3.81. Температуру масла или воды /антифриза/ на выходе из аппаратов воздушного охлаждения следует принимать не менее, чем на 5 °С выше расчетной температуры наружного воздуха.
Расчетную температуру наружного воздуха следует принимать равной средней максимальной температуре наружного воздуха, определяемой согласно данным СНиП 2.01.01-82 или метеослужб для ближайшего к месту размещения компрессорной станции географического пункта наблюдений.
УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА ТОПЛИВНОГО, ПУСКОВОГО, ИМПУЛЬСНОГО И СОБСТВЕННЫХ НУЖД
3.82. На площадке компрессорной станции необходимо предусматривать установку подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд компрессорной станции и жилпоселка. Данная установка должна обеспечивать:
очистку, подогрев и редуцирование топливного газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов;
очистку и редуцирование пускового газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов;
очистку и осушку импульсного газа;
очистку и редуцирование газа собственных нужд компрессорной станции и жилпоселка;
измерение расхода газа.
3.83. Отбор газа на установку подготовки следует предусматривать:
от узла подключения компрессорной станции к газопроводу ( до и после обводного крана станции);
после установки очистки газа (основной отбор).
3.84. В технологической схеме установки подготовки газа следует предусматривать:
подогрев топливного газа до плюс 25 °С, редуцирование его до рабочего давления в соответствии с техническими условиями заводов-изготовителей, газоперекачивающих агрегатов и поддержание этого довления с точностью ±0,05 МПа;
измерение и редуцирование топливного газа котельной резервной электростанции и подогревателей газа;
осушку импульсного газа до точки росы минус 55 °С ( при рабочем давлении);
хозрасчетное измерение и учет суммарного расхода топливного, пускового и импульсного газа с коррекцией по температуре и давлению;
выдачу результатов измерения расхода на диспетчерский пункт компрессорной станции;
хозрасчетное измерение и учет суммарного расхода топливного газа, выдачу результатов измерения расхода на диспетчерский пункт компрессорной станции.
3.85. Блоки редуцирования следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП II-37-76.
3.86. Топливный газ после установки подготовки должен соответствовать требованиям ГОСТ 21199-82.
3.87. Система подогрева топливного газа должна включать не менее двух подогревателей.
При отключении одного из подогревателей оставшиеся в работе должны обеспечивать не менее 70 % номинальной тепловой производительности системы.
3.88. В системе редуцирования давления топливного и пускового газа необходимо предусматривать:
100 % -ный резерв регуляторов давления;
автоматическое переключение рабочей и резервной линий;
обвод регуляторов давления.
3.89. Система подготовки импульсного газа должна включать: два ресивера, один из которых предназначается для узла подключения КС; два адсорбера; печь газа регенерации адсорбента.
Вместимость ресиверов импульсного газа должна рассчитываться из условия обеспечения перестановки всех кранов компрессорной станции при двух последовательных аварийных остановках станции.
Необходимо предусматривать автоматическое измерение влагосодержания импульсного газа с помощью регистрируещего влагомера.
3.90. Объем адсорбента следует рассчитывать на следующие условия:
число аварийных остановок компрессорной станции - 2 в год;
число пусков и остановок каждого газоперекачивающего агрегата - 20 в год;
время заполнения ресиверов - не менее 15 минут;
периодичность регенерации адсорбента - 2-3 раза в год.
Система подготовки импульсного газа должна иметь два адсорбера, в одном из которых происходит осушка газа, в другом - регенерация (либо он находится в резерве).
Регенерация адсорбента должна производится осушенным природным газом, подогретым в печи газа регенерации.
3.91. Следует предусматривать контрольное (технологическое) измерение расхода топливного газа по каждому газоперекачивающему агрегату.
Измерительные диафрагмы необходимо устанавливать на линиях после смешивания потоков газа, идущих от блоков редуцирования и от уплотнения нагнетателей.
3.92. Цеховые коллекторы пускового газа должны рассчитываться из условия обеспечения в коллекторе давления, определяемого требованиями заводов-изготовителей газоперекачивающих агрегатов.
3.93. Цеховые коллекторы топливного, пускового и импульсного газа должны иметь продувочные и дренажные свечи.
УСТАНОВКИ ВОЗДУХОСНАБЖЕНИЯ
3.94. Установки воздухоснабжения следует проектировать в соответствии с “Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов”.
