям связи и соответствовать требованиям Федерального закона [7].

        21. Все электропроводящие части технологического оборудования должны иметь заземляющие зажимы в соответствии с ГОСТ 12.1.010, ГОСТ 12.1.018 и ГОСТ 21130. В блочных установках должна быть обеспечена связь оборудования, входящего в состав установки, с заземляющими зажимами на внешних габаритных конструкциях установки (блока) для соединения с общеплощадочными устройствами заземления.

        22. Конструкция выхлопных патрубков ГПА, дымовых труб трубчатых печей и огневых испарителей высотой 15 м и более должна обеспечивать непрерывность металлической связи по всей длине трубы и позволять использовать ее в качестве молниеприемника.

        23. Поставляемое оборудование должно быть сертифицировано в установленном порядке, иметь действующий сертификат соответствия (декларацию о соответствии) согласно требованиям Постановления [9], разрешение Ростехнадзора на применение на опасных производственных объектах на основании Федерального закона [1] и в соответствии с требованиями Правил [10], Административного регламента [11], СТО Газпром РД 5.2-093. Технические условия на оборудование, разрешенное к применению в ОАО «Газпром», должны быть согласованы постоянно действующими комиссиями ОАО «Газпром» в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046.

      1. Требования к сепарационному оборудованию объектов добычи газа

        1. Основное сепарационное оборудование установок подготовки газа к транспорту – газовые двухфазные сепараторы (далее – газовые сепараторы), предназначенные для отделения от основного потока природного газа сконденсированной жидкости (следов пластовой воды или уноса абсорбента) согласно СТО Газпром 2-1.1-094 и СП 12.13130.2009 [12], – долж-

          но оснащаться средствами предотвращения взрывопожарной и пожарной опасности, соответствующими категории Ан или А.

        2. Газовые сепараторы в части безопасности, размещения и комплектации должны соответствовать требованиям ПБ 08-624-03 [2], ПБ 03-576-03 [3], ОСТ 24.201.03, ОСТ 26.260.18, ОСТ 26-291 и общим требованиям подраздела 5.1.

        3. Входные патрубки газовых сепараторов, используемых в сепарационных установках, на входе установок подготовки газа (входные газовые сепараторы) должны быть подключены к устройствам (к коллекторам с присоединенными к ним отводчиками конденсата или к

          «пробкоуловителям»), исключающим залповое поступление сконденсированной жидкости в сепарационное оборудование.

        4. Трубопроводы (шлейфы, коллекторы) системы сбора газа, подключенные к коллекторам входных газовых сепараторов в соответствии с требованием пункта 2.21 ВНТП 3-85 [13] должны обеспечивать в их конечных участках (на подходе к газовым сепараторам) расслоенную структуру течения газа и жидкости, обеспечивающую устойчивую работу указанных выше устройств, предотвращающих залповые поступления жидкости в газовые сепараторы.

        5. Газовые сепараторы в соответствии с требованиями 4.1.5–4.1.8 должны иметь следующие характеристики и технические показатели, обеспечивающие возможность эффективной (с минимальными капитальными затратами и эксплуатационными расходами) работы аппаратов в течение заданного срока службы (не менее срока эксплуатации ГДП):

  • эффективность сепарации должна быть с  98,5 % (не ниже) для входных и выходных

    газовых сепараторов установок подготовки газа (для сепарации из газа жидкой фазы: абсорбента, конденсата, компрессорного масла);

  • концентрация жидкости в выходящем из сепараторов газовом потоке (унос относительный жидкости) не должна превышать kвых  5 г/тыс. м3;

  • указанные выше показатели газовых сепараторов должны обеспечиваться при кон-

    центрации жидкости в газовом потоке, входящем в сепаратор, не более kвх  200 г/тыс. м3;

  • номинальная величина потери давления газового потока (перепада давления) в сепараторах не должна превышать при штатных условиях эксплуатации (номинальном расходе и давлении газового потока) р  0,02 МПа (или не превышать перепада давления, при котором обеспечивается устойчивый отвод жидкости из фильтрующей поверхности аппаратов);

  • эффективность фильтрации механических примесей из потока природного газа (определяемая аналогично эффективности сепарации сконденсированной жидкости) должна составлять:

    а) для твердых частиц размерами более 10 мкм эффективность сепарации (фильтрации) ст =100 %;

    б) для твердых частиц размерами более 0,30 мкм эффективность сепарации не менее

    ст = 99,99 %, а концентрация мехпримесей указанной фракции в выходящем из сепаратора газовом потоке не должна превышать kвых.т = 1 г/тыс. м3.

        1. Газовые сепараторы должны иметь диапазон технологического регулирования (по расходу, входному давлению, перепаду давлений на аппарате, диапазону температур на входе и выходе) по потоку природного газа, а также по потоку отсепарированной жидкости, превышающий (не менее чем на 10 %) проектный диапазон параметров эксплуатации аппарата, входящего в состав установки подготовки газа (с учетом возможного перераспределения потока сепарируемого газа на действующие аппараты, при выводе одного из сепараторов в ремонт).

        2. Газовые сепараторы должны иметь высокую надежность, технически и экономически достижимую на современном этапе развития техники. Газовые сепараторы должны обеспечивать безотказную годовую наработку не менее 8500 ч. Срок службы должен составлять (включая вспомогательное оборудование) не менее срока эксплуатации установки подготовки газа или не менее 30 лет, если в проекте не определен срок службы установки.

        3. К внутренним устройствам газовых сепараторов должен быть обеспечен доступ для проведения необходимых ремонтных и профилактических работ.

        4. Газовые сепараторы должны комплектоваться исполнительными механизмами (запорной и регулирующей арматурой), контрольно-измерительными приборами и пробоотборными устройствами, подключаемыми к САУ (АСУ ТП установки подготовки газа либо локальной САУ цеха сепарации).

    САУ установки в части, относящейся к газовым сепараторам, должна иметь обязательные минимальные функции и возможности, перечисленные в таблице 5.1, и обеспечивать поддержание на основе оптимального алгоритма управления заданных значений показателей технологической эффективности, указанных в 5.2.5, и показателей надежности, указанных в 5.2.7.

    САУ установки должна обеспечивать:

  • управление газовыми сепараторами в автоматическом режиме;

  • передачу информации о состоянии газовых сепараторов и параметрах технологического процесса на уровень диспетчерского управления;

  • дистанционное управление технологическими параметрами газовых сепараторов с диспетчерского уровня управления;

  • управление технологическими параметрами газовых сепараторов с панели локальной САУ и сигнализацию параметров их работы на панели САУ;

  • блокировку пуска в работу газовых сепараторов при загазованности в укрытии выше 20 % НКПВ;

Таблица 5.1 – Основные параметры контроля и управления и функции системы автоматизированного управления установки (сепарации или подготовки газа) в части, относящейся к газовым сепараторам


 


 

Наименование параметра

Управление, регулирование

Контроль по месту

Сигнализация по месту

Блокировка

Сигнализация в операторной

Аварийная защита

Измерение и регистрация

макс.

мин.


 

состояния


 

аварийная

откр. (вкл.),

закр. (откл.), промежуточное, %

макс.

мин.

1 Входное давление газа, подаваемого на сепарацию

 

+

 

+

+

 

+

+

+

+

2 Давление отсепарированного газа на выходе газового сепаратора

 

+

 

+

+

 

+

+

+

+

3 Перепад давления газа в газовом сепараторе (в его фильтрующей поверхности)

 

+

       

+

   

+

4 Температура газа в сепараторе

 

+

       

+

+

 

+

5 Технологический расход газа, подаваемого через газовый сепаратор

+

+

       

+

+

 

+

6 Уровень жидкой фазы в сепараторе

+

+

+

     

+

+

+

+

7 Технологический расход отсепарированной жидкости

 

+

             

+

8 Концентрация жидкости в выходящем из сепаратора газовом потоке (унос жидкости)

 

+

+

     

+

   

+

9 Давление отсепарированной жидкости на выходе из арматурного блока сепаратора

+

+

   

+

 

+

+

+

+

10 Давление в выходной газовой линии за предохранительными клапанами сепаратора

 

+

       

+

   

+

11 Положение регулирующих клапанов газового сепаратора:

  • на потоке газа;

  • потоке жидкости


 

+


 

+

     


 

+


 

+


 

+

 


 

+

12 Состояние запорной арматуры:

  • на входе и выходе потока газа;

  • байпасе;

  • потоке жидкости


 

+


 

+


 

+

   


 

+

   


 

+


 

+

13 Контроль загазованности в укрытии (зоне размещения) блока сепаратора, арматурного блока

 


 

+


 

+


 

+

   


 

+

 


 

+

 

14 Температура воздуха в укрытии газового сепаратора и арматурного блока

+

+

+

     

+

+

 

+

15 Состояние привода вентиляторов приточной и вытяжной вентиляции укрытий сепаратора и арматуры


 

+


 

+


 

+

   


 

+

   


 

+


 

+

16 Обнаружение пожара

 

+

+

+

   

+

 

+

+

  • защиту (отключение) газовых сепараторов при аварийных параметрах их работы;

  • оповещение персонала о загазованности/пожаре и управление эвакуацией;

  • аварийный останов при обнаружении аварий, включая пожар, своими средствами или средствами системы противоаварийной защиты.

