Расширенный поиск
Цена (руб.):
Выберите категорию:
Производитель:
Новинка:
Спецпредложение:
Результатов на странице:
Закрыть
>Полезная информация>НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006
ПРЕДИСЛОВИЕ
1 РАЗРАБОТАНОбществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институтприродных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ», Открытым акционерным обществом«Гипроспецгаз», Открытым акционерным обществом «Гипрогазцентр», Дочернимоткрытым акционерным обществом «Оргэнергогаз»
2 ВНЕСЕНУправлением проектирования и нормирования Департамента инвестиций истроительства ОАО «Газпром
3 УТВЕРЖДЕН ИВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от «30» декабря 2005 г. № 437
ВВЕДЕНИЕ
СТО Газпром «Нормы технологическогопроектирования магистральных газопроводов» разработаны на основании Перечняприоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2002-2006 г.г.,утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером (АМ-2121 от15.04.02), п. 12.1 «Разработка и совершенствование научно-технической,нормативно-методической и нормативно-правовой документации по освоению газовыхи газоконденсатных месторождений, проектированию, строительству и эксплуатации,повышению эксплуатационной надежности и безопасности, продлению ресурсаобъектов газовой промышленности».
Целью разработки настоящего стандарта является повышение эффективности инадежности проектируемых и реконструируемых магистральных газопроводов сприменением прогрессивных технологических и научно-технических решений.
СТО Газпром «Нормы технологическогопроектирования магистральных газопроводов» разработаны ООО «ВНИИГАЗ» (разделы1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 12, 14, 15, 16, 17, 18), ОАО «Гипроспецгаз» (разделы 6,7), ОАО «Гипрогазцентр» (разделы 10, 11, 13; подразделы 6.7 и 7.10), ДОАО«Оргэнергогаз» (раздел 9), при участии Управления проектирования и нормированияОАО «Газпром», ООО «Газнадзор», ОАО «ЮЖНИИгипрогаз».
Разработка выполнена авторским коллективом в составе: Сафонов B.C.,Леонтьев Е.В., Щуровский В.А., Галиуллин З.Т., Одишария Г.Э., Исмаилов И.А., СтурейкоО.П., Синицин Ю.Н., Барцев И.В., Мутовин Ю.Г., Трегубов И.А., Карпов С.В.,Петров Н.А., Фатрахманов Ф.К., Городниченко В.И., Алексашин А.В., ЧелазновА.А., Даки Н.В., Акопова Г.С, Харионовский В.В., Черний В.П., Терехов А.Л.,Бухгалтер Э.Б., Девичев В.В., Трегуб И.В. - ООО «ВНИИГАЗ»; Мещерин И.В., ГеркеВ.Г., Арабей А.Б., Поддубский С.В., Пугаченко - ОАО «Газпром»; В.Н., ЕфимовА.И., Турин В.Ф. - Служба безопасности ОАО «Газпром»; Чернов А.Н., БояриновГ.С. - ОАО «Гипроспецгаз»; Котляров В.В., Реунов А.В., Французова Т.Б., КалининА.А., Громов Н.Н., Лискевич С.В., Обмелюхин Ю.А. - ОАО «Гипрогазцентр»;Клищевская В.М., Есин Ю.И., Цыбулько Н.И. - ДОАО «Оргэнергогаз»; Медведев В.Н.,Кузнецов В.В., Шапиро В.Д. - ООО «Газнадзор»; Анисимов В.М., Ландо
А.С, ФирсовА.Г. - ОАО «ЮЖНИИгипрогаз»; Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р. - РГУНГ им. И.М.Губкина.
1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
1.1 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов(далее - Нормы) устанавливают технологические требования к проектированиютехнологических объектов, входящих в состав магистральных и другихгазопроводов.
1.2 Настоящие Нормы являются обязательными при технологическомпроектировании новых и реконструкции действующих газопроводов.
При проектировании расширения или реконструкции действующих предприятийтребования настоящих Норм распространяются только на расширяемую илиреконструируемую часть.
1.3 Настоящие Нормы должны соблюдаться при проектировании магистральныхгазопроводов условным диаметром 1400 мм включительно (DN 1400 по ГОСТ28338), по которым транспортируется природный или попутный нефтяной газ сизбыточным давлением свыше 1,18 МПа (12 кГс/см2) до 15 МПа (153кГс/см2) включительно.
1.4 Требования настоящих Норм не распространяются на проектированиепредприятий хранения и транспортировки сжиженных газов, предприятий по добыче ихранению природного газа (головные сооружения, установки комплексной ипредварительной подготовки газа), магистральные газопроводы, по которымтранспортируется агрессивный к металлам газ (содержащий сероводород илипылевидные частицы серы).
2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
В настоящем стандарте использованы нормативныессылки на следующие стандарты: ГОСТ 8.563.2-97 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств ГОСТ 9.602-89 Единая система защиты от коррозии и старения материалов и изделий (ЕСЗКС). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ 12.0.001-82 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Основные положения ГОСТ 12.0.003-74 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Опасные и вредные производственные факторы. Классификация ГОСТ 12.1.001-89 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Ультразвук. Общие требования безопасности ГОСТ 12.1.002-84 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Электрические поля промышленной частоты. Допустимые уровни напряженности и требования к проведению контроля на рабочих местах ГОСТ 12.1.003-83 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Шум. Общие требования безопасности ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Пожарная безопасность. Общие требования.
ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны ГОСТ 12.1.006-84 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Электромагнитные поля радиочастот. Допустимые уровни на рабочих местах и требования к проведению контроля ГОСТ 12.1.010-76 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Взрывоопасность. Общие требования ГОСТ 12.1.012-90 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Вибрационная безопасность. Общие требования ГОСТ 12.2.016.1-91 - 12.2.016.5-91 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Оборудование компрессорное. Общие требования безопасности ГОСТ 12.2.085-02 Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные ГОСТ 12.3.002-75 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Процессы производственные. Общие требования безопасности ГОСТ 12.4.009-83 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание ГОСТ 12.4.010-75 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия ГОСТ 12.4.023-84 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Щитки защитные лицевые. Общие технические требования и методы контроля ГОСТ 12.4.024-76 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Обувь специальная виброзащитная. Общие технические требования ГОСТ 12.4.032-77 Обувь специальная кожаная для защиты от повышенных температур. Технические условия ГОСТ 12.4.035-78 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Щитки защитные лицевые для электросварщиков. Технические условия ГОСТ 12.4.044-87 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Костюмы женские для защиты от повышенных температур. Технические условия ГОСТ 12.4.045-87 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Костюмы мужские для защиты от повышенных температур. Технические условия ГОСТ 12.4.132-83 Халаты мужские. Технические условия ГОСТ 12.4.137-84 Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия ГОСТ 12.4.183-91 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Материалы для средств защиты рук. Технические требования ГОСТ 21.101-97 Система проектной документации для строительства (СПДС). Основные требования к проектной и рабочей документации ГОСТ 356-80 (СТ СЭВ 253-76) Давления условные, пробные и рабочие ГОСТ 2939-63 (Переиздание: январь 1975 г.) Газы. Условия для определения объема ГОСТ 4401-81 Атмосфера стандартная. Параметры ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия ГОСТ 13109-97 Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения ГОСТ 17310-02 Газы. Пикнометрический метод определения плотности ГОСТ 18917-82 Газ горючий природный. Метод отбора проб
ГОСТ 27577-2000 Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия ГОСТ 28775-90 Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия ГОСТ 28338-89 Соединения трубопроводов и арматуры. Проходы условные ГОСТ 29335-92 Костюмы мужские для защиты от пониженных температур. Технические условия. ГОСТ 29338-92 Костюмы женские для защиты от пониженных температур. Технические условия. ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния ГОСТ 51583-00 Защита информации. Порядок создания автоматизированных систем в защищенном исполнении. Общие требования ГОСТ Р 12.0.006-02 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Общие требования к управлению охраной труда в организации ГОСТ Р 12.4.013-97 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Очки защитные. Общие технические условия ГОСТ Р 12.4.196-99 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Костюмы изолирующие. Общие технические требования и методы испытаний ГОСТ Р 12.4.208-99 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Средства индивидуальной защиты органа слуха. Наушники. Общие технические требования. Методы испытаний ГОСТ Р 12.4.213-99 (ИСО 4869-3-89) Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Средства индивидуальной защиты органа слуха. Противошумы. Упрощенный метод измерения акустической эффективности противошумных наушников для оценки качества ГОСТ Р 50775-95 (МЭК 839-1-1-88) Системы тревожной сигнализации. Часть 1. Общие требования. Раздел 1. Общие положения ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ Р 51241-98 Средства и системы контроля и управления доступом. Классификация. Общие технические требования. Методы испытаний ГОСТ Р 51330.9-99 (МЭК 60079-10-95) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон ГОСТ Р 51330.11-99 (МЭК 60079-12-78) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам ГОСТ Р 51558-2000 Системы охранные телевизионные. Общие технические требования и методы испытаний
Примечание- При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действиессылочных стандартов и классификаторов по соответствующим указателям,составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям,опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен
(изменен), топри пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным(измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, тоположение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающейэту ссылку.
3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующимиопределениями:
3.1 баланс газа в газопроводе (в системегазоснабжения): Сравнительный итог поступлений газа, отборов,затрат на собственные нужды и потерь, а также изменений объемов газа втрубопроводах.
3.2 газоперекачивающий агрегат (ГПА): Установка,включающая в себя газовый компрессор (нагнетатель), привод (газотурбинный,электрический, поршневой или другого типа) и оборудование, необходимое для ихфункционирования.
3.3 газопровод: Трубопровод, предназначенныйдля транспорта газа.
3.4 газопровод магистральный: Комплекспроизводственных объектов, обеспечивающих транспорт природного или попутногонефтяного газа, в состав которого входят однониточный газопровод, компрессорныестанции, установки дополнительной подготовки газа (например, перед морскимучастком), участки с лупингами, переходы через водные преграды, запорнаяарматура, камеры приема и запуска очистных устройств, газораспределительныестанции, газоизмерительные станции, станции охлаждения газа.
3.5 газопровод-отвод: Газопровод,предназначенный для подачи газа от распределительных или магистральныхгазопроводов до газораспределительных станций (ГРС) городов, населенных пунктовили отдельных потребителей.
3.6 газопровод-перемычка: Газопровод, соединяющиймежду собой магистральные газопроводы или системы и предназначенный дляобеспечения межсистемных перетоков.
3.7 газопровод подключения: Газопровод,обеспечивающий подачу подготовленного к дальнему транспорту природного газа отпроизводителя (поставщика) до магистрального газопровода (системы магистральныхгазопроводов) в соответствии с действующими отраслевыми стандартами или ТУ.
3.8 газопровод распределительныйвысокого давления: Газопровод, обеспечивающий некомпримируемую подачу газа отмагистрального газопровода или других объектов ЕСГ (ПХГ, месторождения) вотводы или до ГРС крупных потребителей.
3.9 давление рабочее (нормативное):Устанавливаемое проектом наибольшее избыточное внутреннее давление, при которомобеспечивается заданный режим эксплуатации газопровода (СНиП 2.05.06 [1]); определяется по сечению на выходномтрубопроводе газового компрессора.
3.10 давление рабочее максимально разрешенное:Устанавливаемая безопасная величина внутреннего избыточного давления, вводимаяна объектах магистрального газопровода после завершения строительства илиреконструкции, проведения аварийно-
восстановительных или ремонтных работ наосновании результатов испытаний, дефектоскопии, обследований и расчетов напрочность.
3.11 Единая система газоснабжения: Имущественныйпроизводственный комплекс, состоящий из технологически, организационно иэкономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных ииных объектов, предназначенных для добычи, транспортировки, хранения, поставокгаза и находящийся в собственности организации, образованной в установленныхгражданским законодательством организационно-правовой форме и порядке, получившейобъекты указанного комплекса в собственность в процессе приватизации либосоздавшей или приобретшей их на других основаниях, предусмотренныхзаконодательством Российской Федерации.
3.12 изоляция газопровода антикоррозионная: Наружноепокрытие трубы, предназначенное для защиты от почвенной коррозии.
3.13 коридор магистральных газопроводов технический: Совокупностьмагистральных газопроводов (или участков) и систем магистральных газопроводов(в том числе, с различным рабочим давлением), обеспечивающих транспорт газа ведином направлении (транспортном потоке), проложенных параллельно по однойтрассе.
3.14 к.п.д. ГТУ номинальный в станционных условиях: к.п.д.,рассчитанный для условий по ГОСТ28775: при температуре и давлении атмосферного воздуха - плюс 15 °С и 0,1013 МПа, безотборов сжатого воздуха и с учетом гидравлических сопротивлений трактов(входного и выхлопного), при отсутствии утилизационного теплообменника.
3.15 компрессор газовый: Компрессорнаямашина, преобразующая механическую энергию привода в энергию сжатого газа;различаются по способу преобразования энергии: центробежные (нагнетатели -ЦБН), поршневые, винтовые и другие.
3.16 к.п.д. газового компрессора (нагнетателя)политропный: Отношение удельной полезной политропной работы(политропного напора) к разности энтальпий (полному напору), определяемым попараметрам газа, измеренным в сечениях входного и выходного патрубков(фланцев).
3.17 лупинг: Трубопровод,проложенный на отдельных участках газопровода параллельно основному, дляувеличения производительности и/или давления, а также надежности его работы.
3.18 мощность ГТУ (ГПА) номинальная в станционныхусловиях: Мощность на муфте ГТУ в условиях по ГОСТ28775: при температуре и давлении атмосферного воздуха - плюс 15 °С и 0,1013 МПа, безотборов сжатого воздуха и с учетом гидравлических сопротивлений трактов(входного и выхлопного), при отсутствии утилизационного теплообменника.
3.19 мощность КС (КЦ) установленная (рабочая): Суммамощностей ГПА, установленных (работающих) на КС (КЦ), измеряемых на муфтахгазовых компрессоров (нагнетателей).
3.20 мощность располагаемая: максимальнаярабочая мощность на муфте газового компрессора (нагнетателя), которую можетразвивать привод в конкретных станционных условиях.
3.21 надежность проектируемого газопроводамагистрального: Свойство проектируемого магистрального газопроводатранспортировать газ в заданных объемах, не допуская ситуаций, опасных длялюдей и окружающей среды; является комплексным свойством, включающимбезотказность, долговечность, ремонтопригодность, режимную управляемость, живучестьи безопасность.
3.22 надежность проектируемого газопроводамагистрального системная: Свойства проектируемого магистральногогазопровода, отражающие его влияние (после ввода в эксплуатацию) на режимыэксплуатации и надежность (участка газотранспортной системы) Единой системыгазоснабжения.
3.23 надежность Единой системы газоснабжения: СвойствоЕдиной системы газоснабжения осуществлять бесперебойное снабжение потребителейгазом требуемого качества, не допуская ситуаций, опасных для людей и окружающейсреды; является комплексным свойством, включающим безотказность, долговечность,ремонтопригодность, режимную управляемость, живучесть и безопасность.
3.24 переход надземный:Газопровод, сооружаемый над естественным или искусственным препятствиями.
3.25 переход подземный: Газопровод,сооружаемый под естественным или искусственным препятствиями.
3.26 потенциально-опасные участки: Участкимагистральных газопроводов, расположенные в слабонесущих, пучинистых,вечномерзлых грунтах, на территориях с эндогенными и экзогенными процессами(оползни, эрозия, тектонические разломы, сейсмические явления, сели, лавины), сусловиями, способствующими возникновению коррозионного растрескивания труб поднапряжением (КРН), а также особо ответственные участки магистральных газопроводов,такие как переходы через автомобильные и железные дороги, подводные переходы,надземные переходы и др.
3.27 производительность газопровода: Количествогаза м3 при условиях по ГОСТ 2939: 293,15 К и 0,1013МПа, транспортируемого по газопроводу за расчетный период (год, сезон, квартал,месяц).
3.28 производительность проектная:Производительность газопровода, принятая в проекте.
3.29 пропускная способность газопровода (участкагазопровода): Расчетное суточное количество газа, которое можетбыть передано по газопроводу при стационарном режиме, максимальномиспользовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов и заданныхрасчетных параметрах: граничных условиях в начале и в конце газопровода,рабочем давлении по трассе, гидравлической эффективности, температуреокружающего воздуха и грунта, температуре охлаждения газа и т.п.
3.30 пропускная способность проектная: Пропускнаяспособность, принятая в проекте.
3.31 реконструкция магистрального газопровода: Совокупностьмер по полному или частичному переустройству магистрального газопровода с цельюповышения его полезных свойств и технико-экономических показателей.
3.32 система газотранспортная: Совокупностьвзаимосвязанных газотранспортных объектов региональной или/итерриториально-производственной подсистемы ЕСГ, обладающая возможностямиавтономного управления внутренними потоками и регулирования газоснабжения.
3.33 система магистральных газопроводов: Совокупностьмагистральных газопроводов, состоящая из двух и более ниток или участковмагистральных газопроводов с одинаковым рабочим давлением, связанныхвнутрисистемными перемычками и допускающими эксплуатацию (и, как правило,работающих) в совместном гидравлическом режиме (или с различными уровнямирабочего давления, если элементы системы соединены через узлы редуцирования).
3.34 средства охраны инженерные: Конструкции,сооружения, ограждения, запорные устройства и механизмы, препятствующиенесанкционированному проникновению на охраняемые объекты, а также,предназначенные для повышения эффективности применения технических средствохраны и действий сотрудников службы безопасности.
3.35 средства охраны технические: Охранная,охранно-пожарная, тревожная сигнализация, периметральная охранная сигнализация,средства оповещения, системы охранные телевизионные, средства и системыконтроля и управления доступом, средства охранного освещения, интегрированныекомплексные системы, программное обеспечение и другие средства, предназначенныедля защиты личности и имущества.
3.36 станция газоизмерительная: Совокупностьтехнологического оборудования, средств и систем для измерения расхода икачественных показателей и коммерческого учета количества природного газа,транспортируемого по магистральным газопроводам и поставляемого потребителям.
3.37 станция газораспределительная: Совокупностьтехнологического оборудования для снижения давления, очистки, одоризации иучета количества газа перед подачей его потребителю.
3.38 станция компрессорная: Комплекссооружений газопровода (магистрального), предназначенный для компримированиягаза.
3.39 степень повышения давления (степень сжатия): Отношениеабсолютных давлений газа, измеренных в сечениях выходного и входного патрубков(фланцев) компрессора.
3.40 степень повышения температуры: Отношениеабсолютных температур газа на выходе и входе компрессора.
3.41 технически возможная производительность (ТВП)эксплуатируемого магистрального газопровода: Способностьмагистрального газопровода обеспечить в конкретный временной периодтранспортировку объемов газа от пункта приемки газа до пункта его сдачи,определенных исходя из технического состояния газопровода и допустимыхтехнологических режимов транспортировки газа, с учетом плановых остановок дляпроведения ремонтных и диагностических работ, закладываемых в проекте.
3.42 транспорт газа: Технологическийпроцесс подачи газа из пункта его добычи, получения или хранения в пунктдоставки.
3.43 трубопроводы технологические основного назначения: Трубопроводы,предназначенные для транспортировки газа в пределах промплощадки объекта (КС,СОГ, ГИС, ГРС) для выполнения основных технологических процессов (очистки,компримирования, охлаждения, измерения, редуцирования и т.д.).
3.44 трубопроводы технологические вспомогательногоназначения (вспомогательные): Трубопроводы,предназначенные для транспортировки в пределах промплощадки объекта (КС, СОГ,ГИС, ГРС) различных веществ (масел, воды, пара, горючего и т.д.), используемыхдля обеспечения технологических процессов.
3.45 узел редуцирования газа: Совокупностьоборудования, предназначенного для непрерывного снижения и автоматическогоподдержания заданного давления газа.
3.46 «узкое место»:Объект газотранспортной системы (магистральный газопровод, газопровод-отвод,газопровод-перемычка, распределительный газопровод или их участок,компрессорная станция, ГПА, станция подземного хранения газа, ГИС, узелредуцирования газа, ГРС и т.д.), техническое состояние которого не позволяетобеспечить поддержание проектных параметров по пропускной способности участкаили в целом ГТС;
3.47 цех компрессорный: Составная частькомпрессорной станции, выполняющая основные технологические функции (очистку,компримирование и охлаждение газа).
4 СОКРАЩЕНИЯ ААЗК автоматы аварийного закрытия кранов АБП агрегат бесперебойного питания ABO аппарат воздушного охлаждения АВР автоматическое включение резерва АДЭС аварийная дизельная электростанция AЗ анодное заземление АКТС автоматическая коммутируемая телефонная сеть АПВ автоматическое повторное включение АРМ автоматизация рабочих мест АСКУЭ автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии АСУ ТП автоматизированная система управления технологическими процессами АСУ Э автоматизированная система управления энергоснабжением АТП автоматизация технологических процессов АТС автоматическая телефонная станция АУПС автоматическая установка пожарной сигнализации АУПС автоматическая установка пожарной сигнализации АУПТ автоматическая установка пожаротушения АУПТ автоматическая установка пожаротушения ВКО высокая коррозионная опасность ВКС видеоконференцсвязь ВЛ воздушная линия электропередач ВРД ведомственный руководящий документ гис газоизмерительная станция ГМК газомотокомпрессор гост государственный общероссийский стандарт ГПА газоперекачивающий агрегат гпп главная понижающая подстанция
ГРС газораспределительная станция ГС головные сооружения гси государственная система обеспечения единства измерений гсм Горюче смазочные материалы гтс газотранспортная система ГТУ газотурбинная установка ДКС дожимная компрессорная станция ДЛО дома линейных обходчиков до дом оператора ДП диспетчерский пункт ЕВСПД ВУ Единая Ведомственная Сеть Передачи Данных Верхнего Уровня ЕСГ единая система газоснабжения ЕСЗКС единая система защиты от коррозии и старения материалов и изделий ЗРУ закрытое распределительное устройство ИСО инженерные средства охраны ит измерительный трубопровод итсо инженерно-технические средства охраны КИП и А контрольно-измерительные приборы и автоматика КПП контрольно-пропускной пункт кптм контрольные пункты телемеханики КРН коррозионное растрескивание труб под напряжением КС компрессорная станция ктп комплексные трансформаторные подстанции ктс комплекс технических средств кц компрессорный цех ЛВС локальные вычислительные сети ЛПУ МГ линейное производственное управление магистральных газопроводов лч линейная часть лэп линия электропередачи лэс линейная эксплуатационная служба мг магистральный газопровод нд нормативная документация НДС напряженно-деформированное состояние ННБ наклонно-направленное бурение НПБ нормы пожарной безопасности нпв нижний концентрационный предел воспламенения нтп мг нормы технологического проектирования магистральных газопроводов ОС охранная сигнализация ОСОДУ отраслевая система оперативно-диспетчерского управления ЕСГ России ост отраслевой стандарт пдк предельно-допустимая концентрация ПК персональный компьютер пко повышенная коррозионная опасность ПОУ потенциально-опасные участки ППБ правила пожарной безопасности ПС пожарная сигнализация псд проектно-сметная документация ПТК АС программно-технический комплекс автоматизированной системы птс программно-технические средства ПУ пульт управления ПУЭ правила устройства электроустановок пхг подземное хранилище газа
пхд производственно-хозяйственная деятельность ПЭБ производственно-эксплуатационные блоки ПЭВМ персональная электронно-вычислительная машина пэм производственный экологический мониторинг рд руководящий документ РСПД Региональные Сети Передачи Данных СанПиН санитарные правила и нормы САУ система автоматического управления СвСС связь сетевых совещаний сзз санитарно-защитные зоны СКУД система контроля и управления доступом смг система магистральных газопроводов сн строительные нормы СНиП строительные нормы и правила сог станция охлаждения газа сот система охранная телевизионная спдс система проектной документации для строительства СПС и ТС система постовой связи и тревожной сигнализации ССБТ система стандартов безопасности труда СТ и А схема технологии и автоматики ТВП технически возможная производительность газопровода тк мг технический коридор магистральных газопроводов то терминал оператора ТОР техническое обслуживание и ремонт тс тревожная сигнализация тсо технические средства охраны ТУ технические условия тэо технико-экономическое обоснование УДЗ установка дренажной защиты УКВ ультракороткие волны УКЗ установка катодной защиты УПЗ установка протекторной защиты УПТПГ установка подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд УРГ узлы редуцирования газа ЦБН центробежный нагнетатель ЦДП центрально-диспетчерский пункт цдс центральная диспетчерская связь цог цех осушки газа цпдд центральный производственно-диспетчерский департамент цпо центральный пункт охраны ЦРП центральный распределительный пункт ЭГПА электроприводной ГПА эмо электромагнитная обстановка эмс электромагнитная совместимость эсн электростанция собственных нужд эхз электрохимзащита
5 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
5.1 При проектировании газопровод рассматривается как объект ЕСГ,находящийся в технологическом и режимном взаимодействии с другими объектамисистемы.
5.2 К основным технологическим параметрам магистрального газопроводаотносятся: годовая производительность, диаметр, рабочее давление,протяженность, число КС, степень сжатия, температура охлаждения газа на КС.
5.3 Технологические параметры проектируемых газопроводов определяются порезультатам оптимизационных расчетов, как правило, в предпроектной и проектнойдокументации.
5.4 В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения:
- линейная часть (ЛЧ), включая трубопровод с отводами, лупингами,перемычками, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственныепрепятствия, противоэрозионными и защитными сооружениями, узлами запуска иприема очистных устройств и дефектоскопов, узлами сбора и хранения конденсата,устройствами для ввода метанола в газопровод;
- линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики,автоматизированные системы управления технологическими процессами, устройстваэлектроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установкамиЭХЗ;
-компрессорные станции (КС) и узлы их подключения, установкидополнительной подготовки газа (например, перед морским участком), станцииохлаждения газа (СОГ);
- газораспределительные станции (ГРС), узлы редуцирования газа (УРГ),газоизмерительные станции (ГИС);
- системы электроснабжения, электростанции собственных нужд (ЭСН), линииэлектропередач, подстанции, распредустройства, системы релейных защит иавтоматики;
- установки электрохимической защиты (ЭХЗ) газопроводов от коррозии;линии электропередачи, предназначенные для обслуживания газопроводов;
- здания и сооружения;
- постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассыгазопроводов, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знакиместонахождения газопроводов.
5.5 Проектирование газопроводов следует выполнять на основании заданияна проектирование, составленного исходя из требований СНиП11-01 [2].
5.6 Перечень нормативных и методических документов, рекомендуемых киспользованию при технологическом проектировании магистральных газопроводов,приведен в приложенииА настоящих Норм.
5.7 Размещение объектов МГ, содержание их территории и генпланы должнысоответствовать требованиям СП2.2.1.1312 [3].
5.8 Вдоль трассы газопровода, а также вокруг компрессорных игазораспределительных станций, газоизмерительных станций и узлов редуцированиягаза следует предусматривать минимально допустимые расстояния до МГ и егообъектов согласно СНиП2.05.06 [1] с
учетомохранной зоны в соответствии с требованиями «Правил охраны магистральныхтрубопроводов» [4].
5.9 Расчет и выбор стальных труб и соединительных деталей для сухопутныхмагистральных газопроводов и технологических трубопроводов на рабочее давлениедо 10 МПа следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06 [1], СП 101-34 [5],Р 51-31323949-58 [6],СНиП2.04.12 [7]и СНиП3.05.05 [8], нарабочее давление свыше 10 МПа - в соответствии со специально разрабатываемыминормативными документами.
При комплектации технологической обвязки объектов КС в блочно-комплекномисполнении заводского изготовления, технические требования к выбору труб,сварке и контролю стыков технологических блоков должны определятьсязаводом-изготовителем совместно с проектной организацией, прежде всего, спозиций нормативных требований, принятых ОАО «Газпром».
5.10 Проектирование и строительство морских магистральных газопроводовследует выполнять в соответствии со специально разрабатываемыми нормативнымидокументами или разрешенными к применению зарубежными стандартами.
5.11 В случае, если магистральный газопровод состоит из сухопутного иморского участков, границей между ними является охранный кран на морскомберегу.
5.12 При выборе материала труб с учетом климатических условий районовстроительства, за расчетную температуру строительства следует приниматьзначения средней температуры воздуха за наиболее холодную пятидневку собеспеченностью 0,92 согласно СНиП 23-01 [9].
При выборе материала труб с учетом условий эксплуатации, расчетнуютемпературу эксплуатации следует принимать в порядке, установленном Р51-31323949-58 [6].
5.13 Должен быть предусмотрен контроль качества строительных и монтажныхработ в объеме, рекомендованном в приложении Бнастоящих Норм.
5.14 Предельно-допустимый суммарный объем транспортируемого газа впределах одного технического коридора и расстояние между этими коридорамиустанавливаются согласно СНиП 2.01.51.
5.15 Режим работы магистральных газопроводов непрерывный,круглосуточный, круглогодичный.
5.16 Срок безопасной эксплуатациипроектируемого или реконструируемого объектов магистрального газопроводаопределяется проектом с учетом Федеральных законов «О техническом регулировании» [10] и «Опромышленной безопасности опасных производственных объектов» [11], постановленияПравительства Российской Федерации «О мерах по обеспечению промышленнойбезопасности опасных производственных объектов на территории РоссийскойФедерации» [12], РД03-484 [13],нормативов и стандартов, регламентирующих назначение сроков службы объектов ипроизводств, и из условий экономической целесообразности эксплуатациигазопровода, а также заданием на проектирование.
5.17 Газ, подаваемый в магистральный газопровод, должен удовлетворятьтребованиям ОСТ51.40 [14].Глубина осушки и очистки газа должна быть такой, чтобы исключались условияпоявления жидкой фазы в магистральном газопроводе. Для предотвращения этогонеобходимо, чтобы точка росы газа по влаге и углеводородам была на 5 - 7 К ниженаиболее низкой температуры газа при его транспортировке по газопроводу.
5.18 Для оценки качества природного газа, транспортируемого помагистральным газопроводам, в проекте следует предусматривать мониторинг наголовных КС, на границах газотранспортных предприятий и на газопроводахподключения независимых поставщиков - до смешения потоков газа и после него.
5.19 Для снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу иобеспечения безопасности проведения газоопасных и огневых работ на газопроводахследует предусматривать применение азотных технологий для заполнения ивытеснения газа из участков технологических и магистральных газопроводов.
5.20 При разработке предпроектной и проектной документации в каждыйраздел следует включать перечень используемых при проектировании данногораздела нормативных документов.
5.21 Расчет численности обслуживающего персонала на объектахмагистральных газопроводов следует проводить в соответствии с рекомендациями приложения Внастоящих Норм.
5.22 Основные материалы и оборудование, предусматриваемые в проекте,должны иметь разрешение на применение ОАО «Газпром».
6 ЛИНЕЙНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
6.1 Общие требования
6.1.1 Требования настоящего раздела распространяются на линейную частьгазопровода, в состав которой входят:
- трубопровод;
- отводы, лупинги, перемычки;
- запорная арматура;
- переходы через естественные и искусственные препятствия;
- противоэрозионные и защитные сооружения;
- узлы редуцирования газа;
- узлы запуска и приема очистных устройств;
- конденсатосборники и устройства для ввода метанола;
- опознавательные знаки и сигнальные знаки обозначения трассы.
6.1.2 Необходимость и количество домов линейных обходчиков (ДЛО)определяются расчетами, обосновывающими материалами.
6.1.3 Расстояние между трубопроводами в технологических коридорахмагистральных газопроводов следует выбирать в соответствии со СНиП 2.05.06 [1].
6.1.4 При необходимости обеспечения и поддержания высокого уровнягидравлической эффективности, заданием на проектирование следует предусматриватьприменение труб с внутренним гладкостным покрытием и периодическую очисткуполости газопровода (без прекращения подачи газа) очистными устройствами, неподвергающими внутреннее гладкостное покрытие труб механическим повреждениям.
6.1.5 Для сокращения времени ремонтно-восстановительных работ следуетпредусматривать аварийный запас оборудования, труб и материалов в соответствиис ВРД39-1.10-031 [15].
6.1.6 Для обслуживания газопровода в проекте следует предусматриватьсооружения для обеспечения проезда вдоль трассы. Необходимость устройстваплощадок для посадки вертолетов у линейных кранов обосновывается проектом. Втруднодоступных районах, определяемых гидрогеологическими условиями, припрокладке в одном техническом коридоре двух и более магистральных газопроводовв проекте следует предусматривать вдольтрассовую дорогу круглогодичногодействия или вертолетно-самолетное обслуживание (со строительством аэродромов).
Необходимость сооружения дорог и строительства аэродромов (иливертолетных площадок) следует обосновывать в проекте.
6.1.7 При проектировании пересечений и сближений газопроводов своздушными линиями электропередач, не входящих в состав газопроводов, в томчисле, расположения по отношению к ним продувочных свечей, следуетруководствоваться требованиями «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ)[16].
6.1.8 При прокладке силовых кабелей и кабелей связи, пересекающихдействующие газопроводы, на производство строительно-монтажных работ в охраннойзоне необходимо разрешение организации, эксплуатирующей газопровод, иприсутствие ее представителей при проведении работ. Прокладку кабелей следуетпроизводить, в основном, с использованием технологии горизонтально-направленного бурения.
Строительно-монтажные работы следует проводить в соответствии стребованиями СНиП 2.05.06[1], СНиП III-42 [17] и «Правил охраны магистральныхтрубопроводов» [4].
6.1.9 Для предотвращения гидратообразования рекомендуетсяпредусматривать устройства для ввода метанола в газопровод.
6.1.10 Склады метанола следует проектировать в соответствии с«Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска иприменения метанола на объектах газовой промышленности» [18]и СП 4132[19].
Требуемый расход метанола и объемы предельно допустимых сбросов реагентаследует определять по ВРД39-1.13-010 [20].
6.1.11 Узлы линейной запорной арматуры, установки катодной защиты,усилительные пункты кабельной или радиорелейной линии технологической связи, атакже контролируемые пункты телемеханики, следует предусматривать, как правило,компактно.
6.1.12 Для опорожнения участков газопроводов при ремонтах и нештатныхрежимах эксплуатации линейных сооружений, на обоих концах участков следуетпредусматривать установку продувочных свечей, а также предусматриватьвозможность опорожнения или перекачки газа передвижными компрессорнымиустановками в рабочие участки газопроводов. Свечи двух смежных участков, какправило, следует объединять.
6.1.13 Проектирование свечей следует производить той же категории, что икатегория основного газопровода и на то же рабочее давление.
6.1.14 Время опорожнения участка газопровода должно соответствоватьтребованиям СНиП 2.05.06[1].
6.1.15 На участках газопроводов в границах между охранными кранамикомпрессорной станции следует предусматривать только гидравлическое испытаниена прочность и проверку на герметичность. Данное требование не распространяетсяна районы Крайнего Севера и приравненные к ним местности.
6.1.16 При проектировании газопроводов в особых случаях и посогласованию с ОАО «Газпром» следует предусматривать технологии и техническиесредства испытаний газопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста).
6.1.17 В проектах следует предусматривать технические решения,обеспечивающие очистку, удаление воды и осушку полости трубопроводов послестроительства и реконструкции, включая:
- полный цикл технологических процедур по испытаниям, очистке, удалениюводы, осушке трубопроводов;
- штатные узлы для подключения внешнего оборудования к трубопроводам(опрессовочные агрегаты, установки осушки, временные технологическиетрубопроводы);
- раздельные гидравлические испытания элементов трубных систем (ЛЧ,крановые узлы, перемычки и др.), включая очистку, удаление воды, осушкутрубопроводов с последующим их соединением;
- водосборные продувочные линии на перемычках между действующими истроящимися трубопроводами и в нижних точках профиля трубопроводовтехнологических обвязок производственных объектов (КС, ГРС и пр.).
Осушку газопроводов после гидравлических испытаний и очисткирекомендуется осуществлять до температуры точки росы по влаге минус 20 °С.
6.1.18 Для обнаружения утечек углеводородов на газопроводах в проектахнеобходимо предусматривать специальные технические средства контролядистанционного и контактного типов. Обнаружение и измерение объемов утечекметана контактным методом следует производить в соответствии с ВРД 39-1.13-040[21].Для дистанционного
контроля следует использовать разрешенные к применению ОАО«Газпром» средства измерения объемов утечек природного газа.
6.1.19 Подключение газопроводов-отводов (подводящих газопроводов) кдействующим магистральным газопроводам следует предусматривать с использованиемтехнологии врезки под давлением согласно инструкции по технологии производстваработ на газопроводах врезкой под давлением, утвержденной в установленномпорядке.
6.1.20 Для предотвращения принятия газопроводом непроектныхпространственных положений, в проектах следует предусматривать комплексмероприятий по снижению уровня грунтовых вод.
6.2 Переходы и перемычки
6.2.1 Диаметр рабочих ниток перехода, как правило, следует приниматьодинаковым с диаметром магистрального газопровода.
6.2.2 Необходимость строительства резервных ниток на подводных переходахопределяется требованиями СНиП2.05.06 [1].
6.2.3 Для однониточного газопровода количество и диаметр резервных нитокподводных переходов следует принимать из условия обеспечения проектнойпропускной способности газопровода при выходе из строя основной нитки.
6.2.4 Количество и диаметр резервных ниток подводных переходов двух иболее газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих содинаковым давлением, следует определять в проекте. Допускается предусматриватьодну общую резервную нитку для газопроводов, проходящих в одном техническомкоридоре и работающих с одинаковым рабочим давлением, при соответствующемобосновании в проекте.
Метод испытания рабочих и резервных ниток и способ удаления воды изрезервной нитки при гидравлическом испытании должны быть регламентированыпроектом.
6.2.5 Надземные переходы магистральных газопроводов могут представлятьсобой следующие конструкции:
- балочные;
- шпренгельные;
- арочные;
- висячие;
- вантовые;
- мостовые переходы.
Надземные переходы должны проектироваться с учетом возможного пропускапо ним очистных и диагностических устройств, заполнения газопровода водой
пригидростатических испытаниях, а также колебаний конструкций переходов в ветровомпотоке.
В случае протяженных надземных переходов проектом должныпредусматриваться и «закладываться» в смету затраты на технические средства иприспособления для осмотра и окраски газопровода.
6.2.6 При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводовследует предусматривать:
- для газопроводов с одинаковым давлением - перемычки с запорнойарматурой;
- для газопроводов с различным давлением - перемычки с узламиредуцирования.
