2.179. При многоступенчатом компримировании нефтяного газа с промежуточным его охлаждением расчеты на выпадение углеводородного конденсата на каждой из ступеней сжатия производить исходя из условий наиболее холодного периода года. Отделение жидкости от газа после его охлаждения должно производиться в промежуточных и концевых сепараторах.
2.180. Охлаждение газа между промежуточными ступенями и после концевой ступени сжатия следует предусматривать водой или воздухом. Выбор способа охлаждения производится на основании технико-экономических расчетов.
2.181. Допустимая температура газа, поступающего после компримирования в газопровод, не должна превышать 343 °К (70 °С).
2.182. Компоновку газомоторных компрессоров, центробежных компрессоров следует выполнять, как правило, группами не более 10 машин.
Каждая группа машин должна иметь свои приемные и нагнетательные коллекторы. Размещение компрессоров должно быть однорядным.
Выхлопные трубы газомоторных компрессоров в пределах машинного зала должны иметь тепловую изоляцию.
Газомоторные компрессоры должны быть оборудованы устройством автоматического отключения топливного газа при увеличении давления в напорных трубопроводах и повышении уровня жидкости в приемных сепараторах сверхдопустимого, самопроизвольной остановке компрессора или снижении давления масла в системе их смазки.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
2.183. Удаление конденсата из технологической аппаратуры и газовых коллекторов продувкой должно, как правило, производиться через продувочную емкость, откуда конденсат подается в дренажную емкость, соединенную с факельной линией.
2.184. Масло из маслоотделителей должно направляться в отдельную емкость для последующей подачи его на регенерацию.
При проектировании компрессорной станции самостоятельным объектом маслохозяйство ГКС должно включать:
а) емкости склада для свежего и отработанного масла по сортам;
б) расходную емкость (устанавливается, как правило, в помещении маслохозяйства);
в) промежуточные емкости отработанного масла (применяются в отдельных случаях и устанавливаются подземно);
г) насосы для перекачки свежего и отработанного масла;
д) установки дегазации и регенерации отработанного масла (необходимость включения установки регенерации в состав объектов компрессорной станции определяется исходя из ее технико-экономической целесообразности). Состав маслохозяйства уточняется при проектировании в зависимости от типа и комплектности поставки компрессоров.
2.185. Хранение свежего смазочного масла для маслосистемы компрессоров следует предусматривать на открытой площадке.
При хранении свежего и отработанного масла на открытой площадке под навесом следует предусматривать мероприятия, предотвращающие его застывание.
2.186. На входе и выходе газа из компрессорной станции должна быть установлена запорная арматура, позволяющая дистанционно отключать газокомпрессорную от внешних сетей.
При этом должна быть обеспечена возможность аварийного сброса газа с приема компрессорной станции на факельную линию через дистанционно управляемую задвижку.
2.187. На выкидной линии последней ступени сжатия компрессора должен быть установлен предохранительный клапан, срабатывающий при давлении, превышающем рабочее на 10%.
Технологические трубопроводы
2.188. Трубопроводы, предназначенные для транспортирования нефти, газа, жидких углеводородов, щелочей, химреагентов и других веществ в пределах площадки ЦПС и площадок, указанных в п.1.20 настоящих Норм, необходимых для ведения технологического процесса, следует относить к технологическим.
2.189. Технологические трубопроводы должны проектироваться c учетом общих планировочных решений генплана ЦПС и взаимной увязки сетей. При этом следует руководствоваться требованиями "Инструкции по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа", а по неметаллическим трубопроводам -"Инструкции по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб".
2.190. Технологические трубопроводы, транспортирующие насыщенные растворы МЭА, щелочи и метанола, должны проектироваться как трубопроводы первой категории.
2.191. За рабочие параметры транспортируемого вещества следует принимать:
а) рабочее давление - давление, равное избыточному максимальному давлению, развиваемому источником давления (насосом, компрессором и т.п.), или давление, на которое отрегулированы предохранительные устройства;
б) рабочую температуру - температуру, равную максимальной положительной или минимальной отрицательной температуре транспортируемого вещества, установленной технологическим регламентом (схемой).