      1. Требования к тепломассообменному (абсорбционному, адсорбционному) оборудованию


         

        1. Требования к абсорбционному оборудованию установок подготовки газа к транспорту и станций подземного хранения газа

          1. Основное абсорбционное оборудование установок подготовки газа к транспорту – абсорберы установок осушки газа (далее – абсорберы), предназначенные для поглощения водяных паров из природного газа жидким абсорбентом согласно СТО Газпром 2-1.1-094 и СП 12.13130.2009 [12], – должно оснащаться средствами предотвращения взрывопожарной и пожарной опасности, соответствующими категории Ан или А.

          2. Абсорберы в части безопасности, размещения и комплектации должны соответствовать требованиям ПБ 08-624-03 [2], ПБ 03-576-03 [3], ОСТ 24.201.03, ОСТ 26.260.18, ОСТ 26-291 и общим требованиям подраздела 5.1.

          3. Входные (сепарационные) секции абсорберов, в которые осуществляется подача осушаемого природного газа, должны предотвращать поступление капель сконденсированной жидкости в массообменные секции аппаратов, а также обеспечивать непрерывный гарантированный отвод отсепарированной жидкости. Технологическая эффективность входных сепарационных секций абсорберов должна соответствовать требованиям 5.2.5.

          4. Абсорберы (их массообменные секции) в соответствии с требованиями 4.4 по технологической эффективности должны обеспечивать (с минимальными капитальными затратами и эксплуатационными расходами) допустимое остаточное влагосодержание осушенного товарного газа (точку росы по воде согласно СТО Газпром 089), которое соответствует заданным проектным термобарическим условиям бесперебойной, надежной (без образования газовых гидратов и жидкостных пробок) работы газотранспортной системы, к которой подключен объект добычи газа.

          5. Массообменные секции абсорберов в их выходной (по осушаемому газу) части должны комплектоваться сепарационными, фильтрующими устройствами, снижающими или исключающими унос абсорбента из аппаратов. Технологическая эффективность выходных сепарационных устройств массообменных секций абсорберов должна соответствовать требованиям 5.2.5.

          6. Абсорберы должны иметь диапазон технологического регулирования (по расходу, входному и выходному давлению, перепаду давления на аппарате, диапазону температур на входе и выходе) по потоку природного газа, а также по потоку абсорбента, превышающий (не

            менее чем на 10 %) проектный диапазон параметров эксплуатации единичного аппарата, входящего в состав установки подготовки газа с учетом возможного перераспределения расхода потока осушаемого газа на действующие аппараты, при выводе одного из абсорберов в ремонт.

          7. Абсорберы должны иметь высокую надежность, технически и экономически достижимую на современном этапе развития техники. Абсорберы должны обеспечивать безотказную годовую наработку не менее 8640 ч. Срок их службы должен составлять (включая вспомогательное оборудование) не менее срока эксплуатации установки подготовки газа или не менее 30 лет, если в проекте не определен срок службы установки.

          8. Абсорберы должны комплектоваться исполнительными механизмами (запорной и регулирующей арматурой), контрольно-измерительными приборами и пробоотборными устройствами, подключаемыми к АСУ ТП установки подготовки газа либо локальной САУ цеха осушки газа.

            САУ установки в части, относящейся к абсорберам, должна иметь обязательные минимальные функции и возможности, перечисленные в таблице 5.2, и обеспечивать на основе оптимального алгоритма управления поддержание заданных значений показателей технологической эффективности, указанных в 5.3.1.4 и 5.3.1.5, и показателей надежности, указанных в 5.3.1.7.

          9. К внутренним устройствам абсорберов должен быть обеспечен доступ в период проведения необходимых ремонтных и профилактических работ.

          10. САУ установки должна обеспечивать:

  • работу абсорбционного оборудования в автоматическом режиме без постоянного присутствия обслуживающего персонала и поддержание на основе оптимального алгоритма управления заданных технологических параметров;

  • передачу информации о состоянии абсорберов и параметрах технологического процесса (в том числе о влагосодержании осушенного газа и наличии в нем уноса абсорбента) на уровень диспетчерского управления;

  • дистанционного управления технологическими параметрами абсорберов с диспетчерского уровня управления;

  • управление технологическими параметрами абсорберов с панели локальной САУ и сигнализацию параметров их работы на панели САУ;

  • блокировку пуска в работу абсорберов при загазованности в укрытии арматуры (помещении абсорберов) выше 20 % НКПВ;

  • защиту (отключение) абсорберов при аварийных параметрах их работы;

  • аварийный останов при обнаружении аварий, включая пожар, своими средствами или средствами системы противоаварийной защиты.

    Таблица 5.2 – Основные параметры контроля и управления и функции системы автоматизированного управления установки (осушки или подготовки газа) в части, относящейся к абсорберам


     


     

    Наименование параметра

    Управление, регулирование

    Контроль по месту

    Сигнализация по месту

    Блокировка

    Сигнализация в операторной

    Аварийная защита

    Измерение и регистрация

    макс.

    мин.

    состояния

    аварийная


     

    откр. (вкл.),

    закр. (откл.), промежуточное, %

    макс.

    мин.

    1 Входное давление газа, подаваемого на осушку в абсорбер

     

    +

     

    +

    +

     

    +

    +

    +

    +

    2 Давление осушенного газа на выходе абсорбера

    +

    +

     

    +

    +

     

    +

    +

    +

    +

    3 Влагосодержание осушенного газа на выходе абсорбера

    +

    +

    +

         

    +

       

    +

    4 Унос абсорбента с осушенным газом на выходе абсорбера

     

    +

    +

         

    +

       

    +

    5 Перепад давления газа в абсорбере:

     


     

    +

           


     

    +

       


     

    +

    6 Температура газа в абсорбере:

     


     

    +

           


     

    +


     

    +

     


     

    +

    7 Технологический расход газа, подаваемого на абсорбер

    +

    +

           

    +

    +

     

    +

    8 Уровень жидкой фазы в сепарационной секции абсорбера

    +

    +

    +

         

    +

    +

    +

    +

    9 Технологический расход отсепарированной жидкости

     

    +

                 

    +

    10 Давление отсепарированной жидкости

    на выходе из арматурного блока сепарационной секции абсорбера


     

    +


     

    +

       


     

    +

     


     

    +


     

    +


     

    +


     

    +

    11 Давление абсорбента:

     


     

    +

       


     

    +

     


     

    +


     

    +


     

    +


     

    +

    12 Технологический расход абсорбента, подаваемого на абсорбер

    +

    +

           

    +

    +

     

    +

    13 Температура абсорбента на входе в абсорбер

     

    +

                 

    +

    14 Давление в выходной газовой линии

    за предохранительными клапанами абсорбера

     

    +

           

    +

       

    +

    • в сепарационной секции;

    • массообменной секции

    • в сепарационной секции;

    • на выходе из абсорбера

    • в подающем коллекторе;

    • на входе в массообменную секцию абсорбера;

    • на выходе из арматурного блока абсорбера

    Окончание таблицы 5.2


     


     

    Наименование параметра

    Управление, регулирование

    Контроль по месту

    Сигнализация по месту

    Блокировка

    Сигнализация в операторной

    Аварийная защита

    Измерение и регистрация

    макс.

    мин.

    состояния

    аварийная


     

    откр. (вкл.),

    закр. (откл.), промежуточное, %

    макс.

    мин.

    15 Положение регулирующих клапанов абсорбера:


     

    +


     

    +

         


     

    +


     

    +


     

    +

     


     

    +

    16 Состояние запорной арматуры:


     

    +


     

    +


     

    +

       


     

    +

       


     

    +


     

    +

    17 Контроль загазованности в укрытии (зоне размещения) блока абсорбера, арматурного блока

     


     

    +


     

    +


     

    +

       


     

    +

     


     

    +

     

    18 Температура воздуха в укрытии абсорбера и арматурного блока

    +

    +

    +

         

    +

    +

     

    +

    19 Состояние привода вентиляторов приточной и вытяжной вентиляции укрытий абсорбера и арматуры


     

    +


     

    +


     

    +

       


     

    +

       


     

    +


     

    +

    20 Обнаружение пожара в укрытии (зоне размещения) блока адсорбера, арматурного блока

     

    +

    +

    +

       

    +

     

    +

    +

    • на потоке газа;

    • входном потоке абсорбента;

    • выходном потоке абсорбента;

    • потоке отсепарированной жидкости

    • на входе и выходе потока газа;

    • байпасе;

    • потоке абсорбента;

    • потоке отсепарированной жидкости


     

        1. Требования к адсорбционному оборудованию установок подготовки газа к транспорту и станций подземного хранения газа

          1. Основное адсорбционное оборудование установок подготовки газа к транспорту – адсорберы установок осушки газа (далее – адсорберы), предназначенные для поглощения водяных паров из природного газа твердым адсорбентом согласно СТО Газпром 2-1.1-094 и СП 12.13130.2009 [12], – должно оснащаться средствами предотвращения взрывопожарной и пожарной опасности, соответствующими категории Ан или А.

          2. Адсорберы в части безопасности, размещения и комплектации должны соответствовать требованиям ПБ 08-624-03 [2], ПБ 03-576-03 [3], ОСТ 24.201.03, ОСТ 26.260.18, ОСТ 26-291 и общим требованиям подраздела 5.1.

          3. Входные (сепарационные) секции адсорберов, в которые осуществляется подача осушаемого природного газа, должны предотвращать поступление капель сконденсирован-

            ной жидкости в массообменные (заполненные твердым сорбентом) секции аппаратов, а также обеспечивать непрерывный гарантированный отвод отсепарированной жидкости. Технологическая эффективность входных сепарационных секций абсорберов должна соответствовать требованиям 5.2.5.