При прокладке перемычки от строящегося газопровода к действующему,необходимо учитывать техническое состояние последнего.
6.2.7 На газопроводах с одинаковым рабочим давлением количество иместорасположение перемычек следует определять проектом.
6.2.8 На газопроводах с одинаковым рабочим давлением, перемычки научастках, прокладываемых в районе с холодным климатом, а также втруднодоступных местах, следует предусматривать у каждого линейного крана.
6.2.9 Минимально-допустимое отношение внутреннего диаметра перемычки квнутреннему диаметру наименьшей из параллельных ниток соединяемых магистральныхгазопроводов следует принимать равным не менее 0,7.
6.2.10 На перемычках должна быть предусмотрена установка изолирующихвставок согласно ВСН39-1.22-007 [22]и ВСН39-1.8-008 [23].
6.2.11 При строительстве переходов через железные и автомобильныедороги, а также через водные преграды, при соответствующем обосновании,целесообразно использовать методы наклонно-направленного бурения.
6.2.12 Участки магистральных газопроводов, проходящие врезкопересеченной горной местности, допускается прокладывать в тоннелях.Внутренний диаметр тоннеля определяется в зависимости от конструктивногорешения тоннеля, из условий производства работ и последующего его обслуживания.Внутренний диаметр тоннеля должен превосходить наружный диаметр газопровода неменее, чем на 200 мм.
6.2.13. Конструктивные решения и геометрические параметры перемычек,надземных переходов и тоннельных участков магистральных газопроводов должныопределяться из расчетов на прочность и устойчивость в соответствии со СНиП 2.05.06 [1]. В необходимых случаяхследует устанавливать компенсационные устройства в виде обычных компенсаторовразличной конфигурации или компенсаторов-упоров (на подземных участках).
6.3 Узлы редуцирования
6.3.1 Узлы редуцирования газа подразделяются на узлы постоянного ипериодического действия.
6.3.2 Узлы редуцирования газа постоянного действия предназначены длянепрерывного снижения и автоматического поддержания заданного давления газа.Узлы редуцирования газа постоянного действия могут устанавливаться в местахподачи газа потребителям.
6.3.3 В составе узлов редуцирования газа постоянного действияследует предусматривать:
- узел измерения расхода газа;
- редуцирующие линии (рабочую и резервную);
- линию связи и систему телемеханики;
- электроснабжение;
- систему автоматического управления и охранные системы;
- узел очистки (при необходимости);
- молниезащиту.
6.3.4 На каждой редуцирующей линии следует предусматривать (по ходугаза):
- кран с ручным приводом или с дистанционно управляемым приводом;
- регулятор давления газа;
- кран с ручным приводом или дистанционно управляемым приводом.
Установку предохранительных клапанов следует предусматривать в узлахредуцирования, предназначенных для подачи газа потребителю. Пропускнаяспособность предохранительных клапанов должна составлять не менее 5 %проектного расхода через узел редуцирования.
Для узлов редуцирования, устанавливаемых на перемычках междумагистральными газопроводами (системами МГ), установку предохранительныхклапанов допускается не предусматривать.
6.3.5 Для защиты газопровода после узла редуцирования газа постоянногодействия от превышения и понижения давления газа следует предусматриватьпереключение рабочей линии узла на резервную.
6.3.6 Узлы редуцирования газа периодического действия предназначены дляпередачи газа между газопроводами с различным рабочим давлением по перемычкам улинейных кранов при нештатных ситуациях.
6.3.7 В составе узлов редуцирования газа периодического действия следуетпредусматривать:
- трубопровод с регулятором давления газа и узлом управления (однарабочая нитка);
- линию связи и телемеханики;
- электроснабжение;
- молниезащиту.
6.3.8 В узлах редуцирования периодического действия на линииредуцирования следует устанавливать последовательно (по ходу газа):
- кран с дистанционно управляемым приводом;
- регулятор давления газа;
- кран с дистанционно управляемым приводом.
6.3.9 Вместо регулятора давления газа для узлов редуцированияпериодического действия допускается предусматривать ручной дросселирующий кранили аналогичное устройство.
6.3.10 Краны на входе и выходе узлов редуцирования газа периодическогодействия следует предусматривать с дистанционно управляемыми приводами савтоматической системой защиты от превышения давления.
Перед краном на выходе узла редуцирования следует устанавливатьманометр, после крана - манометр и предохранительный клапан.
Пропускная способность предохранительных клапанов должна составлять неменее 5 % проектного расхода через узел редуцирования.
6.3.11 Узлы редуцирования газа следует оснащать редуцирующимиустройствами с местным и дистанционным управлением задатчиком давления.
Запорные краны должны иметь местное и дистанционное управление издиспетчерского пункта по каналам телемеханики.
По системе телемеханики диспетчеру должны передаваться:
- сигнализация положения запорных кранов;
- значения давления до и после узла редуцирования;
- значение расхода газа через узел (при необходимости измерениярасхода).
Узел измерения расхода газа следует размещать до редуцирующегоустройства.
6.4 Узлы очистки полости газопроводов
6.4.1 Узлы очистки полости газопроводов предназначены для обеспеченияпроектного гидравлического состояния магистральных газопроводов пропускомспециальных очистных устройств.
Узлы очистки полости трубопровода следует предусматривать при длинегазопровода более 5 км, а также при наличии протяженных подъемов трассы.
Технология очистки полости газопровода должна быть предусмотрена всоставе проекта.
6.4.2 Оборудование для очистки полости газопровода должно обеспечиватьвыполнение всех необходимых технологических операций по пуску, приему очистныхустройств и средств внутритрубной дефектоскопии, а также контролю запрохождением их по участку.
6.4.3 Конструкция очистных устройств должна исключать возможностьперетока через него загрязнений при движении устройств по всей длине очищаемогоучастка.
6.4.4 Узлы очистки газопровода, в зависимости от взаимного расположениякомпрессорных станций и переходов через естественные и искусственныепрепятствия, должны обеспечивать:
- прием и запуск очистных устройств;
- запуск очистных устройств;
- прием очистных устройств;
- транзитный пропуск очистных устройств и средств внутритрубнойдиагностики.
6.4.5 Узлы очистки полости газопровода, как правило, включают:
- камеры приема и запуска очистных устройств;
- трубопроводы, арматуру и продувочные свечи;
- механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств;
- сигнализаторы прохождения очистных устройств;
- щит управления узлом очистки;
- стабилизирующее устройство для защиты от возможных продольныхперемещений газопровода от действия перепада температур и внутреннего давления;
- узел сбора продуктов очистки;
- электроснабжение;
- молниезащиту;
- охранную сигнализацию.
6.4.6 На переходах через естественные и искусственные препятствия приразных диаметрах рабочей нитки перехода и газопровода следует предусматриватьперед и после перехода узлы приема и запуска очистных устройств. На резервныхнитках переходов следует предусматривать перед переходом - узел запускаочистных устройств и после перехода - узел приема.
6.4.7 При характеристике очистных устройств, допускающей транзитныйпропуск, минуя одну или две компрессорные станции, у компрессорных станцийследует устанавливать вместо узлов приема и запуска устройства транзитногопропуска очистных устройств.
6.4.8 Для контроля положения очистных устройств в газопроводе следуетпредусматривать установку сигнализаторов (датчиков) на расстоянии 1000 м доузла приема очистных устройств и после узла запуска очистных устройств.
Сигналы от датчиков следует выводить на щит управления узлом очистки, атакже на диспетчерский пункт компрессорной станции.
6.4.9 Управление запорной арматурой узла очистки газопровода следуетпредусматривать дистанционным.
6.4.10 Размещение узлов очистки полости газопровода определяетсяпроектом.
6.4.11 Для сбора, временного хранения и вывоза продуктов очистки следуетпредусматривать коллектор-сборник, сооружаемый из газопроводных труб,соответствующих участкам категории В.
Категорийность участков МГ в местах монтажа коллекторов-сборников должнаоговариваться в проекте.
6.4.12 На узлах очистки с камерами приема и устройствами транзитногопропуска очистных устройств следует предусматривать узлы сбора продуктовочистки полости газопровода.
6.4.13 Объем коллектора-сборника в составе узла очистки полостигазопровода определяется расчетно. Допускается объем коллектора-сборникаприближенно принимать:
- для газопроводов с условным диаметром Dу 1000 (DN по ГОСТ28338 - условный проход; номинальный размер) и менее: до 50 м3;
- для газопроводов Dу 1200: до 60 м3;
- для газопроводов Dу 1400: до 75 м3.
6.4.14 Конструкция коллектора-сборника должна обеспечивать возможность:
- определения объема загрязнений, находящихся в коллекторе, поусмотрению заказчика;
- стравливания газа в атмосферу;
- перекачку жидкости в автоцистерны для вывоза на утилизацию;
- перемещение шлама в автоцистерны на вывоз и последующееобезвреживание;
- очистки нижней части коллектора-сборника.
6.4.15 Коллекторы-сборники газопровода следует размещать на расстояниине менее 15 м от газопровода с устройством ограждения.
6.4.16 Свечу для сброса газа из коллектора-сборника следует размещать нарасстоянии не менее 60 м от коллектора-сборника.
6.5 Запорная арматура
6.5.1 Запорная арматура - основное средство управления газовыми потокамина магистральных газопроводах. Наиболее эффективной конструкцией запорнойарматуры являются шаровые равнопроходные краны Dy50 - 1400; Ру 8,0;10,0; 12,5 16,0 МПа (Ру- давление условное по ГОСТ356) отечественного и зарубежного производства, оборудованные (поусмотрению заказчика) автоматами аварийного закрытия кранов (ААЗК).
ААЗК, как правило, устанавливают на базовых однониточных газопроводах,работающих в стабильном технологическом режиме (скорость изменения рабочегодавления в точке установки ААЗК составляет не более 10 % в минуту).Окончательная настройка ААЗК должна производиться эксплуатационным персоналом взависимости от фактического режима работы газопровода.
При наличии системы телемеханического контроля и управления, ААЗК предусматриватьне следует.
6.5.2 Запорную арматуру на трассе газопровода следует устанавливать всоответствии с требованиями СНиП2.05.06 [1].
6.5.3 Газопроводы, арматуру и обвязку линейной запорной арматуры(байпасы, продувочные линии и перемычки) находящиеся под давлением, следуетпредусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки.Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводуарматуры.
6.5.4 Площадки крановых узлов следует проектировать с учетом планировки,водоотведения поверхностных вод, освещения (по требованию заказчика),молниезащиты, ограждения, периметральной сигнализации и т.д.
6.5.5 На территории площадки должен предусматриваться дренирующий типпокрытия.
6.5.6 Для обслуживания крановых площадок должны предусматриватьсяподъездные дороги (вдоль трассовый проезд, съезды к крановым площадкам наперемычках).
6.5.7 На трубопроводах сброса газа (свечах) должны применяться оголовкитолько заводского изготовления с самооткидывающейся крышкой (захлопкой).
6.5.8 Расположение кранов, опор, площадок обслуживания на крановых узлахдолжно обеспечивать:
- нормальное обслуживание приводов;
- исключение отрывов и механических повреждений трубок кранов, вызванноеперемещением корпуса крана в грунте.
6.5.9 Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливатьсяна фундаменты. Тип фундамента следует принимать исходя из геологических условийплощадки.
6.5.10 Рекомендуется предусматривать укрытие кранов с учетомклиматических условий и требований заказчика.
6.5.11 При размещении крановых площадок вблизи населенных пунктов должныучитываться требования промышленной и экологической безопасности.
6.5.12 Ограды крановых площадок должны выполняться с учетом требований ВРД39-1.10-006 [24] и«Типовых правил охраны объектов ОАО «Газпром» [25].
6.5.13 При параллельной прокладке газопровода в коридоре существующихгазопроводов, длина участка II категории у узла линейной запорной арматурыпроектируемого газопровода должна увеличиваться и охватывать проекцию участкасуществующей соседней нитки, проходящей в одном створе с проектируемымгазопроводом.
6.5.14 Линейная запорная арматура на трассе газопровода должна иметьпривод и устройства системы управления, обеспечивающие возможность ручного,местного и дистанционного управления.
6.5.15 Линейные краны, краны на врезках газопроводов-отводов, наперемычках должны быть оснащены техническими манометрами для измерения давлениягаза до кранов и после них. Линейные краны должны иметь обводную линию.
6.5.16 Для управления линейными кранами, кранами на врезкахгазопроводов-отводов, на перемычках, оборудованных пневмогидроприводом, должнабыть предусмотрена система резервирования импульсного газа. Отбор импульсногогаза следует предусматривать как до крана, так и после него, в ресивер собратным клапаном на входе. Объем газа в резервуаре должен обеспечиватьдвухразовое переключение запорной арматуры.
Импульсный газ для управления запорной арматурой при необходимостидолжен иметь систему подготовки.
6.6 Электроснабжение линейных потребителей
6.6.1 Проектирование систем электроснабжения линейных потребителейрегламентируется ПУЭ [16]. Необходимость обеспеченияисточником электроснабжения конкретных линейных потребителей должнаопределяться в проекте.
Категории электроприемников по условиям надежности электроснабженияследует определять в соответствии с ВРД 39-1.21 -072 [26].
6.6.2 Электроснабжение линейных потребителей магистральных газопроводов,как правило, должно осуществляться от вдольтрассовых ВЛ-10(6) кВ по IIIкатегории надежности в соответствии с ПУЭ [16].
При наличии потребителей II и I категории необходимо предусматриватьрезервный источник электроснабжения. В этом случае выбор системыэлектроснабжения должен подтверждаться ТЭО. В целях сокращения сроков и затратна производство строительно-монтажных работ необходимо предусматриватьприменение блочно-комплектных комбинированных устройств электроснабжения полнойзаводской готовности и оборудованных системами дистанционного контроля иуправления, климатическими и противопожарными системами, системами защиты отнесанкционированного доступа.
6.6.3 При сооружении вдольтрассовых ВЛ-10(6) кВнеобходимо предусматривать:
- гальваническую развязку ВЛ от шин питающей подстанции илираспредустройства, обеспечивающую возможность длительного режима работы ВЛ сзаземленной фазой;
- преимущественное применение изолированных проводов для вдольтрассовыхВЛ (применение голого провода допускается только при наличии соответствующегообоснования);
- применение типов (габаритов) опор, соответствующих классу напряжениявдольтрассовой ВЛ (строительство ВЛ в габаритах 35 кВ и выше допускается толькопри наличии соответствующего обоснования);
- применение стальных опор на свайных и лежневых фундаментах пристроительстве вдольтрассовых ВЛ в заболоченной местности и в условияхвечномерзлых грунтов;
- применение дистанционно-управляемой коммутационной аппаратуры(реклоузеров) для секционирования и управления отпайками ВЛ;
- применение устройств дистанционного определения мест повреждения ВЛ.
6.6.4 Наименьшее расстояние от проводов вдольтрассовых ВЛ-10(6) кВ,входящих в состав газопроводов, до продувочных свечей газопроводов должно бытьне менее полуторократной высоты опоры с учетом расположения свечей всоответствии с «розой ветров».
6.7 Телемеханизация линейной части
6.7.1 При проектировании телемеханизации линейных сооружений газопроводаследует руководствоваться действующими нормативными документами потелемеханизации и «Отраслевой системой оперативно-диспетчерского управления(ОСОДУ) ЕСГ России. Общесистемными техническими требованиями» [27]газотранспортных предприятий.
6.7.2 Место размещения аппаратуры телемеханики определяется проектом(как правило, в диспетчерском пункте).
6.7.3 Необходимость обогрева помещений контролируемых пунктов линейнойтелемеханики (КП ТМ) в макроклиматическом районе с холодным климатомопределяется климатическими характеристиками аппаратуры и требованиямизаказчика.
6.7.4 Аппаратуру контролируемых пунктов следует размещать напротивкрановых площадок газопроводов. Расстояния от КП ТМ до газопроводов следуетпринимать в соответствии со СНиП2.05.06 [1].
6.7.5 Требования к надежности электроснабжения системы телемеханикиопределяются ВРД 39-1.21-072 [26].
6.8 Диагностика линейной части магистральныхгазопроводов
6.8.1 На этапе проектирования согласно «Положениюпо организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральныхгазопроводов ЕСГ» [28]необходимо определить потенциально-опасные участки.
6.8.2 Для получения информации об изменениях параметров напряженно-деформированного состояния металла труб и изоляционного покрытия необходимопредусматривать на потенциально-опасных участках устройство базовых шурфов иустановку автоматизированных систем мониторинга («интеллектуальные вставки»)технического состояния и параметров напряженно-деформированного состояния(НДС).
6.8.3 С целью обеспечения непрерывного контроля технического состояния ипараметров напряженно-деформированного состояния газопровода необходимопредусмотреть в производственно-технологической связи специальные каналы дляпередачи данных измерений в центры мониторинга газопровода.
6.8.4 На потенциально-опасных участках для измерения пространственногоположения трубопровода необходимо предусмотреть установку опорных реперовгеодезической сети. Опорные реперы на равнинной местности необходимоустанавливать равномерно парами через 5 - 7 километров, не менее чем в 10метрах от оси газопровода. На крутых склонах опорные реперы устанавливают навсех существующих перегибах ската поверхности грунта. На переходах рек сшириной зеркала воды в межень более 30 метров закладываются по два репера накаждом берегу, на переходах рек шириной менее 30 метров - по одному пункту накаждом берегу. При установке опорных реперов должно выполняться основноетребование, предъявляемое к пунктам опорной геодезической сети - неизменностьих пространственного положения на весь период наблюдения за газопроводом.
6.8.5 Для осуществления внутритрубной диагностики на участкемагистрального газопровода, расположенного между компрессорными станциями,камеры приема и запуска внутритрубных инспекционных снарядов и маркерынеобходимо располагать так, чтобы была обеспечена диагностика всей трассыгазопровода. Расстояние между маркерами определяется согласно РД 51-2 [29].
6.8.6 Магистральные газопроводы должны быть оборудованы сигнальнымиприборами, регистрирующими прохождение внутритрубных инспекционных снарядов.
6.8.7 Для магистральных газопроводов с внутренним гладкостным покрытиемиспользование существующих средств внутритрубной дефектоскопии возможно толькопосле соответствующей их подготовки, заключающейся в устранении острых кромокна элементах конструкции дефектоскопа, контактирующих (способныхконтактировать) с гладкостным покрытием трубы.
6.8.8 Для позиционирования газопроводов в процессе строительства (дозасыпки траншеи) в проекте необходимо предусматривать использование, помимотрадиционных приборов (электронных теодолитов, дальномеров, тахеометров),спутниковые приемники геодезического класса в режиме постобработки илиреального времени. Для позиционирования уже эксплуатируемых газопроводов(засыпанных), в дополнение к вышеперечисленным приборам, необходимопредусматривать использование трассоискателя с точностью измерения 10 % от глубинызаложения трубы.
7 КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ
7.1 Общие требования
7.1.1 В состав компрессорной станции могут включаться следующие объекты,системы, сооружения:
- узел подключения КС к магистральному газопроводу;
- площадка газоперекачивающих агрегатов (ГПА с оборудованием,трубопроводами и системами, обеспечивающими его работу);
- установка очистки газа с системой сбора продуктов очистки;
- установка охлаждения газа;
- установка подготовки топливного, пускового газа и импульсного газа;
- технологические трубопроводы и запорная арматура;
- система электроснабжения, молниезащиты и заземления;
- автоматизированная система управления технологическими процессами(АСУТП);
- система технологической связи;
- система маслоснабжения;
- система водоснабжения и канализации;
- система отопления и вентиляции (в составе зданий и сооружений);
- система теплоснабжения;
- система пожарной сигнализации;
- система пожарного водоснабжения;
- система автоматического пожаротушения;
- система газоснабжения (собственные нужды КС);
- система электрохимзащиты;
- система обеспечения инертными газами;
- производственно-энергетический блок;
- установка воздухоснабжения (при необходимости для ГПА);
- система охраны и охранной сигнализации;
- служебно-эксплутационный блок КС;
- проходная.
Набор зданий, сооружений, установок и систем на КС должен определятьсяконкретно для каждой станции исходя из задачи строительства (новая КС,расширение или реконструкция) и местных условий расположения КС (климат,степень развития инфраструктуры).
Компрессорный цех (КЦ) - составная часть компрессорной станции,выполняющая основные технологические функции (очистку, компримирование иохлаждение газа). КЦ включает в себя:
- газоперекачивающие агрегаты;
- установку очистки газа;
- установку охлаждения газа;
- технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой;
- систему подготовки топливного, пускового и импульсного газа;
- электрические устройства цеха;
- цеховую систему автоматического управления;
- вспомогательные системы и устройства.
7.1.2 Проектирование КС должно выполняться в соответствии с ВРД39-1.8-055 [30]и обеспечивать ее эксплуатацию в соответствии с ВРД39-1.10-006 [24].
7.1.3 Основное и вспомогательное технологическое оборудование, связанноес процессом компримирования газа, следует размещать в производственной зонекомпрессорной станции.
7.1.4 Здания и сооружения, не относящиеся к основной технологиитранспорта газа, рекомендуется размещать за пределами площадки КС в зонеслужебно-вспомогательного производственного комплекса вблизи населенных пунктови не менее 350 м от линейной части магистрального газопровода.
Рекомендуемый перечень таких зданий и сооружений:
- ремонтно-эксплуатационный блок;
- гаражи;
- топливозаправочный пункт;
- склады отапливаемые;
- склад метанола;
- склад баллонов;
- склад материалов и реагентов;
- склад оборудования трубопроводов и арматуры;
- пожарное депо;
- подсобно-производственные и складские здания, а также административно-бытовые помещения, обеспечивающие нормальные условия труда обслуживающегоперсонала и персонала служб централизованного ремонта.
7.1.5 Оборудование, установки, трубопроводы и системы КС должныобеспечивать возможность контроля их технического состояния (непрерывно илипериодически в соответствии с регламентом их эксплуатации и техническогообслуживания).
В проектах КС должны предусматриваться технические решения идиагностические средства с учетом их наличия в составе оборудования, а такжецентрализованных систем диагностического обслуживания.
7.1.6 В проектах МГ следует предусматривать кустовые и центральныеремонтные базы с производственным циклом агрегатно-узлового ремонта:
- газоперекачивающих агрегатов;
- технологического оборудования компрессорных станций и станцийохлаждения;
- электрооборудования;
- средств автоматики и телемеханики, катодных и дренажныхпреобразователей;
- автотракторной и строительной техники.
Размещение ремонтных баз должно соответствовать генеральной схемеобслуживания газопроводов.
7.1.7 При проектировании первой нитки магистральных газопроводов в зонекомпрессорных станций следует предусматривать закрытые склады и площадки дляхранения оборудования, средств автоматики и запасных частей.
7.2 Узел подключения и шлейфы
7.2.1 Оборудование, трубы, арматура и фасонные детали на всасывающих инагнетательных линиях компрессорных станций и узла подключения КЦ должнырассчитываться на прочность по максимальному расчетному давлению нагнетания.
7.2.2 Дистанционным управлением должна быть оснащена следующая запорнаяарматура (нумерация кранов по ВРД39-1.10-006 [24]):
- охранные краны;
- краны перемычек между газопроводами в пределах охранных кранов КС;
- краны всасывающих и нагнетательных шлейфов (№ 7, № 7а и № 8);
- краны секущие обводной линии КС (№ 20);
- краны рециркуляционной линии КЦ;
- краны на продувочных свечах (№ 17, № 18);
- краны межцеховых перемычек.
Указанная арматура должна иметь также местное управление.
7.2.3 На трубопроводах, соединяющих узел подключения и площадку КС(шлейфы, импульсный газ, газ на собственные нужды), может быть предусмотренаустановка изолирующих вставок (определяется проектом).
7.2.4 Для повышения надежности управления узлом подключения, охранными имежсистемными перемычками должна быть предусмотрена система резервированияканалов контроля и управления кранами (использование блоков экстренногоуправления или радиомодема).
7.2.5 При подключении одного компрессорного цеха на две и более нитокгазопровода должны быть предусмотрены дополнительные общие отсечные краны навходном и выходном шлейфах с соответствующей обвязкой.
7.2.6 Для осуществления геодезического контроля на узле подключениядолжна быть предусмотрена установка геодезических реперов и марок.
7.2.7 Для улавливания залповых поступлений жидкости на входном шлейфедолжны быть предусмотрены устройства улавливания жидкости (пробкоуловители).Необходимость и местоположение установки пробкоуловителей должны определятьсясовместно проектной и эксплуатационной организациями.
7.2.8 На входном шлейфе КЦ необходимо предусматривать устройствотехнологического замера расхода газа.
7.2.9 На каждом нагнетательном шлейфе следует предусматривать обратныйклапан.
7.2.10 Место расположения узла подключения (в пределах огражденияплощадки КС или за ее пределами) определяется проектом.
7.3 Установки компримирования газа (Группагазоперекачивающих агрегатов)
7.3.1 Установки компримирования газа могут быть оснащены:
- газоперекачивающими агрегатами с газотурбинным приводом
- центробежного компрессора (нагнетателя) газа;
- газоперекачивающими агрегатами с электрическим приводом центробежногокомпрессора (нагнетателя) газа;
- газоперекачивающими агрегатами поршневого типа(газомотокомпрессорами).
7.3.2 Установка ГПА может предусматриваться в индивидуальныхлегкосборных укрытиях, в блочно-контейнерном исполнении или в общем здании.
7.3.3 Отключение каждого газоперекачивающего агрегата от газовыхколлекторов должно обеспечиваться при помощи запорной арматуры с дистанционноуправляемым приводом (краны № 1, № 2, № 4, № 5, № 6), устанавливаемой, какправило, вне укрытия (здания, контейнеры).
7.3.4 На линии заполнения нагнетателя газом (обвод крана № 1) должныпредусматриваться два запорных органа: кран с ручным приводом и кран сдистанционно управляемым приводом (№ 4), а также дроссельная шайба. Параметрыдроссельной шайбы должны определяться при проектировании, исходя из объемаобвязки ГПА, типа ГПА и нагнетателя.
7.3.5 На трубопроводах обвязки нагнетателя, на входе после крана № 1 ивыходе газа из нагнетателя перед обратным клапаном, должны предусматриватьсятехнологические люки.
7.3.6 На трубопроводе входа газа в нагнетатель после технологическоголюка рекомендуется устанавливать съемную защитную решетку. Потери давления нарешетке не должны превышать 0,01 МПа.
7.3.7 При коллекторной обвязке ГПА на нагнетательном трубопроводе, походу газа, перед краном (№ 2) устанавливается обратный клапан и свеча сдистанционно управляемым приводом. Параметры трубопровода свечи определяются впроекте для обвязки конкретного ГПА.
7.3.8 Для антипомпажного регулирования и функционирования автоматизированныхсистем управления на каждом газоперекачивающем агрегате должно бытьпредусмотрено измерение расхода газа через нагнетатель. В качестве средств дляизмерения расхода рекомендуется использовать входной внешний тарированныйконфузор нагнетателя.
7.3.9 На агрегатной линии пускового контура должна быть предусмотренаустановка автоматического регулирующего клапана с осесимметричным направлением(течением) потока газа и запорного крана № 6 с дистанционно управляемымприводом (по ходу газа - за регулирующим клапаном). Установку обратного клапанане предусматривать. Защита от возможной обратной раскрутки ротора нагнетателядолжна обеспечиваться алгоритмом запуска и остановки ГПА.
7.3.10 На нагнетательной линии центробежного компрессора (нагнетателя)предохранительные клапаны не предусматривать.
7.3.11 На каждом ГПА следует предусматривать измерение расходатопливного газа.
7.3.12 В компрессорных цехах, оборудованных газомотокомпрессорами, длягашения пульсации газового потока, уменьшения вибраций и резонансных колебаний,при необходимости, следует предусматривать буферные емкости и акустическиефильтры на всасывающих и нагнетательных трубопроводах.
7.3.13 После поршневых газомоторных компрессоров на нагнетательныхлиниях за сборными коллекторами по ходу газа следует устанавливатьмаслоуловители и маслосборники.
7.3.14 Каждый поршневой газомоторный компрессор должен иметь обводнуюрециркуляционную линию, предохранительные и обратные клапаны на стороненагнетания и линию сброса газа на свечу.
7.3.15 Выбор конфигурации трубопроводов наружной газовой обвязкикомпрессорного цеха, а также конструкции (регулируемые, фиксирующие, пружинные,скользящие и т.п.) и расположения опор следует выполнять с учетом обеспечениякомпенсации продольных перемещений от изменения температуры стенок труб инапряжений от вибрационных нагрузок во время работы газоперекачивающихагрегатов.
7.3.16 Дренажные линии, продувочные и сбросные свечи должныпроектироваться на максимальное рабочее давление в соответствующих аппаратах итрубопроводах, кроме сбросных свечей с предохранительных клапанов. Трубопроводысброса газа с предохранительных клапанов должны проектироваться на расчетноедавление выходного фланца клапана. Запрещается объединять между собой свечипродувочные, сбросные и сброса газа с предохранительных клапанов.
7.3.17 Выбросы газа из продувочных свечей должны предусматриваться вместах, обеспечивающих безопасные условия рассеивания газа с учетом местныхклиматических факторов, включая «розу ветров».
7.3.18 На свечах сброса газа с контура нагнетателя, турбодетандера,трубопроводов топливного и пускового газа должна быть предусмотрена установкаглушителей.
7.3.19 Должны быть предусмотрены сигнализация и защита от превышениятемпературы и давления газа после компримирования.
7.4 Установки очистки газа
7.4.1 Количество твердых и жидких примесей в газе после установкиочистки должно соответствовать требованиям технической документацииоборудования КЦ.
7.4.2 Допускается предусматривать групповую и индивидуальную(поагрегатную) компоновку аппаратов очистки газа. Для варианта групповойустановки должны предусматриваться мероприятия для обеспечения равномерногораспределения газа по аппаратам очистки газа.
7.4.3 При необходимости следует принимать аппараты очистки газа,конструкция которых предусматривает подачу «промывочной» жидкости.
7.4.4 Очистка газа должна предусматриваться, как правило, в одну ступеньв пылеуловителях.
7.4.5 Вторая ступень очистки газа, в фильтрах-сепараторах, можетпредусматриваться на отдельных компрессорных станциях с повышенной вероятностьюпоступления жидких фракций. Решение о применении одно- или двухступенчатойочистки газа должно приниматься совместно на стадии подготовки техническогозадания проектной и эксплуатационной организациями и заказчиком с учетом расположенияКС.
7.4.6 Для отключения пылеуловителей и фильтров-сепараторов установкиочистки газа от коллекторов должны предусматриваться краны, как правило, сручным приводом.
7.4.7 Для заполнения аппаратов перед запуском на кране трубопроводавхода газа в каждый аппарат установки очистки следует предусматривать обвод скраном.
7.4.8 Количество аппаратов установки очистки газа должно определяться попаспортным характеристикам аппарата таким образом, чтобы при отключении одногоиз них, нагрузка на оставшиеся не выходила за пределы их максимальнойпроизводительности, а при работе всех аппаратов - не выходила за пределыминимальной производительности.
7.4.9 Обводные линии пылеуловителей и, как правило, фильтров-сепараторовне предусматривать.
7.4.10 Не предусматривать при проектировании двухступенчатой установкиочистки газа разделительную арматуру между пылеуловителями и фильтрами-сепараторами равной производительности.
7.4.11 Дренажные системы и устройства должны проектироваться всоответствии с рекомендациями ВРД39-1.8-055 [30]с учетом местных условий.
7.4.12 При проектировании должны быть предусмотрены устройства длявозможности утилизации (нейтрализации) производственных отходов.
7.4.13 Технологическая обвязка аппаратов установки очистки газа должна:
- обеспечивать доступ к обслуживаемым элементам установки;
- исключать возможность попадания газа внутрь аппаратов при проведении вних осмотров, ревизий и ремонтных работ;
- обеспечивать возможность установки силовых заглушек для проведениягидравлических испытаний аппаратов.
7.5 Установки охлаждения газа
7.5.1 Количество аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа должноопределяться на основе гидравлических и тепловых расчетов газопровода всоответствии с рекомендациями раздела 18 настоящих Норм.
7.5.2 Допускается предусматривать групповую и индивидуальную(поагрегатную) компоновку АВО газа.
7.5.3 Следует предусматривать предупредительную сигнализацию и аварийноеотключение компрессорной станции при повышении температуры газа на выходеустановки охлаждения газа выше допустимой для данного проекта.
7.5.4 Общецеховая установка охлаждения газа, должна иметь коллекторнуюобвязку, обеспечивающую равномерное распределение газа по аппаратам охлаждениягаза.
7.5.5 Обводную линию установки охлаждения газа, как правило, непредусматривать.
7.6 Трубопроводы технологического газа
7.6.1 Конструктивное исполнение трубопроводов технологического газа КЦ(входные и выходные шлейфы, коллекторы, обвязка установок очистки и охлаждениягаза, обвязка нагнетателей, межцеховые перемычки) должно обеспечиватьбезопасность эксплуатации с учетом статических и динамических нагрузок,возникающих в процессе эксплуатации в пределах, допускаемых проектной инормативно-технической документацией.
7.6.2 Работоспособность трубопроводов технологического газа (включаязапорно-регулирующую арматуру, изоляцию и другие устройства) между ГПА иустановкой охлаждения должна быть обеспечена при максимальных расчетныхтемпературах газа, в том числе, на пусковых режимах ГПА.
В необходимых случаях в соответствии с заданием на проектирование должнабыть предусмотрена возможность увеличения температуры газа в процессепланируемого жизненного цикла использования КЦ.
7.6.3 Конструкция подземных трубопроводов должна обеспечивать их осушкупосле гидроиспытаний.
7.6.4 В проектах многоцеховых (два и более цехов с одинаковым рабочимдавлением) КС должны быть предусмотрены межцеховые перемычки на коллекторахпосле установки очистки газа и перед установкой охлаждения (АВО) газа с двумяразделительными кранами с дистанционно управляемым приводом и сброснымитрубопроводами между ними. Разделительные краны должны автоматическизакрываться при аварийном отключении любого из соединенных КЦ.
7.6.5 На крышках технологических люков входных и выходных трубопроводовобвязки нагнетателя должны быть предусмотрены мероприятия для гашения пульсацийпотока.
7.6.6 Расстояние между фланцами последовательно установленнойзапорно-регулирующей арматуры должно быть не менее диаметра соединяющего еетрубопровода.
7.6.7 На режимах запуска и остановки ГПА скорости потока газа в линиирециркуляции не должны превышать 50 м/с.
7.6.8 При скоростях потока газа в кольцевых коллекторах от 11 м/с иболее рекомендуется предусматривать перемычки между противоположными сторонамиколлектора.
7.6.9 Опорная система надземных трубопроводов должна обеспечивать:
- компенсацию весовых нагрузок, в том числе, в процессе гидроиспытанийтрубопроводов;
- компенсацию изменения высотного положения трубопроводов;
- снижение нагрузок на нагнетатель;
- компенсацию тепловых деформаций трубопровода;
- работу системы электрохимзащиты.
7.6.10 Между опорными конструкциями опор и телом трубы должнапредусматриваться установка прокладок, обеспечивающих электрическую изоляциютрубопроводов и низкий коэффициент трения.
7.6.11 Конструкция и установка разгрузочных опор должны обеспечиватьуровень нагрузок (усилий и моментов) на фланцы нагнетателя, допускаемыхтехническими условиями и уровень напряжений в трубопроводах, соответствующийнормативной документации.
7.6.12 Дистанционно управляемую запорную арматуру рекомендуется оснащатьприводами, обеспечивающими нормальное положение «закрыто»/«открыто» вобесточенном состоянии блоков управления.
7.6.13 Продувочные линии трубопроводов технологического газарекомендуется оснащать шаровыми кранами.
7.6.14 Давление гидравлических испытаний дренажных линий, продувочных исбросных свечей должно приниматься равным давлению гидравлических испытанийсоответствующих основных трубопроводов и оборудования. Давление гидроиспытанийтрубопроводов сброса газа с предохранительных клапанов должно приниматься сучетом расчетного давления выходного фланца соответствующего предохранительногоклапана.
7.6.15 Для надземных трубопроводов должно предусматриваться защитноепокрытие, обеспечивающее:
- теплозащиту (при необходимости);
- коррозионную защиту;
- виброшумоглушение (при необходимости).
7.6.16 Проекты трубопроводных обвязок КЦ должны в установленном порядкеподвергаться экспертизе на статическую и динамическую прочности.
7.6.17 При проектировании газовой обвязки КЦ должна предусматриватьсявозможность проведения специальными средствами периодического контроля идиагностики технического состояния трубопроводов, оборудования и фундаментов.
7.6.18 На площадке КЦ должна быть предусмотрена установка геодезическихреперов, а на подземных газопроводах «высокой стороны» КЦ - стационарных геодезическихмарок.
7.6.19 Потери давления газа в трубопроводах иоборудовании КЦ следует рассчитывать: в трубопроводной обвязке - по проектнымгеометрическим характеристикам; в оборудовании - по техническим характеристикамизготовителей оборудования.
Потери давления газа (между точками на выходе ГПА и около крана № 20),как правило, не должны превышать величин, приведенных в таблице 7.1
Таблица7.1- Потери давления газа в трубопроводах и оборудовании КЦ Рабочее давление (избыточное), МПа Потери давления газа, МПа на входе КЦ на выходе КЦ при одноступенчатой очистке газа при двухступенчатой очистке газа при наличии АВО газа при отсутствии АВО газа 5,40 0,08 0,13 0,06 0,03 7,35 0,12 0,19 0,07 0,04
8,34 0,12 0,20 0,08 0,05 9,81 0,13 0,21 0,08 0,05 15,00 0,15 0,25 0,10 0,07
7.6.20 Рекомендуемыескорости газа и жидкости в трубопроводах компрессорной станции приведены втаблице 7.2.
Рекомендуемые значения скоростей не должны превышаться не только дляноминального (расчетного) режима, но и во всем диапазоне режимов, которыедопускаются для оборудования КЦ, за исключением кратковременных (пусковых)режимов.