3.95. Для запуска газомоторных компрессоров следует предусматривать установку пускового воздуха, включающую воздушный компрессор с электроприводом, воздухосборник и установки подготовки воздуха.
В каждой установке необходимо предусматривать не менее двух воздушных компрессоров (рабочий и резервный).
Вместимость воздухосборников должна обеспечивать одновременный запуск двух газомотокомпрессоров.
3.96. Сжатый воздух для ремонтных работ следует отбирать после воздухосборников установки подготовки воздуха.
При отсутстии установки подготовки воздуха необходимо предусматривать компрессорную установку сжатого воздуха для ремонтных работ, состоящую из компрессора, воздухосборника и вспомогательного оборудования для подготовки и охлаждения воздуха.
3.97. Для питания приборов и средств автоматики следует предусматривать подачу сжатого воздуха в соответствии с требованиями ГОСТ 11882-73.
Отбор воздуха для питания приборов и средств автоматики следует предусматривать от компрессорной установки сжатого воздуха для ремонтных работ. При этом необходимо предусматривать воздухосборники и оборудование для подготовки воздуха.
При отсутствии компрессорной сжатого воздуха для ремонтных работ необходимо предусматривать специальную компрессорную сжатого воздуха для нужд КИПиА, состоящую из компрессора, воздухосборника и оборудования для подготовки воздуха.
3.98. Для очистки от масла внутренней полости ресиверов и трубопроводов установки воздухоснабжения следует предусматривать установку промывки с устройствами для периодического подключения к аппаратам и трубопроводам установки воздухоснабжения.
СКЛАДЫ ГОРЮЧЕ-СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ
3.99. Склад горюче-смазочных материалов должен включать:
резервуарный парк, состоящий из резервуаров смазочного масла для газоперекачивающих агрегатов, горюче-смазочных материалов для автотракторной техники и вспомогательных механизмов, антифриза (при необходимости);
насосную склада;
блок очистки масел;
регенерационную фильтров;
склад масел в таре;
топливораздаточные колонки.
3.100. Вместимость резервуаров смазочного масла должна обеспечивать подпитку газоперекачивающих агрегатов маслом в течение трех месяцев, а также 50%-ный запас объема маслосистемы всех установленных газоперекачивающих агрегатов.
При значительных трудностях в доставке горюче-смазочных материалов вместимость резервуарного парка должна обеспечивать шестимесячный запас горюче-смазочных материалов.
3.101. В резервуарном парке следует предусматривать:
резервуары для масла общей вместимостью не менее 50 м3 ;
резервуар отработанного масла;
резервуар отработанного масла на вывоз не менее 25 м3.
3.102. Следует предусматривать обогрев и теплоизоляцию резервуаров масла и антифриза. Трубопроводы масла и антифриза следует предусматривать с теплоспутниками и теплоизоляцией.
Для макроклиматического района с холодным климатом допускается применение электрического подогрева трубопроводов масла, антифриза.
3.103. Технологическая схем склада горюче-смазочных материалов должна обеспечивать:
прием чистого масла, бензина, дизтоплива, антифриза в соответствующие резервуары склада;
очистку масла от механических примесей и воды;
подачу чистого масла в компрессорный цех;
прием отработанного масла из компрессорного цеха на склад;
перекачку горюче-смазочных материалов из резервуара в резервуар;
заправку транспортных средств;
выдачу всех видов масел и горючего потребителю.
3.104. Склад масел в таре должен рассчитываться на хранение не менее 20 бочек вместимостью 200 л каждая и оснащаться средствами малой механизации.
3.105. Для регенерации фильтров следует применять пожаробезопасные моющие средства.
3.106. В помещении регенерации фильтров следует предусматривать специальные ванны с подогревом, подвод горячей воды, воздуха.
3.107. В проектах необходимо предусматривать возможность очистки маслопроводов в процессе эксплуатации.
СКЛАДЫ МЕТАНОЛА
3.108. При проектировании складов метанола следует руководствоваться главами СНиП II-89-80, II-106-79, “Общими санитарными правилами по хранению и применению метанола", "Правилами по перевозке, хранению и применению метанола", "Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности".
3.109. В составе склада метанола следует предусматривать :
резервуары для метанола;
резервуары для керосина;
резервуары для одоранта;
насосы метанола для смешивания одоранта, керосина и метанола, а также для выдачи метанола;
насосы керосина и одоранта;
приемные, раздаточные и замерные устройства.