          4. Адсорберы в соответствии с требованиями по технологической эффективности пункта 4.4 должны обеспечивать с минимальными капитальными затратами и эксплуатационными расходами допустимое остаточное влагосодержание осушенного товарного газа (точку росы по воде согласно СТО Газпром 089), которое соответствует, с технологическим запасом, заданным проектным термобарическим условиям бесперебойной надежной (без образования газовых гидратов и жидкостных пробок) работы газотранспортной системы, к которой подключен объект добычи газа.

          5. Массообменные секции адсорберов в их выходной (по осушаемому газу) части должны комплектоваться сепарационными устройствами, исключающими унос адсорбента из аппаратов.

          6. Адсорберы должны иметь диапазон технологического регулирования (в основном по расходу, а также по входному и выходному давлению, перепаду давлений на аппарате, диапазону температур на входе и выходе) по потоку природного газа, обеспечивающий проектный диапазон параметров эксплуатации установки осушки газа, с учетом периодического переключения потока осушаемого газа на действующие аппараты, при периодическом выводе одного или группы адсорберов на регенерацию адсорбента и ремонт.

          7. Адсорберы должны иметь высокую надежность, технически и экономически достижимую на современном этапе развития техники. Адсорберы должны обеспечивать безотказную годовую наработку не менее 8500 ч. Срок их службы должен составлять (включая вспомогательное оборудование) не менее срока эксплуатации установки подготовки газа или не менее 30 лет, если в проекте не определен срок службы установки при условии своевременной замены адсорбента, имеющего, естественно, меньший ограниченный срок службы.

          8. Конструкция адсорберов должна исключать накопление в адсорбенте высококипящих фракций углеводородов при функционировании их в цикле осушки газа и обеспечивать эффективную регенерацию насадки от газового конденсата и водяных паров в режиме (цикле) десорбции.

          9. Адсорберы должны комплектоваться исполнительными механизмами (запорной, переключающей и регулирующей арматурой, предназначенной для продолжительной эксплуатации в условиях циклического изменения расхода и температуры газа), контрольноизмерительными приборами и пробоотборными устройствами, подключаемыми к САУ установки подготовки газа (либо локальной САУ цеха осушки газа).

          10. САУ установки в части, относящейся к адсорберам, должна иметь обязательные минимальные функции и возможности, перечисленные в таблице 5.3, и обеспечивать поддержание на основе оптимального алгоритма управления заданных значений показателей технологической эффективности, указанных в 5.3.2.3 и 5.3.2.4, и показателей надежности, указанных в 5.3.2.7.


             

            Таблица 5.3 – Основные параметры контроля и управления и функции системы автоматизированного управления установки (осушки или подготовки газа) в части, относящейся к адсорберам


             

            Наименование параметра

            Управление, регулирование

            Контроль по месту

            Сигнализация по месту

            Блокировка

            Сигнализация в операторной

            Аварийная защита

            Измерение и регистрация

            макс.

            мин.

            состояния

            аварийная


             

            откр. (вкл.),

            закр. (откл.), промежуточное, %

            макс.

            мин.

            1 Входное давление газа:

             


             

            +


             

            +


             

            +


             

            +

             


             

            +


             

            +


             

            +


             

            +

            2 Давление потока газа на выходе адсорбера:


             

            +


             

            +


             

            +


             

            +


             

            +

             


             

            +


             

            +


             

            +


             

            +

            3 Влагосодержание осушенного газа на выходе адсорбера

            +

            +

            +

                 

            +

               

            +

            4 Унос адсорбента с осушенным газом (запыленность товарного газа)

             

            +

            +

                 

            +

             

            +

            +

            5 Перепад давления газа в адсорбере, в массообменной секции (насадке)

             

            +

            +

            +

               

            +

             

            +

            +

            6 Температура газа в адсорбере:

             


             

            +

                   


             

            +


             

            +

             


             

            +

            7 Технологический расход газа, подаваемого на адсорбер:


             

            +


             

            +

                   


             

            +


             

            +

             


             

            +

            8 Уровень жидкой фазы в сепарационной секции адсорбера

            +

            +

            +

                 

            +

            +

            +

            +

            9 Технологический расход отсепарированной жидкости

             

            +

                         

            +

            10 Давление отсепарированной жидкости на выходе из арматурного блока сепарационной секции адсорбера (или из конденсатоотводчика)


             

            +


             

            +

               


             

            +

             


             

            +


             

            +


             

            +


             

            +

            • подаваемого на осушку в адсорбер;

            • подаваемого на регенерацию адсорбента

            • осушенного газа;

            • влажного газа регенерации

            • в нижней части насадки;

            • средней части насадки;

            • верхней части насадки

            • в рабочем цикле осушки;

            • цикле регенерации адсорбента

            Окончание таблицы 5.3


             


             

            Наименование параметра

            Управление, регулирование

            Контроль по месту

            Сигнализация по месту

            Блокировка

            Сигнализация в операторной

            Аварийная защита

            Измерение и регистрация

            макс.

            мин.

            состояния

            аварийная


             

            откр. (вкл.),

            закр. (откл.), промежуточное, %

            макс.

            мин.

            11 Давление в выходной газовой линии

            за предохранительными клапанами адсорбера

             

            +

                   

            +

               

            +

            12 Положение регулирующих клапанов абсорбера:


             

            +


             

            +

                 


             

            +


             

            +


             

            +

             


             

            +

            13 Состояние запорной и переключающей арматуры:


             

            +


             

            +


             

            +

               


             

            +

               


             

            +


             

            +

            14 Контроль загазованности в укрытии (зоне размещения) блока адсорбера, арматурного блока

             


             

            +


             

            +


             

            +

               


             

            +

             


             

            +

             

            15 Температура воздуха в укрытии адсорбера и арматурного блока

            +

            +

            +

                 

            +

            +

             

            +

            16 Состояние привода вентиляторов приточной и вытяжной вентиляции укрытий адсорбера и арматуры


             

            +


             

            +


             

            +

               


             

            +

               


             

            +


             

            +

            17 Обнаружение пожара

             

            +

            +

            +

               

            +

             

            +

            +

            • на потоке газа;

            • потоке отсепарированной жидкости

            • на входе и выходе потока осушаемого газа;

            • входе и выходе газа регенерации;

            • потоке отсепарированной жидкости


             

          11. К внутренним устройствам адсорберов должен быть обеспечен доступ в период проведения необходимых ремонтных и профилактических работ. Конструкция адсорбера должна обеспечивать возможность выполнения механизированной замены адсорбента, периодического отбора его в характерных сечениях для контроля свойств и при необходимости возможность проведения гидроиспытаний на прочность и плотность.

          12. САУ должна обеспечивать:

  • управление адсорберами в автоматическом режиме;

  • передачу информации о состоянии адсорберов и параметрах их работы (в том числе о влагосодержании осушенного газа и наличии в нем уноса адсорбента) на уровень диспетчерского управления;

  • дистанционное управление адсорберами с диспетчерского уровня управления;

  • управление адсорберами с панели локальной САУ и сигнализацию параметров их работы на панели САУ;

  • блокировку пуска в работу адсорберов при загазованности в укрытии арматуры (помещении адсорберов) выше 20 % НКПВ и превышении регламентного значения перепада давлений между адсорбером и подводящим (отводящим) газопроводом;

  • защиту (отключение) адсорберов при аварийных параметрах их работы;

  • аварийный останов при обнаружении аварий, включая пожар, своими средствами или средствами системы противоаварийной защиты.

      1. Требования к компрессорному, детандерному, насосному оборудованию объектов добычи газа

        1. Требования к компрессорному оборудованию, газоперекачивающим агрегатам головных компрессорных станций и дожимных компрессорных станций установок подготовки газа к транспорту и станций подземного хранения газа

          1. Компрессорное оборудование ГКС и ДКС установок подготовки газа к транспорту и станций подземного хранения газа должно соответствовать по размещению, технологической комплектации, составу и основным функциям требованиям ГОСТ 28775, СТО Газпром 2-3.5-138, СТО Газпром 2-3.5-230, СТО Газпром 2-3.5-253, Р Газпром 2-3.5-281-2008 [14] и общим требованиям подраздела 5.1.

            Центробежные компрессоры газоперекачивающих агрегатов согласно СТО Газпром 2-1.1-094 и СП 12.13130.2009 [12] должны оснащаться средствами предотвращения взрывопожарной и пожарной опасности, соответствующими категории А. Отсек газотурбинного привода согласно СТО Газпром 2-1.1-094 должен соответствовать категории В1.

          2. Основное и вспомогательное оборудование ГПА должно поставляться в виде блоков полной заводской готовности. Монтаж блоков на месте эксплуатации должен включать установку и закрепление их на заранее выполненных фундаментах, соединение блоков между собой и подключение к внешним коммуникациям и сетям. Масса транспортабельных блоков рекомендуется не более 30000 кг.