Таблица 7.2 - Рекомендуемые скорости газа ижидкости в трубопроводах компрессорной станции Наименование Скорость, м/с Технологический газ до 20 Топливный газ: а) в трубопроводах до 20 б) в коллекторах компрессорного цеха до 5 Пусковой газ: а) в трубопроводах до 25 б) в коллекторах компрессорного цеха до 5 Масло 1,2 Охлаждающая вода: а) на всасывании насосов до 1 б) на нагнетании насосов до 2
7.7Установка подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд
7.7.1 Установка (система) подготовки газа топливного, пускового,импульсного и собственных нужд должна обеспечивать:
- подготовку топливного и пускового (при необходимости) газа всоответствии с нормативной документацией ГПА и технических условий ГПА;
- очистку и редуцирование газа собственных нужд КЦ;
- подготовку (очистку и осушку) импульсного газа;
- измерение и учет расхода газа.
7.7.2 Установка (или ее элементы) может предусматриваться индивидуальнона каждый цех или индивидуально для каждого ГПА.
7.7.3 Отбор газа на цеховую установку должен предусматриваться:
- от узла подключения КЦ (до и после обводного крана станции);
- после установки очистки газа (основной отбор);
- перед установкой охлаждения газа (при необходимости).
7.7.4 Цеховая система подогрева газа должна включать не менее двухподогревателей, в том числе один резервный.
Не рекомендуется применение подогревателей прямого (безпромтеплоносителя) подогрева газа.
7.7.5 Осушка импульсного газа должна осуществляться до точки росы невыше минус 50 °С.
7.7.6 Прокладку цеховых коллекторов топливного, пускового и импульсногогаза рекомендуется предусматривать с уклоном (i ≥ 0,002).Коллекторы должны иметь продувочные, выпускные и дренажные трубопроводы.
7.7.7 На входном газопроводе в цеховую установку должнапредусматриваться отсечная и выпускная арматура с дистанционным управлением.
7.7.8 При необходимости между двумя КЦ должны предусматриватьсямежцеховые перемычки газопроводов топливного и пускового газа с установкойотсечной арматуры дистанционного управления на границе каждого КЦ и свечи сручным краном.
7.7.9 В цеховой системе редуцирования давления топливного газа должнобыть предусмотрено:
- 100 %-ный резерв регуляторов давления;
- автоматическое переключение рабочей и резервной линий;
- обвод регуляторов давления для обеспечения плавного заполнения линии.
7.8 Установки воздухоснабжения и азота
7.8.1 Установки воздухоснабжения предназначены для подачи сжатого воздухадля технологических нужд ГПА или других установок, для использования в качествекомандного (импульсного) агента для приборов КИП и А и приводов запорной ирегулирующей арматуры, а также для ремонтных нужд (подключениепневмоинструмента, продувка и т.д.).
7.8.2 Стационарные установки воздухоснабжения (стационарная воздушнаякомпрессорная с сетями воздухоснабжения) должны проектироваться только в случаенеобходимости подачи воздуха на технологические нужды или при использованиивоздуха в качестве командного агента. Обеспечение воздухом для ремонтных нужддолжно предусматриваться от передвижных компрессоров.
7.8.3 Для обеспечения техобслуживания и ремонта оборудования могут бытьпредусмотрены мобильные (передвижные) и стационарные установки по производствуазота.
7.9 Система маслоснабжения и горючесмазочныхматериалов.
7.9.1 Выбор системы маслоснабжения компрессорных станций рекомендуетсяпроводить в зависимости от типа газоперекачивающих агрегатов и расположениякомпрессорной станции.
Для газоперекачивающих агрегатов с большим удельным расходом маселрекомендуется следующий состав склада горючесмазочных материалов (склада ГСМ):
- резервуарный парк;
- насосная масел;
- внутриплощадочные трубопроводы.
Допускается вместо внутриплощадочных трубопроводов для транспортировкимасел к компрессорному цеху использовать передвижную маслозаправочную станцию.
Для газоперекачивающих агрегатов с небольшим удельным расходом маселдопускается хранение масел осуществлять на складе масел в таре, а подачу маселк маслобакам газоперекачивающих агрегатов производить с помощью передвижноймаслозаправочной станции.
7.9.2 Вместимость резервуаров смазочного масла должна обеспечиватьподпитку газоперекачивающих агрегатов маслом в течение трех месяцев, а также 50%-ный запас объема маслосистемы всех установленных газоперекачивающихагрегатов, трансформаторного масла - не менее 10 % от количества, залитого втрансформаторы и масляные выключатели, других масел - не менее двухмесячногорасхода. При значительных трудностях в доставке, вместимость резервуарногопарка должна обеспечивать шестимесячный запас горючесмазочных материалов.
7.9.3 Вместимость резервуара для отработанного масла должна быть неменее объема маслосистемы двух газоперекачивающих агрегатов.
7.9.4 Технологическая схема склада горючесмазочных материалов должнаобеспечивать:
- прием чистого масла 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;
- подачу чистого и отработанного масел на вывоз.
7.9.5 Склад масел в таре должен предусматривать хранение чистого масладля подпитки системы маслоснабжения ГПА. Вместимость склада в таре должнаобеспечивать трехмесячный расход масла для всех установленных агрегатов.
7.9.6 Склад дизтоплива должен включать в себя резервуарный парк,состоящий из резервуаров дизельного топлива, насосного оборудования для подачидизтоплива в бак аварийно-дизельной электростанции (АДЭС) или в автоцистерну(топливозаправщик).
7.9.7 Емкость резервуара для дизтоплива должна приниматься из расчета3-х суточной работы АДЭС в зонах с умеренным климатом и 10-суточной работы взонах холодного
климата. Допускается размещение резервуара для дизтоплива наскладе горючесмазочных материалов.
7.9.8 Для аварийного слива топлива от АДЭС должен предусматриватьсяподземный резервуар.
7.9.9 Необходимость склада метанола определяется проектом на стадииподготовки технического задания.
7.9.10 Технологическая схема склада метанола должна обеспечивать:
- прием метанола, керосина, одоранта в соответствующие резервуарысклада;
- приготовление раствора метанола, керосина, одоранта;
- внутрискладскую перекачку метанола;
- подачу метанола, керосина потребителям;
- замер метанола при выдаче потребителю.
7.9.11 Вместимость резервуаров для метанола следует принимать не более100 м3. При значительных трудностях в доставке метанола вместимостьрезервуаров для метанола допускается принимать до 300 м3.
7.10 Контроль и автоматика
7.10.1 При проектировании системы контроля иуправления компрессорной станции следует руководствоваться документами:«Основные положения по автоматизации, телемеханизации и автоматизированнымсистемам управления технологическими процессами транспортировки газа» [31],«Основные положения по автоматизации объектов энергообеспечения ОАО «Газпром» [32],«Отраслевая система оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ) ЕСГ России.Общесистемные технические требования» [27], ВРД39-1.8-055 [30], настоящими Нормами.
7.10.2 Диспетчерский пункт компрессорной станции следует размещать взоне служебно-производственного комплекса КС (вне производственной зоны).Диспетчерский пункт КС следует предусматривать, как правило, в составе первойочереди строительства КС.
7.10.3 Комплексы технических средств автоматизированных системуправления КС (КЦ) должны обеспечивать контроль, управление и регулированиеработы КС, КЦ и ГПА и поддержание заданных величин расхода, давления итемпературы газа на выходе компрессорной станции (цеха), антипомпажноерегулирование и защиту нагнетателей ГПА (отдельно или в составе автоматикигазоперекачивающих агрегатов).
Комплексы технических средств станционного (цехового) уровня,выполненные на базе микропроцессорных устройств, должны иметь резервирующиеустройства, обеспечивающие аварийное переключение кранов КС (КЦ) и остановкуГПА по физическим линиям или другим каналам связи, дублирующим цифровые каналы.
Комплексы технических средств должны обеспечивать дистанционноеуправление кранами (индивидуально или по заданным алгоритмам) с помощьюосновных средств
управления и групповое аварийное переключение кранов черезрезервное средство управления (от комплекса аварийного отключения) навсасывающих и нагнетательных шлейфах компрессорной станции, кранами газовойобвязки компрессорного цеха и на продувочных свечах, охранными кранами икранами на перемычках.
Охранные краны, краны на перемычках могут иметь основное или резервноеуправление с использованием систем телемеханики (или аналогичных). Допускаетсяиспользование только одной системы для управления охранными кранами и кранамина перемычках.
При использовании резервных каналов связи, они должны прокладыватьсяотдельно от основных.
7.10.4 В комплексе средств автоматизации компрессорной станции (цеха)следует предусматривать системы защиты, обеспечивающие отключение компрессорнойстанции (цеха) при:
- аварийном превышении давления газа на выходе станции (цеха);
- аварийном падении давления газа на всасывающем трубопроводекомпрессорной станции (цеха);
- разрыве подключающих шлейфов КЦ;
- аварийном превышении температуры газа на выходе станции (цеха);
- пожаре на двух и более ГПА;
- аварийной загазованности на двух и более ГПА (при работающей аварийно-вытяжной вентиляции);
- аварийной загазованности здания установки подготовки топливного,пускового и импульсного газа (УПТПГ) (при работающей аварийно-вытяжнойвентиляции);
- других аварийных условиях, нарушающих безопасную эксплуатацию объекта;
- дополнительных аварийных условиях конкретного проекта.
Автоматическое аварийное отключение КЦ без стравливания газа следуетпредусматривать при аварийном превышении давления или температуры газа навыходе станции (цеха), аварийном падении давления газа на входном трубопроводецеха (станции) и загазованности УПТПГ, при этом для УПТПГ следуетпредусматривать аварийное отключение со стравливанием газа.
Автоматическое аварийное отключение КЦ со стравливанием газа следуетпредусматривать при пожаре, разрыве подключающих шлейфов КЦ, аварийнойзагазованности на двух и более ГПА.
Для защиты компрессорного цеха от повышения давления выше допустимого нанагнетании, от понижения давления ниже допустимого на всасе (попредупредительной границе) следует предусматривать автоматическое открытиекранов № 36 и № 36а (p) на обводецеха с подачей сигнала диспетчеру.
7.10.5 Подачу команды «на аварийное отключение» компрессорного цехаобслуживающим персоналом, следует предусматривать как минимум из двух любыхпунктов управления (помещений) из числа перечисленных ниже:
- диспетчерского пункта станции (ДП КС);
- помещения операторной цеха (ДП КЦ);
- помещения с постоянным присутствием дежурного персонала (узла связи,проходной) или другого доступного для сменного персонала места с ограниченнымдоступом посторонних лиц.
Из каждого пункта управления должна быть предусмотрена возможностьподачи команд аварийной остановки КЦ через основные программно-техническиесредства (ПТС) и/или через комплекс аварийного отключения КЦ.
Команда аварийного отключения оборудования КЦ, в том числе кранов,подается параллельно из ДП КЦ, ДП КС или другого охраняемого помещения спостоянным присутствием персонала и имеет наивысший приоритет.
Следует предусматривать раздельную прокладку линий связи (кабелей) накаждый пункт управления.
7.10.6 Питание узлов управления агрегатных кранов осуществляетсяочищенным и осушенным импульсным газом из цеховой (агрегатной) системыимпульсного газа.
Питание узлов управления кранов №№ 7, 7а, 8, 17, 18, 20 можетосуществляться:
- из цеховой системы импульсного газа (для кранов №№ 7, 7а, 17 и №№ 8,18 через резервуары с обратными клапанами, объем газа в резервуаре долженобеспечивать двухразовое переключение кранов);
- из локальной системы с отбором газа от газопровода до и после крановчерез штатные фильтры-осушители газа с установкой у каждого крана резервуара собратным клапаном.
Питание узлов управления охранных кранов и кранов на перемычкахосуществляется газом от газопровода через штатные фильтры-осушители газа сустановкой у каждого крана резервуара с обратным клапаном. Объем газа врезервуаре должен обеспечивать двухразовое переключение кранов.
7.10.7 На компрессорных станциях следует предусматривать системы:
- контроля загазованности;
- пожарной сигнализации (ПС) и пожарообнаружения в составеавтоматических установок пожаротушения (АУПТ).
Необходимо предусматривать сигнализацию о возникновении пожара изагазованности диспетчеру КЦ (КС). Системы контроля загазованности, пожарнойсигнализации и пожарообнаружения должны быть сблокированы с системамиуправления вентиляционными установками и системами автоматического
управлениятехнологическим оборудованием ГПА, КЦ, КС и с системами аварийного отключенияКЦ.
7.10.8 Для автоматизации вспомогательных установок и оборудованиякомпрессорной станции (цеха) следует предусматривать локальные системыавтоматического управления и регулирования, а также средства контроля.
7.11 Электроснабжение
7.11.1 При проектировании систем электроснабжения компрессорных станцийследует руководствоваться: ПУЭ [16], ВРД39-1.8-055 [30],СО153-34.21.122 [33],ВРД 39-1.10-071 [34],«Положением о разработке схем и объектов внешнего электроснабжениямагистральных нефтепроводов и газопроводов» [35],«Указаниями по построению электрических схем компрессорных станциймагистральных газопроводов» [36],а также требованиями настоящих Норм.
7.11.2 Категорийность потребителей электроэнергии компрессорной станциипо надежности их электроснабжения следует определять в соответствии с ПУЭ[16], ВРД39-1.21-072 [26].
7.11.3 Проектирование систем электроснабжения компрессорных станцийнеобходимо осуществлять на основании результатов технико-экономическогосравнения следующих вариантов:
- внешнее электроснабжение (от сетей энергосистемы);
- автономное электроснабжение (от автономной ЭСН);
- смешанное электроснабжение (от ЭСН со связью с энергосистемой).
В случае равнозначности технико-экономических показателей, предпочтениеследует отдавать варианту смешанного электроснабжения.
В составе проекта необходимо разрабатывать раздел «Расчет режимов работыисточников электроснабжения».
7.11.4 Источники электроснабжения компрессорных станций (ЭСН, главнаяпонижающая подстанция (ГПП), технологическое ЗРУ) должны размещаться наплощадке КС или в непосредственной близости от нее с соблюдением необходимых разрывовот взрывоопасных зон согласно ПУЭ [16]. Расстояние от продувочныхсвечей КС до открытых распределительных устройств 35 - 220 кВ должноопределяться величиной взрывоопасной зоны, но не менее 300 метров.
7.11.5 Мощность силовых трансформаторов понижающей подстанции должнаопределяться из расчета покрытия всех нагрузок компрессорной станции в случаевыхода из строя одного из трансформаторов.
7.11.6 В случае применения смешанной системы электроснабжения, вкачестве основного источника электроэнергии должны предусматриваться агрегаты(энергоблоки) ЭСН, сети внешнего электроснабжения (энергосистема и т.п.) - вкачестве резервного источника.
7.11.7 Электростанция собственных нужд должна проектироваться наплощадке компрессорной станции с возможностью ее расширения при подключениипоследующих цехов КС.
7.11.8 Мощность и количество агрегатов ЭСН должны определяться исходя израсчетной электрической нагрузки КС согласно «Указаниям по построениюэлектрических схем компрессорных станций магистральных газопроводов» [36]и РД 51-31323949-31 [37]с учетом требуемого уровня надежности электроснабжения компрессорной станции и обеспечениявзаимного резервирования агрегатов ЭСН при аварийных отключениях ипланово-предупредительных ремонтах. Агрегаты электростанций собственных нужддолжны быть автоматизированы и запускаться из «горячего» резерва в течение неболее пяти минут.
7.11.9 Топливом для агрегатов электростанции собственных нужд долженбыть природный газ, транспортируемый по газопроводу и подготовленный согласнотребованиям ГОСТ27577.
7.11.10 Напряжение сети внутреннего электроснабжения компрессорнойстанции следует принимать 10 кВ (допускается 6 кВ при наличии электродвигателейи генераторов на 6 кВ).
Напряжение низковольтных нагрузок следует принимать 380/220 В.
7.11.11 Для компрессорных станций с электроприводнымигазоперекачивающими агрегатами необходимо проектировать совмещенноетехнологическое закрытое распределительное устройство 10 кВ (ЗРУ-10 кВ),размещаемое на площадке компрессорной станции и подключаемое к трансформаторамглавной понижающей подстанции шинопроводами.
7.11.12 Главные схемы технологических распределительных устройств (ЗРУили центральный распределительный пункт (ЦРП)) должны разрабатываться с учетомтребуемого уровня надежности электроснабжения компрессорной станции. Дляраспределительных устройств должно применяться оборудование комплектнойзаводской поставки.
Для распределительных устройств должны применяться, как правило,двухсекционные схемы (или одна секционированная система шин). Применение схемраспределительных устройств с тремя и более секциями шин требуетдополнительного обоснования.
Схемы управления вводными и секционными выключателями распределительныхустройств должны предусматривать возможность автоматического повторноговключения вводов (АПВ) и автоматического включения резерва (АВР) на секционныхвыключателях и питающих вводах
7.11.13 В схемах электроснабжения компрессорных станций следуетпредусматривать автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии(АСКУЭ).
7.11.14 Для питания потребителей компрессорной станции на напряжении380/220 В следует применять комплектные трансформаторные подстанции (КТП)заводской поставки.
Подключение подстанций, обеспечивающих электроэнергией потребителей Iкатегории, следует предусматривать по радиальным схемам 10 кВ.
Подстанции потребителей II и III категорий допускается, принеобходимости, подключать по магистральным или кольцевым схемам.
Размещение комплектных трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ, ихколичество и мощность трансформаторов должны обеспечивать минимальные потериэлектроэнергии при минимальном расходе оборудования и кабельной продукции.
7.11.15 В схемах электроснабжения компрессорных станций следуетпредусматривать мероприятия в соответствии с действующими нормативнымидокументами по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях 10 (6)и 0,4 кВ и обеспечению качества электрической энергии в соответствии стребованиями ГОСТ13109.
7.11.16 Для обеспечения непрерывной работы ответственных вспомогательныхмеханизмов газотурбинных газоперекачивающих агрегатов, а также работы системыводоснабжения, канализации, отопления, вентиляции и освещения компрессорнойстанции с различными типами газоперекачивающих агрегатов при прекращенииэлектроснабжения от основных источников энергии на компрессорной станцииследует предусматривать агрегаты аварийного электроснабжения согласно РД51-0158623-06 [38].
7.11.17 В качестве аварийных источников электроснабжения компрессорныхстанций необходимо применять автоматизированные электроагрегаты на жидкомтопливе.
Для потребителей особой группы надежности электроснабжения допускаетсяподключение в цеховой аварийной электростанции, при условии соответствующей мощностиаварийного источника. При этом наличие АБП с аккумуляторной батареей,обеспечивающей переключение источников без перерыва электропитания, дляпотребителей особой группы обязательно.
Для компрессорной станции с газотурбинными газоперекачивающими агрегатами,аварийные агрегаты оснащаются автоматикой запуска по исчезновению напряжения нашинах 0,4 кВ КТП (ПЭБа, цеха) со временем запуска (до принятия нагрузки) 30секунд. Продолжительность работы аварийных агрегатов следует рассчитывать навремя, необходимое для восстановления и включения одного из основных источниковэлектроснабжения, но не менее 24 часов. Для климатического района с холоднымклиматом пополняемый запас топлива должен обеспечивать продолжительность работыаварийных агрегатов не менее десяти суток.
Отключение аварийной дизельной электростанции предусматриваетсяоператором (вручную по месту или дистанционно).
7.11.18 На компрессорной станции должно быть предусмотрено устройствогарантированного питания группы особо ответственных потребителей,обеспечивающих работу в течение 30 минут и безаварийное отключениекомпрессорной станции при полной потере напряжения переменного тока(контрольно-измерительные приборы, системы автоматики, резервные насосы смазки,аварийное электроосвещение).
В качестве источника электроэнергии системы гарантированного питанияследует применять аккумуляторную батарею 220 (110) В. Емкость аккумуляторнойбатареи должна обеспечивать работу системы гарантированного питания в течениене менее 30 минут.
7.11.19 На компрессорной станции должна быть запроектированаавтоматизированная система управления электроснабжением (АСУ Э) согласно«Основным положениям по автоматизации объектов энергообеспечения ОАО «Газпром» [32] и ВРД39-1.8-055 [30].
7.11.20 Для электроприводных ГПА иэлектродвигателей приводов механизмов основных и вспомогательныхтехнологических процессов компримирования газа при необходимости рекомендуетсяприменение плавного запуска и частотного регулирования.
7.11.21 В зданиях и сооружениях компрессорной станции должнопроектироваться рабочее электрическое освещение, а также устройства дляподключения ремонтного освещения и электрооборудования.
7.11.22 Аварийное освещение с автоматическим переключением на аварийныйисточник питания должно быть предусмотрено в компрессорных цехах,индивидуальных зданиях газоперекачивающих агрегатов, энергоблоке операторной,аккумуляторной, электрической станции, закрытом распределительном устройстве 10кВ, наружной обвязке кранов компрессорной станции, узле связи, котельной,служебно-эксплуатационном и ремонтном блоке, а также насосной автоматическогопожаротушения.
7.11.23 Источником аварийного освещения компрессорной станции, какправило, следует принимать аккумуляторную батарею, предусматриваемую для технологическихцелей.
При отсутствии батареи источником аварийного освещения допускаетсяпринимать одну из секций шин 0,4 кВ комплектной трансформаторной подстанции, ккоторой не подключено рабочее освещение, но подключен агрегат аварийногоэлектроснабжения.
7.11.24 На площадках компрессорных станций главные проезды, открытыесклады и подходы к цехам должны иметь наружное электрическое освещение.Управление наружным электроосвещением - автоматическое (по естественнойосвещенности) и дистанционное - из диспетчерского пункта станции.
7.11.25 Освещенность площадок, находящихся вне зданий, главных ивспомогательных проездов компрессорной станции должна соответствовать СНиП 23-05 [39].
7.11.26 Внутриплощадочные электрические сети необходимо предусматриватьв кабельном исполнении с прокладкой по эстакадам (отдельным или совмещенным стехнологическими). Применение других способов прокладки внутриплощадочныхэлектросетей требует дополнительного обоснования.
7.11.27 Молниезащита зданий и сооружений компрессорной станции от прямыхударов молнии в соответствии с требованиями СО153-34.21.122 [33],как правило, должна выполняться отдельно стоящими стержневыми молниеотводамиили молниеотводами, совмещенными с прожекторными мачтами наружногоэлектрического освещения.
7.11.28 При проектировании микропроцессорных систем релейной защиты,автоматики, АСУ и связи должны выполняться мероприятия по электромагнитнойсовместимости (ЭМС) микропроцессорных устройств с электромагнитной обстановкой(ЭМО) на объектах в соответствии с действующими стандартами.
7.12 Теплоснабжение
7.12.1 Выбор схемы теплоснабжения и тип основного и резервного источникатепла должен быть определен на основе технико-экономического сравнения настадии общих технических решений и согласован с заказчиком и эксплуатационнойорганизацией.
7.12.2 В случае равнозначных показателей, в качестве основного ирезервного источников теплоснабжения приоритетным должен считаться вариантдецентрализованного теплоснабжения.
7.12.3 В качестве основных источников децентрализованного теплоснабжениядолжны предусматриваться автономные источники тепла:
- котельные: встроенные, пристроенные, блок-модульные, крышные;
- темные лучистые обогреватели в соответствии с действующими нормами иправилами;
- местные отопительные приборы.
7.12.4 В качестве основных источников централизованного теплоснабжениядолжны предусматриваться:
- утилизаторы тепла электростанций собственных нужд;
- утилизаторы тепла ГПА;
- центральные котельные: блок-модульные, размещаемые в отдельно -стоящих зданиях и пристроенные.
7.12.5 Системы утилизации следует предусматривать, прежде всего, наагрегатах электростанций собственных нужд.
7.12.6 При применении в качестве основных источников тепла утилизаторовэлектростанций собственных нужд или ГПА или их комбинации должны бытьпредусмотрены независимые резервные источники тепла.
7.12.7 Тепловая мощность резервных источников тепла должна обеспечивать100 % максимального теплопотребления, при основных источниках тепла отутилизаторов электростанций собственных нужд или ГПА.
7.12.8 Для котельных, являющихся единственным источником тепла, какправило, должна быть предусмотрена установка резервной тепловой мощности в размере50 % от расчетной теплопроизводительности котельной (100 % для севернойстроительно-климатической зоны).
7.12.9 При проектировании объектов теплоснабжения магистральныхгазопроводов следует руководствоваться: ПБ10-573 [40],ПБ10-574 [41],ПБ 10-575 [42],ПБ 03-576 [43],СП 41-104 [44],СНиП II-35 [45], СНиП 41-02 [46],а также требованиями настоящих Норм.
7.13 Вентиляция и кондиционирование воздуха
7.13.1 Вентиляция зданий и сооружений КС должна обеспечивать:
- нормативные кратности обмена воздуха в производственных,административно-бытовых и вспомогательных помещениях;
- ассимиляцию избыточных тепловыделений;
- разбавление до предельно-допустимой концентрации рабочей зоны вредныхвеществ, обращающихся в технологических процессах;
- разбавление до 10 % нижней концентрации предела распространенияпламени горючих и взрывоопасных веществ, обращающихся в технологическихпроцессах;
- нормативные допустимые значения температуры, относительной влажности искорости движения воздуха.
7.13.2 Воздухообмены для ассимиляции избыточных тепловыделений в теплыйпериод года должны приниматься по параметрам «А».
8 СТАНЦИИ ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА
8.1 Общие требования
8.1.1 Станции охлаждения газа (СОГ) предназначены для охлаждения газа,подаваемого в магистральный газопровод, до температуры, ниже температурыокружающего воздуха. Как правило, этот газ поступает из аппаратов воздушногоохлаждения компрессорных станций. В холодный период, охлаждение газа осуществляетсяв АВО, в обход СОГ или круглогодично на СОГ, оснащенных специальными насоснымиагрегатами для циркуляции холодильного агента в зимний период.
8.1.2 Станции охлаждения газа могут использовать следующие холодильныециклы: парокомпрессионные; турбодетандерные; рекуперативные; комбинациипарокомпрессионных и турбодетандерных циклов с рекуперативными теплообменнымиаппаратами.
Выбор холодильного цикла и схемы СОГ следует проводить на стадиитехнико-экономического обоснования строительства газотранспортной системы.
8.1.3 Исходные данные для проектирования станций охлаждения на периодэксплуатации: сезонная производительность и пропускная способностьмагистрального газопровода, давление газа на входе СОГ, температура газа навходе СОГ (должны приниматься на основании гидравлического и теплового расчетовмагистрального газопровода), а также потери давления газа на станции и составприродного газа. Температура газа на выходе СОГ должна приниматься взависимости от геокриологических характеристик грунта по трассе и учитываться врасчете газопровода.
8.1.4 Основные расчетные параметры холодильного цикла (температурыиспарения и конденсации хладагента, давление перед детандером и т.д.) следуетпринимать на основе оптимизационных расчетов с учетом технических характеристикпринятого оборудования, а также расчетной температуры атмосферного воздуха.
8.1.5 Расчетную температуру атмосферного воздуха для определенияхолодопроизводительности станции охлаждения газа, расчета холодильного цикла итехнологического оборудования следует принимать равной средней максимальнойтемпературе наиболее теплого месяца по СНиП 23-01 [9].
8.1.6 Температура атмосферного воздуха для перехода на последовательноеохлаждение газа в АВО КС и СОГ и обратно только в АВО, должна определяться наосновании технико-экономических расчетов. Загрузка одного холодильного агрегатапри переключении должна быть выше 70 %. При этой температуре определяетсяколичество необходимого оборудования СОГ и АВО газа.
8.1.7 Технико-экономические и технологические показатели СОГопределяются совместно с сопряженной КС.
8.1.8 При температуре окружающего воздуха, превышающей расчетную,допускается снижение холодопроизводительности станции не более, чем на 25 %.Количество установленного оборудования на станции должно обеспечить этотребование при максимальной летней температуре воздуха. Должно быть определеномаксимально допустимое повышение температуры газа на выходе СОГ и время работыв этом режиме.
8.1.9 При превышении температуры воздуха выше расчетного значениядопускается подключение резервного оборудования (холодильные агрегаты,теплообменные аппараты).
8.1.10 СОГ следует размещать на площадке компрессорной станции свыделением их в отдельную производственную зону.
8.1.11 СОГ могут проектироваться как на каждый магистральный газопровод,так и на группу газопроводов параллельной прокладки.
8.1.12 Подключение основного оборудования СОГ по холодильному агенту иохлаждаемому газу, следует предусматривать по коллекторной схеме.
8.1.13 Все трубопроводы СОГ в пределах зоны обслуживания, имеющиетемпературу выше 55 °С, должны бытьизолированы в соответствии со СНиП41-03 [47].
8.1.14 При подключении СОГ к выходным газопроводам КС (после АВО)предусмотреть установку запорной арматуры с дистанционным и местным управлениемна байпасе СОГ, на входных и выходных газопроводах СОГ, на продувочных свечахвходных и выходных газопроводов.
8.1.15 Станционные системы СОГ и КС должны содержать все необходимыесредства (САУ и др.), обеспечивающие их взаимодействие во всех режимах, включаянештатные и аварийные ситуации.
8.2 Парокомпрессионные СОГ
8.2.1 В технологической схеме станций охлаждения газа должно бытьпредусмотрено по хладагенту:
- компримирование;
- охлаждение и конденсация паров;
- переохлаждение жидкого хладагента (при необходимости);
- дросселирование и испарение;
- перегрев паров;
- сепарация паров, поступающих на компримирование;
- предотвращение вакуума в системе;
- отделение инертных газов;
- выделение тяжелых углеводородов (в случае необходимости).
В составе станции охлаждения газа следует предусматривать системы иустановки:
- резервное оборудование;
- автоматизированную систему управления технологическими процессами СОГ(АСУ ТП СОГ);
- технологические и аварийные дренажные системы;
- факельную систему;
- системы приема, хранения и подпитки хладагента;
- обеспечение инертным газом;
- систему удаления неконденсирующихся газов из контура холодильногоагента;
- систему, обеспечивающую работоспособность холодильных агрегатов прикратковременных сбоях в электроснабжении;
- противопожарную систему;
- систему основного и аварийного электроснабжения;
- систему обеспечения турбокомпрессорных агрегатов топливным, пусковым иимпульсным газами;
- систему маслоснабжения;
- система воздухоснабжения;
- систему теплоснабжения;
- систему водоснабжения и канализации.
8.2.2 Количество работающих холодильных агрегатов в расчетном режимедолжно быть не менее двух для повышения надежности работы СОГ и для обеспеченияего
работоспособности при аварийной остановке одного из агрегатов. Загрузкаагрегатов в этом режиме должна составлять 70 - 100 %.
8.2.3 Рекомендуемые перепады температур на холодном конце испарителей -от 3 до 6 °С, воздушныхконденсаторов - от 8 до 15 °С и уточняютсятехнико-экономическим расчетом на стадии проектирования.
8.2.4 На станциях охлаждения газа, следует предусматривать резервкомпрессорных агрегатов, испарителей, воздушных конденсаторов хладагента,равный 10 %, но не менее I шт.
8.2.5 Общую вместимость линейных ресиверов следует принимать из условияобеспечения запаса хладагента на время работы от 8 до 12 мин. Геометрическийобъем одного ресивера должен быть не более 100 м3.
8.2.6 Скорость хладагента в технологических трубопроводах в расчетномрежиме, следует определять на основании гидравлических и технико-экономическихрасчетов при потерях давления, не превышающих: во всасывающей линии от испарителейдо компрессоров - 0,0098 МПа (0,1 кГс/см2); в межтрубномпространстве испарителей - не более 0,0245 МПа (0,25 кГс/см2), внагнетательной линии до конденсатора - 0,0098 МПа (0,1 кГс/см2); ввоздушных конденсаторах хладагента - 0,0098 МПа (0,1 кГс/см2).
Потери давления природного газа в испарителях - не более 0,0392 МПа (0,4кГс/см2).
Потери давления природного газа в обвязке испарителей - не более 0,0098МПа (0,1 кГс/см2).
Необходимо принимать следующие скорости:
- для паров хладагента: на стороне всасывания (не более) - 10 - 12 м/с;на стороне нагнетания (не более) - 12 - 15 м/с;
- для жидкого хладагента в линиях от конденсаторов до ресиверов, отресиверов до переохладителей и от переохладителей до потребителей холода - неболее 0,8 м/с.
8.2.7 Потери холода во внешнюю среду следуетпринимать в пределах от 3 до 5 процентов от номинальной производительностиустановки.
8.2.8 Арматура для технологическихтрубопроводов хладагента должна быть стальной с расчетным давлением не менее2,45 МПа.
8.2.9 Для надежного отключения компрессоров от обвязочных коммуникацийпо хладагенту, необходимо предусматривать фланцы для заглушек или люки дляустановки шаров-разделителей, а также свечи.
Люки должны предусматриваться вне зданий (контейнеров) компрессорныхагрегатов. Свеча должна предусматриваться между люком и запорным устройством.
8.2.10 В обвязке каждого компрессора следует предусматривать обводнуюлинию, обратные клапана на стороне нагнетания и линию сброса паров.
Сброс паров хладагента из обвязочных трубопроводов и компрессора следуетпредусматривать на факел. Выбросы от дыхательных и суфлирующих свечей следуетпредусматривать в атмосферу с обеспечением рассеивания газа в соответствии снормативной документацией.
8.2.11 В нижней части всасывающих патрубков компрессора, предусматриватьдренажные линии, для продувки всасывающих коллекторов перед запускомкомпрессора.
8.2.12 Регулирующие клапаны следует размещать непосредственно у каждогоиспарителя, на удобной для обслуживания площадке.
Необходимо предусматривать обводы регулирующих клапанов, оснащенныедвумя ручными кранами.
8.2.13 Уклон трубопроводов между конденсаторами холодильного агента илинейными ресиверами должен быть таким, чтобы обеспечить слив холодильногоагента в линейные ресиверы - самотеком.
8.2.14 При подводе сливного коллектора холодильного агента в линейныересиверы сверху, отбор потока в отделитель инертов осуществляется из верхнейчасти линейных ресиверов. При подводе сливного коллектора холодильного агента влинейные ресиверы снизу, отбор потока в отделитель инертов осуществляется изверхней части линейных ресиверов и выходного коллектора конденсаторов. Приподводе сливного коллектора к линейным ресиверам снизу и сверху, жидкийхладагент должен сливаться в нижнюю часть ресиверов (под слой жидкости).
8.2.15 Оборудование станций охлаждения газа должно соответствоватьтребованиям «Правил технической безопасности на холодильных станцияхпредприятий Мингазпрома» [48]и «Правилустройства и безопасной эксплуатации холодильных систем» [49].
8.2.16 Изолировать трубопроводы и арматуру по линии холодильного агентаот нагнетательного коллектора компрессора до входа в испарители, а также налинии сброса хладагента не требуется, кроме участков, где требуется защита от воздействияна человека.
8.3 Турбодетандерные СОГ
8.3.1 В технологической схеме станций охлаждения газа должно бытьпредусмотрено по хладагенту:
- компримирование природного газа до расчетного давления переддетандером. Компрессорная установка для компримирования газа вводится(включается) в действие при падении давления ниже расчетного;
- расширение газа в турбодетандере.
8.3.2 В схеме станций охлаждения газа также следует предусматривать:
- резервное оборудование;
- систему автоматики и регулирования, включая аварийное отключениестанции;
- систему, обеспечивающую устойчивую работоспособность холодильныхагрегатов при кратковременных перерывах в электроснабжении.
8.3.3 Количество работающих холодильных агрегатов в расчетном режимедолжно быть не менее двух, для повышения надежности работы СОГ и дляобеспечения его работоспособности при аварийной остановке одного из агрегатов.Загрузка агрегатов в этом режиме должна составлять 70 - 100 %.
8.3.4 Скорость потока природного газа в технологических трубопроводах иаппаратах СОГ в расчетном режиме, следует определять по п. 7.6.20 настоящих Норм.
8.3.5 На станциях охлаждения газа, следует предусматривать резервтурбодетандерных агрегатов, аппаратов воздушного охлаждения, равный 15 %, но неменее 1 шт.
8.4 Рекуперативные СОГ
8.4.1 В технологической схеме станций охлаждения газа должно бытьпредусмотрено по хладагенту:
- нагрев газа низкого давления входящего в КС (холодный поток);
- компримирование в КС;
- охлаждение газа в АВО КС;
- охлаждение газа высокого давления после АВО газа (горячий поток).
8.4.2 В схеме станций охлаждения газа также следует предусматривать:
- резервное оборудование;
- систему автоматики и регулирования, включая аварийное отключениестанции;
- систему, обеспечивающую устойчивую работоспособность холодильныхагрегатов при кратковременных перерывах в электроснабжении.
8.4.3 Рекомендуется использовать рекуперативную систему охлаждения газа,если температура природного газа на входе в ДКС, по крайней мере, на 10градусов ниже, чем температура на входе в МГ.
8.4.4 Рекомендуется использовать рекуперативную систему в качествепредварительного охлаждения в парокомпрессионных холодильных циклах или вдетандерных установках. Температурный уровень охлаждения в рекуператорахопределяется технико-экономическим расчетом.
8.4.5 Не рекомендуется использование рекуперативных систем охлаждениягаза на нескольких линейных станциях подряд. Должно осуществляться чередованиерекуперативных и парокомпрессионных или детандерных холодильных установок.
8.5 Вспомогательные системы для парокомпрессионныххолодильных машин
8.5.1 Технология
8.5.1.1 Следует предусматривать систему технологических дренажей длясбора жидкого хладагента из аппаратов и обвязочных коммуникаций компрессоров.
8.5.1.2 Постоянный отвод жидкости из отделителей жидкости долженвыполняться самотеком в специальные сборники на аппаратах или в отдельностоящие дренажные ресиверы вместимостью не менее 5 м3 каждый.
Отвод жидкости из всасывающих и нагнетательных трубопроводов следуетпредусматривать самотечным в специальный дренажный ресивер.
8.5.1.3 Для опорожнения от хладагента отдельного оборудования иликоммуникаций следует принимать установку дренажного ресивера вместимостью,равной наибольшей вместимости технологического аппарата.
8.5.1.4 Для опорожнения отдельных аппаратов СОГ от хладагента следуетпредусматривать аварийный дренажный резервуар вместимостью, равной вместимостинаибольшего аппарата СОГ.
Аварийное опорожнение всей СОГ следует предусматривать в резервуарысклада хладагента, специально приспособленные для приема хладагента.
Слив хладагента в аварийный дренажный резервуар и резервуары склададолжен производиться самотеком.