3.110. Резервуары для метанола, одоранта и керосина следует, как правило, предусматривать надземными.
3.111. Вместимость резервуаров для метанола следует принимать не более 100 м3.
При значительных трудностях в доставке метанола вместимость резервуаров для метанола допускается принимать до 300 м3.
КОНТРОЛЬ И АВТОМАТИКА
3.112. При проектировании системы контроля и управления компрессорной станции следует руководствоваться “Основными положениями по комплексной автоматизации газотранспортных предприятий” , отраслевыми руководящими материалами по созданию автоматизированных систем управления технологическими процессами в газовой промышленности и настоящими нормами.
3.113. Диспетчерский пункт компрессорной станции (ДПКС) следует размещать в подсобно-производственном помещении (ПЭБ или СВП).
Для вновь проектируемых компрессорных станций, как правило, диспетчерский пункт следует предусматривать в составе первой очереди строительства.
3.114. Охранные краны, краны на всасывающих и нагнетательных шлейфах компрессорной станции, дистанционно управляемые краны на газовой обвязке компрессорного цеха и на продувочных свечах следует проектировать с дистанционным управлением из ДПКС с газотурбинными агрегатами, совмещенного с главным щитом компрессорного цеха № 1, или с главного щита управления отдельно стоящего компрессорного цеха.
Управление указанными выше кранами на компрессорной станции с электроприводными агрегатами осуществляется из диспетчерского пункта.
Питание узлов управления агрегатных кранов № 1, 2, 3, 4, 5 и 6 осуществляется очищенным импульсным газом из цехового /станционного/ коллектора импульсного газа от установки подготовки газа.
Питание узлов управления кранов №№ 7, 8, 17, 18, 20 осуществляется:
- импульсным газом от цехового /станционного/ коллектора импульсного газа с установкой одного резервуара с обратным клапаном у кранов № 7, 17 и одного резервуара у кранов № 8, 18 /объем газа в резервуаре должен обеспечивать 2-х разовую перестановку кранов/;
- от газопровода до и после кранов через штатные фильтры-осушители газа;
- от комплекса аварийного отключения КС - “Кольцо - 1”.
Питание узлов управления охранных кранов А и Б осуществляется импульсным газом от газопровода через штатные фильтры-осушители газа, с установкой у каждого крана резервуара с обратными клапанами. Объем газа в резервуаре обеспечивает 2-х разовую перестановку кранов.
Комплекс аварийного отключения кранов КС включается от щита “Кольцо-1” и имеет приоритет срабатывания по отношению к другим источникам питания кранов.
3.115. Для аварийной остановки компрессорной станции /цеха/ обслуживающим персоналом, следует предусматривать возможность подачи команды аварийной остановки из помещений:
диспетчерского пункта станции /ДПКС/;
главного щита управления /или аппаратной/ цеха;
узла связи.
Следует предусматривать раздельную прокладку линий связи /кабелей/ на каждый пункт управления.
3.116. В комплексе средств автоматизации компрессорной станции /цеха/ следует предусматривать системы регулирования, обеспечивающие поддержание заданных величин давления и температуры газа на выходе компрессорной станции /цеха/, устройства антипомпажного регулирования и защиты нагнетателей /отдельно или в составе автоматики газоперекачивающих агрегатов/.
3.117. Для защиты от повышения давления на нагнетании компрессорной станции /цеха/ выше допустимого следует предусматривать автоматическое открытие кранов № 36 и № 36p на обводе станции /цеха/ с подачей сигнала диспетчеру.
3.118. Для защиты от понижения давления ниже допустимого на всасе компрессорной станции /цеха/ при отсутствии агрегатных систем антипомпажного регулирования следует предусматривать автоматическое открытие кранов № 36 и № 36р на обводе станции /цеха/ с подачей сигнала диспетчеру.
3.119. При аварийном падении давления газа на всасывающем трубопроводе компрессорной станции /цеха/ следует предусматривать автоматическую остановку станции /цеха/.
3.120. На компрессорных станциях следует предусматривать систему обнаружения пожара и систему обнаружения загазованности. Указанные системы должны быть сблокированы соответственно с установками пожаротушения и вентиляционными установками.