          3. В зависимости от вида строительства (новое строительство или реконструкция) и вариантов компоновки ГПА (в контейнерно-блочном исполнении, в индивидуальном легкосборном здании, в общем здании для нескольких ГПА) технологическая комплектация может включать в состав поставляемого оборудования:

  • центробежный компрессор (прежнее название – нагнетатель) со вспомогательным оборудованием;

  • газотурбинный двигатель (газогенератор и силовую турбину) со вспомогательным оборудованием;

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

  • агрегатную систему автоматического управления, включающую систему противопомпажного регулирования центробежного компрессора;

  • агрегатную автоматизированную систему пожарообнаружения и пожаротушения, контроля загазованности, оповещения персонала о пожаре/загазованности и управления эвакуацией;

  • кожух газотурбинного блока шумотеплоизолирующий с системами вентиляции, пожаротушения;

  • воздухозаборное устройство с шумоглушителем, воздухофильтрами, противообледенительной системой, системой очистки (промывки) проточной части воздушного компрессора (двигателя);

  • выхлопное устройство с шумоглушителем, дымовой трубой и утилизатором теплоты выхлопных газов (утилизационным теплообменником или котлом-утилизатором);

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

  • комплектующее электрооборудование, требования к которому приведены в 5.4.1.14– 5.4.1.16;

  • агрегатную систему подготовки топливного (импульсного и пускового) газа с арматурной обвязкой и фильтрами;

  • систему охлаждения масла со вспомогательными устройствами маслосистемы;

  • агрегатную установку АВО скомпримированного газа (в случае блочной компоновки ГПА и АВО газа);

  • комплектные блоки трубопроводной и арматурной обвязки ГПА и АВО газа, запорных, обратных и противопомпажных клапанов, размещенные на рамах;

  • комплектную газосепарационную установку;

  • лестницы, площадки обслуживания;

  • оборудование инженерных систем зданий и блок-контейнеров (вентиляция, обогрев

и т.п.);


 

  • комплекты запасных частей и принадлежностей, расходных материалов, специаль-

    ный инструмент и принадлежности, необходимые для монтажа, эксплуатации и ремонта (в случае превышения допускаемого ГОСТ 12.1.003 уровня шума (80 дБА), создаваемого ГПА при работе в зоне обслуживания ГПА, в комплект его поставки должны входить средства ин-

    дивидуальной защиты от шума. Требования к указанным средствам защиты должны соответствовать ГОСТ Р 12.4.208);

    • эксплуатационную и ремонтную документацию.

            1. В соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-138 выбор мощности при станционных условиях ГПА с газотурбинным приводом должен производиться из следующего типоразмерного ряда (в скобках указаны неосновные значения мощности ГПА): 2,5–4,0–6,3– (8,0)–10,0–(12,5)–16,0–(20,0)–25,0–(31,5) МВт.

            2. При отношении давлений компримируемого газа на выходе и входе в компрес-

              сор (н р/р, обозначения величин приведены в разделах 3 и 4.5) более 1,4, для повышения энергоэффективности ГПА ГКС и ДКС установок подготовки газа к транспорту рекомендуется применять центробежные компрессоры с числом ступеней сжатия не менее двух. При

              н  2,2 для однокорпусных компрессоров должна предусматриваться теплоизоляция корпуса и выходного патрубка.

            3. Для обеспечения высокого уровня технологической эффективности (политропного КПД, см. 4.6) на многоступенчатых газовых компрессорах рекомендуется предусматривать техническую возможность промежуточного межкорпусного (межсекционного) охлаждения компримируемого потока газа.

            4. ГПА и САУ ГПА должны иметь возможность:

    • эффективной работы (со снижением политропного КПД не более 10 % от номинала) в условиях переменной частоты вращения ротора компрессора в диапазоне от 50 % до 105 % от номинальной частоты вращения;

    • параллельной работы с однотипными компрессорами, а также с компрессорами других конструкций, имеющимися на КС;

    • включения в качестве либо первой, либо второй ступени сжатия при их последовательном соединении на КС;

    • размещения в унифицированном корпусе сменных проточных частей, обеспечиваю-

      щих н = 3.

            1. Компрессорное оборудование объектов добычи газа должно иметь высокую надежность. В соответствии с ГОСТ 28775 и СТО Газпром 2-3.5-138:

    • средняя наработка на отказ ГПА с газотурбинным приводом должна составлять не менее 3500 ч;

    • полный средний ресурс ГПА – не менее 100000 ч;

    • полный расчетный ресурс корпуса ЦБК – не менее 200000 ч;

    • срок службы ГПА (включая вспомогательное оборудование) – не менее 20 лет.

            1. Компрессорное оборудование объектов добычи газа (в первую очередь ГПА с газотурбинным приводом) должно иметь тепловую экономичность не ниже требуемой ГОСТ 28775 и СТО Газпром 2-3.5-138.

              Номинальный тепловой КПД конвертированных авиационных (судовых) ГТУ, определенный (для станционных условий эксплуатации и параметров окружающего воздуха: температуры – плюс 15 С, давления – 0,1013 МПа) в соответствии с требованиями ГОСТ 20440 для ГТУ без регенерации, простого цикла, должен быть на уровне, регламентированном в приложении Г СТО Газпром 2-3.5-138, при одновременном соблюдении требования предыдущего пункта об обеспечении высокой надежности ГПА.

            2. Для дальнейшего повышения тепловой экономичности ГПА с газотурбинным приводом до уровня не менее 60 % в соответствии с требованием ГОСТ 28775 (пункт 2.17) рекомендуется изготовителям ГПА включать в исходные требования и технические задания требования на разработку комбинированных ГПА на основе бинарных (парогазовых) схем и циклов. Комбинированные ГПА должны использовать теплоту выхлопных газов ГТУ для выработки:

    • пара в котле-утилизаторе с собственным горелочным устройством и его использование на паротурбинной установке для привода дополнительного ЦБК, входящего в состав комбинированного ГПА. Теплота отработанного пара, выходящего из ПТУ, должна использоваться при его конденсации в рекуперативных теплообменниках и воздухонагревателях в режиме когенерации для обеспечения тепловых нагрузок объекта, для технологических (в том числе для выработки технологического холода в АХМ) и отопительных целей;

    • электроэнергии или привода дополнительного компрессора на энергоутилизационных установках с замкнутым рабочим циклом на низкокипящих рабочих телах (НРТ);

    • холода на абсорбционных холодильных машинах для захолаживания циклового воздуха на ГПА, расположенных в районах с жарким климатом.

            1. Во избежание снижения теплового КПД в соответствии с требованиями ГОСТ 28775 (пункт 2.37) и СТО Газпром 2-3.5-138 (пункт 7.1.10) ГПА с газотурбинным приводом должны быть оснащены устройством (системой) периодической очистки (промывки) проточной части компрессора ГТУ. Система должна обеспечивать промывку не только при выключенном из работы агрегате, но и во время его работы.

            2. В соответствии с требованиями ГОСТ 28775 (пункт 2.5), характеризующими надежность ГПА в сейсмоопасных районах эксплуатации, сейсмостойкость оборудования ГПА с газотурбинным приводом должна быть не менее 7 баллов по шкале МSK-64. Более высокие требования к сейсмостойкости ГПА должны быть согласованы между разработчиком (изготовителем) ГПА и заказчиком.

            3. Основные требования к системам автоматического управления ГПА с газотурбинным приводом должны соответствовать требованиям ПБ 09-540-03 [15], ГОСТ 28775 (пункты 2.9–2.12), СТО Газпром 2-3.5-138 (раздел 8), ВРД 39-1.8-055-2002 (глава 10) [16]. САУ ГПА должна обеспечивать контроль времени наработки каждого агрегата ГПА, включая все электроприводное оборудование и трубчатые, пластинчатые или индукционные электрические нагреватели.

              Программно-технический комплекс (ПТК) САУ и Р ГПА должен поставляться в составе основного оборудования заводской готовности в отдельном блок-боксе с системами жизнеобеспечения или щитового исполнения.

            4. Электротехническое оборудование ГПА с газотурбинным приводом должно соответствовать требованиям ГОСТ 28775, отвечать требованиям электробезопасности согласно ГОСТ Р 12.1.019, ГОСТ 12.1.030, ГОСТ 12.1.038, ГОСТ Р 51330.13, ГОСТ Р 52350.0, ПУЭ [17], Правилам [18], а также соответствовать требованиям к качеству электроэнергии по ГОСТ 13109 и ВРД 39-1.10-052-2001 (приложение К) [19] и общим требованиям подраздела 5.1.

            5. В соответствии с требованиями СТО Газпром 2-6.2-149 и СТО Газпром 2-3.5-138 в комплект поставки ГПА должно входить все электрооборудование, включая электродвигатели и электропривод АВО газа, силовые щиты управления, осветительные приборы, местные аппараты защиты и управления агрегата, агрегатные электрощиты, смонтированная и подключенная кабельная продукция от агрегатных щитов до электропотребителей агрегата, системы заземления и уравнивания потенциалов. При соответствующем проектном обосновании в комплект поставки ГПА должно войти электрооборудование (система постоянного тока, общестанционный щит управления электроприемниками компрессорного цеха), размещаемое в диспетчерской компрессорного цеха или КС. Указанное электрооборудование должно быть включено в поставку первого пускового комплекса компрессорного цеха.

            6. Требования к надежности и категорийности электроснабжения электроприемников ГПА и КС должны соответствовать требованиям СТО Газпром 2-3.5-051, СТО Газпром 2-6.2-149 и подраздела 7.2.