Аварийная дренажная система должна обеспечивать опорожнение системы завремя, не более 1 часа.
Во время работы СОГ, аварийный дренажный резервуар и аварийныерезервуары склада должны содержаться в постоянной готовности для приемахладагента.
Резервуар следует размещать вне габаритовустановки охлаждения газа, определяемых выступающими частями оборудования илитрубопроводов; расстояние от резервуара до установки должно быть не менее 10 м.
8.5.1.5 На станциях охлаждения газа следует устанавливатьвспомогательный компрессорно-конденсаторный агрегат (для отсоса паровхладагента из системы, передавливания парами высокого давления жидкогохладагента и других операций) и вакуум-насос.
8.5.1.6 В системе отделения инертов, предназначенной для удаления изхолодильного контура неконденсирующихся газов, следует предусматриватьустановку специальных теплообменников-испарителей для конденсации паровхладагента (кипящим жидким хладагентом), содержащих инерты со сбросом последнихв факельную систему.
Отбор паров хладагента для установки отделения инертов предусматривать вследующих точках:
- на выходных коллекторах обвязки конденсаторов;
- на линейных ресиверах.
8.5.1.7 Для предотвращения разряжения в аппаратах холодильной установкив холодный период следует обеспечивать подачу инертного или природного газа.Допустимое минимальное давление в системе не должно быть ниже 0,15 МПа (аба).
8.5.1.8 Для удаления накапливающихся в испарителе (для однокомпонентногохолодильного агента) высококипящих примесей (масла, тяжелых углеводородов идр.) следует предусматривать ресивер вместимостью 10 м3 сподогревателем для отпарки хладагента.
8.5.1.9 Необходимо предусматривать продувку инертным газом (азотом) всехотключаемых аппаратов или отдельных участков трубопроводов холодильнойустановки. Применение продуктов сгорания природного газа не рекомендуется.
Неснижаемый запас инертного газа должен быть не менее трех объемовнаибольшего аппарата станции охлаждения газа.
8.5.2 Склады хладагента
8.5.2.1 Объем хладагента, хранимого на складе, следует определять сучетом возможности его получения и транспортных средств. При доставкехладагента только водным путем следует предусматривать хранение его годовогозапаса.
8.5.2.2 При работе станций охлаждения газа на смеси хладагентовнеобходимо предусматривать резервуары для хранения отдельных компонентов, атакже резервуары и установки для приготовления смесей.
8.5.2.3 В составе склада следует предусматривать: резервуарный парк дляприема и хранения хладагента; резервуар или баллоны для хранения инертного газа(азота); насосно-компрессорное отделение для разгрузки хладагента, подачи на станциюохлаждения газа и внутри складских перекачек; свечу рассеивания; сливо-наливныеустройства (эстакады).
8.5.2.4 При проектировании склада хладагента следует руководствоваться СНиП 42-01 [50].
8.5.3 Факельная система
8.5.3.1 На станции охлаждения газа следует предусматривать факельнуюсистему для отвода и сжигания паров хладагента, поступающего при срабатываниипредохранительных клапанов, а также периодических сбросах при продувкахкомпрессоров, аппаратов и трубопроводов станции охлаждения.
8.5.3.2 В составе факельной системы следует предусматривать:
- факельные трубы (факелы);
- дренажные устройства;
- газопроводы от установок до факела с системой автоматики; трубопроводытопливного газа, воздуха, инертного газа.
8.5.3.3 Диаметр трубопроводов сбросных газов должен определяться сучетом наибольшего сброса газа одной из подключаемых установок станцииохлаждения газа или склада хладагента с коэффициентом 1,2.
Наибольший аварийный сброс следует принимать на станции охлаждения газа- от предохранительных клапанов трех соседних аппаратов с наибольшим сбросомпаров;
8.5.3.4 Допустимые потери давления в факельной системе (до верхафакельной трубы при максимальном сбросе) следует принимать 0,1 МПа.
8.5.3.5 Факельное устройство должно проектироваться в соответствии с ПБ 03-591 [51].
8.5.3.6 Факельные трубы следует предусматривать:
- с электрозапальным устройством с дистанционным управлением иавтоматическим зажиганием факела;
- с горелками постоянного действия;
- с огнепреградителем (предпочтительно типа «газостатический затвор»),устанавливаемым под факельной горелкой.
Во избежание попадания воздуха в факельную систему должна предусматриватьсяподача затворного газа в ствол факела.
Расчет количества затворного газа следует производить в соответствии с ПБ 03-591 [51].
8.5.3.7 Верхнюю часть факельной трубы (не менее 4 м) необходимопредусматривать из жаропрочной стали с ветрозащитным устройством.
На факеле следует предусматривать лестницу тоннельного типа с площадкамичерез каждые 6 м и площадку для обслуживания запальных устройств и горелокпостоянного действия.
8.5.3.8 Трубопроводы для сброса паров хладагента на факел следуетвыполнять надземно с уклоном не менее 0,002 по ходу, 0,003 - против хода. Приневозможности выполнения одностороннего уклона в наиболее низких точкахнеобходимо предусматривать дренажные устройства.
8.6.3.9 Для проведения ремонтных работ на факельных трубопроводахдопускается установка задвижек, которые должны быть опломбированы в открытомположении на границе каждой секции станции охлаждения газа.
8.5.3.10 Обогрев трубопроводов и арматуры сброса хладагента допускаетсяне проектировать.
8.5.3.11 При использовании в качестве хладагента аммиака, аварийныесбросы следует направлять в атмосферу через свечи рассеивания, которые следуетпроектировать в соответствии с ПБ09-592 [52]и действующими «Методиками расчета концентрации в атмосферном воздухе вредныхвеществ, содержащихся в выбросах предприятий» ОНД [53].
8.6Вспомогательные системы для турбодетандерных и рекуперативных холодильныхустановок
Для турбодетандерных и рекуперативных СОГ все вспомогательные системыследует проектировать в соответствии с требованиями раздела 7настоящих Норм.
8.7 Предохранительные клапаны
8.7.1 На трубопроводах с жидким хладагентом, ограниченных запорными устройствами,для защиты их от повышения давления при нагреве солнечными лучами, параллельнозапорному устройству следует предусматривать обвод (Dy 15 - 25) с обратным клапаном, обеспечивающимпропуск жидкости в емкостные аппараты, или предохранительный клапан.
8.7.2 На аппаратах следует устанавливать не менее двух предохранительныхклапанов (рабочий и резервный). Количество рабочих клапанов определяетсярасчетом. Количество резервных клапанов принимается равным рабочему.
8.7.3 Предохранительные клапаны на резервуарах должны устанавливаться,как правило, через переключающий трехходовой кран.
8.7.4 Сброс от предохранительных клапанов следует предусматривать вфакельную систему.
8.7.5 Расчет предохранительных клапанов на сосудах и аппаратах следуетвыполнять в соответствии с ПБ09-592 [52]с учетом отвода всего количества хладагента во время пожара.
8.8 Системы теплоснабжения, отопления и вентиляции
8.8.1 Проектирование теплоснабжения, отопления и вентиляции зданий ипомещений станций охлаждения газа следует выполнять в соответствии с ВРД39-1.8-055 [30].
8.8.2 Установку утилизаторов тепла на агрегатах предусматривать неследует, учитывая, что в холодный период года станция искусственного охлажденияне работает.
8.8.3 При проектировании систем теплоснабжения СОГ необходиморуководствоваться требованиями раздела 7 настоящих Норм.
8.9 Системы контроля и управления
8.9.1 Станция охлаждения должна иметь централизованное управление иконтроль из резервного пункта управления СОГ и операторной СОГ-КЦ.
8.9.2 Основные параметры, характеризующие работу станций охлаждения,должны выноситься на диспетчерский пункт КС: температура газа на входе ивыходе; давление газа; состояние компрессорных агрегатов (включен, выключен);сигнал загазованности и о пожаре; нерасшифрованный предупредительный сигнал исигнал об аварийных ситуациях.
В системе должен быть предусмотрен алгоритм аварийного отключения СОГ сосливом и без слива холодильного агента из контура СОГ.
9 ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ
9.1 Общие положения
9.1.1 ГРС предназначены для подачи газа населенным пунктам, промышленнымпредприятиям и другим потребителям в заданном объеме с определенным давлением,необходимой степенью очистки, одоризации и учетом количества газа. В составгазораспределительной станции входят:
а) узлы:
- переключения;
- очистки газа;
- предотвращения гидратообразования;
- редуцирования газа;
- учета газа;
- одоризации газа;
- отбора газа на собственные нужды;
- подготовки импульсного (питающего) газа;
б) системы:
- автоматического управления;
- электроснабжения;
- связи и телемеханики;
- защиты от коррозии;
- отопления и вентиляции;
- контроля загазованности;
- молниезащиты;
- заземления;
- охранной и пожарной сигнализации;
- водоснабжения и канализации.
В состав ГРС с производительностью более 2 тыс. м3/ч приусловии экономической целесообразности могут быть включены установки поутилизации энергии транспортируемого газа.
9.1.2 Газ, подаваемый из ГРС, долженсоответствовать ГОСТ5542 .
9.1.3 В соответствии с техническим заданием на проектирование ГРС должнабыть определена расчетом минимальная и максимальная допустимая пропускнаяспособность ГРС. Выбор технологического оборудования и систем автоматики ителемеханики по обеспечению безопасной эксплуатации ГРС должен осуществляться сучетом максимальной и минимальной проектной производительности ГРС.
9.1.4 Технологическое оборудование ГРС, до выходного крана включительно,должно быть рассчитано на рабочее давление подводящего газопровода-отвода. Вслучае использования регуляторов давления газа с отсекателем (клапан-отсекательи регулятор) и установки дополнительного предохранительного клапана передвыходным краном в каждой линии редуцирования, допускается производить подбороборудования ГРС после регулятора на рабочее выходное давление.
9.1.5 На ГРС регламентируются следующие минимально-допустимыерасстояния:
- 15 м от огневой стороны подогревателя газа до всех технологическихсооружений;
- 5 м от отдельно стоящего узла переключения или дополнительныхотключающих устройств до здания ГРС.
9.1.6 На ГРС с производительностью более 5 тыс. м3/ч припревышении допустимого уровня шума необходимо предусматривать меры пошумоглушению - установки устройств шумоглушения и нанесения звукопоглощающейизоляции на трубопроводы после редуцирования газа до выходных кранов, а такжена трубопровод обводной линии (по требованию заказчика).
9.1.7 Скорость газа в трубопроводах ГРС не должна превышать 25 м/с.Допускается повышение скорости газа до 50 м/с при подаче газа по обводнойлинии.
9.1.8 Рекомендуется определять на стадии проектирования наиболеенапряженные участки газопроводов ГРС для последующего проведения ихдиагностического обследования в процессе эксплуатации.
9.1.9 Формы обслуживания ГРС (централизованная, периодическая, надомнаяи вахтенная) и требования к ним, а также другие требования, не вошедшие внастоящие Нормы, необходимо принимать в соответствии с ВРД 39-1.10-069 [54].
9.1.10 В проекте необходимо предусматривать возможность свободногодоступа к обслуживаемым приборам и устройствам.
9.1.11 Для обеспечения непрерывной подачи газа потребителю в периодреконструкции рекомендуется предусматривать места подключения «передвижной Мини- ГРС» (производительностью 10 тыс. м3/ч).
9.1.12 Охранный кран необходимо располагать на расстоянии не более 500 мот ГРС. Кран должен иметь дистанционное управление.
9.2 Узел переключения
9.2.1 Узел переключения ГРС предназначен для изменения направленияпотока газа высокого давления с основной линии редуцирования на обводную линию.
9.2.2 В узле переключения ГРС следует предусматривать:
- краны с дистанционно управляемым приводом на газопроводах входа ивыхода;
- предохранительные клапаны (не менее двух) для сброса газа;
- обводную линию, соединяющую газопроводы входа и выхода ГРС,обеспечивающую кратковременную подачу газа потребителю;
- свечу (свечи) сброса газа с предохранительных клапанов, вынесенную,как правило, на 10 м за ограждение ГРС;
- свечу с дистанционно управляемым краном для аварийного сброса газа изтехнологических трубопроводов, расположенных после входного крана и передлинией редуцирования. Для ГРС с производительностью более 150 тыс. м3/чданная свеча должна быть вынесена на 10 м за ограждение ГРС.
Объединение свечей из технологических установок и предохранительныхклапанов с различными давлениями запрещено.
Допускается объединять сбросные свечи одинакового давления, в том числес различных выходов.
9.2.3 Пропускная способность предохранительныхклапанов должна быть не менее 10 % от максимальной производительности выходногогазопровода ГРС.
9.2.4 Обводная линия должна быть оснащена (по ходу газа):
- отключающим краном с дистанционно управляемым приводом (допускаетсяустановка крана с ручным приводом);
- краном-регулятором или задвижкой с ручным приводом.
9.2.5 Обводная линия должна быть оснащена приборами контроля давлениягаза, видимыми с места регулирования.
9.2.6 Обводная линия должна обеспечивать проектную производительностьГРС.
9.2.7 Входной и выходной краны ГРС должны иметь дистанционноеуправление.
9.2.8 Для ГРС, узел переключения которых располагается в одном здании(блок-боксе) с остальными узлами станции, на входном газопроводеустанавливается дополнительное отключающее устройство с дистанционноуправляемым приводом.
9.3 Узел очистки газа
9.3.1 Для очистки газа на ГРС должны применяться пыле- влагоулавливающиеустройства, обеспечивающие подготовку газа для стабильной работы оборудованияГРС и потребителя.
9.3.2 Количество аппаратов очистки газа определяется расчетом, но неменее двух (один резервный). По согласованию с заказчиком на ГРСпроизводительностью до 10 тыс. м3/ч может применяться один аппараточистки газа с байпасом.
9.3.3 Узел очистки газа должен быть оснащен устройствами автоматическогоудаления конденсата в сборные резервуары и системой контроля утечек продуктовочистки газа.
9.3.4 Вместимость резервуара должна определяться из условия сливапримесей в течение 10 суток, но не менее - 1 м3.
9.3.5 Резервуары (емкости) сбора продуктов очистки газа должны бытьрассчитаны на рабочее давление подводящего газопровода-отвода и оборудованысигнализатором верхнего уровня жидкости.
При использовании газоотделяющих устройств, полностью исключающихвозможность попадания газа в сборные емкости высокого давления, резервуары (емкости)для сбора продуктов очистки могут рассчитываться на максимальное давление,подаваемое для их опорожнения. Не допускается оснащать дыхательным клапаномемкости, находящиеся при эксплуатации под давлением.
9.3.6 Технологический процесс сбора продуктов очистки из резервуаровдолжен исключать возможность пролива и попадания конденсата на грунт. Слив(налив) конденсата в резервуары (емкости) должен производиться под слоемжидкости.
9.4 Узел предотвращения гидратообразования
9.4.1 Узел предотвращения гидратообразования предназначен для исключенияобмерзания оборудования и образования кристаллогидратов в газопроводныхкоммуникациях.
9.4.2 В качестве мер по предотвращению гидратообразования применяютсяобщий или частичный подогрев газа с помощью подогревателей газа. При опасностиобразования гидратных пробок необходимо использовать ввод метанола вгазопроводные коммуникации.
9.4.3 Количество и тип подогревателей газа следует определять исходя иззначения температуры газа на выходе ГРС - не ниже минус 10 °С (на пучинистыхгрунтах не ниже 0 °С).Необходимость резервного подогревателя определяет заказчик.
9.4.4 Надземные трубопроводы и арматура при наружной прокладке, навыходе из подогревателей, должны быть защищены тепловой изоляцией.
9.4.5 Отключающие и байпасный краны узла подогрева газа должнырасполагаться не ближе 15 м от огневой части подогревателя.
9.4.6 Для подогревателей с промежуточным теплоносителем необходимопредусматривать защиту и сигнализацию при прорыве газа в полость теплоносителя.
9.5 Узел редуцирования газа
9.5.1 Узел редуцирования предназначен для снижения и автоматическогоподдержания заданного давления газа, подаваемого потребителю.
9.5.2 В узле редуцирования ГРС количество редуцирующих линий следуетпринимать не менее двух (одна резервная). Допускается применять три и болеелиний редуцирования равной производительности (не менее одной резервной). Приобосновании допускается предусматривать линию постоянного расхода, рассчитаннуюна 35 - 40 % проектной производительности по данному выходу.
9.5.3 В узле редуцирования, при необходимости, допускаетсяпредусматривать линию малых расходов для работы в начальный период эксплуатацииГРС.
9.5.4 Линии редуцирования газа должны быть оборудованы сброснымисвечами.
9.5.5 Линии редуцирования должны иметь автоматическую защиту ототклонения рабочих параметров за допустимые пределы и автоматическое включениерезерва.
9.5.6 Линии редуцирования должны выполняться по одной из следующих схем(походу газа):
- кран с дистанционно управляемым приводом, регулятор давления илирегулирующий клапан, или дискретный клапан-дроссель, кран ручной или сдистанционно управляемым приводом (защита на входном кране);
- кран ручной или с дистанционно управляемым приводом, двапоследовательно установленных регулятора давления: первый - контрольный, второй- рабочий (защита контрольным регулятором), кран ручной или с дистанционноуправляемым приводом;
- кран ручной или с дистанционно управляемым приводом, отсекатель,регулятор, кран ручной или с дистанционно управляемым приводом (защитаотсекателем).
Линия постоянного расхода выполняется по следующей схеме - кран сдистанционно управляемым приводом, задвижка или постоянный дроссель, кранручной (защита на кране с дистанционно управляемым приводом).
9.5.7 Для поддержания установленного режима газопотребления следуетпредусматривать установку регуляторов-ограничителей расхода газа.
Регулятор - ограничитель расхода газа может устанавливаться как в узлередуцирования, так и на выходе ГРС.
9.6 Узел учета газа
9.6.1 Узлы учета газа предназначены для коммерческого учета газа,подаваемого потребителю, и учета газа на собственные нужды.
9.6.2 Узел учета газа должен проектироваться в соответствии стребованиями Федерального закона «Обобеспечении единства измерений» [55]. Средства измерения(вычисления) расхода газа должны иметь сертификат Федерального агентства потехническому регулированию и метрологии (Ростехрегулирование) об утверждении средствизмерения.
9.6.3 Измерительные комплексы учета расхода газа должны устанавливатьсяпосле узла очистки, перед узлом редуцирования, или за ним.
9.6.4 Узел учета газа должен обеспечивать измерение расхода газа во всемдиапазоне работы ГРС.
9.6.5 На ГРС рекомендуется предусматривать измерительные линии расходагаза для каждого выхода (потребителя) с одним измерительным комплексом накаждой линии. Узел учета газа на собственные нужды допускается выполнять безрезервирования. Дополнительные требования по резервированию и дублированиюузлов учета газа устанавливает заказчик.
9.7 Узел одоризации газа
9.7.1 Узел одоризации предназначен для придания запаха газу, подаваемомупотребителю.
9.7.2 Норма вводимого одоранта (этилмеркаптан) должна быть 16 г на 1000м3 газа, приведенного к стандартным условиям.
9.7.3 Газ, подаваемый промышленным предприятиям и электростанциям, посогласованию с потребителем и органами Ростехнадзора может не одорироваться.
9.7.4 При наличии централизованного узла одоризации газа, расположенногона магистральном газопроводе, допускается не предусматривать узел одоризациигаза на ГРС.
9.7.5 Узел одоризации устанавливается на выходе станции после обводнойлинии. Подача одоранта допускается как с автоматической (основной режимработы), так и с ручной регулировкой.
9.7.6 На ГРС необходимо предусматривать емкости для хранения одоранта.Объем емкостей должен быть таким, чтобы заправка их производилась не чащеодного раза в два месяца. В емкостях для хранения одоранта должны бытьпредусмотрены средства контроля его уровня. Заправка емкостей одорантом должнаосуществляться только закрытым способом [56].
9.7.7. Емкости хранения одоранта должны быть оборудованы системойконтроля утечек одоранта.
9.7.8 Технология утилизации оборудования одоризации газа должнапредусматривать разработку согласованных с органами государственного надзораподготовительных мероприятий по демонтажу оборудования одоризации газа ипоследующей передаче для его утилизации.
9.8 Узел отбора газа на собственные нужды
9.8.1 Отбор газа на собственные нужды следует предусматривать отвыходящего газопровода ГРС (после обводной линии и узла одоризации) средуцированием давления газа до заданного значения.
9.8.2 Допускается выполнять отбор газа насобственные нужды с высокой стороны.
9.8.3 Газ, используемый на собственные нужды, должен учитываться и бытьодорированным. Газ, сжигаемый в блоках подогрева, расположенных на открытыхплощадках, допускается не одорировать.
9.9 Узел подготовки импульсного (питающего) газа
9.9.1 Отбор газа для узла подготовки импульсного газа необходимопроводить с высокой стороны после узла очистки газа.
9.9.2 Импульсный газ должен быть дополнительно осушен и очищен.
9.10 Система автоматического управления, связи ителемеханики
9.10.1 Система автоматического управления (САУ) ГРС должнапроектироваться с учетом требований «Основных положений по автоматизации,телемеханизации, автоматизированным системам управления технологическимипроцессами транспортировки газа»[31], «Отраслевой СистемыОперативно-Диспетчерского Управления (ОСОДУ) ЕСГ России. Общесистемныетехнические требования» [27]и «Основных положений по автоматизации газораспределительных станций» [57].
9.10.2 Электропитание САУ ГРС должно быть выполнено от сети 220 В, 50 Гци от резервной сети (аккумуляторная батарея). Емкость аккумуляторной батареиопределяется проектом и должна обеспечивать непрерывную работу САУ, ссохранением всех ее функций, в течение суток.
9.10.3 Обмен данными САУ ГРС с ДП ЛПУ МГ осуществляется по каналутелемеханики. Выбор способа интеграции САУ ГРС в систему телемеханикиосуществляется на этапе проектирования ГРС по техническим условиям заказчика.
9.10.4 Технические средства связи должны обеспечивать надежную ибесперебойную связь с ЛПУ МГ и потребителями согласно разделу 11настоящих Норм.
9.10.5 ГРС должна иметь местную телефонную связь с потребителями,строительство которой выполняет потребитель.
9.11 Электроснабжение, электрооборудование,электроосвещение, молниезащита и заземление
9.11.1 Система электроснабжения предназначена для обеспеченияэлектроэнергией всех электроприемников ГРС и включает в себя:
- источники электроснабжения;
- электрооборудование и аппаратура распределения электроэнергии.
9.11.2 Устройство, условия применения на ГРС и техническая эксплуатацияэлектрооборудования должны удовлетворять требованиям ПУЭ [16], «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»[58],РД 153-34.0-03.150 [59] , РД 34.45-51.300 [60], а такжеФедерального закона«Опромышленной безопасности опасных производственных объектов» [11].
9.11.3 Система электроснабжения должна проектироваться с учетом наличияна ГРС электроприемников различной категории надежности по классификации ПУЭ[16]. Какправило, система электроснабжения должна предусматривать в качестве основного источникаввод от сети переменного тока 230/400 В (ввод от собственной подстанции6-10/0,4 кВ или ввод 230/400 В от местной сети). Такие электроприемники, какСАУ,
устройства контроля загазованности и устройства коммерческого учета газаотносятся к первой категории надежности и должны иметь электроснабжение от двухнезависимых источников: ввод от сети 230/400 В (основной источник) и агрегатбесперебойного питания (АБП) с аккумуляторной батареей (резервный источник).
Емкость аккумулятора АБП должна обеспечивать его непрерывную работу втечение 24 часов. Допускается применение на крупных ГРС нескольких АБП,работающих автономно и питающих САУ, средства коммерческого учета газа и другихэлектроприемников первой категории.
9.11.4 В обоснованных случаях допускается совместно с АБП применение вкачестве основных и резервных источников электроснабжения автоматизированныхэлектроагрегатов на базе поршневых газовых двигателей внутреннего сгорания,газовых микротурбин, или электроагрегатов на базе турбодетандеров, снабженныхсредствами АВР.
9.11.5 Установки катодной защиты обеспечиваются электроэнергией по IIIкатегории надежности.
При наличии в здании ГРС аварийных вентиляторов (зал редуцирования,расходомерная), включаемых автоматически от датчиков контроля загазованности ихэлектроснабжение следует выполнять по I категории надёжности.
9.11.6 На ГРС должно быть предусмотрено рабочее и аварийное освещение всоответствии со СНиП23-05 [39].Наружное освещение должно быть преимущественно прожекторным. Для аварийногоосвещения допускается использовать переносные фонари во взрывозащищенномисполнении.
9.11.7 Схема управления наружным электроосвещением должнапредусматривать возможность выбора режима: ручной или автоматический, а такжевыбор количества включенных прожекторов (светильников) для дежурного освещения.
9.11.8 Здание ГРС и наружные установки должны быть защищены от прямыхударов молний отдельно стоящими молниеотводами в соответствии с СО153-34.21.122 [33].
9.11.9 Заземление электроустановок ГРС и защитные мерыэлектробезопасности должны соответствовать требованиям действующих ПУЭ[16] истандартам электробезопасности.
9.12 Защита от коррозии
9.12.1 Электрохимзащиту оборудования и трубопроводов от коррозии следуетпредусматривать в соответствии с требованиями раздела12 настоящих Норм.
9.12.2 На ГРС следует предусматривать комплексную защиту от коррозиизащитными покрытиями и площадочными установками электрохимической защиты. Навходных и выходных газопроводах ГРС необходимо устанавливать изолирующиевставки (фланцы).
9.12.3 В составе электрохимзащиты следует предусматриватьпреимущественно сетевые установки катодной защиты и контрольно-измерительные пункты.
9.13 Системы отопления и вентиляции
9.13.1 Системы отопления, вентиляции и температура воздуха в помещенияхГРС должны соответствовать требованиям СНиП 41-01 [61] и техническимтребованиям заводов-изготовителей оборудования, систем, устройств и приборов.
9.13.2 Кратность воздухообмена в помещениях ГРС принимается всоответствии с действующими нормами:
- в помещении редуцирования - 3;
- в помещении с приборами, стравливающими газ - 3;
- в одоризационной - 10.
В щитовой, операторной и других помещениях с нормальной средой - ненормируются.
9.13.3 Для производственных помещений категорий А следуетпредусматривать аварийную вентиляцию с искусственным побуждением навосьмикратный воздухообмен, включаемую при срабатывании датчика контролязагазованности в этих помещениях или вручную. С наружной стороны дверейнеобходимо устанавливать средства световой и звуковой сигнализации озагазованности этих помещений и кнопочные посты управления аварийнойвентиляцией.
9.13.4 Рекомендуется размещение котельной в едином здании ГРС. Припроектировании встроенных котельных следует руководствоваться СП 41-104 [44].
9.14 ГРС малой производительности
9.14.1 Настоящие положения распространяются на ГРС производительностьюне более 2 тыс. м3/ч (далее - мини ГРС).
9.14.2 Требования к узлам, отдельным элементам узлов и системам миниГРС, не отраженные в настоящем подразделе, должны приниматься в соответствии сподразделами 9.1 - 9.13 настоящихНорм.
9.14.3 Для мини ГРС блочного исполнения допускается размещение свечейдля сброса газа непосредственно на блок - боксе. Высота оголовка свечей - неменее 4 м от уровня земли.
9.14.4 На территории отдельно стоящих мини ГРСдопускается не предусматривать вспомогательные сооружения (туалет, мастерскую,операторную).
9.14.5 В узле переключения допускается предусматривать:
- кран с дистанционно управляемым приводом или кран ручной на входномгазопроводе, кран ручной на выходном газопроводе;
- два предохранительных сбросных клапана (рабочий и резервный).
При проектировании мини ГРС допускается отсутствие обводных линий,соединяющих газопроводы входа и выхода при условии наличия резервных устройствочистки, подогрева и редуцирования газа в технологической схеме.
9.14.6 Пропускная способность предохранительного сбросного клапанадолжна приниматься равной 100 % производительности выходного газопровода, накотором установлен указанный клапан. Требование относится как к рабочему, так ик резервному клапанам.
9.14.7 Оборудование узла очистки газа устройствами автоматическогоудаления жидкости определяется требованиями заказчика.
9.14.8 Для отдельно стоящих мини ГРС объем резервуара для сборапродуктов очистки газа определяется проектом с учетом местных условий.
9.14.9 Уровень автоматизации - обеспечение сигнализации об аварийномсостоянии на удаленный пульт (дом операторов, диспетчерская ЛПУ МГ).
В отдельно стоящих мини ГРС допускается не предусматривать устройствасвязи с ЛПУ и потребителями газа.
9.14.10 Для мини ГРС шкафного исполнения допускается не нормироватькратность воздухообмена в отсеках.
10 ГАЗОИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ
10.1 Общие требования
10.1.1 Газоизмерительные станции (ГИС) - совокупность технологическогооборудования, средств и систем для измерения расхода и качественных показателейи коммерческого учета количества природного газа, транспортируемого помагистральным газопроводам и поставляемого потребителям.
10.1.2 ГИС по своему назначению, уровню и объемам автоматизацииподразделяются на:
- хозрасчетные (коммерческие) для взаимных расчетов между поставщиками ипотребителями;
- технологические для контроля, оптимизации и управления режимами транспортагаза.
10.1.3 ГИС устанавливаются на магистральномгазопроводе или на обводной линии.
10.1.4 На ГИС следует предусматривать:
а) узлы:
- подключения (только для ГИС на обводной линии);
- очистки газа (при необходимости);
- учета газа;
- контроля качества газа;
б) системы:
- оперативного контроля и управления технологическим оборудованием;
- связи;
- контроля загазованности;
- охранной сигнализации;
- пожарной сигнализации;
- автоматического пожаротушения (для пограничных ГИС);
- электроснабжения;
- отопления, вентиляции и, при необходимости, кондиционирования воздуха;
- водоснабжения и канализации (при необходимости);
- молниезащиты;
- защиты от коррозии;
- защитного заземления.
Набор помещений ГИС определяет заказчик.
10.1.5 Для ГИС, устанавливаемой на обводной линии, на подводящем иотводящем газопроводах следует предусматривать отключающие краны с местным идистанционным управлением. На линейной части магистрального газопровода должныбыть установлены два секущих крана с возможностью сброса давления между ними насвечу. Краны должны оснащаться пневмо- и гидроприводами, имеющими местное идистанционное управление из операторной ГИС, КС или по системе телемеханики.
Для технологических ГИС допустима установка на МГ одного секущего крана.
На подводящем и отводящем газопроводах ГИС для обеспечения эффективнойработы ЭХЗ газопровода рекомендуется устанавливать электроизолирующие вставкисогласно ВСН39-1.22-007 [22]и ВСН39-1.8-008 [23].
10.1.6 При установке ГИС непосредственно намагистральном газопроводе должны быть обеспечены следующие условия:
- возможность прохождения очистного устройства;
- отсутствие необходимости сброса газа из МГ для извлечения замерныхустройств;
- отсутствие необходимости очистки газа на площадке ГИС для работызамерных устройств.
10.1.7 Трубопроводы в пределах площадки ГИС должны приниматься категорииВ в соответствии со СНиП2.05.06 [1].
10.1.8 Трубопроводы в пределах узла подключения ГИС следует приниматькатегории В в соответствии со СНиП 2.05.06 [1]. Участки МГ длиной по 250 м в обестороны от секущих кранов ГИС должны приниматься I категории в соответствии со СНиП 2.05.06 [1].
10.1.9 Скорость газа в трубопроводах ГИС не должна превышать 25 м/с.
10.1.10 Оборудование, трубопроводы, запорная арматура и фитинги должнырассчитываться на прочность по максимальному рабочему давлению МГ.
10.1.11 Потери давления газа на ГИС следует рассчитывать (принеобходимости):
- в технологических трубопроводах - по проектным геометрическимхарактеристикам;
- в оборудовании, в том числе запорной арматуре - по техническимхарактеристикам заводов-изготовителей.
10.1.12 ГИС должны обеспечивать измерение расхода газа, приведенного кстандартным условиям, обработку, хранение и предоставление информации всоответствии с действующими нормативно-техническими документами. Измерениерасхода газа на хозрасчетных ГИС, располагающихся на границах организацийсистемы ОАО «Газпром», должно предусматриваться на базе методик измерения,действующих как нормативные документы, утвержденные Федеральным агентством потехническому регулированию и метрологии (Ростехрегулирование - бывш.Госстандарт РФ). На ГИС, располагающихся на границах организаций системы ОАО«Газпром», и на технологических ГИС допускается предусматривать измерениерасхода газа на базе других методик по согласованию с метрологической службойОАО «Газпром».
10.1.13 Для выполнения условий хозрасчетного учета расхода газа на ГИСдолжны осуществляться измерения качественных характеристик природного газа:
- состава газа;
- температуры точки росы по воде;
- температуры точки росы по углеводородам;
- содержания сероводорода, меркаптановой и общей серы (принеобходимости).
10.1.14 Для отбора проб контроля качества измеряемых газовых потоков наГИС следует предусматривать пробоотборное устройство. Отбор проб газовыхпотоков производят в соответствии с требованиями ГОСТ 18917 и ГОСТ8.563.2.
10.1.15 Информация о работе ГИС в объеме, определяемом нормативнымидокументами, должна передаваться в пункт управления вышестоящего уровня (ЛПУМГ, предприятия). ГИС должны быть обеспечены телефонной связью.
10.1.16 Комплекс технических средств (КТС) ГИС должен обеспечиватьфункционирование, как в составе информационно-измерительной системы верхнегоуровня (газотранспортного предприятия), так и в автономном режиме.
10.1.17 Расстояние от площадки ГИС (за исключением установкинепосредственно на МГ в соответствии с п.п.10.1.3, 10.1.6 настоящих Норм) доосновной трассы МГ должно
определяться условиями обеспечения монтажа, ремонта ибезопасной эксплуатации оборудования. Допускается принимать это расстояние всоответствии с требованиями СНиП2.05.06 [1] длятерриторий ГРС, АГРС, регуляторных станций, в том числе, шкафного типа,предназначенных для обеспечения газом объектов магистрального газопровода.
Расстояние от измерительных трубопроводов до расходомерной и помещенияконтроля качества газа, содержащих измерительное оборудование вовзрывозащищенном исполнении, технологически связанное с измерительнымитрубопроводами, не регламентируется.
10.1.18 При необходимости предотвращения попадания механических примесейи жидкостей в измерительные трубопроводы ГИС могут применяться установки(аппараты) очистки газа от твердых и жидких примесей (пылеуловители, сепараторыили фильтры) с учетом требований подраздела 7.4 настоящих Норм.
10.1.19 Количество аппаратов очистки газа следует определять потребуемой пропускной способности ГИС, но не менее двух (один - резервный).
Допускается предусматривать индивидуальную установку очистки газа накаждом измерительном трубопроводе ГИС с обеспечением требуемой пропускнойспособности трубопровода.
10.1.20 Для отключения аппаратов очистки газа на подводящем и отводящемтрубопроводах каждого аппарата должны предусматриваться краны с ручным илипневматическим приводом. Должна быть предусмотрена возможность сброса газа изотключенных аппаратов.
В случае включения аппаратов очистки газа в состав измерительныхтрубопроводов отдельные отключающие устройства для них не требуются. Отключениев этом случае производится совместно с измерительным трубопроводом.
10.1.21 Необходимость автоматизации процесса удаления жидкости в сборныеемкости определяет заказчик в зависимости от конкретных условий эксплуатацииобъекта.
10.1.22 На ГИС следует предусматривать централизованную очистку и осушкуимпульсного газа пневмоприводных кранов. Допускается не предусматриватьцентрализованную очистку и осушку импульсного газа при наличии таких функций всоставе пневмоприводных кранов.
10.2 Трубопроводы
10.2.1 Диаметр коллекторных устройств Dкна входе и выходе ГИС следует определять по выражению Dк ≥ D·[0,5·(n + 1)]0,5(рекомендуется соблюдение дополнительного условия Dк > D·n0,5), где D - диаметр измерительного трубопровода(ИТ), n - общее числорабочих ИТ одинаковой конструкции, обеспечивающее максимальный расчетный потокгаза через ГИС.
На ГИС с двумя измерительными трубопроводами, из которых один являетсярабочим, а другой - резервным, допускается принимать Dк = D.Выбор труб производится проектными организациями в зависимости от конкретныхусловий работы газопроводов по действующим НД и техническим условиям.
10.2.2 Число рабочих измерительных трубопроводов на ГИС следуетопределять исходя из необходимого максимального объемного расхода измеряемогогазового потока, протекающего по МГ, а общее число ИТ находят с учетомрезервных ИТ (один или два в зависимости от схемных технологических решений ирежимных условий работы ГИС). При расположении расходомеров непосредственно наМГ резервные ИТ не предусматриваются.
10.3 Система автоматического управления, связи ителемеханики
10.3.1 Система автоматики ГИС должна проектироваться с учетом требованийдокументов: «Основные положения по автоматизации, телемеханизации иавтоматизированным системам управления технологическими процессамитранспортировки газа» [31] и «Отраслеваясистема оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ) ЕСГ России. Общесистемныетехнические требования» [27].
Система автоматики ГИС (САУ ГИС, АСУ ГИС) является составной частью АСУТП предприятия и должна обеспечивать выполнение основной задачи ГИС (измерениеколичественных и качественных показателей газа), создавать условия дляавтоматического сохранения работоспособности ГИС и поддержания оптимальныхусловий выполнения измерений.
Система автоматики ГИС должна содержать:
- систему контроля качественных показателей газа и учета расхода газа;
- систему контроля и управления технологическим оборудованием ГИС;
- систему жизнеобеспечения и безопасности ГИС.
10.3.2 Система контроля качественных показателей газа и учета расходагаза предназначена для реализации следующих функций:
- определения химического (компонентного) состава газа, его влажности иплотности, теплоты сгорания газа (газохроматограф, анализатор точки росы,измеритель плотности газа);
- измерения текущих значений параметров расхода газа на измерительныхтрубопроводах (датчики давления и температуры газа, датчики перепада давленияили другие средства измерения расхода газа);
- расчета мгновенных и интегральных расходов газа по измерительнымтрубопроводам и в целом по трубопроводу, расчета общей энергии газа.
10.3.3 Для хозрасчетных ГИС автоматическое непрерывное определениерасхода и объемного количества транспортируемого природного газа по каждомуизмерительному трубопроводу должно выполняться двумя независимо работающимилинейными вычислительными комплексами (основным и дублирующим).