2.192. Прокладку технологических трубопроводов, транспортирующих вредные и взрывоопасные вещества, горючие газы, в том числе сжиженные, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости (группа А, Б согласно "Инструкции по проектированию технологических трубопроводов Ру до 10 МПа"), следует предусматривать надземной, на несгораемых опорах и эстакадах.
Для транспортировки указанных веществ применение труб из стекла и других хрупких материалов, а также сгораемых и трудносгораемых материалов (фторпласта, полиэтилена, винипласта и др.) не допускается.
Примечание. Трубопроводы, которые по технологии процесса не могут прокладываться надземно (дренажные и др.), допускается прокладывать подземно.
2.193. На вводах трубопроводов с горючими, взрыво- и пожароопасными веществами перед ЦПС, УПН, УПГ, КС следует предусматривать отключающую арматуру. Расстояние от отключающей арматуры до установок, а также вид отключающей арматуры следует принимать по "Инструкции по проектированию технологических трубопроводов РУ до 10 МПа" (приложение 2).
(Измененная редакция, Изм. № 1)
2.194. Диаметры трубопроводов должны определяться с учетом конкретных условий их работы (производительности технологических установок, вязкости и плотности транспортируемого продукта, располагаемого напора и т.д.).
Скорости движения продуктов по трубам при определении диаметров технологических трубопроводов рекомендуется принимать по данным табл.2.
Таблица 2
|
|
Наименование |
Скорость, м/с |
|
1. |
Газ на всасывании и нагнетании поршневого компрессора |
До 10,0 |
|
2. |
Газ на всасывании центробежного компрессора |
До 15,0 |
|
3. |
Газ на нагнетании центробежного компрессора |
До 18,0 |
|
4. |
Углеводородный конденсат, отводимый самотеком |
0,15-0,3 |
|
5. |
Сжиженные газы: |
|
|
|
на всасывании насоса |
До 1,2 |
|
|
на нагнетании насоса |
До 3,0 |
|
6. |
Нефть, эмульсия, масло смазочное, реагенты: |
|
|
|
на всасывании насоса |
До 1,0 |
|
|
на нагнетании насоса |
До 3,0 |
|
|
самотеком (между аппаратами) |
0,2-0,5 |
|
7. |
Топливный газ к печам |
До 30,0 |
|
8. |
Пар насыщенный водяной |
До 30,0 |
|
9. |
Воздух при давлении до 1,2 МПа (12 кгс/см2) |
До 40,0 |
2.195. Выполнение гидравлического расчета технологических трубопроводов обязательно:
а) при определении диаметров всасывающих и нагнетательных трубопроводов и межступенчатых коммуникаций компрессоров, газовых приемных и нагнетательных коллекторов компрессорных станций (установок);
б) при проектировании межплощадочных коммуникаций технологических трубопроводов;
в) при проектировании гидравлических систем с замкнутым контуром циркуляции.
2.196. Для трубопроводов, транспортирующих высоковязкие и застывающие среды, величина уклона, обеспечивающая их опорожнение, должна определяться в проекте исходя из конкретных свойств среды и условий прокладки трубопроводов.
2.197. Тепловая изоляция трубопроводов, обеспечивающих технологический процесс, предусматривается для сохранения температуры транспортируемого продукта, предотвращения его застывания, конденсации, испарения, образования гидратных пробок, отложения парафина, смол и т.д.
Если тепловая изоляция не обеспечивает указанных требований, трубопроводы должны предусматриваться с теплоспутниками в общей изоляции.
2.198. Теплоспутники должны предусматриваться для обогрева наружных трубопроводов, которыми обеспечивается периодическая подача конденсирующихся или замерзающих продуктов, а также для всех трубопроводов, транспортирующих застывающие среды, независимо от режима их подачи и места расположения трубопровода.
2.199. При использовании пара для продувки трубопроводов или горячей воды для их промывки температурная деформация должна определяться с учетом температуры пара или горячей воды.
2.200. Фланцевые соединения на трубопроводах для кислот и щелочей должны быть закрыты съемными защитными кожухами.
2.201. Условные давления и соответствующие им наибольшие рабочие давления по арматуре и деталям трубопроводов в зависимости от марки стали и рабочей температуры транспортируемой среды должны определяться по ГОСТ 356-80 "Давления условные, пробные и рабочие".