      5.4.2 Требования к детандерному оборудованию установок подготовки газа к транспорту

      5.4.2.1 Детандерное оборудование (агрегаты детандер-компрессорные газовые) установок подготовки газа к транспорту согласно СТО Газпром 2-1.1-094 и СП 12.13130.2009 [12] должно оснащаться средствами предотвращения взрывопожарной и пожарной опасности, соответствующими категории А. Агрегаты должны размещаться в отдельном технологическом помещении (блок-боксе или укрытии) и соответствовать по размещению, технологической

      комплектации, составу и основным функциям требованиям к центробежным компрессорам

          1. и общим требованиям подраздела 5.1.

                  1. Детандерное оборудование должно позволять при снижении давления природного газа наиболее полно (по возможности без переключения части потока на байпасные дроссельные регуляторы) использовать для технологических (или энергетических) целей энергию перепада давления, вырабатываемую в детандере (турбодетандере).

                  2. Детандер (турбодетандер) должен иметь диапазон технологического регулирования (по расходу, входному давлению, перепаду давлений на аппарате, диапазону температур на входе и выходе) по потоку природного газа, соответствующий или превышающий (не менее чем на 10 %) проектный диапазон параметров его эксплуатации на установке подготовки газа.

                  3. Детандер должен быть работоспособным в условиях повышенной концентрации (до 0,05 г/м3) сконденсированной жидкости в потоке природного газа на входе в аппарат (в проточной части аппарата).

                  4. Детандер и компрессор должны комплектоваться сменными проточными частями с оптимальными характеристиками, обеспечивающими возможность работы на последовательно сменяемых режимах (входного и выходного давления, расхода природного газа) без замены агрегата (корпуса, технологической обвязки и САУ) в течение всего времени эксплуатации объекта, на котором он установлен.

                  5. Компрессор, являющийся технологической нагрузкой (регулируемым тормозом) детандера, должен обеспечивать оптимальный режим эксплуатации детандера (поддерживающего необходимую температуру и выходное давление охлажденного газа) и одновременно обеспечивать поддержание заданного уровня давления газа на выходе из компрессора при переменных режимах работы детандер-компрессорного агрегата.

                  6. Для обеспечения эффективной эксплуатации компрессор (ЦБК) детандеркомпрессорного агрегата должен также соответствовать требованиям 5.4.1.3–5.4.1.5, предъявляемым к аналогичному оборудованию ГПА.

                  7. В случае явного несовпадения режимов оптимальной эксплуатации детандера и компрессора, выявленного на этапе проектирования установки подготовки газа (при традиционной схеме их размещения на одном валу и жесткой их связи), в исходные технические требования к разрабатываемому детандерному оборудованию рекомендуется включать альтернативные технические предложения, обеспечивающие оптимальные условия эксплуатации АДКГ.

                  8. Детандерное оборудование объектов добычи газа должно иметь высокую надежность, технически и экономически достижимую на современном этапе развития техники. АДКГ должен обеспечивать безотказную годовую наработку не менее 8500 ч. Срок службы

                    агрегата должен составлять (включая вспомогательное оборудование) не менее срока эксплуатации установки подготовки газа или 30 лет, если срок службы установки не определен.

                  9. САУ АДКГ должна иметь обязательные минимальные функции и возможности, перечисленные в таблице 5.4, и обеспечивать поддержание (на основе оптимального алгоритма управления) заданных значений:

                    • температуры потока охлаждаемого природного газа на выходе из детандера;

                    • давления охлаждаемого природного газа на выходе из детандера;

                    • давления потока природного газа на выходе из компрессора.


       

      Таблица 5.4 – Основные параметры контроля и управления и функции автоматизированной системы управления АДКГ


       

      Наименование параметра

      Управление, регулирование

      Контроль по месту

      Сигнализация по месту

      Блокировка

      Сигнализация в операторной

      Аварийное отключение

      Измерение и регистрация

      макс.

      мин.

      состояния

      аварийная


       

      откр. (вкл.),

      закр. (откл.), промежуточное, %

      макс.

      мин.

      1 Давление потока охлаждаемого газа на входе в детандер

       

      +

       

      +

      +

       

      +

      +

       

      +

      2 Давление охлаждаемого газа на выходе детандера

      +

      +

       

      +

      +

       

      +

      +

       

      +

      3 Технологический расход охлаждаемого газа через детандер

       

      +

             

      +

      +

       

      +

      4 Температура охлаждаемого газа на входе в детандер

       

      +

             

      +

      +

       

      +

      5 Температура охлаждаемого газа на выходе из детандера

      +

      +

             

      +

      +

       

      +

      6 Показатели функционирования магнитного подвеса (подшипниковых узлов) ротора детандера (в том числе показания тахометров и датчиков системы вибродиагностики)


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +

      7 Показатели функционирования запорнорегулирующей арматуры детандера:


       

      +

             


       

      +

         


       

      +


       

      +

      8 Давление потока компримируемого газа на входе в компрессор

       

      +

       

      +

      +

       

      +

      +

      +

      +

      9 Давление компримируемого газа на выходе компрессора

                         

      10 Технологический расход компримируемого газа через компрессор

       

      +

             

      +

      +

       

      +

      • входного клапана;

      • выходного клапана;

      • байпасного клапана

      Окончание таблицы 5.4


       


       

      Наименование параметра

      Управление, регулирование

      Контроль по месту

      Сигнализация по месту

      Блокировка

      Сигнализация в операторной

      Аварийное отключение

      Измерение и регистрация

      макс.

      мин.

      состояния

      аварийная


       

      откр. (вкл.),

      закр. (откл.), промежуточное, %

      макс.

      мин.

      11 Температура компримируемого газа на входе в компрессор

       

      +

                   

      +

      12 Температура компримируемого газа на выходе из компрессора

       

      +

                   

      +

      13 Показатели функционирования магнитного подвеса (подшипниковых узлов) ротора компрессора (данный показатель не входит в перечень при однороторном исполнении АДКГ)


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +


       

      +

      14 Показатели функционирования запорнорегулирующей арматуры компрессора:


       

      +

             


       

      +

         


       

      +


       

      +

      15 Контроль загазованности в помещении (укрытии) АДКГ

       

      +

      +

      +

         

      +

       

      +

       

      16 Показатели качества электроэнергии, подаваемой на питание электрооборудования АДКГ и блока управления


       

      +


       

      +


       

      +

                 


       

      +

      17 Обнаружение пожара в помещении (укрытии) АДКГ

       

      +

      +

      +

         

      +

       

      +

      +

      • входного клапана;

      • выходного клапана;

      • байпасного клапана


       

      САУ АДКГ должна обеспечивать также следующие основные функции:

      • контроль сопротивления (потерь давления газа) входных фильтров-сепараторов (в случае их наличия) на входе потоков газа в детандер и компрессор и сигнализация оператору о необходимости замены фильтроэлементов;

      • взаимодействие с САУ аппаратов воздушного охлаждения природного газа установки подготовки газа к транспорту (для обеспечения необходимой температуры газа на выходе АДКГ при минимизации потерь давления потока природного газа и минимизации времени эксплуатации агрегата);

      • контроль вибрационных характеристик АДКГ;

      • контроль времени наработки каждого агрегата;

      • управление несколькими параллельно подключенными агрегатами для автоматического поддержания в заданных пределах температуры и давления охлажденного газа в общем выходном коллекторе;

      • автоматический допусковый контроль сопротивления изоляции электроприемников АДКГ относительно «земли»;

      • программный, последовательный плавный запуск АДКГ;

      • управление приточной и вытяжной вентиляцией в помещении (блок-боксе, укрытии)

      АДКГ;


       

  • контроль параметров сетевого напряжения (фазных амплитуд, сдвига фаз, выбросов

    напряжения, обрыва фаз, коротких замыканий), поддержание необходимого качества электропитания и учет расхода электроэнергии;

    • контроль и управление исполнительными механизмами АДКГ с АРМ оператора;

    • связь с верхним уровнем управления (АСУ ТП и АСУ ПБ установки подготовки газа, системой противоаварийной защиты) с помощью стандартных открытых протоколов обмена. Реализация применяемого протокола обмена, а также перечень передаваемых входных и выходных данных должны быть подробно изложены в технической документации на САУ.

            1. Электрооборудование АДКГ должно соответствовать требованиям подраздела 7.2.


       

          1. Требования к насосному оборудованию установок подготовки газа к транспорту

            1. Насосное оборудование установок подготовки газа к транспорту согласно СТО Газпром 2-1.1-094 и СП 12.13130.2009 [12] должно оснащаться средствами предотвращения взрывопожарной и пожарной опасности, соответствующими категории А, за исключением насосов, комплектующих вспомогательные производства: утилизационные насосные станции, насосные станции закачки промстоков в пласт, котельные, которые должны соответствовать определенной категории помещения, в котором они установлены. Насосные агрегаты должны размещаться в отдельном технологическом помещении (блок-боксе или укрытии) и соответствовать по размещению, технологической комплектации, составу и основным функциям общим требованиям подраздела 5.1. Насосные агрегаты для перекачки ЛВЖ должны быть в герметичном исполнении.

            2. Насосное оборудование должно поставляться (за исключением индивидуальных поставок насосов для целей ремонта, модернизации или в случаях комплектации насосным оборудованием комбинированных технологических установок) преимущественно в составе комплектных насосных станций (блоков) полной заводской готовности. Монтаж блоков на месте эксплуатации должен включать установку и закрепление их на заранее выполненных фундаментах, соединение блоков между собой и подключение к внешним коммуникациям и сетям. Эксплуатационная документация насосного оборудования должна соответствовать требованиям 5.1.18, 5.1.19 и включать инструкции по эксплуатации с указанием межремонтных циклов и объемов проводимых работ.