Система автоматики ГИС должна обеспечивать периодическое сравнениезначений текущих измеренных параметров и вычисленного значения расхода отосновного и дублирующего линейных вычислительных комплексов одного
измерительноготрубопровода с выдачей сигнала рассогласования на экран терминала оператора.
Система автоматики ГИС должна обеспечивать формирование отчётов покаждому измерительному трубопроводу и по ГИС в целом на основе данных,полученных от линейных вычислительных комплексов, выбранных в качествеосновных.
10.3.4 Система контроля и управления технологическим оборудованием ГИСпредназначена для реализации следующих функций:
- управления кранами на входе и выходе ГИС, секущими кранами;
- управления кранами на измерительных трубопроводах (ввод-выводрезервного измерительного трубопровода в зависимости от расхода газа и привозникновении неисправностей в работающем измерительном трубопроводе);
- измерения параметров УКЗ.
10.3.5 Система жизнеобеспечения и безопасности ГИС должна обеспечиватьконтроль функционирования вспомогательных систем, включение аварийной вытяжнойвентиляции при обнаружении загазованности, отключение систем вентиляции икондиционирования при пожаре, включение, при необходимости, системы аварийной ипредупредительной сигнализации, включение цикла автоматического отключения ГИС.
10.3.6 Алгоритмы автоматического управления оборудованием ГИС должныобеспечивать:
- автоматический выбор количества работающих измерительных трубопроводовв зависимости от расхода газа;
- задание приоритетов и определение состояния измерительныхтрубопроводов;
- управление циклом переключения измерительных трубопроводов;
- аварийное отключение ГИС: при пожаре в помещениях ГИС, при достижениизагазованности 20 % нижнего концентрационного предела воспламенения (НПВ) впомещении расходомерной, в помещении анализаторов качества газа, по команде смнемопанели в операторной, по команде из ДП КС (ЛПУ МГ);
- автоматическое отключение систем кондиционирования и вентиляции припожаре;
- автоматическое включение аварийной вытяжной вентиляции при достижениизагазованности 10 % НПВ в помещениях расходомерной, анализаторов качества газа;
- автоматическое включение аварийной сигнализации.
10.3.7 Газоизмерительные станции должны иметь выделенные каналы связидля:
- систем телемеханики или передачи информации на ПЭВМ вышестоящегоуровня;
- телефонной связи.
10.3.8 Схема организации и тип оборудования передачи данных долженвыбираться на этапе проектирования в зависимости от места установки ГИС,варианта исполнения ГИС, удаленности ГИС от ДП КС (ЛПУ МГ), технических решенийпо организации систем связи, климатических условий работы ГИС.
Рекомендуется передачу данных между ГИС и диспетчерским пунктомкомпрессорной станции осуществлять по двум выделенным линиям связи (основной ирезервной).
10.3.9 Телемеханика ГИС обеспечивает контроль диспетчером КС (ЛПУ МГ)текущих параметров газа (давление, температура, показатели расхода и качества),состояния технологического оборудования, систем жизнеобеспечения и безопасностиГИС. Функции телеуправления позволяют выполнить дистанционную смену работающихизмерительных трубопроводов или запустить аварийное отключение ГИС. Выборспособа интеграции систем автоматики и телемеханики осуществляется на этапепроектирования ГИС по техническим условиям заказчика.
10.3.10 Средства телемеханики должны соответствовать требованиямподраздела 6.7 настоящих Норм.
10.3.11 Контроль загазованности помещений, пожарную сигнализацию иавтоматическое пожаротушение на ГИС следует предусматривать в соответствии с разделом13 настоящих Норм.
10.3.12 Электроснабжение ГИС следует выполнять по I категории надежностиот двух независимых источников питания. Для электроприемников, относящихся кособой группе I категории (системы АСУ ТП, газообнаружения, пожаротушения)необходимо предусматривать систему бесперебойного питания с аккумуляторнойбатареей.
10.3.13 Электроосвещение, молниезащита и защита от статическогоэлектричества должны соответствовать требованиям для газораспределительныхстанций (см. раздел 9 настоящих Норм).
10.3.14 Защиту от коррозии технологических трубопроводов и коммуникацийГИС следует осуществлять в соответствии с положениями раздела12 настоящих Норм.
10.3.15 Водоснабжение, теплоснабжение и вентиляцию зданий ГИС следуетпроектировать в соответствии с требованиями для газораспределительных станций(см. раздел 9 настоящих Норм).
11 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СВЯЗЬ
11.1 При проектировании систем и сооружений технологической связиследует руководствоваться СНиП2.05.06 [1], ВРД39-1.8-055 [30],настоящими Нормами.
11.2 Для централизованного управления магистральным газопроводом, атакже для руководства работой предприятий следует предусматриватьтехнологическую связь.
11.3 В состав технологической связи входят:
- центральная диспетчерская связь (ЦДС);
- диспетчерская связь ЛПУ МГ;
- линейная диспетчерская связь;
- системы связи для линейной телемеханики;
- системы передачи данных для автоматизированных систем управлениятехнологическими процессами (АСУТП);
- локальные вычислительные сети (ЛВС) АСУ ТП на промышленных площадках;
- внутриобъектная связь на промышленных площадках;
- автоматически коммутируемая телефонная сеть (АКТС) - местная, зоновая,междугородная;
- телефонная связь ручного и/или полуавтоматического обслуживания;
- связь сетевых совещаний (СвСС);
- видеоконференцсвязь (ВКС) (предусматривается при необходимости);
- системы передачи данных автоматизированных систем управленияпроизводственно-хозяйственной деятельности (АСУ ПХД);
- ЛВС АСУ ПХД на промышленных площадках.
11.4 Центральная диспетчерская связь должна обеспечивать оперативнуюсвязь между диспетчерскими службами на следующих уровнях:
- Центрального производственно-диспетчерского департамента (ЦПДД) ОАО«Газпром» с центральными диспетчерскими пунктами предприятий транспорта газа(ЦДП);
- ЦДП с диспетчерскими пунктами (ДП) подчиненных головных сооружений,линейно-производственных управлений, компрессорных станций, подземных хранилищгаза.
ЦДС должна строиться на базе специализированного оборудованиядиспетчерской связи и обеспечивать избирательный, групповой и общий вызовподчиненных абонентов (служб).
11.5 В составе диспетчерской связи ЛПУ МГ следует предусматриватьтелефонную связь диспетчера линейного производственного управления сдиспетчерами компрессорных станций, аварийно-ремонтных пунктов, линейно-эксплуатационных станций, газораспределительных станций, газоизмерительныхстанций, подземных хранилищ газа.
Диспетчерскую связь ЛПУ МГ следует предусматривать:
- по каналам цифровых и аналоговых систем передачи (проводных и радио);
- по физическим цепям кабельных линий связи.
Для организации диспетчерской связи ЛПУ МГ следует использоватьвыделенные каналы. Оборудование диспетчерской связи ЛПУ МГ должно обеспечиватьизбирательный, групповой и общий вызов подчиненных абонентов.
11.6 В состав линейной диспетчерской связи входят:
- телефонная (радиотелефонная) связь транспортных средств ремонтныхбригад, находящихся на трассе газопровода, с диспетчером линейно-производственного управления или оператором компрессорной станции;
- связь между ремонтными бригадами, работающими на трассе газопровода;
- соединение с системой линейной диспетчерской связи смежного линейно-производственного управления;
- соединение канала линейной диспетчерской связи с каналами связисмежных ЛПУ МГ;
- соединение канала линейной диспетчерской связи с каналомавтоматической телефонной связи и выход на местную телефонную связь.
11.7 Линейную диспетчерскую связь следует предусматривать:
- по каналам цифровых и аналоговых систем передачи с использованием УКВрадиостанций;
- с помощью УКВ радиостанций.
Для организации линейной диспетчерской связи следует использоватьвыделенные каналы.
11.8 Передачу данных линейной телемеханики следует предусматривать:
- по каналам цифровых и аналоговых систем передачи с использованием, принеобходимости, УКВ радиостанций;
- с помощью УКВ радиостанций;
- по физическим цепям кабельных линий связи.
При этом рекомендуется использовать выделенные групповые каналы,обеспечивающие возможность подключения нескольких контролируемых пунктовтелемеханики к одному каналу.
11.9 Системы передачи данных для АСУ ТП следует предусматривать:
- на уровне ЦПДД ОАО «Газпром» - ЦДП в составе Единой Ведомственной СетиПередачи Данных Верхнего Уровня (ЕВСПД ВУ);
- на уровне ЦДП - ДП, ДП - ДП в составе Региональных Сетей ПередачиДанных (РСПД).
11.10 Системы передачи данных для АСУ ПХД следует предусматривать:
- на уровне ОАО «Газпром» - Предприятие и Предприятие - Предприятие всоставе ЕВСПД ВУ;
- на уровне взаимодействия внутри предприятия - в составе РСПД.
11.11 Пропускные способности каналов передачи данных определяются в процессепроектирования на основании прогноза потребностей в передаче информации АСУ ТПи АСУ ПХД, исходя из действующих на период расчета критериев по количеству,времени и надежности доставки информации.
Системно-сетевые решения по управлению, адресации, синхронизации,информационной безопасности должны быть взаимоувязаны на стадии проектированияузлов передачи данных.
11.12 ЛВС АСУ ТП следует предусматривать на промышленных площадкахподземных хранилищ газа, компрессорных и газоизмерительных станциях, а также вДП линейно-производственных управлений, ЦДП предприятий и ЦПДД ОАО «Газпром».
11.13 ЛВС АСУ ПХД следует предусматривать во всех структурныхподразделениях ОАО «Газпром», где установлено несколько автоматизированныхрабочих мест (АРМ) и требуется доступ к общему ресурсу и/или обмену информации.
11.14 ЛВС АСУ ТП и АСУ ПХД в производственных и административных зданияхдолжны строиться на базе структурированной кабельной системы и предоставлятьнеобходимое для пользователей качество обслуживания, обмен между зданиями напроизводственных площадках должен осуществляться по возможности с помощью ВОЛС.При проектировании, в случае необходимости, предусматривать запас по пропускнойспособности ЛВС на случай увеличения интенсивности информационного обмена в будущем.
11.15 Внутриобъектную связь следует предусматривать между абонентами,находящимися в пределах одной промышленной площадки, в составе проектируемыхвторичных сетей технологической связи ОАО «Газпром». В её состав следуетвключать:
- диспетчерскую связь средствами проводной и радиосвязи;
- автоматическую телефонную связь;
- связь аудио- видео совещаний;
- радиофикацию;
- систему оповещения о чрезвычайных ситуациях;
- производственную громкоговорящую связь;
- электрочасофикацию;
- охранную и пожарную сигнализацию.
Примечания
1 При организации системы оповещения о чрезвычайных ситуациях, возможноеё объединение с системами радиофикации и громкоговорящей связи.
2 На компрессорных станциях необходимо предусматривать связь диспетчерас узлом подключения.
3 Автоматическую охранную сигнализацию зданий и сооружений объектовмагистральных газопроводов следует предусматривать согласно действующейнормативной документации.
4 Пожарнуюсигнализацию следует предусматривать в соответствии с разделом13 настоящих Норм.
11.16 Автоматически коммутируемая телефонная сеть (АКТС) должнаохватывать все структурные подразделения ОАО «Газпром».
В процессе проектирования должны быть приняты системно - сетевые решенияпо системам сигнализации, управления, нумерации, синхронизации и информационнойбезопасности. Количество каналов связи (зоновой и междугородной) АКТСопределяются расчетом, выполняемым при проектировании.
Для обеспечения надежности технологической связи необходимопредусмотреть резервирование телефонной связи. Для этих целей в узлах связимагистральных газопроводов должна быть предусмотрена телефонная связь ручногои/или полуавтоматического обслуживания.
11.17 Связь сетевых совещаний следует предусматривать для организациипроизводственных совещаний руководства и специалистов различных структурныхподразделений ОАО «Газпром».
СвСС должна строиться, как правило, на базе специализированногооборудования, в исключительных случаях - с помощью услуг АКТС. Для проведениясовещаний следует предусматривать помещение для студии.
11.18 Видеоконференцсвязь должна быть предусмотрена в развитие идополнение связи сетевых совещаний для организации видеоконференций, а такжеобеспечения наблюдения в реальном времени за состоянием объектов магистральныхгазопроводов, их диагностики, анализа и принятия решений в аварийных ситуациях.
Для обеспечения видеоконференций проектом должны быть предусмотреныстудии, по возможности совмещенные со студией связи сетевых совещаний. Напредприятиях транспорта газа должно быть предусмотрено мобильное оборудованиеВКС с возможностью оперативной доставки в любую точку магистральногогазопровода и с поддержкой канала связи необходимой пропускной способности.
11.19 Связь газораспределительных станций с потребителем газа следуетпредусматривать при помощи телефонной сети общего пользования.
Проектирование этой связи выполняется потребителем газа и в проектегазопровода не учитывается.
11.20 Для компрессорных станций и газоизмерительных станций,расположенных у границ двух предприятий, необходимо предусматривать каналпередачи данных для АСУ ТП к каждому предприятию.
11.21 Тип линии связи (кабельная, радиорелейная, спутниковая,смешанная), тип системы передачи, количество систем передачи, состав вторичныхсетей и другие технические решения принимаются при конкретном проектированиитехнологической связи магистрального газопровода с учетом потребностей ОАО«Газпром» в передаче информации на данном направлении.
11.22 При проектировании сети технологической связи должны бытьпроработаны системно-сетевые вопросы организации связи. Расчеты схемраспределения каналов и потоков информации выполняются на основе прогнозапотребностей в системах связи.
11.23 Для обеспечения нормативных показателей надежности технологическойсвязи необходимо предусматривать резервирование потоков и каналов связи.
12 ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ ИКОРРОЗИОННОГО РАСТРЕСКИВАНИЯ ТРУБ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ (КРН)
12.1 Общие положения
12.1.1 При всех способах прокладки (кроме надземной) газопроводыподлежат комплексной защите от коррозии защитными покрытиями и средствамиэлектрохимической защиты, независимо от коррозионной агрессивности грунта.
Защиту от коррозии следует проектировать в соответствии с ГОСТ Р 51164, ГОСТ9.602 и документами, согласованными или утвержденными ОАО «Газпром».
12.1.2 Газопроводы, температура стенок которых в период эксплуатацииниже 268 К (минус 5 °С), не подлежатэлектрохимической защите в случае отсутствия негативного влияния блуждающихтоков от источников переменного (50 Гц) и постоянного тока.
12.1.3 Средства ЭХЗ должны обеспечить степень защиты (поляризации),соответствующую коррозионной агрессивности грунтов (минерализации и удельномусопротивлению), температуре газопровода и влиянию блуждающих токов на всемпротяжении газопровода в интервале потенциалов по ГОСТ Р 51164.
12.1.4 В проекте должно быть предусмотрено комплексное обследование идиагностика противокоррозионной защиты строящегося газопровода.
12.1.5 Электрохимическую защиту газопроводов от коррозии следуетпроектировать для газопровода в целом, с определением на начальный и конечный(не менее 30 лет) периоды эксплуатации следующих параметров:
- для установок катодной защиты - силы защитного тока и напряжения навыходе катодных станций (преобразователей), а также сопротивления анодныхзаземлений;
- для протекторных установок - силы защитного тока и сопротивленияпротекторов;
- для установок дренажной защиты - силы тока дренажа.
12.1.6 Систему ЭХЗ необходимо проектировать с учетом действующейэлектрохимической защиты эксплуатируемых соседних газопроводов и перспективного(до 5 лет) строительства подземных металлических сооружений вдоль трассыпроектируемого газопровода.
12.1.7 Если проектом предусматривается ввод средств ЭХЗ в эксплуатациюпозднее одного месяца после укладки и засыпки участка трубопровода в зонахблуждающих токов и позднее трех месяцев в остальных случаях, то должна бытьпредусмотрена временная
электрохимическая защита со сроками ввода вэксплуатацию, соответственно, один и три месяца.
12.1.8 При проведении изысканий для проектирования газопроводоввыполняются следующие работы:
- измерения удельного сопротивления грунта по всей трассе с шагом 10-100м при двух разносах электродов, соответствующих проектной глубине верхней инижней образующих трубы;
- определение содержания водорастворимых солей в грунте на глубинеукладки газопровода с шагом 1 км;
- определение наличия, параметров блуждающих токов и обследование ихисточников;
- определение границ изменения уровня грунтовых вод и глубиныпромерзания грунта с шагом 100 - 1000 м в зависимости от рельефа игидрогеологических характеристик местности;
- определение зон повышенной и высокой коррозионной опасности;
- выбор мест размещения средств ЭХЗ и источников их электроснабжения;
- съемка на местности площадок для размещения элементов системы ЭХЗ;
- вертикальное электрическое зондирование на площадках размещенияанодных заземлений;
- изучение эксплуатационных характеристик существующих воздушных линийэлектропередач ВЛ 10 (6); 0,4 кВ, пересекающих трассу газопровода илинаходящихся на расстоянии, с которого возможно обеспечение электроснабженияУКЗ;
- получение технических условий на подключение к источникамэлектроснабжения;
- согласование со службами эксплуатации источников блуждающих токов(железной дороги и др.) на подключение средств дренажной защиты;
- сбор и анализ сведений о коррозии и параметрах ЭХЗ соседних и/илипересекающих проектируемый газопровод подземных коммуникаций.
12.2 Антикоррозионные защитные покрытия газопроводов
12.2.1 При разработке документации по проектированию, строительству иреконструкции газопроводов, для антикоррозионной защиты должны использоватьсятипы и конструкции покрытий, разрешенные к применению ОАО «Газпром».
12.2.1.1 При строительстве и реконструкциигазопроводов:
- с температурой эксплуатации до 60 °С должны применятьсятрубы с заводским трехслойным полиэтиленовым покрытием; соединительные детали,крановые узлы и другие сложнопрофильные изделия должны иметь антикоррозионныенаружные покрытия заводского нанесения;
- с температурой эксплуатации до 80 - 110 °С - трубы с заводскимтрехслойным полипропиленовым покрытием.
12.2.1.2 Изоляция крановых узлов и соединительных деталей, а такжесварных стыков труб с заводской или базовой изоляцией должна по своимхарактеристикам максимально обеспечивать соответствие уровню свойств основногопокрытия трубы.
12.2.1.3 Для изоляции сварных стыков труб с заводской полиэтиленовойизоляцией следует применять термоусаживающиеся материалы.
12.2.1.4 Для переизоляции участков газопроводов, подверженных КРН,включая соединительные детали, крановые узлы и другие сложнопрофильные изделиякомпрессорных станций и магистральных газопроводов с температурой эксплуатациидо плюс 60 °С, следуетприменять полиуретановые антикоррозионные наружные покрытия трассовогонанесения.
12.2.1.5 Для переизоляции локальных и протяженных участков газопроводовс температурой эксплуатации до плюс 35 - 40 °С следует применятьбитумно-полимерные армированные покрытия на основе мастик или рулонныхматериалов или другие покрытия, разрешенные к применению ОАО «Газпром».
12.2.2 Изоляционное покрытие на законченных строительством участкахтрубопроводов подлежит контролю на соответствие ГОСТ Р 51164 и ведомственнойдокументации на соответствующий вид защитного покрытия.
12.3 Электрохимическая защита
12.3.1 Система ЭХЗ
12.3.1.1 Электрохимическую защиту следует проектировать в соответствии стребованиями ГОСТ Р 51164; ГОСТ9.602; СНиП 2.05.06[1]; ВРД39-1.10-006 [24]; ПУЭ[16]; ВРД39-1.21-072 [26];РД 51-31323949-33 [62];«Руководства по эксплуатации средств противокоррозионной защиты подземныхгазопроводов» [63].
12.3.1.2 В составе системы электрохимической защиты газопровода должныприменяться средства активной защиты: установки катодной защиты (УКЗ) исредства их электроснабжения, протекторные установки (ПУ), установки дренажнойзащиты (УДЗ); в зависимости от конкретных условий система ЭХЗ может включатьвсе или некоторые из этих элементов. Система ЭХЗ включает такжеконтрольно-измерительные пункты, контрольно-диагностические пункты, устройствадистанционного контроля и регулирования параметров защиты, электрическиеперемычки, пункты измерения токов в трубопроводе.
12.3.1.3 В проекте должен быть предусмотрен дистанционной контроль ителеуправление УКЗ газопроводов на участках высокой коррозионной опасности(ВКО) и повышенной коррозионной опасности (ПКО). В качестве системытелеконтроля ЭХЗ используются средства линейной телемеханики и/или специальнойсистемы телеконтроля и дистанционного управления ЭХЗ. Основные контролируемыепараметры УКЗ - ток, напряжение, потенциал газопровода и, по требованиюзаказчика, параметры коррозионного мониторинга в соответствии с ГОСТ Р 51164 и ВРД39-1.10-006 [24].
12.3.1.4 Места монтажа преобразователей УКЗ следует, как правило,располагать рядом с линейными кранами газопровода.
12.3.1.5 Установки катодной и дренажной защиты должны иметь защиту отатмосферных перенапряжений на сторонах питания и нагрузки;
12.3.1.6 Защитный кожух (патрон) на переходах газопровода следуетзащищать установками протекторной защиты или сетевыми маломощными УКЗ.Допускается совместная защита кожуха и трубы путем электрического подключениякожуха к трубе через разъемную перемычку и регулируемое электрическоесопротивление; величина этого сопротивления должна быть определена расчетом. Вгрунтах низкой и средней коррозионной агрессивности, определяемой по ГОСТ9.6029, требуемую величину защитного потенциала определяют по результатамизысканий и уточняют при пуско-наладочных работах.
12.3.1.7 Для устранения вредного влияния на смежные коммуникации иоптимального распределения защитного тока допускается применять совместную илираздельную схемы защиты. Схема защиты конкретного участка газопроводаопределяется по результатам изысканий. При параллельной прокладке действующих ипроектируемых газопроводов, а также для коммуникаций промплощадок применяется,как правило, совместная схема защиты. Для устранения вредного
влияния на смежные коммуникации следует также предусматривать удалениеанодных заземлений УКЗ на оптимальное расстояние от смежных коммуникаций.
12.3.1.8 Для обеспечения совместной электрохимической защиты следуетпроектировать электрические перемычки между защищаемой и смежнойкоммуникациями. Электрическую перемычку следует, как правило, подключать черезблок совместной защиты с регулируемым сопротивлением. Сопротивление блокадолжно определяться расчетом и уточняться при пуско-наладочных работах.
12.3.1.9 Все электрические перемычки должны быть разъемными с выводомсоединительных кабелей на контрольно-измерительный пункт.
12.3.1.10 Перемычки на параллельных газопроводах следует проектировать,как правило, в точках дренажа катодных станций; необходимость перемычек научастках между УКЗ должна подтверждаться расчетом.
12.3.1.11 Раздельная электрохимическая защита может оказатьсяпредпочтительной в следующих случаях:
- при расстояниях между смежными газопроводами более 50 м;
- при большом различии в величинах сопротивления изоляции этихгазопроводов;
- при необходимости защиты участка каждого газопровода постоянным токомболее 10 А.
- при необходимости разделения защиты коммуникаций КС (ГРС, ГИС) илинейной части или трубопроводов различного назначения и различныхсобственников.
12.3.1.12 Оптимальной схемой ЭХЗ промплощадок (КС) в умеренных и южныхклиматических районах является схема с одной или несколькими УКЗ
ссосредоточенными глубинными анодами. В случае необходимости, проектом могутбыть предусмотрены дополнительные распределенные аноды для обеспеченияравномерного распределения токов защиты. В условиях вечной мерзлоты и/или приналичии многочисленных фундаментных свай, предпочтительной является схемазащиты с распределенными или протяженными анодами.
12.3.2 Установки катодной защиты
12.3.2.1 Установка катодной защиты (УКЗ) включает следующие элементы:источник электроснабжения, преобразователь (катодную станцию), анодноезаземление, линии постоянного тока и контрольно-измерительные пункты. Принеобходимости в состав УКЗ могут входить регулирующие резисторы, шунты,поляризованные элементы.
12.3.2.2 В проекте следует предусматривать запас не менее 50 %напряжения и тока преобразователя на начальный момент включения УКЗ.Минимальную загрузку преобразователя по мощности целесообразно предусматриватьне менее 25 % от номинальной.
12.3.2.3 На участках повышенной коррозионной опасности следуетпредусматривать загрузку преобразователя установки катодной защиты на 10-й годэксплуатации не более чем 60 % его номинальной мощности и не более чем на 80 %его номинального тока.
12.3.2.4 Параметры каждой УКЗ должны обеспечивать возможность защитысмежных участков газопровода при отключении соседней УКЗ;
12.3.2.5 Не допускается проектировать подключение несколькихпреобразователей катодной защиты на одно анодное заземление.
12.3.2.6 На газопроводах, проектируемых в северных регионах, монтажпреобразователей катодной защиты следует предусматривать в блок-боксах или иныхпомещениях, защищающих преобразователи от воздействия низких температур,обледенения, заносов снегом. На остальных газопроводах необходимопредусматривать преобразователи, смонтированные в блочных устройствах;
допускается предусматривать монтаж преобразователей на специальныхфундаментах, анкерных опорах и т.п.
12.3.2.7 В проектах ЭХЗ газопроводов, расположенных в районах с густой иумеренной заселенностью, следует принимать решения, повышающие защищенность отнесанкционированного доступа элементов ЭХЗ (монтаж преобразователей вупрочненных блок-боксах, опорах, применение стальных проводов, телесигнализациянесанкционированного вскрытия УКЗ и т.п.).
12.3.2.8 Допускается применение глубинных анодных заземлений иповерхностных (подпочвенных) анодных заземлений; поверхностные заземления могутбыть сосредоточенными, распределенными и протяженными.
12.3.2.9 Анодные заземления (включая линии постоянного тока и контактныеузлы) следует проектировать для строящихся и реконструируемых газопроводов израсчета не менее чем 30-летнего срока службы, независимо от условийэксплуатации. Сопротивление анодного заземления должно обеспечивать протеканиенеобходимого для защиты тока 8
течение всего планируемого срока службызаземления. Конструкция анодного заземления должна обеспечивать возможность егоремонта или замены.
12.3.2.10 Тип, материалы и конструкция анодного заземления определяетсятехнико-экономическим обоснованием.
12.3.2.11 Следует предусматривать монтаж электродов анодных заземлений вместах с минимальным удельным электрическим сопротивлением грунта и нижеглубины его промерзания.
12.3.2.12 Для снижения скорости растворения электродов анодногозаземления и уменьшения их сопротивления растеканию тока возможно использованиекоксовой мелочи и других материалов.
12.3.2.13 Рекомендуется избегать размещения анодных заземлений ипрокладку анодной линии на землях сельскохозяйственных угодий.
12.3.2.14 В УКЗ линейной части газопровода, при удельном электрическомсопротивлении верхнего слоя грунтов до 100 Ом·м и беспрепятственномземлеотводе, рекомендуется применение поверхностных сосредоточенных и/илирассредоточенных анодных заземлений. При мощности верхнего слоя грунта до 5 м судельным электрическим сопротивлением более 100 Ом·м и низкоомномнижележащем слое предпочтительными являются глубинные анодные заземления.
12.3.2.15 Сосредоточенные анодные заземления рекомендуется размещать нарасстоянии не ближе 200 м от трассы защищаемой линейной части газопровода.Расстояние между электродами поверхностных сосредоточенных анодных заземленийследует проектировать не ближе двух длин электродов, между рядами - не менее jдлины ряда.
12.3.2.16 Электроды распределенного анодного заземления и протяженноезаземление следует размещать вдоль защищаемого газопровода, на расстоянии неближе пяти диаметров газопровода.
12.3.2.17 На промплощадках КС глубинные аноды, при наличии несколькихглубинных заземлителей на одну УКЗ и расположенных на расстоянии между собойближе трети их глубины, должны быть оснащены устройствами для измерения ирегулирования величины стекающего с них тока.
12.3.3 Установки протекторнойзащиты
12.3.3.1 Установки протекторной защиты состоят из одного или несколькихсосредоточенных протекторов или протяженного протектора, соединительныхпроводов (кабелей), а также контрольно-измерительных пунктов и, принеобходимости, регулирующих резисторов, шунтов и/или поляризованных элементов.
12.3.3.2 Применение проекторной защиты должно обосновыватьсятехнико-экономическим расчетом.
12.3.3.3 Протекторная защита газопроводов может проектироваться каксовместно с УКЗ (УДЗ) так и независимо от них.
12.3.3.4 Допускается проектировать протекторную защиту в качестверезервной в системах катодно-протекторной защиты.
12.3.3.5 Протекторную защиту следует предусматривать преимущественно приследующих условиях прокладки:
- удельном электрическом сопротивлении грунтов до 100 Ом·м - группу стержневыхпротекторов;
при удельном электрическом сопротивлении от 100 до 500 Ом·м - протяженныепротекторы.
12.3.3.6 В грунтах с удельным электрическим сопротивлением ниже 100 Ом·м допускаетсяпредусматривать протяженные протекторы при ограничении величины токапротектора. Величина сопротивления резисторов, ограничивающих ток протектора,должна определяться расчетом.
12.3.3.7 Допускается использовать искусственное снижение удельногоэлектрического сопротивления грунта в местах установки протекторов путемприменения активаторов при исключении их вредного воздействия на окружающуюсреду и технико-экономическом обосновании.
12.3.3.8 Групповые протекторные установки, единичные и протяженныепротекторы должны быть подключены к защищаемому трубопроводу черезконтрольно-измерительные пункты.
12.3.3.9 Установку протекторов следует предусматривать в местах сминимальным удельным сопротивлением грунта и ниже глубины промерзания грунта.
12.3.4 Установки дренажной защиты
12.3.4.1 Для защиты газопроводов от электрокоррозии (коррозии вызываемойблуждающими токами) следует проектировать дренажную защиты. Дренажная защитавключает установки дренажной защиты, состоящие из одного или несколькихэлектрических дренажей, соединительных проводов (кабелей),контрольно-измерительных пунктов, а также, при необходимости, электрическихперемычек, регулирующих резисторов и поляризованных блоков.
12.3.4.2 Для защиты от электрокоррозии допускается применение установоккатодной защиты с автоматическим поддержанием защитного потенциала и/илиустановок протекторной защиты.
12.3.4.3 Для уменьшения влияния блуждающих токов возможно применениеэлектрического секционирования газопровода с помощью изолирующих фланцев(электроизолирующих вставок).
12.3.4.4 Способы дренажной защиты определяют по результатам изысканий. Вместах пересечения и/или сближения до 2 км источника блуждающих токов смагистральным газопроводом следует предусматривать установки дренажной защиты.При удалении газопровода от источника блуждающих токов далее 2 км рекомендуетсяприменение УКЗ с автоматическим поддержанием заданного потенциала.
12.3.4.5 Поляризованные дренажи следует предусматривать при дренированииблуждающего тока на его источник - рельсовые пути или отсасывающие шины тяговыхподстанций постоянного тока.
12.3.4.6 Усиленные дренажи следует предусматривать в анодных илизнакопеременных зонах газопровода, образованных несколькими источникамиблуждающих токов, либо действием одного мощного источника блуждающего тока.
12.3.4.7 Усиленные дренажи следует подключать к отсасывающим фидерам илик средним точкам путевых дросселей. Подключение усиленных дренажей на смежныеподземные сооружения не допускается.
12.3.4.8 Установки дренажной защиты следует проектировать с учетом, чтосреднечасовой ток всех установок дренажной защиты, подключенных электрически кодной тяговой подстанции, не должен превышать 20 % общей нагрузки подстанции.
12.3.5 Контрольно-измерительныепункты
12.3.5.1 На линейной части магистральных газопроводов КИП должныустанавливаться:
- на каждом километре в обычных условиях и не реже чем через 500 м взонах повышенной коррозионной опасности;
- на расстоянии трех диаметров трубопровода от точек дренажа УКЗ (УДЗ);
- у крановых площадок (с обеих сторон);
- у водных и транспортных переходов (с обеих сторон);
- у пересечения трубопроводов с другими металлическими сооружениями.
12.3.5.2 При многониточной системе газопроводов,контрольно-измерительные пункты устанавливают на каждом газопроводе, повозможности в одном сечении (поперечнике) перпендикулярно осям газопроводов.
12.3.5.3 На подземных сооружениях промплощадок (КС, ГРС, ГИС и др.) КИПустанавливают в соответствии с ГОСТ Р 51164.
Во всех точках измерения потенциалов должна быть обеспечена возможностьконтакта неполяризующегося электрода сравнения с грунтом над осью газопровода впостоянно зафиксированной на поверхности земли точке измерений.
12.3.5.4 Допускается не устанавливать контрольно-измерительные пункты вуказанных местах (кроме точек дренажа установок катодной, протекторной идренажной защиты), если обеспечена возможность электрического контакта струбопроводом.
12.3.5.5 Типы и характеристики контрольно-измерительных пунктовприведены в таблице 12.1.
Таблица 12.1 - Типы и характеристикиконтрольно-измерительных пунктов
Тип КИП Расположение по трассе газопровода Примечания Контроль поляризационного потенциала Через 0,5-1,0 км и в точках дренажа УКЗ, УДЗ, ПУ Оснащается устройством для измерения поляризационного потенциала Контроль потенциала и тока Через 3-5 км 2 кабеля; между точками подключения через 30-40 м. Газопровод - кожух на переходе под а/д и ж/д С обеих сторон перехода 2 кабеля от трубы с расстоянием между точками подключения через 30-40 м и один от кожуха Подземное изолирующее соединение (фланец, вставка) С обеих сторон соединения - Пересечение Пересечение с подземными протяженными коммуникациями Один кабель от трубы, другой от пересекаемого сооружения Заземление Точка подключения заземляющих устройств - Контрольно-диагностический пункт На участках ВКО и ПКО и по согласованию с заказчиком -
12.3.6 Коррозионный мониторинг
12.3.6.1 Система коррозионного мониторинга состоит из датчиков контроляЭХЗ и датчиков (индикаторов) коррозии различных видов, смонтированных вконтрольно-диагностических пунктах (КДП), и устройств передачи показаний этихдатчиков на диспетчерский пункт.
12.3.6.2 КДП следует устанавливать на коррозионно-опасных участкахгазопровода, в зонах пересечений с электрифицированными железными дорогами иавтострадами.
12.3.6.3 Оснащенность КДП следует согласовывать с заказчиком.
12.4Защита газопроводов от коррозионного растрескивания труб под напряжением (КРН)
12.4.1. При изыскании трасс прокладки газопроводов следует выявлятьучастки с внешними условиями, способствующими развитию коррозионного растрескиванияпод напряжением:
- участки соприкосновения газопровода с уровнем грунтовых вод (УГВ);
- грунты, затрудняющие отвод грунтовых вод - глины, суглинки и др.;
- грунты, водородный показатель электролита которых имеет значения,близкие к нейтральному (рН = 5-8);
- неустойчивые грунты, способствующие возникновению изгибных напряженийв газопроводе (оползни, карсты и др.).
12.4.2. При выборе трассы газопровода следует отдавать предпочтениевариантам с меньшей протяженностью участков, характеризуемых внешнимиусловиями, способствующими КРН.
12.4.3. На участках с внешними условиями, способствующими возникновениюкоррозионного растрескивания под напряжением, следует:
- принимать меры, исключающие пересечение тела трубы с УГВ, в том числеи переменным - укладку трубы предусматривать гарантированно выше или ниже УГВна 0,2 м, либо обеспечить отвод грунтовых вод за счет создания дренажнойсистемы, подпорных стенок и др.;
- применять трубы, изготовленные по технологии, обеспечивающейповышенную стойкость к КРН;
- предусматривать трубы с заводским антикоррозионным покрытием всоответствии с п. 12.2.1.1настоящих Норм;
- осуществлять изоляцию монтажных стыков трубопровода с помощьютермоусаживающих манжет;
- исключить, по возможности, упругие изгибы газопровода на потенциально-опасных участках проявления КРН;
- при соответствующем обосновании в проекте повысить категорийностьгазопровода (не ниже II категории);
- предусматривать при укладке труб в траншею ориентацию продольныхсварных швов в верхней части периметра трубы (от 3,5 до 8,5 ч);
- предусматривать мелиоративные мероприятия, направленные на отвод водот поверхности трубопроводов.
13 ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙБЕЗОПАСНОСТИ
13.1 Классификация категорий помещений, зданий инаружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, пожароопасных ивзрывоопасных зон и групп взрывоопасных смесей приведены в таблице Г.1(приложение Г) настоящих Норм. Определение категорий помещений, зданий инаружных установок, не вошедших в настоящий перечень, следует производить по НПБ 105 [64].
13.2 Конструкция и материалы тепловой изоляции трубопроводов иоборудования объектов магистральных газопроводов должны соответствоватьтребованиям СНиП 41-03[47].
13.3 Противопожарное водоснабжение предприятий, зданий и сооружениймагистральных газопроводов следует проектировать в соответствии со СНиП 2.04.01[65], СНиП 2.04.02 [66].
На площадках газоизмерительных станций (за исключением пограничных ГИС),газораспределительных станций, пунктов очистки и замеров газа постоянныесистемы производственно-противопожарного водопровода проектировать нетребуется.
13.4 Здания, сооружения, помещения и оборудование объектов магистральныхгазопроводов должны оборудоваться автоматическими установками пожаротушения(АУПТ) и пожарной сигнализацией (АУПС) в соответствии с НПБ 110 [67]и «Перечнем производственных зданий, помещений, сооружений и
оборудованияобъектов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром», подлежащих защитеавтоматическими установками пожаротушения и пожарной сигнализации» [68].
Техническое задание на проектирование и реконструкцию установокобнаружения пожаров, контроля загазованности и тушения пожаров должноразрабатываться в соответствии с требованиями РД 25.952 [69] и согласовыватьсяс ООО «Газобезопасность».
13.5 Проектирование автоматических установок противопожарной защитыдолжно осуществляться в соответствии с требованиями НПБ88 [70],ВРД39-1.8-055 [30]и рекомендациями «Противопожарная защита газоперекачивающих агрегатовкомпрессорных станций магистральных газопроводов» [71].
13.6 Проектирование систем оповещения и управления эвакуацией людей опожаре должно осуществляться в соответствии с требованиями НПБ 104 [72].
