2.74. Аппаратуру диспетчерского пункта телемеханизации линейных сооружений газопровода следует размещать в диспетчерском пункте компрессорной станции.
При отсутствии в линейно-производственном управлении компрессорной станции диспетчерский пункт телемеханизации следует размещать в здании линейно-производственного управления магистральных газопроводов.
2.75. Для контроля за работой средств электрохимической защиты следует предусматривать телесигнализацию.
2.76. В макроклиматическом районе с холодным климатом аппаратуру контролируемых пунктов телемеханики, устанавливаемых на линейной части газопровода, следует размещать в обогреваемых помещениях.
Датчики давления следует размещать в пределах этого помещения.
2.77. Аппаратуру контролируемых пунктов следует размещать на крановых площадках газопроводов на расстоянии от ближайшего крана не менее, в м:
3 - при размещении контролируемых пунктов в шкафах с электроснабжением от ЛЭП, при этом расстояние до свечей должно быть не менее 5 м;
10 - при размещении контролируемых пунктов в помещении с электрообогревом и электроснабжением от ЛЭП;
20 - при размещении контролируемых пунктов в блок-контейнерах с электроснабжением от теплоэлектрогенераторов, работающих на природном газе.
2.78. Для контролируемых пунктов с питанием от местных источников электроснабжения следует предусматривать резерв электропитания.
3. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ
Общие требования
3.1. Компрессорные станции предназначены для компримирования газа, транспортируемого по магистральному газопроводу.
3.2. В состав компрессорной станции входят:
а/ технологические установки:
компримирования газа;
очистки газа;
охлаждения газа;
охлаждения масла и воды (антифриза) газоперекачивающих агрегатов;
подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд;
воздухоснабжения;
б/ склады:
горюче-смазочных материалов;
метанола;
материалов и реагентов;
оборудования, трубопроводов, арматуры и т.п.;
в/ системы:
электроснабжения и молниезащиты;
теплоснабжения, утилизации тепла, отопления и вентиляции;
производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;
канализации;
контроля и управления;
телефонной связи, радиофикации, часификации;
пожарной и охранной сигнализации;
автоматического пожаротушения;
г/ технологические коммуникации с запорной арматурой;
д/ административно-бытовые помещения;
е/ подсобно-производственные помещения;
ж/ вспомогательные объекты.
3.3. Основное и вспомогательное технологическое оборудование, связанное с процессом компримирования газа, следует размещать в производственной зоне компрессорной станции.
Сооружения и установки, обслуживающие основное технологическое оборудование /установки и устройства тепло- и водоснабжения, канализации, связи и т.п./ следует размещать в зоне служебно-производственного комплекса компрессорной станции.
3.4. На компрессорных станциях следует предусматривать подсобно-производственные и складские здания и сооружения, а также административно-бытовые помещения, обеспечивающие нормальные условия эксплуатации основного оборудования компрессорной станции и станции охлаждения /при ее наличии на площадке компрессорной станции/, а также необходимые условия труда обслуживающего персонала и персонала служб централизованного ремонта.
3.5. Для выполнения подрядными организациями капитальных ремонтов газоперекачивающих агрегатов, основного технологического оборудования компрессорных станций и станций охлаждения, средств автоматики и телемеханики, катодных и дренажных преобразователей, автотракторной и строительной техники в проектах магистральных газопроводов следует предусматривать кустовые и центральные ремонтные базы с производственным циклом агрегатно-узлового ремонта, а также в необходимых случаях базы для передвижных механизированных колонн и других строительно-монтажных организаций собственного подряда. Размещение ремонтных баз должно соответствовать генеральной схеме обслуживания газопроводов.
При проектировании первых ниток магистральных газопроводов в зоне компрессорных станций следует предусматривать закрытые склады и площадки для хранения оборудования, средств автоматики и запасных частей.
3.6. Для проведения технического обслуживания, текущих и аварийных ремонтов газоперекачивающих агрегатов, технологического оборудования компрессорных станций и станций охлаждения /при их наличии в составе КС/, средств КИП и автоматики, катодных и дренажных преобразователей и автотракторной техники на компрессорных станциях должны предусматриваться ремонтно-механические мастерские и лаборатория-мастерская КИП и автоматики.