            3. В зависимости от вариантов компоновки насосных станций (в контейнерноблочном исполнении, в индивидуальном легкосборном здании, в общем здании для нескольких насосных агрегатов) и требований заказчика технологическая комплектация насосных станций должна в составе поставляемого оборудования включать:

    • указанное выше укрытие насосных агрегатов, имеющее общую раму, на которой размещены рамы насосных агрегатов, снабженные виброкомпенсаторами или устройствами гашения вибраций;

    • насосные агрегаты, количество которых с учетом резерва, типоразмеров, вариантов комплектации приводом и вспомогательным оборудованием определены заказчиком;

    • комплектную трубопроводную и арматурную обвязку насосного оборудования, выполненную по технологическому заданию заказчика;

    • вспомогательное оборудование и системы (например, гидромуфты или силовые шкафы и блоки управления частотно-регулируемого привода), обеспечивающие плавный пуск и энергосберегающую работу агрегатов на различных режимах, нормальную и аварийную остановку;

    • комплектное распределительное устройство и комплектную трансформаторную подстанцию с подключенной кабельной продукцией;

    • системы освещения, отопления и вентиляции;

    • площадки обслуживания и грузоподъемные механизмы (средства малой механизации ремонтных работ);

    • агрегатную систему автоматического управления насосной станцией;

    • агрегатную автоматизированную систему пожарообнаружения и пожаротушения, контроля загазованности, оповещения персонала о пожаре/загазованности и управления эвакуацией (для технологических насосных станций).

            1. Насосные агрегаты должны иметь основные технические характеристики и параметры (подачу, напор, предельное давление, допускаемую вакуумметрическую высоту всасывания, допускаемый кавитационный запас, КПД, частоту вращения, установленную безотказную наработку, установленный ресурс до капитального ремонта или списания) и массогабаритные характеристики, нормируемые в соответствии с ГОСТ 4.118, соответствующие заданным техническим требованиям, свойствам перекачиваемой жидкости, диапазону технологического регулирования и проектному диапазону изменения параметров эксплуатации. Насосное оборудование должно быть ремонтопригодным, его обслуживание и ремонт должны быть удобными и осуществимыми силами персонала или сервисными службами объектов ГДП.

            2. Трубопроводная и арматурная обвязка насосного оборудования должна быть рационально скомпонована и обеспечивать возможность и удобство доступа к оборудованию и

              узлам при штатной эксплуатации, ручном режиме (по месту) управления арматурой и проведении работ по техническому обслуживанию и ремонту.

            3. Система автоматического управления насосной станцией должна иметь обязательные минимальные функции и возможности, перечисленные в таблице 5.5, и обеспечивать работу оборудования без постоянного присутствия обслуживающего персонала и поддержание (на основе оптимального алгоритма управления) заданных значений:

    • расхода перекачиваемой жидкости;

    • давления перекачиваемой жидкости на выходе из насосной станции.


       

      Таблица 5.5 – Основные параметры контроля и управления и функции автоматизированной системы управления насосным оборудованием


       

      Наименование параметра

      Управление, регулирование

      Контроль по месту

      Сигнализация по месту

      Блокировка

      Сигнализация в операторной

      Аварийное отключение

      Измерение и регистрация

      макс.

      мин.

      состояния

      аварийная


       

      откр. (вкл.),

      закр. (откл.), промежуточное, %

      макс.

      мин.

      1 Показатели функционирования, состояния:


       

      +


       

      +


       

      +

         


       

      +

         


       

      +


       

      +

      2 Давление перекачиваемой жидкости на входе

       

      +

      +

      +

      +

       

      +

      +

      +

      +

      3 Давление перекачиваемой жидкости на выходе насосного агрегата

      +

      +

      +

      +

      +

       

      +

      +

      +

      +

      4 Технологический расход перекачиваемой жидкости

       

      +

             

      +

      +

       

      +

      5 Температура перекачиваемой жидкости на входе

       

      +

             

      +

      +

       

      +

      6 Температура перекачиваемой жидкости на выходе

       

      +

             

      +

      +

      +

      +

      7 Показатели функционирования (уровень вибрации, температура) подшипниковых узлов насосных агрегатов

       


       

      +


       

      +


       

      +

       


       

      +


       

      +

       


       

      +


       

      +

      8 Показатели функционирования (состояние) запорно-регулирующей арматуры агрегатов

      и насосной станции:


       

      +

             


       

      +

         


       

      +


       

      +

      9 Контроль загазованности в помещении (укрытии или блок-боксе) насосной станции

       

      +

      +

      +

         

      +

       

      +

       
      • основных насосных агрегатов;

      • резервных насосных агрегатов;

      • насосной станции

      • входных клапанов;

      • выходных клапанов;

      • байпасных клапанов

      Окончание таблицы 5.5


       


       

      Наименование параметра

      Управление, регулирование

      Контроль по месту

      Сигнализация по месту

      Блокировка

      Сигнализация в операторной

      Аварийное отключение

      Измерение и регистрация

      макс.

      мин.

      состояния

      аварийная


       

      откр. (вкл.),

      закр. (откл.), промежуточное, %

      макс.

      мин.

      10 Температура воздуха в помещении (укрытии) насосной станции

      +

      +

      +

      +

      +

       

      +

      +

       

      +

      11 Параметры электропитания:


       

      +


       

      +


       

      +

                 


       

      +

      12 Обнаружение пожара в помещении (укрытии или блок-боксе) насосной станции

       

      +

      +

      +

         

      +

       

      +

      +

      • напряжение;

      • сила и частота тока (для привода с частотным регулированием скорости вращения);

      • учет расхода электроэнергии, подаваемой на питание электрооборудования насосной станции и блока управления


       

            1. САУ насосной станции должна обеспечивать также следующие основные функции:

    • защиту от несанкционированного (случайного) пуска насосов;

    • контроль сопротивления (потерь давления) на входных фильтрах (в случае их наличия) насосной станции и сигнализация оператору о необходимости замены фильтроэлементов;

    • взаимодействие с САУ основных технологических аппаратов (абсорберов, емкостного оборудования) установки подготовки газа к транспорту;

    • контроль времени наработки каждого агрегата и переключение на резерв при неисправности основного агрегата;

    • управление несколькими параллельно и, возможно, последовательно подключенными агрегатами с целью обеспечения заданного уровня выходного давления и расхода перекачиваемой жидкости;

    • автоматический допусковый контроль сопротивления изоляции электроприемников насосной станции относительно «земли»;

    • программный, последовательный плавный запуск, поддержание заданного энергосберегающего режима и равномерной загрузки агрегатов, плавный останов насосов;

    • управление приточной и вытяжной вентиляцией в помещении (блок-боксе, укрытии) насосной;

    • контроль параметров сетевого напряжения (фазных амплитуд, сдвига фаз, выбросов напряжения, обрыва фаз, коротких замыканий), переключение на резервный источник элек-

      тропитания при несоответствии норме параметров основного источника электропитания и возврат в исходное состояние при восстановлении основного энергоснабжения, технологический учет потребленной электроэнергии;

    • управление оповещением и эвакуацией персонала в аварийных ситуациях;

    • контроль и управление исполнительными механизмами насосной с АРМ оператора;

    • связь с верхним уровнем управления (АСУ ТП установки подготовки газа, системой противопожарной и противоаварийной защиты) с помощью стандартных открытых протоколов. Реализация применяемого протокола обмена, а также перечень передаваемых входных и выходных данных должны быть подробно изложены в технической документации на САУ.

            1. Электрооборудование насосной станции должно соответствовать требованиям подраздела 7.2.

        1. Требования к теплообменному оборудованию


           

          1. Требования к трубчатым печам и огневым испарителям

            1. Трубчатые печи на установках подготовки газа должны применяться для огневого нагрева целевых теплоносителей, их частичного испарения (в перспективе для проведения термохимических процессов) и совместного отвода паровой и жидкой фаз нагретого продукта (продуктов реакции) из их теплообменной поверхности.

            2. Трубчатые печи должны применяться при отсутствии или технико-экономической неэффективности использования альтернативных энергои ресурсосберегающих вариантов подвода теплоты с помощью традиционных обеспечивающих теплоносителей, а также при их низком температурном уровне, нестабильном или недостаточном расходе, значительной удаленности источников обеспечивающих теплоносителей от их потребителей, при необходимости утилизировать на горелках трубчатых печей горючие ВЭР, в том числе газовые сбросы основной технологии.

            3. Огневые испарители должны применяться для полного или частичного испарения легкокипящих компонентов целевого теплоносителя и раздельного отвода из теплообменной поверхности паровой и жидкой фаз нагреваемого продукта. Использование огневых испарителей рекомендуется для тех же технологических вариантов и условий применения, сформулированных в предыдущем пункте для трубчатых печей.

            4. Трубчатые печи и огневые испарители должны соответствовать общим требованиям подраздела 5.1.

            5. Трубчатые печи и огневые испарители согласно СТО Газпром 2-1.1-094 и СП 2.13130.2009 [12] должны оснащаться средствами предотвращения взрывопожарной и пожарной опасности, соответствующими категории Гн. В основном варианте использования они

              должны размещаться на открытой отдельной технологической площадке и к ним должен быть обеспечен проезд автотранспорта или спецтранспорта для механизации ремонта и замены тяжеловесных элементов теплообменной поверхности нагрева (радиантной и конвективных секций трубного змеевика).