13.7 Молниезащита зданий, сооружений и наружных установок должнавыполняться согласно требованиям СО153-34.21.122 [33].
13.8 Здания, помещения, сооружения и наружные установки объектовмагистральных газопроводов следует оснащать первичными средствами пожаротушенияв соответствии с требованиями ГОСТ12.4.009, ППБ 01[73]и ВППБ 01-04 [74].
13.9 Помещения категории А и Б должны быть оборудованы автоматическидействующими датчиками контроля уровня загазованности (сигнализаторамидовзрывоопасных концентраций) и/или газоанализаторами, установленными всоответствии с требованиями РДБТ-39-0147171-003 [75].
14 ОХРАНА ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННАЯБЕЗОПАСНОСТЬ
14.1 Охрана труда
14.1.1 При проектировании технологических объектов МГ должно бытьпредусмотрено выполнение требований, обеспечивающих здоровые и безопасныеусловия труда обслуживающего персонала в соответствии с ГОСТ12.0.003, ГОСТ 12.1.004, ГОСТ12.1.005, ГОСТ 12.1.010, ГОСТ12.1.012, ГОСТ12.3.002, ГОСТР 12.0.006, а также Гигиеническими критериями оценки и классификацииусловий труда Р 2.2.755[76]и СН 2.2.4/2.1.8.562[77].
14.1.2 Достаточность средств защиты персонала должна быть подтверждена сучетом требований ГОСТ12.3.002, ГОСТ12.0.003, ГОСТ 12.1.001, ГОСТ12.1.002, ГОСТ12.1.006, Гигиенических критериев оценки и классификации условий труда Р 2.2.755 [76],строительных норм и правил СНиП23-03 [78], СНиП 2.09.03 [79], санитарныхнорм и правил СН 2.2.4/2.1.8.562[77].
14.1.3. Безопасность эксплуатации должна быть подтверждена результатамиаттестации рабочих мест, которая проводится в соответствии с отраслевыминормативными документами.
14.1.4. Требования к средствам индивидуальной защиты должны отвечатьследующим ГОСТ:
- специальная одежда - ГОСТР 12.4.196, ГОСТ29335, ГОСТ29338, ГОСТ12.4.044, ГОСТ12.4.045;
- средства защиты рук - ГОСТ12.4.010, ГОСТ12.4.183;
- специальная обувь - ГОСТ12.4.024, ГОСТ12.4.137, ГОСТ12.4.032;
- средства защиты лица - ГОСТ12.4.023, ГОСТ12.4.035;
- средства защиты органов слуха - ГОСТР 12.4.208, ГОСТР 12.4.213;
- средства защиты глаз - ГОСТ Р 12.4.013.
14.1.5. Средства коллективной защиты должны обеспечивать здоровье ибезопасные условия труда в соответствии с системой стандартов безопасноститруда по ГОСТ12.0.001.
14.1.6. Требования к микроклимату производственных помещений иаэроионному составу воздуха производственных и общественных помещений должнысоответствовать СанПиН 2.2.4.548[80].
14.1.7. Освещенность рабочих мест должна соответствовать требованиям: СНиП 23-05 [39].
14.1.8. Уровни шума на рабочих местах не должны превышать допустимые по СН 2.2.4/2.1.8.562 [77].
14.1.9. Уровни вибрации на рабочих местах не должны превышать допустимыепо СН 2.2.4/2.1.8.566[81].
14.1.10. Необходимые санитарно-бытовые помещения должны бытьпредусмотрены в соответствии со СНиП2.09.04 [82].
14.2 Промышленная безопасность и анализ риска
14.2.1 В соответствии с положениями Федерального закона «Опромышленной безопасности опасных производственных объектов» [11] в составе проектнойдокументации на строительство, расширение, реконструкцию, техническоеперевооружение, консервацию и ликвидацию опасных производственных объектовгазотранспортных предприятий должна разрабатываться декларация промышленнойбезопасности опасного производственного объекта.
Обязательной разработке декларации промышленной безопасности подлежатопасные производственные объекты, на которых получаются, используются,перерабатываются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества(воспламеняющиеся, окисляющие, горючие, взрывчатые, токсичные, высокотоксичныевещества и вещества, представляющие опасность для окружающей природной среды) вколичествах, установленных в Приложении 2 к Федеральному закону «Опромышленной безопасности опасных производственных объектов» [11].
14.2.2 Разработанные декларации подлежат обязательной экспертизепромышленной безопасности.
14.2.3 Содержание деклараций промышленной безопасности, включаяобоснование показателей безопасности и анализ риска, а также их оформление,представление и экспертиза регламентированы постановлениями ПравительстваРоссийской Федерации [83,84],документами Ростехнадзора (бывш. Госгортехнадзор России) и стандартами ОАО«Газпром» [85- 93].
Декларация промышленной безопасности должна включать:
- оценку опасностей (взрывопожароопасности, токсической опасности,опасности для окружающей природной среды), имеющихся на производстве сырья,реагентов, катализаторов, промежуточных и целевых продуктов, отходовпроизводства, а также данные об их распределении на складах и в техническихустройствах;
- план размещения и характеристики основного технологическогооборудования, а также схему перемещения основных технологических потоков;
- оценку и ранжирование производственных операций, проводящихся впроцессе эксплуатации, а также при подготовке и проведении ремонтных работ сточки зрения вероятности разгерметизации оборудования и выброса опасных веществв окружающее пространство;
- анализ и классификацию аварийных ситуаций, возможных на рассматриваемомпроизводстве по причине прекращения снабжения его различного видаэнергоресурсами (электроэнергией, водой, теплоносителями, воздухом КИП и А ит.д.), в результате отклонений от нормальных технологических режимов, выхода изстроя (разгерметизации) отдельных видов оборудования, сбоев или отказов вработе систем автоматической защиты (блокировок), организационных ошибок,негативного проявления «человеческого фактора», экстремальных воздействий силприроды (стихийных бедствий), противоправных действий и др.;
- анализ инцидентов, неполадок и аварий, имевших место на другиханалогичных объектах, или связанных с обращающимися аналогичными опаснымивеществами;
-обоснование надежности проектируемых систем энергообеспечения, средстви систем защиты аппаратов, оборудования и трубопроводов от превышения рабочегодавления, систем обнаружения токсичных и горючих веществ, защиты и борьбы спожарами, систем автоматического регулирования, блокировок, сигнализации идругих средств обеспечения безопасности;
- определение возможных причин и факторов, способствующих возникновениюаварий и обоснование характерных сценариев их развития в приложении кконкретному размещению оборудования на промплощадке и наличию штатных системзащиты;
- обоснование влияния технико-технологических и природно-климатическихфакторов на масштабы распространения поражающих факторов аварий;
- оценку ожидаемой частоты (вероятности за тот же период времени)реализации различных аварийных сценариев (производственного, социального иприродного характера) и построение вероятностных зон действия поражающихфакторов;
- анализ возможных негативных последствий воздействия поражающихфакторов аварий или последствий реализации негативных событий натехнологическое оборудование,
здания, сооружения и технический персоналпредприятия, а также население прилегающих районов и окружающую природнуюсреду;
- оценку возможного числа пострадавших, в том числе смертельнопораженных, среди персонала и населения для различных сценариев аварий ичрезвычайных ситуаций;
- оценку интегрального (прямого и косвенного) ущерба для предприятия, атакже для иных физических и юридических лиц в результате аварий;
- расчет территориально-временного распределения показателей риска покаждому из выделенных к рассмотрению опасных производственных объектовпредприятия и для всех рассмотренных сценариев, а также интегральныхпоказателей риска по предприятию в целом;
- анализ соответствия принятых в проекте условий эксплуатации объектатребованиям промышленной безопасности и критериям приемлемого риска;
- обоснование и оптимизация технических решений и организационныхмероприятий, направленных на обеспечение безопасной эксплуатации объектов, впервую очередь путём предотвращения, уменьшения или защиты от факторов риска, атакже на сведение к минимуму последствий материального, социального иэкологического видов ущерба от аварий с обязательной оценкой их эффективности,исходя из принципа « эффективность - затраты» (риск-выгода);
- оценку компоновки генплана и размещения оборудования с точки зрения пожаровзрывобезопасности,минимизации социального и экономического риска, обеспечения минимальныхбезопасных расстояний для смежных предприятий и населения.
14.2.4 Материалы, разрабатываемые в составе предпроектной и проектнойдокументации на стадиях обоснования инвестиций, проектов строительства,реконструкции, расширения (технического перевооружения) и ликвидациидействующих объектов, должны содержать согласно СНиП11-01 [2]инженерно-технические мероприятия гражданской обороны.
Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны должнысоответствовать ВСН 01-85 и СП11-107 [94].
15 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
15.1 При проектировании следует руководствоваться требованиямидействующего в Российской Федерации законодательства и нормативных документов,в том числе, отраслевых, в сфере природопользования и охраны окружающей среды.
15.2 На всех стадиях проектирования предприятий, зданий и сооружениймагистральных газопроводов должно осуществляться экологическое сопровождениепроекта. На разных стадиях проектирования выполняется соответствующая часть«Экологического обоснования» в соответствии со СНиП11-01 [2]и СП 11-101 [95].
15.3 Разделы Экологического обоснования выполняются с целью оценкистепени экологической опасности проектируемого объекта и должны содержать:
- оценку современного состояния природной среды при существующих формаххозяйственной деятельности и санитарно-эпидемиологической обстановки натерритории строительства объекта;
- характеристику объекта с точки зрения воздействия на окружающую среду;
- прогнозную оценку состояния природной среды исанитарно-эпидемиологической обстановки при функционировании объекта;
- предложения по разработке природоохранных мероприятий;
- программу организации экологического мониторинга и необходимыхэкологических изысканий и исследований;
- расчеты экономической эффективности запланированных природоохранныхмероприятий.
15.4 Для магистральных газопроводов и КС в соответствии с СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200[96]должны соблюдаться санитарные разрывы.
15.5 Для ГРС нормативные размеры санитарно-защитных зон (СЗЗ)определяются в соответствии с СанПиН2.2.1/2.1.1.1200 [96]с учетом минимальных расстояний от городов, других населенных пунктов иотдельных объектов, установленных с целью обеспечения их безопасностистроительными нормами и правилами. Величина СЗЗ уточняется и согласовывается сорганами и учреждениями государственной санитарно-эпидемиологической службы вкаждом конкретном случае.
15.6 Для объектов магистральных газопроводов, не включенных в санитарнуюклассификацию, величины СЗЗ определяются расчетным путем согласно требованиям СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200[96]и «Методического пособия порасчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферныйвоздух» [97].Размер СЗЗ устанавливается в каждом конкретном случае решением Главногогосударственного санитарного врача Российской Федерации или его заместителя.
15.7 На всех стадиях проектирования технические, технологические,компоновочные и другие решения должны предусматривать мероприятия по снижениюотрицательного воздействия объектов на окружающую среду. В Экологическомобосновании должна быть приведена оценка принятых мероприятий с точки зренияснижения воздействия на все компоненты окружающей среды, а также выводы осоответствии принятых решений существующему природоохранному законодательству.
15.8 Общие технологические мероприятия по ограничению выбросов вредныхвеществ в атмосферу могут предусматривать:
- кооперацию проектируемого объекта с другими с целью уменьшенияколичества «грязных производств» на предприятии;
- использование более прогрессивных технологий;
- увеличение единичной мощности агрегатов при одинаковой суммарнойпроизводительности;
- применение более «чистого» вида топлива;
- внедрение наиболее совершенной структуры газового баланса предприятия,обеспечивающей оптимизацию распределения топлива между технологическимиагрегатами с целью уменьшения загрязнения атмосферного воздуха продуктамисгорания.
15.9 Специальные технические решения, направленные на улучшение условийрассеивания выбросов, могут предусматривать:
- сокращение организованных и неорганизованных выбросов;
- очистку и обезвреживание вредных выбросов отходящих газов;
- улучшение условий рассеивания выбросов.
15.10 При разработке мероприятий по регулированию газовых выбросов впериоды неблагоприятных метеорологических условий следует руководствоватьсядействующими нормативными документами и предусматривать комплекс техническихрешений, направленных на кратковременное сокращение выбросов вредных веществ ватмосферу с целью предотвращения экстремально высокого уровня загрязнения.
15.11 Общие технологические и технические решения и мероприятия поограничению сбросов вредных веществ в водные объекты должны предусматривать:
- разработку системы сбора и очистки сточных вод (хозбытовых,производственных и промливневых сточных вод), строительство очистныхсооружений;
- выпуск сточных вод в водные объекты в соответствии с требованиямидокумента «Правила охраны поверхностных вод (типовые положения)» [98];
- обвалование и другие виды изоляции загрязняемых производственныхтерриторий, особенно расположенных вблизи водных объектов. На обвалованныхтерриториях необходимо предусматривать сооружение отводных каналов для сбора ливневыхвод с целью их последующей очистки;
- во избежание протечек при избытке воды необходимо предусматриватьобвалование шламоотвалов, биологических прудов и полей орошения. При угрозепопадания загрязняющих веществ в водные объекты через грунтовые воды (приотсутствии водоупорного слоя) для шламоотвалов и биологических прудовнеобходимо предусматривать строительство бетонированных емкостей.
15.12 В системах технологического контроля работы очистных сооруженийнеобходимо предусматривать средства и приборы постоянного и периодическогоконтроля качества сточных вод и работы очистных сооружений.
15.13 Необходимо предусматривать в проектах технологические итехнические решения, обеспечивающие уменьшение объемов сточных вод, а такжемероприятия по улучшению их качественных показателей:
- снижение водоемкости производств: внедрение безводных и маловодныхтехнологий, использование очищенных хозбытовых сточных вод для подпитки системводоснабжения
предприятий и цехов, повторное использование производственныхсточных вод (оборотное водоснабжение), внедрение замкнутого водоснабжения;
- внедрение малоотходных, ресурсосберегающих и безотходных технологий,сводящих к минимуму сброс загрязняющих веществ в водные объекты;
- обустройство производственных площадок системой ливневой канализации сочисткой ливнево-талых вод;
- устройство систем локальных очисток сточных вод;
- установку резервных воздуходувок на установках биологической очисткисточных вод;
- оснащение КС и прочих объектов современными установками по очистке сточныхвод с использованием новейших технологий;
- разработку мероприятий по недопущению разливов из сборных емкостей ипротечек токсичных компонентов.
15.14 Расчеты норм потребления и отведения воды, используемой дляохлаждения ГПА, приготовления раствора антифриза, на промывку оборудования, атакже объемы потребления воды для подпитки тепловых сетей, котельных,собственных нужд водоподготовительных установок и для хозяйственно-питьевыхнужд следует производить в соответствии с «Отраслевой методикой по разработкенорм и нормативов водопотребления и водоотведения в газовой промышленности» [99].
15.15 Расчет текущих индивидуальных балансовых норм следует производитьпо направлениям использования воды (на технологические, вспомогательные ихозяйственно-питьевые нужды).
15.16 Следует предусматривать комплекс инженерных мероприятий для защитытерриторий и сооружений газотранспортных объектов от затопления и подтопления,разрабатываемый с соблюдением требований СНиП 2.06.15 [100].
15.17 Общие технологические и технические решения, а также мероприятияпо охране почв, должны предусматривать:
- выполнение строительных работ в пределах отвода земель, определенногопроектом;
- строительство противоэрозионных сооружений вдоль трасс газопроводов;
- снятие и транспортировку плодородного слоя почвы в места временногоскладирования при проведении связанных с нарушением земель работ с последующимвозвратом его на полосу строительства по окончании работ;
- планировку и очистку поверхности почвы, загрязненной углеводороднойжидкостью;
- контроль за физико-химическими и биологическими свойствами почв;
- рекультивацию нарушенных земель (техническую и биологическую);
- создание инженерной системы организации сбора и храненияпроизводственных сточных вод, загрязненных углеводородами, в том числегидроизоляцию технологических площадок;
- сохранение ландшафтов.
15.18 При рассмотрении воздействия проектируемого объекта на характерземлепользования территории необходимо определить:
- потребность в земельных ресурсах для строительства и эксплуатацииобъекта;
- землевладельцев и землепользователей, земли и интересы которых будутзатронуты при отчуждении земель для строительства и эксплуатации объекта;
- площади и расположение земель, подверженных в результате строительстванарушению (затоплению, подтоплению или иссушению и т.п.).
15.19 Необходимо предусматривать мероприятия против развитияфизико-геологических процессов в недрах, которые должны включать защитутерриторий от проседаний земной поверхности. В районах распространениямноголетнемерзлых пород необходимо предусматривать защиту территорий отпроцессов, связанных с нарушением геокриологических условий и деградациеймерзлоты.
15.20 Должны предусматриваться мероприятия по охране недр, включающиемероприятия против загрязнения, агрессивности и коррозионной активностигеологической среды, а также мероприятия, направленные на устранениепоследствий загрязнения компонентов геологической среды. Мероприятия по охраненедр подразделяются на:
- профилактические, направленные на сохранение естественного качестваподземных вод и грунтов;
- локализационные, препятствующие развитию сформировавшегося очагазагрязнения и повышенной коррозионной активности;
- восстановительные, проводимые для ликвидации загрязнения ивосстановления природного качества компонентов геологической среды.
15.21 Необходимо предусматривать учет наличия, образования,использования и размещения всех отходов собственного производства и отходов,завозимых со стороны.
15.22 Должны предусматриваться мероприятия по удалению опасных отходов(утилизации, обезвреживанию, складированию либо захоронению), разработанные всоответствии с требованиями нормативных документов, современными методами итехнологиями утилизации и обезвреживания опасных отходов, исключающих ихнакапливание на промплощадках, а также загрязнение ими атмосферного воздуха,подземных вод и недр. При этом следует определить оптимальный вариант удаленияотходов:
- сбор продуктов очистки газопроводов и дренажей оборудования в закрытыерезервуары;
- рациональное использование образующихся и накопленных отходов, годныхдля дальнейшей транспортировки и переработки на других предприятиях;
- выбор установки для сжигания отходов с дальнейшей утилизациейпродуктов термической обработки;
- создание условий хранения отходов, исключающих возможность попаданиязагрязняющих веществ в гидро- и литосферу даже в экстремальных условиях;
- складирование, обезвреживание и захоронение на соответствующих типуотходов полигонах.
15.23 Следует определить размеры СЗЗ по шуму и сравнить с СЗЗ,установленной по санитарной классификации производств. В случае превышения СЗЗпо шуму должны предусматриваться мероприятия по снижению шума, как в источнике,так и на территории, акустический режим которой превышает нормативные уровнишума.
15.24 Общие технологические решения и мероприятия по снижению шумовоговоздействия объектов газотранспортного предприятия должны предусматривать:
- внедрение малошумных технологий и оборудования;
- звукоизоляция оборудования и трубопроводов;
- установка глушителей, противошумных экранов и кабин;
- ограничение скорости движения технологических сред по трубопроводам;
- организация контроля уровня шума за СЗЗ в близлежащих населенныхпунктах;
- архитектурно-планировочные мероприятия для оптимальной ориентациишумного оборудования;
- снижение шума на путях его распространения (устройство земляныхнасыпей высотой 3 - 12 м с защитным акустическим экраном и с кустарником,высаженным на поверхности насыпи, обращенной к источнику шума; посадкалесозащитных полос на возвышенных участках рельефа и др.).
15.25 Мероприятия по сохранению растительности могут предусматривать:
- снятие и сохранение дернины на участках, отчуждаемых под сооружения,насыпи, карьеры, отвалы и т.д., в целях дальнейшего использования прирекультивации;
- противопожарный режим эксплуатации объектов (выявление наиболеепожароопасных участков, установление особого режима деятельности в пределахпожароопасных участков, расчистка пожароопасных лесов от сухостоя и валежника,устройство противопожарных рвов и полос и др.);
- охрану атмосферного воздуха и поверхностных вод;
- наиболее полное использование уже имеющихся элементов инфраструктуры(дорог, мостов и др.), а также использование под строительные площадкизначительно нарушенных участков и участков, на которых восстановлениеестественной растительности невозможно;
- содержание в безопасном пожарном состоянии трассы газопроводов иприлегающих к ней участков;
- недопущение засорения территории промышленными и бытовыми отходами,снижение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов загрязненных вод;
- рекультивацию нарушенных земель на строительных площадках и линейныхобъектах;
- проведение специальных мероприятий, восполняющих потерилесохозяйственного производства и урон разнообразию растительных сообществ,силами территориальных лесохозяйственных и природоохранных органов на средстваденежной компенсации ущерба, выплачиваемой заказчиком строительства.
15.26 Мероприятия по сохранению животного мира должны предусматривать:
- локализацию строительных работ, а также работ по обслуживанию объектовв пределах отведенных земель;
- максимальное сохранение естественной структурированности ландшафта,сохранение уникальных для зоны воздействия трудно-восстановимых компонентовмест обитания (элементов рельефа, групп деревьев, отдельных деревьев и т.д.) в пределахотведенных под строительство земель;
- охрану атмосферного воздуха, поверхностных вод, рекультивациюнарушенных земель;
- защиту от шумового воздействия;
- обеспечение миграции животных;
- освещение площадок и сооружений объектов;
- ограничение доступа людей и машин в места обитания животных;
- бережное отношение к наиболее ценным и уязвимым природным комплексам,характеризующимся высоким биоразнообразием, имеющим большое значение дляживотных во время миграции, размножения и т.д.;
- запрет на прямое преследование, разорение гнезд и убежищ, нанезаконный отстрел представителей дикой фауны;
- соблюдение режима охраны редких видов, включенных в Красные книгиразного ранга, проведение инвентаризационных мероприятий по выявлению участкових обитания в зоне воздействия газопровода с последующей разработкой конкретныхмер охраны наиболее ценных видов;
- недопущение весенних палов травянистой растительности, которые могутпривести к гибели птичьих гнезд;
- минимизацию фактора беспокойства на территориях, прилегающих к зонеосуществления работ, связанного с шумовым воздействием оборудования ипосещением территории людьми;
- проведение специальных мероприятий, восполняющих потери численностиживотных и нарушения их местообитаний, силами территориальных органов охраныприроды на средства денежной компенсации ущерба, выплачиваемой заказчикомстроительства.
15.27 Мероприятия по охране и воспроизводству водных животных должныпредусматривать:
- проведение гидротехнических работ в строгом соответствии с проектом идействующими нормативами для водоемов и водотоков рыбохозяйственногоназначения;
- проведение гидротехнических работ по сооружению подводных переходов изабор воды из рек для нужд гидроиспытаний только в межнерестовый период;
- обеспечение возможности свободного прохождения рыб в верховьяхводотоков во все времена года при строительстве трубопроводов, устройствоводопропускных сооружений (мостов, железобетонных труб) при пересеченииводотоков и обводненных участков трассами переездов и автодорог;
- исключение возможности всплытия трубопровода на поверхность водоемаили водотока;
- упорядочение складирования строительных материалов и отходов,своевременная организация работ по расчистке русел водотоков от порубочныхостатков, ила, строительных отходов и мусора для полного исключения возможностипопадания их в рыбохозяйственные водоемы;
- использование рыбоохранных технологий при заборе воды из естественныхводотоков для нужд гидроиспытаний;
- проведение специальных рыбоводно-мелиоративных мероприятий, восполняющихпотери естественной рыбопродуктивности, силами территориальных инспекцийрыбоохраны на средства денежной компенсации ущерба рыбным запасам,выплачиваемой заказчиком строительства.
15.28 Для осуществления контроля за состоянием окружающей среды в зоне размещениястроящихся и эксплуатируемых объектов газопровода необходимо создание системыпроизводственного экологического мониторинга в соответствии с требованиями ВРД39-1.13-081 [101],регламентирующего наблюдения за состоянием атмосферного воздуха, поверхностныхи подземных вод, почвенного и растительного покровов, животного мира. Способыведения мониторинга определяются в зависимости от условий природной среды иособенностей проектируемого инженерного объекта.
16 ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮИНЖЕНЕРНЫХ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ОХРАНЫ
16.1 Общие требования
16.1.1 Система безопасности технологических объектов, входящих в составмагистральных газопроводов, обеспечивается инженерными средствами охраны (ИСО),техническими средствами охраны (ТСО) и комплексом организационных мероприятий.
16.1.2 Техническое задание на проектирование ИТСО разрабатывается всоответствии с РД 25.952[69].
16.1.3 Проект на оборудование объектов ИТСО разрабатывается всоответствии со СНиП2.05.06 [1], ГОСТ21.101, ГОСТР 50775 и «Инструкцией о порядке согласования технических заданий ипроектов на оборудование объектов
ОАО «Газпром» и его дочерних обществ и организаций инженерными и техническимисредствами охраны» [102].
16.2 Требования к инженерным и техническим средствамохраны
16.2.1 Комплексы инженерных и технических средств охраны (ИТСО) должнывыполнять следующие функции:
- противодействия несанкционированному пересечению посторонними лицамиграниц зон безопасности объекта;
- фиксации факта проникновения нарушителя на территорию объекта,охраняемой зоны, охраняемого здания или помещения;
- выдачи сигнала «тревога» в систему сбора и обработки информации и напульт дежурного персонала с использованием тревожно-вызывной сигнализации,установленной на постах охраны и в особо режимных помещениях;
- дистанционного наблюдения дежурным персоналом за зоной периметра,служебными помещениями и обстановкой в различных зонах безопасности с помощьюсистемы охранного телевидения;
- централизованного (или децентрализованного) приема на контроль иснятие с контроля различных объектов блокирования;
- дистанционного и ручного контроля работоспособности датчиков ицелостности сигнальных линий;
- регистрации и документирования времени и количества сигналов тревоги,фактов осуществления дистанционного контроля, отключения электропитания;
- обеспечения прямой связи дежурного персонала с постами охраны,дежурными или ответственными в режимных помещениях;
- бесперебойного электроснабжения комплекса ТСО;
- охранного освещения территории объекта.
16.2.2 Номенклатура применяемых ТСО определяется «Перечнем техническихсредств охраны, разрешенных к применению на объектах ОАО «Газпром» [103].Использование средств, не включенных в Перечень, допускается при наличиисоответствующих обоснований, согласованных ОАО «Газпром».
16.2.3 Требования к проектированию ИСО технологических объектов,входящих в состав магистральных газопроводов определяются в соответствии с ВРД39-1.8-055 [30],ВРД39-1.10-006 [24] и«Типовыми правилами охраны объектов ОАО «Газпром» [25].
ИСО включают в себя:
- ограждения территорий охраняемых объектов и локальных зонбезопасности;
- оборудование въездов (входов) на территорию, в здания и помещенияобъектов;
- оборудование люков и колодцев, имеющих выход за территорию объектов.
16.2.4 Требования к проектированию ТСО технологических объектов,входящих в состав магистральных газопроводов (за исключением линейной части МГ)определяются в соответствии с ВРД39-1.8-055 [30],ВРД39-1.10-006 [24] и«Типовыми правилами охраны объектов ОАО «Газпром» [25].
16.2.5 Требования к проектированию ТСО линейной части МГ определяютсязаказчиком и эксплуатирующей организацией (с привлечением проектнойорганизации) на стадии подготовки технического задания на проектирование,исходя из назначения объекта, режима его работы, наличия средствтелемеханизации и оперативной обстановки в районе расположения объекта.
В качестве ТСО должны предусматриваться:
- система охранной сигнализации (средства охраны периметра и помещений);
- система постовой связи и тревожной сигнализации;
- средства управления и сбора информации;
- система охранная телевизионная;
- система охранного освещения;
- системы (средства) контроля и управления доступом;
- система оповещения;
- программно-аппаратные средства автоматизированных рабочих мест.Системы охранной сигнализации, контроля и управления доступом, охранноготелевидения совместно с системой пожарной сигнализации и другими средствамиобеспечения безопасности могут объединяться в интегрированные системыбезопасности.
16.2.6 Система охранной сигнализации (ОС) представляет собой комплексинженерно-технических средств, предназначенный для оповещения о попыткахнесанкционированного проникновения на объект.
16.2.7 Периметральная охранная сигнализация технологических объектов,входящих в состав магистральных газопроводов, должна проектироваться, какправило, однорубежная.
16.2.8 Конфигурация системы ОС, перечень функциональных возможностейопределяются техническим заданием на проектирование. Общие техническиетребования к системе охранной сигнализации изложены в РД 78.36.003 [104].
16.2.9 Системы контроля и управления доступом (СКУД) представляют собойкомплекс инженерно-технических средств, предназначенный для контроля исанкционированного
доступа людей, транспорта и других средств в (из) помещения,здания, зоны и территории технологических объектов, входящих в составмагистральных газопроводов.
Конфигурация СКУД, перечень функциональных возможностей определяютсятехническим заданием на проектирование системы. Общие технические требования кСКУД изложены в ГОСТР 51241.
16.2.10 Система охранная телевизионная (СОТ) представляет собой комплексинженерно-технических средств, предназначенный для наблюдения за обстановкой нанаиболее ответственных участках охраняемого объекта.
Конфигурация СОТ, перечень функциональных возможностей определяютсятехническим заданием на проектирование. Общие технические требования к СОТизложены в ГОСТР 51558.
16.2.11 Система постовой связи и тревожной сигнализации (СПС и ТС)представляет собой комплекс технических средств, предназначенный для:
- обмена речевой информацией между сотрудниками службы безопасности;
- формирования извещения о тревоге, его передачи и приема.
Конфигурация СПС и ТС, перечень функциональных возможностей определяютсятехническим заданием на проектирование. Общие технические требования к СПС и ТСприведены в ГОСТР 50775.
Должна предусматриваться передача сигналов тревоги от СПС и ТС нацентральный пост охраны.
16.2.12 Программно-технический комплекс автоматизированной системы (ПТКАС), образуемый в результате комплексирования средств вычислительной техники,программного обеспечения и ТСО, должен быть выполнен в защищенном исполнении.
К ПТК АС предъявляются требования по защите информации отнесанкционированного доступа не ниже требований к классу защищенности ЗБ РДГостехкомиссии России «Автоматизированные системы. Защита отнесанкционированного доступа к информации. Классификация автоматизированныхсистем и требований по защите информации» [105].
Дополнительно устанавливаются следующие требования:
- ПТК АС должен быть разграничен с открытыми (в том числемеждународными) сетями на физическом уровне, с другими информационными сетями -на логическом уровне;
- должны быть обеспечены идентификация, проверка подлинности и контрольдоступа объектов к программам, томам, каталогам, файлам, записям, полям записейв соответствии с матрицей доступа;
- должна быть предусмотрена сигнализация попыток нарушения защитыавтоматизированной системы.
Порядок создания ПТК АС в защищенном варианте приведен в ГОСТ 51583.
16.2.13 Система охранного освещения предназначена для дополнительногоосвещения границ территории и внутренних зон безопасности охраняемого объекта втемное время суток, при неблагоприятных погодных условиях с возможностьюуправления в ручном режиме и автоматическом режиме при срабатывании ТСО.
Конфигурация системы охранного освещения, перечень функциональныхвозможностей определяются техническим заданием на проектирование. Общиетехнические требования к средствам охранного освещения приведены в ПУЭ[16] и «Типовыхправилах охраны объектов ОАО «Газпром» [25].
16.2.14 Сигналы тревоги, вырабатываемые ТСО, должны поступать на пультыаппаратуры сбора и обработки информации, которые следует располагать наохраняемых объектах:
- с постоянным присутствием персонала службы безопасности (охраны) - впомещении центрального поста охраны (ЦПО);
- с дежурным персоналом - в помещениях дежурной смены;
- работающих в автоматическом режиме - в помещении ближайшегодиспетчерского пульта.
При проектировании размещения ЦПО преимущество следует отдавать отдельностоящему зданию проходной, располагаемому у главного входа (въезда) натерриторию охраняемого объекта.
ЦПО также может располагаться в здании административного назначения напервом или цокольном этаже, вблизи выхода наружу.
16.2.15 Система электропитания ТСО по условиям надежностиэлектроснабжения должна определяться в соответствии с РД 78.36.003 [104].Молниезащита оборудования ТСО должна выполняться в соответствии с СО153-34.21.122 [33].
17 ПРИНЦИПЫ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ ПОРЕКОНСТРУКЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
17.1 Реконструкция магистрального газопровода или газотранспортнойсистемы проводится с целью обеспечения планируемых потоков газа по газопроводу(системе газопроводов), повышения промышленной безопасности транспорта газа,повышения экологической безопасности транспорта газа, повышения экономическойэффективности транспорта газа и осуществляется путем расширения действующихобъектов, замены и модернизации морально и физически устаревшего оборудованияна современное высокоэффективное, надежное и безопасное. Как правило,выполняется комплексная реконструкция объектов транспорта газа, одновременнопреследующая все или группу указанных целей.
17.2 Основанием для проведения реконструкции объекта является еговключение в действующую отраслевую «Программу реконструкции и техническогоперевооружения объектов транспорта газа».
Срок службы (возраст) объектов не является окончательным основанием дляих реконструкции (замены или модернизации оборудования). Возможнаальтернативная
стратегия продления ресурса оборудования с поддержаниемтехнического состояния с помощью капитального ремонта.
17.2.1 Решение о выводе газотранспортных объектов в реконструкцию дляобеспечения планируемых потоков газа принимается в случае, если расчетная напериод планирования технически возможная производительность (годовая,квартальная, сезонная) (ТВП) газопровода ниже его соответствующейпроизводительности по проекту и/или фактически достигнутой за прошедшие годы, атакже если его эксплуатация экономически нецелесообразна.
Технически возможная производительность (ТВП) эксплуатируемогомагистрального газопровода - способность магистрального газопровода обеспечитьв конкретный временной период транспортировку объемов газа от пункта приемкигаза до пункта его сдачи, определенных исходя из технического состояниягазопровода и допустимых технологических режимов транспортировки газа, с учетомплановых остановок для проведения ремонтных и диагностических работ,закладываемых в проекте.
Реконструкция с целью обеспечения планируемых потоков газа сводится кустранению «узких мест», лимитирующих производительность газопроводов. «Узкоеместо» - объект газотранспортной системы (магистральный газопровод,газопровод-отвод, газопровод-перемычка, распределительный газопровод или ихучасток, компрессорная станция, ГПА, станция подземного хранения газа, ГИС,узел редуцирования газа, ГРС и т.д.), техническое состояние которого непозволяет обеспечить поддержание проектных параметров по пропускной способностиучастка или в целом ГТС.
В качестве «узких мест» могут выступать:
- линейные участки со сниженным относительно проекта рабочим давлением;
- компрессорные цеха и компрессорные станции, реальное техническоесостояние которых не обеспечивает компримирование планируемых объемовтранспортируемого газа.
При выполнении реконструкции для обеспечения перспективных газовыхпотоков следует учитывать требования адаптивности и маневренности ГТС.
Адаптивность ГТС заключается в приспособлении принимаемых техническихрешений к изменяющимся внешним условиям развития отрасли (изменение условий ирасположения объектов добычи).
Маневренность ГТС понимается как способность ГТС гибко реагировать нанештатные ситуации (крупные аварии), сезонное изменение газовых потоков,отставание от планируемых сроков ввода новых мощностей.
17.2.2 Реконструкция газотранспортных объектов с целью обеспечениянадежности транспорта газа выполняется в соответствии с требованиями,изложенными в разделе18.4.
17.2.3 Реконструкция газотранспортных объектов для обеспечения промышленнойбезопасности выполняется для их приведения в соответствие с нормативными иправовыми требованиями с достижением приемлемых результатов оценкипромышленного риска, подтвержденных в декларации по промышленной безопасности.
В качестве объектов реконструкции для обеспечения промышленнойбезопасности рассматриваются объекты повышенной опасности:
- переходы через автомобильные и железные дороги, водные преграды,участки сближения с населенными пунктами и транспортными коммуникациями,взаимные пересечения трубопроводов, участки с потерей проектного положения трубза счет развития опасных природных процессов (проходящих в горной местности,пересекающих районы сплошного и островного распространения многолетнемерзлыхпород, участки, для которых характерно развитие селей, оползней, обвалов,эрозионных процессов, карстовых просадок), участки со сниженным разрешеннымдавлением в зоне развития коррозионных процессов;
- компрессорные цеха в целом, «высокая сторона» КЦ, технологическиекоммуникации, запорная арматура, агрегаты и установки.
17.2.4 Реконструкция газотранспортных объектов с целью обеспечения ихэкологической безопасности предполагает внедрение технических решений иоборудования, снижающих выбросы и сбросы загрязняющих веществ в окружающуюприродную среду, образование отходов, воздействие негативных физическихфакторов (шум, вибрация и др.), а также направленных на сохранение биотическихкомпонентов (почвенный покров, растительность и животный мир).
Вопросы обеспечения экологической безопасности газотранспортных объектоврассматриваются с учетом требований действующих законодательных и нормативныхприродоохранных документов.
17.2.5 Реконструкция с целью повышения экономической эффективноститранспорта газа имеет целью снижение эксплуатационных издержек, что возможно засчет оптимизации состава и использования основных фондов (вплоть до консервациии списания избыточных объектов КС и линейной части).
17.3 Принятие решений по реконструкции объектов транспорта газапроизводится на основе системных,технологических и экономических требований.
17.3.1 Системныетребования характеризуют невыполнение системных условий иотражают предельные возможности производственных мощностей газопроводов повыполнению планируемого потокораспределения в ЕСГ.
17.3.2 Технологическиетребования характеризуют техническое состояние газотранспортныхобъектов, при котором их дальнейшая эксплуатация невозможна или осуществляетсяс нарушением заданных условий транспорта газа (прежде всего попроизводительности), правил и норм промышленной и экологической безопасности.
17.3.3 Экономическиетребования характеризуют экономическую эффективность вариантовреконструкции.
17.4 В качестве системных требований рассматриваются:
- снижение фактической технически возможной производительности газопровода(системы газопроводов) относительно планируемой или проектнойпроизводительности газопровода или системы газопроводов в результатевозникновения «узких мест», т.е. зон пониженной технически
возможнойпроизводительности (Qтвп< Qпроект) нагазопроводе (ГТС); «узкие места» должны быть ранжированы по величинеограничения планируемой производительности Qтвп< Qплан (по степенизначимости);
- расположение объекта (КС или линейного участка) с критическимтехническим состоянием (см. п. 17.3.5) в зоне «узкогоместа»;
- расположение объектов - претендентов нареконструкцию для обеспечения планируемых потоков газа в зоне совместного пролегания с другими газопроводами,(в т.ч. со строящимися), подлежащими эксплуатации в едином режиме;
- необходимость изменения направленийи величины потоков газа по ГТС;
- необходимость проведения целевойреконструкции газопроводов для обеспечения газоснабжения региона,новых потребителей или объектов;
- необходимость реконструкции объектов газотранспортных систем для сокращения капитальных вложений в новоестроительство.