3.7. Станции зарядки бром-этиловых огнетушителей следует предусматривать на каждые четыре компрессорные станции с газоперекачивающими агрегатами с авиационным приводом, но не менее одной станции на производственное объединение.
3.8. В помещении служебно-эксплутационного и ремонтного блока компрессорной станции следует предусматривать помещения для консервации и расконсервации судовых и авиационных двигателей.
3.9. Для отключения компрессорной станции /цеха/ от газопровода необходимо предусматривать запорную арматуру с дистанционным и местным управлением на всасывающих и нагнетательных шлейфах станции /цеха/.
На каждом нагнетательном шлейфе также следует предусматривать обратный клапан.
3.10. На всасывающих и нагнетательных шлейфах компрессорной станции /цеха/ между отключающей арматурой (станционные краны № 7 и № 8) и компрессорной станцией (цехом) следует предусматривать продувочные свечи для сброса газа из оборудования и трубопроводов.
При расположении компрессорных станций на расстоянии более 700 м от магистральных газопроводов необходимо устанавливать дополнительные краны 7а, 8а, 17а, 18а на расстоянии 250 м от ограждения КС.
3.11. Для аварийной остановки компрессорной станции (цеха) следует предусматривать автоматическое отключение станции (цеха) от газопровода, сброс газа из оборудования и трубопроводов станции (цеха), а также останов всех газоперекачивающих агрегатов.
Следует предусматривать дублирование команды на аварийную остановку в соответствии с требованиями п.3.115 настоящих норм.
3.12. Потери давления газа в технологических трубопроводах и оборудовании компрессорной станции следует рассчитывать: в трубопроводной обвязке - по проектным геометрическим характеристикам; в оборудовании - по техническим характеристикам заводов-изготовителей оборудования.
Потери давления газа не должны превышать величин, приведенных в таблице 1.
Таблица 1
|
Давление в газопроводе |
Потери давления газа на КС, Мпа |
||||
|
(избыточное) |
Всего |
В том числе: |
|||
|
Мпа |
|
на всасывании |
на нагнетании |
||
|
|
при одноступенчатой очистке газа |
при двухступенчатой очистке газа |
при одноступенчатой очистке газа |
при двухступенчатой очистке газа |
|
|
5,40 |
0,15 |
0,20 |
0,08 |
0,13 |
0,07 |
|
7,35 |
0,23 |
0,30 |
0,12 |
0,19 |
0,11 |
|
9,81 |
0,26 |
0,34 |
0,13 |
0,21 |
0,13 |
3.13. Рекомендуемые скорости газа и жидкости в трубопроводах компрессорной станции приведены в таблице 2.
Таблица 2
|
№ |
Наименование |
Скорость, м/сек |
|
1. |
Газ |
5+20 |
|
2. |
Охлаждающая вода: а/ на всасывании насосов б/ на нагнетании насосов |
до 1 до 2 |
|
3. |
Конденсат углеводородов (отводимый самотеком) |
0,15 + 0,3 |
|
4. |
Масло |
0,6 + 1,2 |
|
5. |
Топливный газ: а/ в трубопроводах б/ в коллекторах компрессорного цеха |
до 20 до 5 |
|
6. |
Пусковой газ |
до 25 |
3.14. Запорная арматура для технологических трубопроводов газа должна быть стальной.
3.15. На вспомогательных технологических трубопроводах (масла, воды, антифриза, воздуха и др.) в зависимости от давления и температуры среды следует применять арматуру:
из ковкого чугуна - при температуре не ниже минус 30 °C и не выше плюс 150 °C при давлении не выше 1,6 МПа;
из серого чугуна - при температуре не ниже минус 10 °C и не выше плюс 100 °C при давлении не выше 0,6 МПа.
На вибрирующих участках трубопроводов следует применять стальную арматуру.
На маслопроводах в пределах обвязки газоперекачивающих агрегатов и трубопроводах масла в пределах здания компрессорного цеха следует применять стальную арматуру.
3.16. Оборудование, трубы, арматуру и фитинги на всасывающих и нагнетательных линиях компрессорных станций и узла подключения компрессорных станций следует рассчитывать на прочность по максимальному расчетному давлению нагнетания.