            6. Основным требованием к трубчатым печам и огневым испарителям является обеспечение эффективного и безопасного подвода теплоты к нагреваемому продукту – целевому технологическому теплоносителю в основном путем лучистого нагрева радиантной секции теплообменной поверхности (трубного змеевика) при соблюдении требований 4.7.3 по не-

              превышению локальных qi (по ходу нагреваемого продукта) и средней qср поверхностных плотностей фактических тепловых потоков их предельно допустимых значений qдоп, определенных

              либо исходя из температурной стабильности целевого теплоносителя, либо из предельно допустимой температуры эксплуатации материала теплообменной поверхности (жаростойкой стали радиантного змеевика трубчатой печи).

            7. В трубчатых печах и огневых испарителях должно обеспечиваться практически полное выгорание топлива (топливного газа) в горелочных устройствах, комплектующих указанное огнетехническое оборудование. Концентрация продуктов химического недожога топлива в составе дымовых газов (продуктов сгорания), уходящих из трубчатых печей и огневых испарителей, должна соответствовать требованиям ГОСТ 21204 к промышленным горелкам.

            8. Для повышения эффективности и надежности (безопасности эксплуатации) трубчатых печей и огневых испарителей процесс сжигания топлива в их топках должен осуществляться под разрежением (давлением, меньшим, чем атмосферное давление снаружи топки). Удаление дымовых газов и обеспечение необходимого разрежения перед горелками должно обеспечиваться дымовой трубой необходимой высоты, комплектующей указанное огнетехническое оборудование. Применение тягодутьевых устройств не рекомендуется.

            9. В качестве основного топлива на горелках трубчатых печей и огневых испарителей объектов подготовки газа к транспорту должны использоваться направляемые на термическое обезвреживание газообразные или жидкофазные горючие отходы основной технологии (газы дегазации конденсата, некондиционные жидкие углеводороды от установок регенерации абсорбента, подготовки и переработки конденсата и нефти). В качестве резервного топлива должно быть предусмотрено использование природного или попутного газа из основной топливной системы объекта. Перевод с основного топлива на резервное и с резервного на основное не должен приводить к остановке трубчатых печей и переустановке горелок.

            10. Конструкции трубчатых печей и огневых испарителей должны обеспечивать поддержание их теплового КПД не ниже 70 % при использовании в качестве топлива конди-

              ционного товарного природного газа с учетом поддержания температуры уходящих газов на уровне, обеспечивающем необходимую самотягу дымовой трубы в экстремально жаркие дни. Для этой цели трубчатые печи и огневые испарители необходимо комплектовать:

    • конвективной секцией трубного змеевика для нагрева целевого теплоносителя теплотой дымовых газов, выходящих из топки;

    • рекуперативным подогревателем воздуха, подаваемого на горение (обеспечивая нагрев воздуха теплотой уходящих дымовых газов);

    • рекуперативным подогревателем топливного газа (топлива), обеспечивающим подогрев топлива до температурного уровня, при котором гарантируется устойчивое и долговременное функционирование запорной, предохранительной и регулирующей арматуры обвязки горелок.

            1. Для минимизации электропотребления и повышения надежности эксплуатации трубчатых печей и огневых испарителей рекомендуется по возможности исключать применение в них тягодутьевых устройств.

            2. Арматура обвязки горелок, преобразователи КИП и блок управления трубчатых печей и огневых испарителей должны размещаться в утепленном шкафу, имеющем средства контроля и сигнализацию загазованности внутри шкафа. К датчику довзрывных концентраций должно быть обеспечено поступление атмосферного воздуха.

            3. В соответствии с требованиями ПБ 03-576-03 (пункт 5.2.5) [3] трубчатые печи и огневые испарители с огневым или газовым обогревом должны иметь на подводящей линии между насосом или аппаратом, к которому подключен огневой испаритель, и запорной арматурой испарителя обратный клапан. Запорную арматуру для аварийного отключения трубчатых печей от входных и выходных технологических линий рекомендуется размещать за пределами площадки печей на расстоянии не ближе 10 м от них.

            4. В общем случае электрооборудование, применяемое в составе трубчатых печей и огневых испарителей, должно соответствовать требованиям подраздела 7.2. Электроборудование, применяемое для комплектации трубчатых печей и огневых испарителей, в том числе электронагрев арматуры и подводящего топливопровода, системы молниезащиты и защиты от статического электричества, должно обеспечивать надежное функционирование указанного огнетехнического оборудования и электробезопасность для обслуживающего персонала. При его выборе должны быть учтены изложенные выше общие требования к трубчатым печам и огневым испарителям, а также ПУЭ (пункт 7.3.47, второй абзац) [17], по которому площадки трубчатых печей и огневых испарителей не относятся в части их электрооборудования к взрывоопасным. При выборе и размещении электрооборудования следует учитывать ПУЭ

              (пункт 7.3.44, заключительный абзац) [17], согласно которому эстакады и трубопроводы для горючих газов и ЛВЖ не относятся к взрывоопасным, за исключением зон в пределах до 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов, в пределах которых электрооборудование должно быть взрывозащищенным.

            5. В зависимости от назначения и категорийности установки, в состав которой входят трубчатые печи или огневые испарители, надежность их электроснабжения в соответствии с СТО Газпром 2-6.2-149 должна соответствовать следующим категориям:

    • первой (или той же категории, что и основная установка) – при работе в качестве головного аппарата основной технологической установки (например, установки адсорбционной осушки газа);

    • второй – при работе в составе обеспечивающей технологической установки (например, установки регенерации метанола), допускающей кратковременный перерыв на время действия АВР или на время включения резервного электропитания дежурным персоналом.

            1. Трубчатые печи и огневые испарители должны комплектоваться САУ и КИП. САУ указанного оборудования должна обеспечивать выдачу звукового и светового предупреждающего сигнала при загазованности в шкафу блока управления выше 20 % НКПВ.

            2. САУ трубчатых печей и огневых испарителей должны обеспечивать:

    • управление аппаратами в автоматическом режиме;

    • передачу информации о состоянии аппаратов на уровень диспетчерского управления;

    • дистанционное управление аппаратами с уровня диспетчерского управления;

    • управление аппаратами с панели локальной САУ и сигнализацию параметров их работы на панели САУ.

      Основные функции автоматической системы управления трубчатых печей и огневых испарителей представлены в таблице 5.6.

            1. Система автоматического управления должна обеспечивать выдачу (по месту и в операторную) звукового и светового предупреждающего сигнала при загазованности в шкафу блока управления выше 20 % НКПВ, блокировку запуска при срабатывании газоанализатора довзрывных концентраций, а также выполнять автоматическую остановку аппарата с выдачей сигнала «Авария» в следующих случаях:

    • загазованность в шкафу обвязки горелок выше 20 % НКПВ, причем к датчику довзрывных концентраций обеспечивается возможность поступления атмосферного воздуха;

    • погасание пламени на включенной в работу горелке;

    • превышение температуры стенки радиантного змеевика (в зоне возможного перегрева) сверх заданного уровня и невозможность ее автоматического снижения путем уменьшения расхода топлива или увеличения расхода нагреваемого продукта;

Таблица 5.6 – Основные параметры контроля и управления и функции САУ трубчатых печей и огневых испарителей


 


 

Наименование параметра

Управление, регулирование

Контроль по месту

Сигнализация по месту

Блокировка

Сигнализация в операторной

Аварийное отключение

Измерение и регистрация

макс.

мин.

состояния

аварийная


 

откр. (вкл.),

закр. (откл.), промежуточное, %

макс.

мин.

1 Входное давление топлива перед обвязкой горелок

 

+

 

+

+

 

+

+

+

+

2 Давление топлива после регулятора

+

+

 

+

+

 

+

+

+

+

3 Давление топлива перед каждой горелкой

 

+

 

+

+

 

+

+

+

+

4 Давление нагреваемого продукта:

  • на входе в змеевик;

  • «перекидке» из радиантной в конвективную секции змеевика;

  • выходе из змеевика

 


 

+

 


 

+


 

+

 


 

+


 

+


 

+


 

+

5 Температура стенки радиантного змеевика в зоне возможного перегрева

 

+

+

+

   

+

 

+

+

6 Температура нагреваемого продукта:

                   

на входе в змеевик;

                 

+

«перекидке» из радиантной в конвективную секции змеевика (для трубчатой печи);

           

+

   

+

выходе из змеевика

+

+

+

+

   

+

 

+

+

7 Температура дымовых газов:

  • на выходе из радиантной камеры (топки);

  • выходе из конвективной камеры;

  • входе в дымовую трубу

 


 

+

 


 

+

   


 

+

 


 

+


 

+

8 Технологический расход нагреваемого продукта (суммарный на аппарат и по отдельным потокам)

 


 

+


 

+


 

+


 

+

 


 

+


 

+


 

+


 

+

9 Температура топлива перед горелками

                 

+

10 Наличие пламени на каждой горелке

 

+

     

+

   

+

 

11 Загазованность в шкафу обвязки горелок

 

+

+

+

   

+

 

+

 

12 Концентрация монооксида углерода в уходящих дымовых газах

 

+

       

+

   

+

13 Тяга (разрежение) в топке (перед горелками)

 

+

         

+

+

+

14 Технологический расход топлива на аппарат

 

+

             

+

15 Состояние запорной и регулирующей арматуры на технологических потоках:

  • нагреваемого сырья;

  • топлива


 

+


 

+

     


 

+

   


 

+


 

+

Окончание таблицы 5.6


 


 

Наименование параметра

Управление, регулирование

Контроль по месту

Сигнализация по месту

Блокировка

Сигнализация в операторной

Аварийное отключение

Измерение и регистрация

макс.