17.5 При реконструкции КС в качестве базового технологическоготребования принимается превышениеназначенных ресурсов оборудования и оценка перспективы их продленияза счет модернизации или замены.
Кроме этого могут рассматриваться следующие технологические требования:
- требования безопасностиэксплуатации технологических коммуникаций и установок (аппаратов)высокого давления;
- требования, характеризующие ремонтопригодность ГПА:
неремонтопригодность узлов или систем ГПА, отсутствиепроизводства запасных узлов и частей для замены при ремонте;
- требования, связанные с повышениемтехнологической эффективности КЦ, включая перевод цехов наполнонапорную схему; оптимизацию режимов работы многоцеховых КС; использованиесменных проточных частей нагнетателей и т.п.;
- требования морального старенияагрегатов (показатели агрегатов, не соответствующие современному техническомууровню);
- требование вывода в реконструкцию газоперекачивающих агрегатов (КЦ)для обеспечения экологической безопасности(предельно-допустимых выбросов в атмосферу и уровня шума).
17.6 Технологические требования вывода в реконструкцию объектов линейнойчасти зависят от целей реконструкции.
При реконструкции для обеспечения планируемых газопотоков предусматриваетсяликвидация «узких мест» на линейной части, лимитирующих производительность. Вэтом случае реконструкция включает замену участков с пониженным разрешеннымдавлением, прокладку дополнительных ниток и лупингов,
сооружение межсистемных ивнутрисистемных (межниточных) перемычек для управления потоками газа,строительство отводов, ГРС, ГИС.
Реконструкция объектов линейной части для обеспечения их промышленнойбезопасности предусматривает приведение указанных объектов к требованиямпромышленной безопасности, регламентированным федеральными законами в областипромышленной безопасности [11,106],нормативными документами уполномоченного органа надзора за безопасностью впромышленности [107,108],общими и специальными техническими регламентами и/или специальноразрабатываемыми нормативными документами или разрешенными к применениюзарубежными стандартами.
17.7 Реконструкция объектов транспорта газа должна выполняться на основеотраслевых комплексных программ реконструкции и технического перевооружениятранспорта газа.
Разработка краткосрочных и долгосрочныхпрограмм реконструкции действующих газопроводов должна базироваться наследующих принципах. Принцип I Реконструкция газопроводов выполняется на основе системного подхода, который проявляется в следующих аспектах: - реконструкция сети газопроводов ЕСГ, как единой системы; - каждый реконструируемый газопровод рассматривается во взаимодействии с объектами ЕСГ, в т.ч. с другими газопроводами, проложенными в том же технологическом коридоре; - должно быть обеспечено эффективное совместное развитие и эксплуатация комплекса ГТС и дожимного комплекса. Принцип II Реконструкция газопроводов выполняется на основе комплексного подхода, который проявляется в двух направлениях: - проекты реконструкции отдельных объектов одновременно преследуют различные цели (обеспечение перспективных газопотоков, обеспечение надежности, промышленной и экологической безопасности и эффективности транспорта газа). - реконструкция охватывает как основные технологические объекты, так и вспомогательные системы: (энерготепловодоснабжение, автоматика и телемеханика, электрохимическая защита, связь). Принцип III Реконструкция газопроводов выполняется на основе типовых технических решений. Типизация технических решений подразумевает формирование определенного набора эффективных предложений и типовых проектов по реконструкции основных технологических элементов газопроводов (компрессорных цехов и линейных участков), а также вспомогательных систем, апробированных на пилотных проектах. Типовые технические решения должны основываться на принятых в отрасли направлениях технического прогресса. С этой точки зрения реконструкция
газопроводов на базе типовых технических решений может рассматриваться как реализация единой технической политики отрасли в данной области. Типизация технических решений по реконструкции КС и линейных участков необходима также с точки зрения оптимального взаимодействия с отраслями-поставщиками оборудования для организаций системы ОАО «Газпром». Типовые технические решения по реконструкции объектов газопроводов базируются на обоснованной номенклатуре оборудования, сформированной исходя из единой отраслевой технической политики
18 ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОВЫЕРАСЧЕТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
18.1 Общие требования
18.1.1 Настоящий раздел устанавливает требования к методикегидравлических и тепловых расчетов газопроводов и включает в себя:
- определение пропускной способности и производительности МГ, ГТС и ихучастков;
- расчет стационарных гидравлических режимов работы линейных участков;
- расчет стационарных тепловых режимов работы линейных участков;
- расчет режимов работы КС.
18.1.2 При выполнении соответствующих расчетов настоящего разделапоказатели, характеризующие физические свойства природного газа, следуетопределять по ГОСТ30319.0 - ГОСТ30319.3.
18.1.3 Рекомендации по проведению гидравлических и тепловых расчетов,приведенные в настоящих Нормах, допускается использовать для эксплуатируемыхмагистральных газопроводов. При этом исходные данные для проведения такихрасчетов следует определять исходя из фактических условий работы МГ.
18.2 Теплофизические характеристики природных газов
18.2.1 Молярную массу природного газа М, кг/кмоль, вычисляют на основекомпонентного состава по формуле
(18.1)
где xi - концентрацияi-го компонентагаза, доли ед.;
Мi - молярная масса i-го компонентагаза, определяемая по ГОСТ30319.1.
18.2.2 Плотность природного газа, транспортируемого по МГ, ρ, кг/м3,при стандартных условиях (Рс= 0,1013 МПа и Tc = 293,15 К) вычисляют по формуле
(18.2)
где Rμ = 8,31451 кДж/кмоль·К -универсальная газовая постоянная;
Zc - коэффициентсжимаемости природного газа при стандартных условиях.
18.2.3 Относительную плотность природного газа по воздуху Δ определяют поформуле
(18.3)
где = 1,20445 кг/м3- плотность воздуха при стандартных условиях.
18.2.4 Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа итемпературах 250 - 400 К, Z, вычисляют по формуле
(18.4)
где
, -критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси, определяемые по ГОСТ30319.1.
18.2.5 Динамическую вязкость природных газов, μ, Па·с, при давлениях до15 МПа и температурах 250 - 400 К вычисляют по формуле
(18.5)
где
18.2.6 Число Рейнольдса Re вычисляют по формуле
(18.6)
где d [мм]; μ [Па·с]; q [млн.м3/сут].
18.3 Определение пропускной способности ипроизводительности газопроводов
18.3.1 Пропускной способностью газопровода (участка газопровода) q, млн.м3/сут, называетсяколичество газа, которое может быть передано по газопроводу при стационарномрежиме, максимальном использовании располагаемой мощности газоперекачивающихагрегатов и заданных расчетных параметрах: граничных условиях в начале и вконце газопровода, рабочем давлении по трассе, гидравлической эффективности,температуре окружающего воздуха и грунта, температуре охлаждения газа и т.п.
18.3.2 Различают средние пропускные способности рассматриваемыхрасчетных периодов (год, квартал, месяц, сутки или др.).
18.3.3 Пропускная способность qдля каждого из расчетных периодов определяется на основе гидравлическихрасчетов при средних для периода заданных расчетных параметрах (п. 18.3.1).
18.3.4 Производительностью магистрального газопровода, Q (млрд.м3/год,млрд.м3/кварт., млрд.м3/мес.), называется количество газапри 293,15 К и 0,1013 МПа, транспортируемого по газопроводу за расчетныйпериод.
18.3.5 Производительность магистральногогазопровода Qn„ вычисляют поформуле
(18.7)
где qi - пропускнаяспособность газопровода;
τi -продолжительность рассматриваемого периода (год, квартал, месяц);
Kи - коэффициентиспользования пропускной способности.
18.3.6 Коэффициент использования пропускнойспособности Kи вычисляют поформуле
Kи = Kро·Kэт·Kнд. (18.8)
где Kро - коэффициентрасчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимостьувеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительныхпоставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ. Повышенныйспрос на газ может быть обусловлен похолоданиями в течение отопительного сезона(понижением температуры атмосферного воздуха относительно среднемесячныхмноголетних значений), а также возможным опережением потребности народного хозяйствав газе по сравнению с прогнозом.
Kэт - коэффициентэкстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации сниженияпропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температурокружающей среды.
Kнд - коэффициентнадежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации сниженияпроизводительности газопровода из-за вынужденных простоев иремонтно-технического обслуживания.
Оценочные значения коэффициента надежности Kнд рекомендуетсяопределять по таблице 18.1.
Таблица18.1 - Оценочные коэффициенты надежности газопроводов Длина газопровода, км Газопроводы, Kнд Двухниточные системы газопроводов, Kнд Три и более нитки, Kнд 500 0,99 0,99 0,99 1000 0,98 0,98 0,99 1500 0,97 0,98 0,99 2000 0,96 0,97 0,98 2500 0,95 0,97 0,98 3000 0,94 0,96 0,97
При необходимости значения Kнд определяют набазе специальных расчетов по методикам [109, 110].
При определении Kнднеобходимо учитывать полную протяженность газопровода, даже в том случае, еслипроектируется его отдельный участок.
Значения остальных коэффициентов, входящих в формулу (18.8), принимаютследующими:
Kро = 0,98 - длябазовых и распределительных газопроводов; Kро = 1,0 - дляманевренных газопроводов;
Kэт = 0,98 - длягазопроводов, протяженностью более 1000 км, Kэт = 1,0 - длягазопроводов менее 1000 км.
18.3.7 Пропускную способность распределительных газопроводов qc, млн.м3/сут,определяют для периода максимальной подачи газа:
(18.9)
где Qmax -среднее суточное количество газа при 293,15 К и 0,1013 МПа, поступающего вгазопровод за период максимальной подачи газа.
Коэффициент Кинаходят согласно требованиям п. 18.3.6настоящих Норм.
Пропускную способность реверсивныхгазопроводов следует определять в соответствии с п. 18.3.5 и 18.3.6настоящих Норм.
18.3.8 Пропускную способность отвода следует определять в соответствии сдокументом «Системное проектирование газопроводов» (подлежит разработке).
До разработки вышеуказанного документа, пропускную способность отводов qc млн.м3/сут,следует вычислять по формуле
, (18.11)
где Qч -расчетное часовое потребление газа, м3/ч, определяемое посовмещенному графику газопотребления всеми потребителями, расположенными зарассчитываемым линейным участком.
Коэффициент использования пропускной способности для отводов следуетопределять по формуле
(18.12)
При этом следует принимать Кро= 0,95, Кнд = 0,99.
18.4 Обеспечение надежности при выборе проектного вариантамагистрального газопровода
18.4.1 Проектируемый газопровод, находящийся в режимно-технологическойвзаимосвязи с объектами Единой системы газоснабжения (газовые месторождения,другие газопроводы, ПХГ), должен рассматриваться как часть ЕСГ. Технологическиерешения по проектируемому газопроводу должны обеспечивать бесперебойноегазоснабжение потребителей.
18.4.2 При проектировании магистрального газопровода должны определятьсяего надежность, а также системная надежность, отражающая влияние проектируемогогазопровода на надежность Единой системы газоснабжения.
18.4.3 Надежность проектируемого магистрального газопровода достигается:
- сооружением межниточных перемычек на линейной части газопроводов;
- резервированием линейной части путем прокладки параллельных ниток илупингов на особо ответственных участках трассы (переходы через водныепреграды, горные участки и др.);
- схемными решениями и необходимым резервированием систем, установок,агрегатов в компрессорных цехах;
- рациональным секционированием газопровода;
- сооружением межцеховых перемычек на КС, позволяющих объединить резервыкомпрессорных цехов и увеличить возможности маневрирования мощностями КС;
- формированием информационно-управляющей системы МГ, обеспечивающейсбор технологической информации, ее накопление, управление, регулирование изащиту на всех ее иерархических уровнях, формированием отчетной документации;
- обеспечением нагрузочного резерва в компрессорных цехах и на КС.
18.4.4 Системная надежность проектируемого магистрального газопроводадостигается применением способов и средств обеспечения надежности газопровода,указанных в п. 18.4.3, а также применением системных средств резервированияЕСГ, к которым относятся:
- сооружение и использование газопроводов-перемычек и межсистемныхперемычек, обеспечивающих маневрирование потоками газа;
- сооружение и использование ПХГ (и других объектов хранения газа),взаимодействующих с проектируемым газопроводом;
- освоение и использование месторождений-регуляторов.
18.4.5 Для оценки надежности проектируемого газопровода служиткоэффициент Кнд.Снижение производительности газопровода из-за отказов оборудованияориентировочно может быть определено в соответствии с п. 18.3.6 настоящих Норм. Совместное влияниенадежности оборудования, технологических схем транспорта газа, мероприятий,указанных в п. 18.4.3, на показатели надежности проектируемого газопроводаопределяется с помощью методик [110,111].
18.4.6 Системная надежность проектируемого магистрального газопроводадолжна определяться в соответствии с руководящим документом «Системноепроектирование газопроводов» (подлежит разработке).
До ввода в действие этого документа мероприятия по обеспечению системнойнадежности проектируемого газопровода должны формироваться на основеспециальных расчетов с использованием методик [110,111].Исходными данными для расчетов служат схемы потоков по ЕСГ на ближнюю иотдаленную перспективу. В процессе расчета имитируются возможные штатные инештатные ситуации, которые могут возникнуть при функционировании системы,определяется распределение потоков в каждой ситуации и вычисляютсярезультирующие показатели надежности, позволяющие количественно оценить рольпроектируемого газопровода в обеспечении поставок газа и выбрать комплексмероприятий по обеспечению его надежности.
18.4.7 Резерв оборудования компрессорной станции определяется еефункциями в газотранспортной системе, технологической схемой, режимом работы,показателями надежности оборудования.
18.4.8 Резервирование линейной части производится на переходах черезводные преграды, участках в труднодоступной горной местности, плохоприспособленных к
предупреждению и устранению отказов. Выбор числа ниток и ихпропускной способности производится экспертным путем.
18.4.9 Перемычки между нитками на многониточных газопроводах позволяют:
- при выходе из строя одной из ниток использовать неповрежденные участкиэтой нитки в качестве лупингов, увеличивая тем самым пропускную способностьсистемы в период ликвидации аварий;
- уменьшить суммарные потери газа при аварийных сбросах в окружающуюсреду;
- оптимизировать пропускную способность системы на штатных режимахработы.
Рекомендации по рациональному выбору количества и расположения перемычекразрабатываются с применением методов, приведенных в [111].Расстояния между перемычками могут уменьшаться в местах повышенного рисканегативных природных воздействий.
Межцеховые перемычки сооружаются с целью совместного управления резервомпроизводственных мощностей компрессорных цехов на многоцеховых КС и обеспечениябольшей надежности компрессорных станций.
18.5Расчет стационарных гидравлических режимов работы линейных участковгазотранспортных систем и магистральных газопроводов
18.5.1 Гидравлический расчет участка газопровода, на протяжении которогоотсутствуют точки с разницей вертикальных отметок, более чем 100 м, следуетвыполнять без учета рельефа трассы.
Участки газопроводов, на которых данное условие не соблюдается, должнырассчитываться с учетом рельефа трассы. При этом газопровод следует рассматриватькак состоящий из наклонных прямолинейных участков с усредненным постояннымуклоном. Отметки характерных точек на газопроводе, расположенных выше начальнойточки, имеют знак плюс, ниже начальной - знак минус.
18.5.2 Пропускную способность однониточного участка газопровода для всехрежимов течения газа q, млн. м3/сут,вычисляют по формулам:
- без учета рельефа трассы газопровода
(18.12)
- с учетом рельефа трассы газопроводов (при разности отметок до 500 м)
(18.13)
- для сильно пересеченного рельефа трассы при большом перепаде высот(более 500 м), участок газопровода следует «разбить» на возможно большее числоучастков, и пропускную способность вычислять для каждого участка по формуле
(18.14)
где
l - длинарассматриваемого участка, км;
δh - разностьотметок конечной и начальной точек газопровода, м;
d - внутренний диаметр трубы, мм;
Рн, Рк - абсолютныедавления в начале и конце участка газопровода, соответственно, МПа;
Δ -относительная плотность газа по воздуху;
Тср - средняя по длинеучастка газопровода температура транспортируемого газа, К;
Zcp - средний по длинегазопровода коэффициент сжимаемости газа, безразмерн.;
L - длина участка газопровода, км;
λ - коэффициентгидравлического сопротивления участка газопровода, безразмерн.
Коэффициент λ вычисляют по формуле
(18.15)
коэффициент сопротивления трению λтр вычисляют поформуле ВНИИГАЗа:
(18.16)
К - эквивалентнаяшероховатость труб: для труб без внутреннего гладкостного покрытия следуетпринимать равным 0,030 мм; для труб с внутренним гладкостным покрытием - равным0,010 мм;
Е - коэффициент гидравлической эффективности,безразмерный, принимается равным 0,95. Допускается принимать другие значения Епри соответствующем обосновании.
18.5.3 Для оценочных гидравлических расчетов сложных участковгазопроводов (газопровод с участками разного диаметра, газопровод с лупингом,параллельные
газопроводы и т.д.) без учета рельефа трассы допускается выполнятьрасчет методом приведения сложного газопровода к гидравлически эквивалентномуоднониточному участку. Гидравлически эквивалентным однониточным участкомназывается такой участок постоянного диаметра, который имеет такую же пропускнуюспособность при тех же начальном и конечном давлениях, что и сложный участок.
18.5.4 Для оценочных расчетов, гидравлический расчет сложных участковгазопроводов без учета рельефа трассы допускается выполнять исходя изгидравлического расчета эквивалентного однониточного участка по формулам
(18.17)
(18.17а)
где
(18.18)
где n - количествоучастков с разными диаметрами;
Li - длина i-го участка;
di - диаметр i-го участка.
Формулы (18.17) и (18.17а) справедливы при квадратичном режиме течениягаза по трубам при значениях эквивалентной шероховатости, соответственно, К = 0,03 мм и К = 0,01 мм.
18.5.5 Среднее значение давления газа на участке газопровода Рср вычисляют по формуле
(18.19)
18.6 Тепловой расчет газопроводов
18.6.1 Теплотехническим расчетом устанавливается температурный режиммагистральных газопроводов, исходя из условия обеспечения их нормальной работыпри минимальных затратах на их строительство и эксплуатацию.
18.6.2 Определение теплового режима газопроводов необходимо для прогнозапропускной способности газопровода, выбора расстояния между КС, выявления зонгидратообразования и величины термических напряжений в трубах, а также дляобоснования наиболее эффективного способа прокладки и уровня охлаждения газа.
18.6.3 Тепловые расчеты газопроводов выполняют по отдельным расчетнымучасткам, на протяжении которых расход газа и условия его теплообмена неизменяются.
18.6.4 При тепловых расчетах газопроводов за расчетный период принимаютсутки, месяц, квартал, год.
18.6.5 Температуру газа Тв любой точке однониточного газопровода при любом способе прокладки вычисляютпо формуле
(18.20)
где
То - расчетнаятемпература окружающей среды, К;
Тн - температурагаза в начале участка газопровода, К; при отсутствии охлаждения газа на КСтемпературу Тн следуетпринимать равной температуре газа на выходе из компрессорного цеха, при наличииохлаждения газа величина Тндолжна приниматься равной температуре газа на выходе из системы охлаждения;
Рн, Рк - соответственно, начальноеи конечное абсолютные давления газа на участке, МПа;
Рср - среднее давлениегаза на участке, МПа;
х - расстояние от начала газопровода дорассматриваемой точки, км;
dн - наружныйдиаметр газопровода, мм;
Кср - средний научастке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м2·К;
Ср - средняя изобарнаятеплоемкость газа, кДж/кг·К;
Di - среднее на участкезначение коэффициента Джоуля-Томсона, К/МПа;
q - пропускная способность газопровода, млн.м3/сут;
Δ -относительная плотность газа по воздуху;
L - длина участка газопровода, км.
18.6.6 Среднюю температуру газа на участке газопровода Тср вычисляют по формуле
(18.21)
18.6.7 Среднюю изобарную теплоемкостьприродного газа Ср вдиапазоне температур 250 - 400 К, при давлениях до 15 МПа вычисляют по формуле
(18.22)
где
18.6.8 Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона Di для природных газовс содержанием метана более 80 % в диапазоне температур 250 - 400 К, придавлениях до 15 МПа вычисляют по формуле
(18.23)
где
18.6.9 Выбор расчетной температуры окружающей среды То и коэффициента теплопередачиКср производится в зависимостиот способа прокладки газопровода - подземного, надземного, наземного.
18.6.10 При подземной прокладке газопроводазначение То должноприниматься равным среднему за рассматриваемый период значению температурыгрунта Тгр на глубинезаложения оси трубопровода в естественном тепловом состоянии.
18.6.11 При надземной прокладке газопроводарасчетную температуру внешней среды Товычисляют по формуле
(18.24)
где
(18.25)
аn* - коэффициентпоглощения солнечной радиации наружной поверхностью трубопровода, Вт/м2·К, определяется по СНиП 23-02 [112];
Таср - средняятемпература атмосферного воздуха расчетного календарного периода, К;
Qcyм - суммарнаясолнечная радиация, Вт/м2;
v - скорость ветра, м/с;
dн - наружный диаметргазопровода, мм;
n - коэффициент,учитывающий условия работы газопровода: при наличии снежного покрова следуетпринимать n = 2,6, а приотсутствии - n = 1,6.
Значения Таср,Qcyм, v следует определять в соответствии со СНиП 23-01 [9].
18.6.12 При наземной прокладке газопроводарасчетную температуру окружающей среды Товычисляют по формуле
(18.26)
где
(18.27)
(18.28)
(18.29)
(18.30)
(18.31)
(18.32)
(18.33)
(18.34)
где dн -наружный диаметр газопровода без изоляции, мм;
dиз - наружный диаметртеплоизолированного газопровода, мм;
Кв, Кн - коэффициенты теплопередачиот газопровода вверх и вниз, соответственно, Вт/м2·К;
Тгр* - естественнаятемпература грунта на глубине h0, К, определяют экспериментально или всоответствии со справочниками по климату РФ;
dк - диаметрэквивалентного кольца насыпи, м;
lн, lв - ширинанасыпи в сечении ее основания и в верхней части, соответственно, м;
l0 - ширинанасыпи в сечении на уровне оси трубы, м, вычисляют по формуле
hн - высота насыпи, м;
h0 - глубина заложенияоси трубы (расстояние от поверхности насыпи до оси трубы), м;
αвн - коэффициенттеплоотдачи от поверхности насыпи в воздух, Вт/м2·К, определяют поформуле
где v, м/с; dн, мм; δсн - толщинаснежного покрова, м;
λсн - коэффициенттеплопроводности снежного покрова, Вт/м·К, допускаетсяпринимать в зависимости от состояния снега: снег свежевыпавший - 0,1 Вт/м·К; снег уплотненный -0,35 Вт/м·К; снег тающий- 0,64 Вт/м·К;
λгр - коэффициенттеплопроводности грунта насыпи, Вт/м·К.
Величину коэффициента λгр определяют взависимости от температуры грунта и температурного режима газопровода. Приположительных температурах грунта (Тгр*> 273 К) и газа (Т > 273 К)значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта в таломсостоянии λт; приотрицательных температурах грунта (Тгр*< 273 К) и газа (Т < 273 К)значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта в мерзломсостоянии λм. Значениякоэффициентов теплопроводности талых λт и мерзлых λм грунтовследует определять в соответствии со СНиП 2.02.04 [113].
Расчетную температуру окружающей среды для наземного газопровода безтеплоизоляции определяют так же, как и для газопровода с теплоизоляцией,принимая Rиз = 0, dиз = dн.
18.6.13 Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду Кср для подземных газопроводоввычисляют по формуле
(18.35)
(18.36)
где Rиз -термическое сопротивление изоляции трубопровода, м2·К/Вт, определяетсясогласно требованиям п. 18.6.12настоящих Норм;
h0 - глубина заложенияоси трубопровода от поверхности грунта, м;
dн - наружный диаметргазопровода, мм;
αгр - коэффициенттеплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/м2·К;
λгр - коэффициенттеплопроводности грунта, Вт/мК, определяют согласно требованиям п. 18.6.12 настоящих Норм;
λсн коэффициенттеплопроводности снежного покрова, Вт/м·К, определяютсогласно требованиям п. 18.6.12настоящих Норм;
αв - коэффициенттеплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м2·К, определяют поформуле
αв = 6,2 + 4,2v. (18.37)
18.6.14 Общий коэффициент теплопередачи Ксрот газа в окружающую среду для надземных газопроводов вычисляют по формуле
(18.38)
где αн - коэффициенттеплоотдачи от поверхности трубы в атмосферу, Вт/м2·К, определяютсогласно требованиям пункта 18.6.11настоящих Норм;
Rиз Вт/м2·К - определяют согласнотребованиям пункта 18.6.12настоящих Норм.
Значение общего коэффициента теплопередачи нетеплоизолированногонадземного газопровода вычисляют так же, как и для газопровода степлоизоляцией, принимая Rиз = 0; dиз = dн.
18.6.15 Общий коэффициент теплопередачи Ксрот газа в окружающую среду для наземных газопроводов в насыпи вычисляют поформуле
Кср= 0,5 (Кв + Кн), (18.39)
где Кв и Кн - коэффициенты теплопередачиот газопровода вверх и вниз, соответственно, Вт/м2·К, определяютсогласно требованиям пункта 18.6.12настоящих Норм.
18.6.16 Расчет стационарных тепловых режимов газопроводов на подводныхпереходах.
Теплообмен подводного газопровода зависит от степени заглублениягазопровода в грунт дна и от характера перемещения воды вокруг него.
В стоячей воде теплообмен определяется свободной конвекцией, егонаправление и интенсивность зависят от перепада температур воды итранспортируемого газа. При наличии подводных течений, их скорость определяетинтенсивность теплообмена.
Теплообмен подводного газопровода определяется теплообменом с водой идном, в зависимости от положения газопровода с учетом его самозаглубления.
18.6.17 Температуру газа в любой точке подводного газопровода вычисляютпо формуле (18.20).
18.6.18 Значение коэффициента теплопередачи подводного газопровода,полностью погруженного в грунт, в окружающую среду вычисляют по формуле
(18.40)
Внутренний коэффициент теплоотдачи от газа квнутренней стенке газопровода а, вычисляют по формуле
(18.41)
Коэффициент теплоотдачи от трубы в грунт αгр вычисляют поформуле
(18.42)
где dн -наружный диаметр газопровода, мм;
dвн - внутреннийдиаметр газопровода, мм;
h - глубина заложения газопровода до оси трубы, м;
δст - толщинастенки трубы, мм;
δиз - толщинаизоляции, мм;
λст, λиз, λгаза -теплопроводность стенки трубы, изоляции, газа, соответственно, Вт/м·К.
18.6.19 Значение коэффициента теплопередачи для подводного газопровода,частично погруженного в грунт, при отсутствии течения вычисляют по формуле
(18.43)
где - средний коэффициенттеплопередачи по периметру газопровода, Вт/м2·К;
-коэффициент теплопередачи от газопровода в жидкость, Вт/м2·К;
-коэффициент теплопередачи от газопровода в грунт, Вт/м2·К;
φ - угол охвататрубы грунтом, образуемый двумя лучами, проведенными из центра трубы к точкампересечения периметра трубы с грунтом дна, град.;
(18.44)
(18.45)
(18.46)
(18.47)
где
vж -кинематическая вязкость воды, м2/с;
Рrж - параметрПрандтля для воды.
Значение коэффициента теплоотдачи от наружной поверхности газопровода вгрунт дна вычисляют по формуле
(18.48)
Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи α1 вычисляют поформуле (18.41).
18.6.20 Значения коэффициентов теплопередачи Кср, Кж,Кгр для подводногогазопровода, частично погруженного в грунт, при наличии течения вычисляют поформулам (18.43), (18.44), (18.45),соответственно.
Коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности в воду αж вычисляют поформуле
(18.49)
где w - скорость теченияводы, м/с.
Значение коэффициента теплоотдачи от наружной поверхности газопровода вгрунт дна αгр вычисляют поформуле (18.48).
Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи а, вычисляют по формуле (18.41).
18.6.21 Значение среднего коэффициента теплопередачи Кср для подводногогазопровода, зависшего над дном, в стоячей воде вычисляют по формуле
(18.50)
Коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности в воду αж вычисляют поформуле (18.46).
Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи а, вычисляют по формуле (18.41).
18.6.22 Значение среднего коэффициента теплопередачи Кср для подводного газопровода,зависшего над дном, при наличии течения вычисляют по формуле (18.50).
Коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности в воду αж вычисляют поформуле (18.49).
Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи а, вычисляют по формуле (18.41).
18.7 Расчет режимов работы компрессорных станций
18.7.1 Расчет располагаемой мощности ГПА
18.7.1.1 Номинальная мощность ГТУ (ГПА) в станционных условиях -мощность на муфте ГТУ в условиях по ГОСТ28775: при температуре и давлении атмосферного воздуха - плюс 15 °С и 0,1013 МПа, безотборов сжатого воздуха и с учетом гидравлических сопротивлений трактов(входного и выхлопного), при отсутствии утилизационного теплообменника.
18.7.1.2 Номинальный к.п.д. ГТУ в станционныхусловиях - к.п.д., рассчитанный для условий по п. 18.7.1.1 настоящих Норм.
18.7.1.3 Располагаемая мощность - это максимальная рабочая мощность намуфте газового компрессора (нагнетателя), которую может развивать привод вконкретных станционных условиях.
Располагаемая мощность газотурбинной установки является функциейследующих параметров: номинальной мощности в станционных условиях; температурыатмосферного воздуха (или воздуха на входе ГТУ); барометрического давления(высоты над уровнем моря); отклонения расчетной частоты вращения силовогоротора ГТУ от номинальной величины; дополнительных гидравлических сопротивленийвсасывающего и выхлопного трактов (например, при установке утилизационноготеплообменника на выхлопе); дополнительных отборов сжатого воздуха от ГТУ(например, на противообледенительную систему, отопление, внешние нужды);технического состояния ГТУ.
18.7.1.4 Располагаемую мощность ГТУ определяют последующей формуле
(18.51)
где - номинальнаямощность ГТУ (см. п. 18.7.1.1);
-коэффициент технического состояния ГТУ (по мощности);
-коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха;
-коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла;
-коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря;
-коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины;обычно учитывается в составе коэффициента , т.е. принимается равным специальный учеттребуется при существенной разнице номинальных частот вращения ГТУ и ЦБН (более10 %).
Учет влияния температур атмосферного воздуха производят в соответствии стехнической документацией конкретного типоразмера ГТУ. Рекомендуется следующаяформула для определения коэффициента влияния
(18.52)
где - расчетная температураатмосферного воздуха на входе ГТУ, К;
-коэффициент, величины которого для некоторых типов ГТУ приведены в приложенииД; для оценочных расчетов рекомендуется принимать
Расчетная температура атмосферного воздуха на входе ГТУ определяется поформуле
где - средняя температураатмосферного воздуха расчетного календарного периода, К, определяемая поданным СНиП 23-01 [9].
Коэффициент технического состояния ГТУ KNпринимают равным 0,95, если не имеется оснований для принятия другой величины.В таблице Д.1(приложение Д) приведены рекомендуемые величины KN для разных типоразмеров, в том числе, и дляГТУ старых конструкций, для которых величина KNменьше 0,95.
Коэффициент, учитывающий наличие на выхлопе ГТУ утилизатора тепла, Ку рекомендуется принимать0,985 (для типичных водяных теплообменников).
Учет высоты расположения КС над уровнем моря производят по данным таблицы Е.1(приложение Е).
Значение располагаемой мощности ГТУ не должно превышать 110 %номинальной величины (в холодные периоды); если в результате расчета полученабольшая величина, то следует принимать значение 110%.
18.7.1.5 Номинальная мощность синхронного электродвигателя для приводаЦБН должна соответствовать режиму S1 по ГОСТ 183 и техническим условиям на двигатели серииСТД мощностью 2500 - 5000 кВт и мощностью 6300-12500 кВт.
При отклонении температуры охлаждающей среды от номинальных значений,номинальная мощность должна определяться по таблице 18.2.
Таблица18.2 - Допустимые режимы при отклонениях температуры охлаждающей среды
18.7.1.6 Расход электроэнергии W, кВт·ч, для привода ЦБНдолжен вычисляться по формуле
(18.53)
где Nn - мощность,потребляемая ЦБН, кВт;
ηд, ηм -соответственно, к.п.д. электродвигателя и мультипликатора; τ - времярасчетного периода, час.
Величины ηд, ηм должныприниматься по паспортным данным или техническим условиям на конкретный видоборудования. При отсутствии этих данных, для приближенных расчетов допускаетсяпринимать величины: (ηд - взависимости от номинала питающего напряжения и типа синхронного двигателя).
18.7.2 Расчет параметров газовых компрессоров
18.7.2.1 Давления газа на входе (выходе) компрессорного цеха (во входноми выходном патрубках компрессора или первого (последнего) в группепоследовательно соединенных компрессоров) вычисляют по формулам
(18.54)
(18.55)
где - потери давления втрубопроводах и оборудовании на входе (выходе) КЦ, МПа. Величину определяют согласнотребованиям п. 7.6.19 настоящих Норм;
Рк, Рн - давления газа вприлегающих линейных участках (на узле подключения КЦ), МПа.
Температуру газа Т1н на входе КЦ следует принимать равнойтемпературе газа Тк вконце предшествующего линейного участка газопровода. Температуру газа на выходеКЦ следует принимать равной значению температуры газа после установкиохлаждения или равной температуре после компрессоров (при отсутствии охлаждениягаза).
18.7.2.2 Пересчет расходов и производительностей газового компрессора(нагнетателя) производят по следующим формулам:
Объемный расход на входе компрессора, м3/мин Температура входящего воздуха, °С 50 45 40 30 и менее Максимальная мощность, % от номинальной при cos φ = 0,9 87 95 100 106
(18.56)
где - суточнаяпроизводительность, млн.м3/сут;
- плотностьгаза при условиях на входе, кг/м3
(18.57)
R - газоваяпостоянная, кДж/кг·К;
Gн - массовый расход,кг/с:
(18.58)
18.7.2.3 Степень повышения давления (степень сжатия) - отношениеабсолютных давлений, измеренных в сечениях выходного и входного патрубков(фланцев) компрессора
(18.59)
Степень повышения температуры - отношение абсолютных температур навыходе и входе компрессора
(18.60)
18.7.2.4 Политропный к.п.д. газового компрессора (нагнетателя) ηn - отношениеудельной полезной политропной работы (политропного напора) Нn к разности энтальпий(полному напору) Нi определяемымпо параметрам газа, измеренным в сечениях входного и выходного патрубков(фланцев)
(18.61)
18.7.2.5 Удельную политропную работу (политропный напор), кДж/кг,вычисляют по формуле
(18.62)
или
(18.63)
где - объемный показательполитропного процесса;
-температурный показатель политропы;
- среднийкоэффициент сжимаемости.
Для оценочных расчетов используют приближенное (усредненное) значениепоказателя mv = 0,3.
18.7.2.6 В некоторых случаях для ЦБН и, какправило, для поршневого компрессора используются показатели изоэнтропного(адиабатного) процесса:
Изоэнтропный к.п.д. сжатия
(18.64)
Изоэнтропный напор, кДж/кг, вычисляют по формуле
(18.65)
где кv -объемный показатель изоэнтропного процесса (объемный показатель адиабаты).
18.7.2.7 Температуру газа после сжатия (на выходе из ЦБН) определяют похарактеристикам ЦБН; допускается ее определение по формуле
(18.66)
18.7.2.8 Внутреннюю мощность ЦБН (мощность сжатия), кВт, вычисляют поформуле
(18.67)
Приближенные формулы для вычисления внутренней мощности ЦБН (например,для оптимизационных расчетов газопровода согласно приложениюЖ):
(18.68)
18.7.2.9 Мощность, кВт, на муфте ГТУ-ЦБН в зависимости от внутреннеймощности ЦБН вычисляют по формуле
(18.69)
где - механический к.п.д.ЦБН, включающий в себя потери в подшипниках, насосах и других устройствах,способных привести к потерям (отводу) энергии от ЦБН;
Кн - коэффициенттехнического состояния ЦБН (приложениеИ) принимается равным 0,95, если не имеется оснований для принятия другойвеличины.
Значения механического к.п.д., , принимают по данным техдокументации конкретноготипоразмера. Допускается применять приближенную зависимость от номинальноймощности ГПА (ГТУ):
(18.70)
18.7.2.10 Поле возможных режимов ЦБН определяется его расходно-напорнойхарактеристикой и имеет определенные физические ограничения.
На рисунке К.1 (приложение К) показанатипичная диаграмма режимов центробежного компрессора.
Нормальная рабочая точка - это ожидаемый режим обычной эксплуатации, впроцессе которого желательна оптимальная эффективность.
Номинальная (100 %) частота вращения определяется напором, которыйтребуется получить в спецификационной точке А и расходом, который необходимообеспечить в других спецификационных точках, таких как точка С.
Нормальная частота вращения обычно соответствует приблизительно 98 % отноминальной частоты вращения (если не устанавливается другая величина).
Максимальная (обычно 105 % от номинальной величины) и минимальная(обычно 70 % от номинальной величины) частоты вращения - это величины, которыепоставщик разрешает для длительной эксплуатации.
Расходно-напорные характеристики и эффективность ЦБН могут бытьпредставлены в разных формах. Наиболее применяемые формы приведены в приложенииК.
18.7.2.11 Потребляемую мощность, производительность и другие параметрыпоршневых ГПА определяют по их загрузочным характеристикам.
Для оценочных расчетов допускается определять потребляемую мощность итемпературу на выходе компрессора по приближенным формулам
(18.71)
(18.72)
Значения адиабатического (изоэнтропного)к.п.д. принимают в зависимости от степени повышения давления:
εн
ηиз
1,3-1,5
0,80-0,82
1,51-1,7
0,82-0,85
1,71-2,5
0,85-0,88
8.7.3 Расчет расхода топливногогаза
18.7.3.1 Расход топливного газа ГТУ, тыс.м3/ч, вычисляют поформуле
(18.73)
где - номинальный расходтопливного газа;
- коэффициенттехнического состояния ГТУ (по топливу);
- мощность,потребляемая ЦБН, МВт;
Та - расчетнаятемпература атмосферного воздуха, К;
-номинальный к.п.д. ГТУ (18.7.1.2);
- теплотасгорания топливного газа, кДж/м3.