3.17. Дренажные линии, продувочные и сбросные свечи следует проектировать на максимальное рабочее давление в соответствующих аппаратах и трубопроводах.
3.18. Давление гидравлических испытаний дренажных линий, продувочных и сбросных свечей следует принимать равным давлению гидравлических испытаний соответствующих основных трубопроводов.
3.19. Выбросы газа из продувочных свечей на компрессорной станции должны размещаться в местах, обеспечивающих безопасные условия рассеивания газа.
Размещение и высоту продувочных и сбросных свечей, а также выхлопных стояков следует определять в соответствии с требованиями раздела 9 настоящих норм.
3.20. Газопроводы вне зданий и установок на площадках компрессорных станций, как правило, следует прокладывать подземно. Допускается прокладка газопроводов надземно на низких опорах.
Маслопроводы следует прокладывать надземно на низких опорах. Допускается прокладка маслопроводов в подземных лотках. Маслопроводы следует прокладывать с теплоспутником и теплоизолировать.
Трубопроводы воздуха и антифриза следует прокладывать надземно на низких опорах. Допускается подземная прокладка трубопроводов воздуха и антифриза.
В местах пересечения надземными трубопроводами пешеходных дорожек должны быть предусмотрены переходные мостики.
УСТАНОВКИ КОМПРИМИРОВАНИЯ ГАЗА
3.21. В состав компрессорного цеха входят:
газоперекачивающие агрегаты (с трубопроводной обвязкой, приборами электроснабжения, контроля и управления и т.п.);
наружная газовая обвязка центробежных нагнетателей или поршневых компрессоров;
вспомогательные установки и оборудование (масляное хозяйство, передвижная установка для промывки компрессоров и т.п.).
3.22. Количество рабочих и резервных газоперекачивающих агрегатов определяется требованиями раздела 12 настоящих норм.
3.23. В зависимости от конструктивных особенностей газоперекачивающие агрегаты в цехе следует устанавливать в общем или в индивидуальных зданиях или контейнерах.
3.24. Следует обеспечивать отключение каждого газоперекачивающего агрегата от газовых коллекторов при помощи запорной арматуры, устанавливаемой вне здания (контейнера). Запорную арматуру следует предусматривать с автоматическим управлением от агрегатной системы автоматики, а также с местным управлением.
3.25. Между нагнетателем и врезками пускового контура, обвода с краном 3-бис и свечи с краном № 5 следует предусматривать люки-лазы с внутренним диаметром 500 мм для установки шаров-разделителей.
3.26. На трубопроводе входа газа в нагнетатель после люка-лаза на первоначальный период эксплуатации следует устанавливать защитную решетку.
3.27. Для слива конденсата перед вскрытием нагнетателя (при ремонтах) следует устанавливать сливные вентили Ду 25 мм между кранами № 1 и № 2 и нагнетателем.
3.28. Для опорожнения трубопроводов и оборудования от газа на трубопроводах выхода газа (до запорной арматуры) следует предусматривать свечи.
3.29. На линии заполнения нагнетателя газом (обвод крана №1) следует предусматривать два запорных органа: кран с ручным приводом и кран с пневмоприводом, а также дроссельную шайбу.
3.30. Для антипомпажного регулирования и функционирования автоматизированных систем управления на каждом газоперекачивающем агрегате должно быть предусмотрено измерение расхода газа через нагнетатель. В качестве средств для измерения расхода следует использовать специальные устройства (осредняющие напорные трубки и др.).
3.31. Для каждого газоперекачивающего агрегата следует предусматривать предупредительный сигнал при повышении температуры газа на выходе нагнетателя выше 80 °C. Предупредительный сигнал должен поступать в диспетчерский пункт компрессорной станции или ГЩУ цеха.
3.32. В компрессорных цехах, оборудованных газомотокомпрессорами, для гашения пульсации газового потока, уменьшения вибраций и резонансных колебаний, при необходимости, следует предусматривать буферные емкости и акустические фильтры на всасывающих и нагнетательных трубопроводах.
3.33. После поршневых газомоторных компрессоров на нагнетательных линиях за сборными коллекторами по ходу газа следует устанавливать маслуловители и маслосборники.