2.202. Выбор и расчет технологических стальных трубопроводов следует производить в зависимости от конкретных условий работы, в соответствии "Пособием по оптимальному выбору труб из углеродистой и низколегированной стали для технологических трубопроводов на Ру до 10 МПа" (к СН 527-80), "Пособием по расчету на прочность стальных технологических трубопроводов на Ру до 10 МПа" (к СН 527-80, 2-я редакция ВНИИмонтажстроя СССР).
(Измененная редакция, Изм. № 1)
2.203. Материал трубопроводов, параметры работы которых превышают величины, установленные соответствующими нормативными документами, должен приниматься по заключениям и рекомендациям научно-исследовательских организаций по металловедению и сварке и согласовываться с Госгортехнадзором СССР.
2.204. Стальная арматура, устанавливаемая на открытых площадках в местностях со средней температурой наиболее холодной пятидневки ниже минус 40 °С, должна иметь соответствующее материальное исполнение или должны быть обеспечены условия ее эксплуатации (применение утепленных кожухов с подводом теплоносителя) при обеспечении условий хранения, транспортировки и строительно-монтажных работ при температурах, не ниже указанных в каталоге "Промышленная трубопроводная арматура".
Факельная система ЦПС
2.205. Факельная система ЦПС должна предусматриваться для следующих видов сбросов горючих газов и паров:
а) постоянных - от установок регенерации сорбентов, стабилизации (выветривания) углеводородных конденсатов и др.;
б) периодических - при освобождении установок или отдельных аппаратов перед их пропаркой, продувкой, ремонтом, а также при аварийном отключении и пусконаладочных работах;
в) аварийных - при сбросе от предохранительных клапанов или других устройств аварийного сброса.
2.206. На ЦПС следует предусматривать следующие факельные системы:
а) низкого давления - для принятия сбросов из аппаратов и оборудования, работающих под давлением не более 0,2 МПа;
б) высокого давления - для принятия сбросов из аппаратов оборудования, работающих под давлением более 0,2 МПа.
2.207. Потери давления в факельной системе низкого давления должны составлять не более 0,015 МПа, высокого давления - не более 0,02 МПа в границах технологических сооружений (установок) и 0,08 МПа - от границы технологических сооружений до выхода из оголовка факельного ствола.
Если факельная система предусматривается для отдельной установки (сооружения), потеря давления не ограничивается и определяется условием безопасной работы подключаемых к ней аппаратов и оборудования.
2.208. В состав факельной системы, как правило, должны входить:
а) общий факельный коллектор;
б) газопроводы от отдельных сооружений и объектов ЦПС до общего факельного коллектора;
в) сепараторы;
г) конденсатосборники;
д) факельный ствол.
Примечание.
Если факельный ствол не имеет лабиринтного уплотнения и факельная система не обеспечена продувочным (затворным) газом, перед факельным стволом должна быть предусмотрена установка огнепреградителя.
2.209. При расчете факельных газопроводов их производительность должна приниматься равной:
а) для газопроводов от отдельных технологических объектов до общего факельного коллектора - аварийному сбросу от одного или группы аппаратов с наибольшим сбросом;
б) для общего факельного коллектора - аварийному сбросу с объекта ЦПС, на котором этот сброс окажется наибольшим по сравнению с другими, с коэффициентом 1,2.
2.210. Количество факельных стволов должно соответствовать количеству факельных систем.
Расстояние между факельными стволами определяется из условия безопасного ремонта одного из них при работающем соседнем факеле.
2.211. Для расчета тепловых напряжений и других расчетов по факельной системе ЦПС следует руководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации факельных систем" Минхимпрома, Миннефтехимпрома СССР и др. и "Временными техническими решениями по организации сброса на факел горючих газов и паров промышленности синтетического каучука и нефтехимии" Миннефтехимпрома.
2.212. Высота и место установки факельных стволов должны выбираться в зависимости от топографии площадки, расположения окружающих сельскохозяйственных земель и жилых поселков, интенсивности преобладающего направления ветров, учета требований противопожарных норм и результатов расчетов по теплонапряжению у основания факела и рассеиванию в атмосфере вредных веществ, содержащихся в продуктах сгорания.