мин.

состояния

аварийная


 

откр. (вкл.),

закр. (откл.), промежуточное, %

макс.

мин.

16 Параметры электропитания блока управления:

  • напряжение;

  • сила тока

 


 

+

     


 

+

     


 

+

17 Обнаружение пожара на площадке трубчатых печей (огневых испарителей)

 

+

+

+

   

+

 

+

 


 

  • превышение температуры нагретого продукта на выходе из змеевика сверх заданного уровня и невозможность ее автоматического снижения путем уменьшения расхода топлива или увеличения расхода нагреваемого продукта;

  • отклонение давления топлива перед обвязкой горелок и перед горелками за пределы заданных уставок (например, при прекращении подачи топлива на аппарат или горелку);

  • отклонение температуры уходящих дымовых газов за пределы заданной уставки, например выше заданного предела 800 С, при невозможности ее регулирования расходом топлива на горелки;

  • снижение тяги (разрежения) перед горелками при их работе за пределы заданной уставки.

          1. Трубчатые печи и огневые испарители должны комплектоваться взрывными самозакрывающимися клапанами, обеспечивающими сброс (в безопасном от персонала направлении) импульса внутритопочного давления при нештатном розжиге горелок.

            Взрывные клапаны могут не устанавливаться при конструктивном исполнении газоходов и дымовой трубы с достаточной для сброса импульса давления площадью поперечного сечения и при отсутствии в ней дымового шибера при регулировании расхода воздуха на горение с помощью воздушных шиберов.

          2. При комплектации трубчатых печей и огневых испарителей вспомогательным оборудованием (например, парогенерирующими устройствами и пароперегревателями) технические требования к этому оборудованию должны быть включены в вышеизложенные общие требования и должны обеспечивать возможность совместной безопасной работы указанного огнетехнического оборудования.

          3. При размещении трубчатых печей и огневых испарителей на площадке основного технологического оборудования в их конструкции должны быть предусмотрены противопожарные технические решения по исключению возможности поступления горючих паров извне указанных аппаратов к их горелкам и в топку, а также решения по предотвращению распространения пламени за пределы топки (корпуса трубчатой печи или огневого испарителя).

          4. Тепловая изоляция и ограждения трубчатых печей и огневых испарителей должна обеспечивать минимизацию их теплопотерь в окружающую среду, а также исключить соприкосновение персонала с поверхностями, имеющими температуру выше 60 С в обслуживаемой зоне в соответствии с ПБ 08-622-03 [20].

          5. Трубчатые печи и огневые испарители должны иметь возможность осмотра и диагностики радиантной части. Они должны при необходимости комплектоваться люками-лазами, используемыми в период остановки для проведения ремонтных работ и работ по экспертному техническому диагностированию, которое для трубчатых печей, выработавших установленный срок службы, должно осуществляться в соответствии с требованиями СТО Газпром 026.

        1. Требования к аппаратам воздушного охлаждения

          1. АВО на установках подготовки газа в соответствии с СТО Газпром 2-1.1-094 и СП 12.13130.2009 [12] должны оснащаться средствами предотвращения взрывопожарной и пожарной опасности, соответствующими категории Ан. Они должны размещаться на открытой отдельной технологической площадке, и к ним должен быть обеспечен проезд автотранспорта или спецтранспорта для механизации ремонта и замены тяжеловесных элементов (теплообменных секций, коллекторов, арматуры, вентиляторов).

          2. АВО на установках подготовки газа к транспорту должны применяться для охлаждения технологических потоков газа, а также для охлаждения и конденсации паров ректификационных колонн установок регенерации абсорбента и метанола, охлаждения технологических, целевых (смазочного масла ГПА, регенерированного абсорбента, метанола) и обеспечивающих теплоносителей (например, циркулирующих в системах охлаждения) только в тех климатических условиях, при которых располагаемый температурный напор на холодном конце аппарата, т.е. разность между температурой охлажденного технологического потока, выходящего из АВО, и средней максимальной температурой воздуха наиболее теплого месяца (охлаждающего воздуха на входе в АВО) превышает 5 С для климатического района, нормируемого СНиП 23-01-99 [5] (таблица 2), в котором производится эксплуатация АВО.

          3. Конструктивные характеристики АВО (площадь поверхности теплообмена, материал труб, число ходов по трубному пространству, угол продольного (вдоль оси труб) наклона теплообменной поверхности, количество вентиляторов на каждой теплообменной секции)

            и рабочие параметры его эксплуатации (расход теплоносителя через аппарат, рабочее и расчетное давление теплоносителя, рабочий диапазон температур охлаждаемого теплоносителя, допустимая скорость и допустимые потери напора продукта в теплообменной поверхности) должны соответствовать требуемым проектным показателям и обеспечивать возможность эффективной и безостановочной (без потерь времени на переустановку лопастей вентиляторов) работы АВО.

          4. Локальная на любом из участков теплообменной поверхности АВО поверхност-

            ная плотность фактического теплового потока qi в расчете на полную оребренную, технически чистую поверхность теплообмена аппарата, характеризующая (см. подраздел 4.7) технологическую эффективность АВО (интенсивность теплообмена в нем), должна быть на 5 % – 7 % ниже предельно допустимого значения qдоп, определяемого исходя из минимально допустимой температуры охлаждаемого целевого теплоносителя (например, температуры его застывания или температуры гидратообразования).

          5. АВО установок подготовки газа к транспорту должны соответствовать по размещению, технологической комплектации, составу и основным функциям требованиям ГОСТ Р ИСО 13706, ГОСТ Р 51364, ОСТ 26.260.18, ОСТ 26.260.758, ОСТ 26-291, СТО Газпром 2-3.5-253 и общим требованиям подраздела 5.1.

          6. В зависимости от конструкции и габаритов аппарата в сборе технологическая комплектация АВО должна включать в состав поставляемого оборудования:

  • либо комплектный АВО полностью заводского изготовления (включая перечисленные ниже компоненты);

  • транспортабельные сборочные блоки полной заводской готовности, в том числе:

    а) САУ АВО в комплекте с датчиками, преобразователями, исполнительными механизмами, блоком управления (размещенным в шкафу), соединительными кабелями;

    б) силовые шкафы управления электроприводом, кабельная продукция с кабельными коробами, лотками и устройствами их крепления к корпусу АВО;

    в) теплообменные секции;

    г) коллекторы входные и выходные охлаждаемого теплоносителя;

    д) системы подачи воздуха (осевые вентиляторы с электроприводом, диффузоры с коллекторами, системы входных, выходных и переточных жалюзи) и, при особой необходимости, система рециркуляции воздуха – для предотвращения локального переохлаждения технологического теплоносителя;

    е) каркас – корпус АВО;

    ж) опоры с фундаментными болтами;

    и) лестницы и площадки обслуживания;

    к) устройство для очистки наружной и внутренней поверхности теплообменных секций (одно на группу АВО, поставляемую на технологическую площадку);

    л) устройство для увлажнения воздуха (в экстремально жаркие дни), подаваемого в теплообменную поверхность АВО;

    м) приспособление для монтажа и демонтажа электродвигателей вентиляторов (одно на группу АВО);

    н) комплект специального инструмента и приспособлений для выполнения монтажных и ремонтных работ;

    п) комплект запасных частей и деталей (на срок эксплуатации АВО, оговоренный в контракте на поставку);

    р) комплект эксплуатационной технической документации, в том числе руководство по эксплуатации, выполненное в соответствии с ГОСТ 2.601.

          1. Надежность АВО в эксплуатационных условиях, соответствующих проектным, должна быть не ниже нормируемых ГОСТ Р 51364:

  • наработка на отказ – не менее 15000 ч;

  • ресурс до капитального ремонта – не менее 50000 ч;

  • срок службы – не менее 20 лет (для некоррозионно-опасных сред) с возможностью дальнейшего продления.

    Класс использования АВО на ГКС, ДКС и КС СПХГ базовый с годовым числом 8760 ч использования минус время на плановое техническое обслуживание аппарата и плановые ремонты.

          1. САУ АВО должна иметь обязательные минимальные функции и возможности, перечисленные в таблице 5.7, и обеспечивать поддержание на основе оптимального алгоритма управления электроприводом вентиляторов заданной температуры охлаждаемого теплоносителя на выходе АВО, исключая переохлаждение (замерзание) теплоносителя и разгерметизацию теплообменной поверхности.

          2. САУ АВО также должна обеспечивать:

  • контроль параметров электродвигателей вентиляторов АВО (вибрационных характеристик, времени наработки каждого двигателя) и управление двигателями для автоматического поддержания в заданных пределах температуры охлажденного теплоносителя в выходном коллекторе;

  • автоматический допусковый контроль сопротивления изоляции электродвигателей вентиляторов АВО относительно «земли»;

Таблица 5.7 – Основные параметры контроля и управления и функции автоматизированной системы управления АВО


 


 

Наименование параметра

Управление, регулирование

Контроль по месту

Сигнализация по месту

Блокировка

Сигнализация в операторной

Аварийное отключение

Измерение и регистрация

макс.

мин.

состояния

аварийная