Коэффициент технического состояния принимают равным1,05, если не имеется оснований для принятия другой величины. В таблице Д.1 (приложениеД) приведены рекомендуемые величины для разныхтипоразмеров, в том числе, с учетом состояния эксплуатируемых ГТУ.
В качестве расчетной температуры Тапринимают среднюю температуру атмосферного воздуха расчетного периода (безпоправок) .
Коэффициент обычно учитывается всоставе , кроме особых случаев (см. п. 18.7.1.4)
18.7.3.2 Расход топливного газа для газомоторных компрессоров долженопределяться по их характеристикам с учетом загрузки, технического состояния идругих факторов.
18.7.3.3 Потребление топливного газа КЦ, млн.м3 за расчетныйпериод, вычисляют по формуле
(18.74)
где - количество рабочихГПА;
- времярасчетного периода, ч.
18.7.4 Указания по определениюпараметров ГПА
18.7.4.1 Выбор и/или заказ оборудования КС должен производиться такимобразом, чтобы обеспечить его оптимальные параметры на режимах проектнойпроизводительности.
Поверочными расчетами должна быть подтверждена возможность реализациирежимов пропускной способности и режимов ввода по этапам (допускается при менееоптимальных параметрах оборудования).
18.7.4.2 Технологическое задание для выбора типоразмера и оптимизациипараметров ГПА должно базироваться на результатах расчетов гидравлическихрежимов газопровода (системы газопроводов).
18.7.4.3 Технологическое задание должно включать в себя следующийминимальный объем технической информации:
- компонентный состав природного газа (базовый состав и возможныедиапазоны его изменения);
- технологические параметры компрессорного цеха (производительность,абсолютные давления на входе и выходе компрессора, температуру газа на входе)для всех требуемых режимов (проектной производительности, пропускнойспособности, этапов ввода в эксплуатацию и др.), представленных в годовомграфике (по месяцам, кварталам или сезонам). Могут быть поставлены дополнительныетехнологические задачи, например, обеспечение режимов с пониженным давлением;
- высота над уровнем моря площадки КС;
- годовой ход температуры атмосферного воздуха в месте расположения КС(среднемесячные и другие температурные данные).
18.7.4.4 При выборе соотношения количества рабочих и резервных ГПАнеобходимо учитывать конкретные условия проектирования, в частности: планыдальнейшего строительства КС; величины коэффициента использования пропускнойспособности газопровода; время работы КЦ за год (например, ограничение временидля КС ПХГ,
распределительных газопроводов и др.); специальные требованиятехнического обслуживания оборудования и систем КЦ (например, при сжатиисероводородосодержащих газов); показателей надежности оборудования; контрактныеи другие условия.
18.7.4.5 Количество установленных ГПА в КЦ рекомендуется назначать понаиболее критичному режиму пропускной способности расчетного периода (месяца,квартала, сезона) по следующей формуле: расчетное количество рабочих ГПА + 1резервный ГПА (допускается использовать резервный ГПА в качестве рабочего до 30% годового времени).
Номинальные (проектные) показатели соотношения рабочих и резервных ГПА вКЦ принимаются по режиму пропускной способности.
18.7.4.6 Количество резервных ГПА в КЦ для режимов проектнойпроизводительности определяется как разница между количеством установленных иколичеством рабочих ГПА для данного режима и может быть переменной величиной.
При этом рекомендуемое соотношение количества рабочих и резервных ГПА врежиме проектной производительности не должно быть менее величин, указанных втаблице 18.3.
Таблица18.3 - Соотношение количества рабочих и резервных ГПА в КЦ Рабочие Резервные 2 1 3 1 4 2 5 2 6 2
18.7.4.6 Допускается предусматривать установку ГПА разной единичной мощностис целью более рационального использования установленной мощности ГПА в течениегода. Выбор такого варианта необходимо осуществлять на основетехнико-экономического сравнения.
18.7.4.7 ЦБН с оптимальными характеристикамимогут быть обеспечены двумя путями: выбором из набора выпускаемых модификаций изаказом ЦБН с заданными показателями и характеристиками.
18.7.4.8 При заказе ЦБН с заданными характеристиками техническое заданиепоставщику должно включать в себя весь набор возможных режимов и требование обазовом оптимальном режиме (нормальная рабочая точка).
18.7.4.9 Допускается проектирование режимов ЦБН с байпасированием частисжимаемого газа для этапов первоначального развития газопровода или для другихвременных условий.
18.7.4.10 Проектной величиной потребления топливного газа являетсяпотребление на режимах проектной производительности. Эту величину используютдля технико-экономических расчетов и обоснований.
Величину потребления топливного газа на режимах пропускной способностииспользуют для технологических расчетов.
18.7.5 Указания по определениюпараметров установки охлаждения (АВО) газа
18.7.5.1 Количество аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа следуетопределять на основе гидравлических и тепловых расчетов газопровода по режимупропускной способности.
18.7.5.2 Расчетную температуру атмосферного воздуха на входе установкиохлаждения газа следует принимать по средней температуре расчетного периода (СНиП 23-01 [9]) с поправкой на изменчивостьклиматических данных:
(18.75)
18.7.5.3 При выполнении оптимизационных расчетов газопровода (приложениеЖ) принимаются среднегодовые температуры атмосферного воздуха, грунта иохлажденного газа.
18.7.5.4 Среднегодовую температуру охлажденного газа следует приниматьна 10 - 15 °С выше расчетнойсреднегодовой температуры атмосферного воздуха.
18.7.5.5 При выполнении уточняющих гидравлических расчетов (приложениеЖ) принимаются средние для расчетных периодов температуры атмосферноговоздуха, грунта и охлажденного газа.
18.7.5.6 Тепловой расчет и выбор количества АВО газа производят похарактеристикам поставщика (разработчика) оборудования.
Допускается (при отсутствии паспортных характеристик) производитьтепловой расчет АВО газа по их геометрическим конструктивным данным посогласованной методике.
18.7.5.7 Для оценочных расчетов параметров установки охлаждения газаиспользуют следующие приближенные формулы.
Температура газа на выходе
(18.76)
где , - температура газа,соответственно, на входе и выходе из АВО, К;
- расчетнаятемпература атмосферного воздуха по п. 18.7.5.2, К;
- массовыйрасход (производительность) газа через АВО газа, кг/ч (млн.м3/сут);
k - коэффициент,кг/ч (млн.м3/сут), определяемый для номинальных параметров потехнической документации конкретного типоразмера АВО газа:
(18.77)
Примечание- Номинальные параметры в формуле (18.77) обозначены индексом «0».
Массовый расход (производительность) одного аппарата для расчетногорежима:
(18.78)
18.7.5.8 Расчет потерь давления, МПа, газа в АВО для режимов,отличающихся от номинального, производится по формуле
(18.79)
где ρ - плотностьгаза, рассчитанная по формуле 18.57настоящих Норм для средней температуры и абсолютногодавления газа на входе ABO ().
18.7.5.9 Должны быть проведены поверочные расчеты установок охлаждениягаза при абсолютном максимуме температур атмосферного воздуха (, без поправок на изменчивость), средней температуре грунтасамого жаркого месяца и соответствующей этим параметрам пропускной способности.
Полученную в этом расчете максимальную температуру газа на выходе КЦпринимают в расчетах устойчивости и прочности трубопровода и его изоляции.
ПРИЛОЖЕНИЕ А (РЕКОМЕНДУЕМОЕ)
НОРМАТИВНАЯ И МЕТОДИЧЕСКАЯДОКУМЕНТАЦИЯ, РЕКОМЕНДУЕМАЯ К ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПРИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ ПРОЕКТИРОВАНИИМАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
А.1Федеральные законы
Федеральный закон РФ от 27.12.02 № 184-ФЗ «О техническом регулировании»(в ред. Федерального закона РФ от 09.05.05 № 45-ФЗ)
Федеральный закон РФ от 31.03.99 № 69-ФЗ «О газоснабжении вРоссийской Федерации» (в ред. Федерального закона РФ от 22.08.04 № 122-ФЗ)
Федеральный закон РФ от 21.07.97 № 116-ФЗ«О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (в ред.Федерального закона РФ от 09.05.05 № 45-ФЗ)
Федеральный закон РФ от 08.08.01 № 128-ФЗ «Олицензировании отдельных видов деятельности» (в ред. Федерального закона РФ от02.07.05 № 80-ФЗ)
Федеральный закон РФ от 21.12.94 №68-ФЗ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природногои техногенного характера» (в ред. Федерального закона РФ от 22.08.04 № 122-ФЗ)
Федеральный закон РФ от 23.11.95 № 174-ФЗ «Об экологической экспертизе»(в ред. Федерального закона РФ от 21.12.2004 № 172-ФЗ)
Федеральный закон РФ от 25.10.01 № 136-ФЗ «Земельный кодексРоссийской Федерации» (в ред. Федерального закона РФ от 21.07.05 № 111-ФЗ)
Федеральный закон РФ от 29.01.97 № 22-ФЗ «Лесной кодекс Российской Федерации» (в ред. Федеральногозакона РФ от 21.07.05 № 111-ФЗ)
Закон РФ от 27.04.93 № 4871-1 «Об обеспечении единстваизмерений» (в ред. Федерального закона РФ от 10.01.03 № 15-ФЗ)
А.2Строительные нормы и правила СНиП 2.01.09-91 Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых фунтах СНиП 2.04.01-85* Внутренний водопровод и канализация зданий СНиП 2.04.02-84* Водоснабжение. Наружные сети и сооружения СНиП 2.04.03-85 Канализация. Наружные сети и сооружения СНиП 2.04.12-86 Расчет на прочность стальных трубопроводов СНиП 2.05.02-85* Автомобильные дороги СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы СНиП 2.06.15-85 Инженерная защита территорий от затопления и подтопления СНиП 2.09.03-85 Сооружения промышленных предприятий СНиП 2.09.04-87* Административные и бытовые здания СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы СНиП II-35-76 Котельные установки СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий СНиП 3.01.03-84 Геодезические работы в строительстве СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения, основания и фундаменты СНиП 3.05.03-85 Тепловые сети СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы СНиП 3.05.06-85 Электротехнические устройства СНиП 3.05.07-85 Системы автоматизации СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы СНиП 11-01-95 Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений СНиП 12-01-2004 Организация строительства СНиП 21-01-97* Пожарная безопасность зданий и сооружений СНиП 23-01-99* Строительная климатология СНиП 23-02-2003 Тепловая защита зданий СНиП 23-03-2003 Защита от шума СНиП 23-05-95* Естественное и искусственное освещение СНиП 31-03-2001 Производственные здания СНиП 41-01-2003 Отопление, вентиляция и кондиционирование СНиП 41-02-2003 Тепловые сети СНиП 41-03-2003 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы
СН 2.2.4/2.1.8.562-96 Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки. - Введ. 31.10.96. № 36 Госкомсанэпиднадзор России СН 2.2.4/2.1.8.566-96 Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий СН 452-73 Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов
А3 Свод правил СП 2.2.1.1312-03 Гигиенические требования к проектированию вновь строящихся и реконструируемых промышленных предприятий СП 11-101-95 Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений СП 11-107-98 Порядок разработки и состав раздела «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций» проектов строительства СП 11-110-99 Авторский надзор за строительством зданий и сооружений СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов / ООО «ВНИИГАЗ», ГазНИИпроект СП 41-101-95 Проектирование тепловых пунктов СП 41-102-98 Проектирование и монтаж трубопроводов систем отопления с использованием металлополимерных труб СП 41-104-2000 Проектирование автономных источников теплоснабжения СП 101-34-96 Свод правил сооружения магистральных газопроводов (СПСМГ). Свод правил по выбору труб для сооружения магистральных газопроводов / ОАО «Газпром» СП 4132-86 Общие санитарные правила при работе с метанолом / Минздрав СССР, 18.07.86
А.4 Руководящие документы ВРД 39-1.8-022-2001 Номенклатурный перечень газораспределительных станций магистральных газопроводов ВРД 39-1.8-055-2002 Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и КС ПХГ ВРД 39-1.8-078-2003 Общие технические требования к полупроводниковым пусковым устройствам для синхронных двигателей электроприводных газоперекачивающих агрегатов ВРД 39-1.10-006-2000* Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов / ООО «ВНИИГАЗ»; ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-031-2001 Нормы аварийного и неснижаемого запаса труб, стальных газовых кранов, материалов, соединительных деталей и монтажных заготовок на газопроводах / ООО «ВНИИГАЗ»; ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-052-2001 Методические указания по выбору и применению асинхронного частотно-регулируемого электропривода мощностью до 500 кВт ВРД 39-1.10-064-2002 Оборудование для сжиженного природного газа (СПГ). Общие технологические требования при эксплуатации систем хранения, транспортирования и газификации ВРД 39-1.10-069-2002 Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов/ДОАО «Оргэнергогаз»; ОАО «Газпром»
ВРД 39-1.10-071-2003 Правила технической эксплуатации электростанций собственных нужд объектов ОАО «Газпром» ВРД 39-1.13-010-2000 Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых и временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром» / ООО «ВНИИГАЗ»; ОАО «Газпром» ВРД 39-1.13-011-2000 Концепция системы управления охраной окружающей среды на объектах ОАО «Газпром» в соответствии с ГОСТ Р ИСО 14000 / ООО «ВНИИГАЗ»; ОАО «Газпром» ВРД 39-1.13-034-2001 Методика расчета параметров выбросов и валовых выбросов вредных веществ от факельных установок сжигания углеводородных смесей / ООО «ВНИИГАЗ»; ОАО «Газпром» ВРД 39-1.13-035-2001 Каталог удельных выбросов загрязняющих веществ отработавшими газами газомотокомпрессоров факельных установок сжигания углеводородных смесей / ООО «ВНИИГАЗ»; ОАО «Газпром» ВРД 39-1.13-040-2001 Методика по проведению замеров объемов утечек метана на предприятиях ОАО «Газпром» / ООО «ВНИИГАЗ», 1999 ВРД 39-1.13-056-2002 Технология очистки различных сред и поверхностей, загрязненных углеводородами / ООО «ВНИИГАЗ»; ОАО «Газпром» ВРД 39-1.13-081-2003 Система производственного экологического мониторинга на объектах газовой промышленности. Правила проектирования. ИТЦ «Оргэкогаз», ДОАО «Оргэнергогаз» ВРД 39-1.14-021-2001 Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в ОАО «Газпром» ВРД 39-1.21-072-2003 Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром» / ООО «ВНИИГАЗ»; ОАО «Газпром» РД 03-294-99 Положение о регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов и ведении государственного реестра / Утв. постановлением Госгортехнадзора России «Об утверждении Положения о регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов и ведении государственного реестра» от 3.06.99 № 39 (с изменениями от 20.06.02 № 32) РД 03-298-99 Положение о порядке утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности / Утв. Постановлением Госгортехнадзора России «Об утверждении Положения о порядке утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности» от 14.07.99 № 51 (с изменением № 1 от 09.04.03 № 12) РД 03-315-99 Положение о порядке оформления декларации промышленной безопасности и перечне сведений, содержащихся в ней / Утв. постановлением Госгортехнадзора России «Об утверждении Положения о порядке оформления декларации промышленной безопасности и перечне сведений, содержащихся в ней» от 07.09.99 № 66 (с изменением № 1 от 27.10.2000 № 62) РД 03-357-00 Методические рекомендации по составлению декларации промышленной безопасности опасного производственного объекта / Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 26.04.2000 № 23 РД 03-418-01 Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов/ Утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 10.07.01 № 30 РД 03-484-02 Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных
производственных объектах / Утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.02 № 43 РД 04-271-99 Положение о порядке прохождения поступающих в Госгортехнадзор России деклараций промышленной безопасности / Утв. приказом Госгортехнадзора России «Об утверждении и введении в действие Положения о порядке прохождения поступающих в Госгортехнадзор России деклараций промышленной безопасности» от 11.03.99 № 44 (с изменениями, внесенными приказом Ростехнадзора от 12.01.05 № 4) РД 08-296-99 Положение об организации технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительства, капитального ремонта и реконструкции на объектах магистральных трубопроводов /Утв. постановлением Госгортехнадзора России «Об утверждении Положения об организации технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительства, капитального ремонта и реконструкции на объектах магистральных трубопроводов» от 06.07.99 № 49 РД 09-364-00 Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах РД 25.952-90 Системы автоматического пожаротушения, охранной и пожарно-охранной сигнализации. Порядок разработки задания на проектирование РД 34.45-51.300-97 Объемы и нормативы испытаний электрооборудования/ РАО «ЕЭС России» РД 51-0158623-06-95 Применение аварийных источников электроэнергии на КС МГ, УКПГ и других объектах газовой промышленности / ООО «ВНИИГАЗ» РД 51-0158623-07-95 Применение электростанций собственных нужд нового поколения с поршневым и газотурбинным приводом / ООО «ВНИИГАЗ» РД 51-0158623-3-91 Расчет количества агрегатов электростанций, локальных систем электроснабжения в районах Крайнего Севера / ООО «ВНИИГАЗ» РД 51-00158623-20-94 Требования к шумовым характеристикам газотранспортного оборудования / ООО «ВНИИГАЗ» РД 51-31323949-31-98 Выбор количества электроагрегатов собственных нужд нового поколения с поршневым и газотурбинным приводом / ООО «ВНИИГАЗ» РД 51-31323949-33-98 Методические указания по проектированию систем электроснабжения линейных потребителей магистральных газопроводов / ООО «ВНИИГАЗ» РД 51-31323949-49-2000 Технологические и технические требования по выполнению расходомерных систем с применением диафрагменных и турбинных расходомеров для измерения расхода и массы жидких углеводородов конденсатопродуктопроводов / ООО «ВНИИГАЗ» РД 51-2-95 Регламент выполнения экологических требований при размещении, проектировании, строительстве и эксплуатации подводных переходов магистральных газопроводов / ОАО «Газпром» РД 51-2-97 Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем/ ООО «ВНИИГАЗ» РД 51-100-85 Руководство по нормированию выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах транспорта и хранения газа / ООО «ВНИИГАЗ»
РД 51-162-92 Каталог удельных выбросов загрязняющих веществ газотурбинных установок газоперекачивающих агрегатов / ООО «ВНИИГАЗ» РД 52.04.52-85 Методические указания. Регулируемые выбросы при неблагоприятных метеорологических условиях РД 78.36.002-99 Технические средства систем безопасности объектов. Обозначения условные графические элементов систем / НИЦ «Охрана», 1999 РД 78.36.003-2002 Инженерно-техническая укрепленность. Технические средства охраны. Требования и нормы проектирования по защите объектов от преступных посягательств /НИЦ «Охрана», 2002 РД 78.145-93 Системы и комплексы охранной, пожарной и охранно-пожарной сигнализации. Правила производства и приемки работ /НИЦ «Охрана», ВНИИПО МВД России, ГУВО МВД России, 1993 РД 78.146-93 Инструкция о техническом надзоре за выполнением проектных и монтажных работ по оборудованию объектов средствами охранной сигнализации / НИЦ «Охрана», ВНИИПО МВД России, ГУВО МВД России, 1993 РД 153-34.0-03.150-00 Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок (ПОТ Р М-016-2001) РД БТ-39-0147171-003-88 - Требования к установке датчиков стационарных газосигнализаторов в производственных помещениях и на наружных площадках предприятий нефтяной и газовой промышленности. ТУ Нефтегаз РТМ 38.001-94 Указания по расчету на прочность и вибрацию технологических стальных трубопроводов РМ 78.36.002-99 Порядок обследования объектов, принимаемых под охрану. Методическое пособие/ НИЦ «Охрана», ГУВО МВД России, 1999 Р 2.2.755-99 Гигиенические критерии оценки и классификация условий труда по показателям вредности и опасности факторов производственной среды, тяжести и напряженности трудового процесса Р 51-00158623-18-92 Типовая методика акустических испытаний опытных и серийных образцов ГПА / ООО «ВНИИГАЗ» Р 51-00158623-19-92 Технологический регламент по расчету акустических характеристик при проектировании мероприятий по защите от шума в ТЭО системы добычи и магистрального транспорта газа с полуострова Ямал / ООО «ВНИИГАЗ» Р 51-00158623-22-94 Методика расчета уровней шума от КС на местности / ООО «ВНИИГАЗ» Р 51-00158623-24-95 Каталог шумовых характеристик газотранспортного оборудования /ООО «ВНИИГАЗ» Р 51-00158623-26-96 Методика измерения шумовых характеристик газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом / ООО «ВНИИГАЗ» Р 51-31323949-58-2000 Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. С дополнениями 1 + 5. / ООО «ВНИИГАЗ» Р 78.36.002-99 Выбор и применение телевизионных систем видеоконтроля. Рекомендации / НИЦ «Охрана», ГУВО МВД России, 1999 Р 78.36.005-99 Выбор и применение систем контроля и управления доступом. Рекомендации / НИЦ «Охрана», ГУВО МВД России, 1999 Р 78.36.007-99 Выбор и применение средств охранно-пожарной сигнализации и средств технической укрепленности для оборудования объектов. Рекомендации / НИЦ «Охрана», ГУВО МВД России, 1999
А.5 Нормы,инструкции, положения, руководства
ВНТП 01/87/04-84 Объекты газовой и нефтяной промышленности, выполненные с применением блочных и блочно-комплектных устройств. Нормы технологического проектирования ВНТП 111-93 Проводные средства связи. Станции междугородные телефонные ВНТП 114-93 Станции проводного вещания ВНТП 211-93 Земные станции спутниковой связи ВНТП 213-93 Радиорелейные линии передачи прямой видимости ВСН 1-93 Инструкция по проектированию молниезащиты радиообъектов ВСН 2-137-81 Инструкция по проектированию магистральных трубопроводов в сейсмических районах ВСН 004-88 Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка ВСН 008-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция ВСН 009-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства и установки электрохимзащиты ВСН 010-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Подводные переходы ВСН 011-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытания ВСН 012-88 Часть I «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ», Часть II «Формы документации и правила ее оформления в процессе сдачи-приемки» ВСН 014-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды ВСН 015-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Линии связи и электропередачи ВСН 39-1.8-008-2002 Указания по проектированию вставок электроизолирующих на магистральных и промысловых трубопроводах ВСН 39-1.9-003-98 Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов ВСН 39-1.10-003-2000 Положение по техническому обследованию и контролю за состоянием надземных переходов магистральных газопроводов / Оргэнергогаз ВСН 39-1.10-009-2002 Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов ВСН 39-1.22-007-2002 Указания по применению вставок электроизолирующих для газопроводов ВСН 51-1-97 Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов ВСН 51-1.15-004-97 Инструкция по проектированию и строительству волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) газопроводов ВСН 51-3-85/2.38-85 Проектирование промышленных стальных трубопроводов / Мингазпром, ООО «ВНИИГАЗ» ВСН 116-93 Инструкция по проектированию линейно-кабельных сооружений связи ВСН 332-93 Инструкция по проектированию электроустановок предприятий и сооружений электросвязи, проводного вещания, радиовещания и телевидения
ВСН 362-87 Изготовление и монтаж технологических трубопроводов на Рудо 10 МПа ИСО 6976-96(Е) Природный газ. Расчет теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и индекса Воббе по составу СО 153-34.21.122-2003 Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций / Утв. приказом Минэнерго РФ от 30.06.03 № 280 ОНД-86 Методика расчета концентрации в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий ОСТ 51.40-93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия ОСТ 51.54-79 Транспорт газа трубопроводный. Основные требования и определения ОСТ 51.63-80 Газопровод. Линейная часть. Термины и определения
Автоматизированные системы. Защита от несанкционированного доступа кинформации.
Классификация автоматизированных систем и требований по защитеинформации / Сборник руководящих документов Гостехкомиссии РФ, М., 1998
Инструкция о порядке выбора и согласования площадок и трасс, а такжеотвода земель под строительство объектов газовой промышленности / Мингазпром,1977
Инструкция о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения,отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности / ВНИИГАЗ,1976
Инструкция о порядке согласования технических заданий и проектов наоборудование объектов ОАО «Газпром» и его дочерних обществ и организацийинженерными и техническими средствами охраны. Приложение № 4 к приказу ОАО«Газпром» от 26.12.01 № 99
Инструкция по технике безопасности при производстве, хранении,транспортировании (перевозке) и использовании одоранта/ ОАО «Газпром», 1999
Приказ Минприроды РФ № 525 от 22.12.95 «Основные положения орекультивации земель, снятии, сохранении и рациональном использованииплодородного слоя почвы»
Основные положения по автоматизации газораспределительных станций / ОАО«Газпром», 2001
Основные положения по автоматизации объектов энергообеспечения ОАО«Газпром» / ОАО «Газпром», 2002
Основные положения по автоматизации, телемеханизации иавтоматизированным системам управления технологическими процессамитранспортировки газа / ОАО «Газпром», 1996
Отраслевая Система Оперативно-Диспетчерского Управления (ОСОДУ) ЕСГРоссии.
Общесистемные технические требования, 1998
Отраслевые руководящие методические материалы по созданиюавтоматизированных систем управления технологическими процессами в газовойпромышленности / Мингазпром, 1977
Постановление Госгортехнадзора России № 43 от 09.07.02 «Положение опорядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств,оборудования и сооружений на опасных производственных объектах»
Положение о разработке схем и объектов внешнего электроснабжениямагистральных нефтепроводов и газопроводов / Главниипроект, 1979
Положениепо организации и проведению комплексного диагностирования линейной частимагистральных газопроводов ЕСГ/ ООО «ВНИИГАЗ», 1998
Руководствопо проектированию и защите от коррозии подземных металлических сооружений связи/ Мингазпром, 1978
Руководство по эксплуатации средств противокоррозионной защиты подземныхгазопроводов. Том 1 и 2/ ВНИИГАЗ, 1986
Руководство по эксплуатации электростанций собственных нужд / ВНИИГАЗ,1989
Указания по построению электрических схем компрессорных станциймагистральных газопроводов / «ВНИПИтрансгаз», «ЛенОргэнергогаз», 1985
А.6Постановления, правила, методики ВППБ 01-04-98 Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности НПБ 88-2001* Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования (с изменением № 1 от 31.12.02 № 60) НПБ 101-95 Нормы проектирования объектов пожарной охраны НПБ 104-03 Системы оповещения и управления эвакуацией людей при пожарах в зданиях и сооружениях НПБ 105-03 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности НПБ 110-03 Перечень зданий и сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией ПБ 03-246-98 Правила проведения экспертизы промышленной безопасности / Утв. постановлением Госгортехнадзора России, 1998, № 64 (с изменением № 1 (ПБИ 03-490(246)-02) от 01.08.02 № 48) ПБ 03-314-99 Правила экспертизы декларации промышленной безопасности / Утв. постановлением Госгортехнадзора России от07.09.99 № 65 (с изменением № 1 (ПБИ 03-393(314)-2000) от 27.10.2000 № 61) ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением / Утв. Постановлением Госгортехнадзора, России от 11.06.03 № 91 ПБ 03-591-03 Правила безопасной эксплуатации факельных систем / Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 10.06.03 № 83 ПБ 08-342-00 Правила безопасности при производстве, хранении и выдаче сжиженного природного газа на газораспределительных станциях
магистральных газопроводов (ГРС МГ) и автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС) ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности / Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.03 № 56 ПБ 09-566-03 Правила безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением / Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 27.05.03 № 43 ПБ 09-592-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации холодильных систем / Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.03 № 68 ПБ 10-573-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды / Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 11.06.03 № 90 ПБ 10-574-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов / Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 11.06.03 № 88 ПБ 10-575-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации электрических котлов и электрокотельных/ Утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 11.06.03 № 89 ПБ 12-527-03 Правила безопасности при эксплуатации автомобильных заправочных станций сжиженного газа / Утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 04.03.03 № 6 ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления / Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 18.03.03 № 9 ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации / Утв. приказом МЧС от 18.06.03 № 313 ПР 50.2.019-96 ГСИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных счетчиков ПР 50.2.002-94 ГСИ. Порядок осуществления государственного метрологического надзора за выпуском, состоянием и применением средств измерений, аттестованными методиками выполнения измерений, эталонами и соблюдением метрологических правил и норм СТО РД Газпром Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром», том 1,2. Москва, 2003 39-1.10-084-2003 СанПиН 2.1.4.1110-02 Зоны санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов хозяйственно-питьевого назначения СанПиН 2.1.5.980-00 Гигиенические требования к охране поверхностных вод СанПиН 2.1.6.1032-01 Гигиенические требования к обеспечению качества атмосферного воздуха населенных мест СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов СанПиН 2.2.4.548-96 Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений
Методика расчета надежности магистральных газопроводов / ВНИИГАЗ, 1980
Методика расчета системной надежности проектируемых магистральныхгазопроводов / ВНИИГАЗ, 1992
Методическоепособие по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ ватмосферный воздух /НИИ Атмосфера. Санкт-Петербург, 2002.
Единая система управления нормированием труда в ОАО «Газпром» / НУ«ЦНИСГазпром», 2002
Методические рекомендации по разработке типовых организационных структури нормативов численности служащих организаций ОАО «Газпром» / НУ «ЦНИСГазпром»,2002
Методические рекомендации по разработке нормативов численности рабочих инорм обслуживания оборудования ОАО «Газпром» / НУ «ЦНИСГазпром», 2002
Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник: Т.З,Надежность систем газо- и нефтеснабжения. / Под ред. М.Г. Сухарева. Кн. 1 и кн.2 М., Недра, 1994
Нормативы численности рабочих и служащих ЛПУМ Гов/ОАО «Газпром», 2000 г.
Постановление Правительства РФ от 27.11.95 № 1176 «О внесении измененийв постановление Совета Министров-Правительства РФ от 28.01.93 №77 «Об утверждении Положения о порядке возмещения убытков собственникамземли, землевладельцам, землепользователям, арендаторам и потерьсельскохозяйственного производства»
Приказ Госгортехнадзора России от 17.11.99 № 240 «О мероприятиях в связис введением в действие Правил экспертизы декларации промышленной безопасности иПоложения о порядке оформления декларации промышленной безопасности перечнесведений, содержащихся в ней»
Приказ Госгортехнадзора России от 19.06.03 № 138 «Об утвержденииМетодических рекомендаций по осуществлению идентификации опасныхпроизводственных объектов» (в ред. приказа Госгортехнадзора России от 04.05.04№ 62)
Отраслевая методика по разработке норм и нормативов водопотребления иводоотведения в газовой промышленности / ДАО «ВНИПИгаздобыча», 1995
Постановление Правительства РФ от 02.02.98 № 142 «О срокахдекларирования промышленной безопасности действующих опасных производственныхобъектов»
Постановление Правительства РФ от 28.03.01 № 241 «О мерах по обеспечениюпромышленной безопасности опасных производственных объектов на территорииРоссийской Федерации» (в ред. постановления Правительства РФ от 01.02.05 № 49)
Приказ ОАО «Газпром» от 26.01.2000 № 7 «Перечень производственныхзданий, помещений, сооружений и оборудования объектов ЕСГ ОАО «Газпром»,подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и пожарнойсигнализации»
Перечень технических средств охраны, разрешенных к применению наобъектах ОАО «Газпром». Приложение № 3 к приказу ОАО «Газпром» от 26.12.01 № 99
Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов / М.Недра, 1985
Постановление Правительства РФ от 07.05.03 № 262 «Об утверждении Правилвозмещения собственникам земельных участков, землепользователям и арендаторамземельных участков убытков, причиненных изъятием или временным
занятиемземельных участков, ограничением прав собственников земельных участков,землепользователей, землевладельцев и арендаторов земельных участков либоухудшением качества земель в результате деятельности других лиц»
Постановление Правительства РФ от 11.08.03 №486 «Об утверждении Правил определения размеров земельных участков дляразмещения воздушных линий электропередачи и опор линий связи, обслуживающихэлектрические сети»
Правилаохраны магистральных трубопроводов / Утв. постановлением ГосгортехнадзораРоссии от 22.04.92 № 9, Минтопэнерго России 29.04.92 (с изменениями идополнениями от 23.11.94 № 61)
Правила охраны поверхностных вод (типовые положения) / Утв.Госкомприроды СССР, 1991
Постановление Правительства РФ от 05.02.98 № 162 «Правила поставки газав Российской Федерации»
Постановление Правительства РФ от 11.05.99 №526 «Об утверждении Правил представления декларации промышленнойбезопасности опасных производственных объектов» (в ред. постановленияПравительства РФ от 01.02.05 № 49)
Правила технической безопасности на холодильных станциях предприятийМингазпрома / СоюзОргэнергогаз, 1983. Утв. Мингазпром, 1984
Правилатехнической эксплуатации электроустановок потребителей / Минэнерго России,2003
Правилаустройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением не более0,07 МПа (0,7 кГс/см2), водогрейных котлов и водоподогревателей стемпературой нагрева воды не выше 388 К (115 °С) /Мин. архитектуры,строительства и жилищно-коммунального хозяйства РФ, 1992
Правилаустройства и безопасной эксплуатации холодильных систем / ВНИИхолодмаш.Утв. Госпроматомнадзор СССР, 1991
Противопожарная защита газоперекачивающих агрегатов компрессорныхстанций магистральных газопроводов. Обобщенные рекомендации / ВНИИПО МВД СССР,1986
ПУЭПравила устройства электроустановок / Седьмое издание. Минтопэнерго РФ, 1999 ÷ 2003
Технологическийрегламент на проектирование компрессорных станций (раздел «Охранаатмосферного воздуха») / РАО «Газпром», ВНИИГАЗ, 1994
Типовые правила охраны объектов ОАО «Газпром». Приложение № 2 к приказуОАО «Газпром» от 26.12.01 №99
А.7Государственные стандарты ГОСТ 8.563.1-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей, газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и
трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Технические условия ГОСТ 8.563.3-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Процедура и модуль расчетов. Программное обеспечение ГОСТ 12.1.007-76* ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности ГОСТ 12.1.009-76 ССБТ. Электробезопасность. Термины и определения ГОСТ 12.1.018-93 ССБТ. Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности ГОСТ 17.2.3.02-78 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления предельно допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями ГОСТ 17.4.2.01-81* Охрана природы. Почвы. Номенклатура показателей санитарного состояния ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 183-74** Машины электрические вращающиеся. Общие технические условия ГОСТ 356-80 (СТ СЭВ 253-76) Давления условные, пробные и рабочие ГОСТ 464-79* Заземления для стационарных установок проводной связи, радиорелейных станций, радиотрансляционных узлов проводного вещания и антенн систем коллективного приема телевидения. Нормы сопротивления ГОСТ 2939-63 (Переиздание: январь 1975 г.) Газы. Условия для определения объема ГОСТ 9293-74* (ИСО 2435-73) Азот газообразный и жидкий. Технические условия ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки. ГОСТ 17567-81 Хроматография газовая. Термины и определения ГОСТ 20060-83* Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги ГОСТ 20061-84 Газы горючие природные. Метод определения температуры точки росы углеводородов ГОСТ 20440-75* Установки газотурбинные. Методы испытаний ГОСТ 22387.2-97 Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы ГОСТ 23781-87* Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава ГОСТ 24755-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность укрепления отверстий ГОСТ 24856-81* (ИСО 6552-80) Арматура трубопроводная промышленная. Термины и определения ГОСТ 28338-89 Соединения трубопроводов и арматуры. Проходы условные ГОСТ 28775-90 Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия ГОСТ Р 1.5-2002 Государственная система стандартизации Российской Федерации. Стандарты. Общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению
ГОСТ Р 8.563-96* ГСИ. Методики выполнения измерений ГОСТ Р 17.0.0.06-2000 Охрана природы. Экологический паспорт природопользователя. Основные положения. Типовые формы ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования ГОСТ Р 51330.2-99 (МЭК 60079-1А-75) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка». Дополнение 1. Приложение D. Метод определения безопасного экспериментального максимального зазора ГОСТ Р 51330.5-99 (МЭК 60079-4-75) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения ГОСТ Р 51330.16-99 (МЭК 60079-17-96) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 17. Проверка и техническое обслуживание электроустановок 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
ПРИЛОЖЕНИЕ Б (РЕКОМЕНДУЕМОЕ)
СИСТЕМА КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВАСТРОИТЕЛЬНЫХ И МОНТАЖНЫХ РАБОТ
Контроль качества строительных и монтажных работ регламентируетсятребованиями СНиП 12-01[114], СНиП 3.02.01 [115] и ВСН 012 [116].
Система контроля и управления качеством (СКК) должна гарантироватьнеобходимый контроль и испытания с тем, чтобы все работы, касающиеся свойствприменяемых материалов, качества выполнения технологических операций встроительном процессе, соответствовали условиям договорной и проектнойдокументации. На заключительной стадии проектирования магистральныхгазопроводов необходимо предусмотреть обязательное выполнение электроннойверсии проектно-сметной документации (ПСД) «как построено».
Контроль осуществляется специальными службами с постоянным ведениемтехнической документации по установленной форме.
Б.1Организации, участвующие в контроле качества
Контроль качества строительства осуществляется всеми организациями,участвующими в строительстве и привлекаемыми для осуществления контроля за ними имеющими лицензии на указанный вид работ, а именно:
- Подрядная организация организует систему контроля качества выполняемыхработ;
- Заказчик - осуществляет технический надзор;
- Проектная организация - осуществляет авторский надзор.
Авторский надзор за строительством проводится согласно СП 11-110 [117].
Подрядные организации - выполняют строительство объектов в соответствиис требованиями СНиП, технической и проектной документацией и осуществляют всевиды контроля качества выполняемых строительно-монтажных работ;
Заказчик организует ведение технического надзора собственными силами илипоручает выполнение всего комплекса работ либо его части специализированныморганизациям.
Б.2 Фазыпроизводственного контроля качества строительства
Контроль соответствия ПСД нормативным документам
Включает анализ проектно-сметной документации: рабочих чертежей,сводных, объектных и локальных смет.
В случае выявленных отклонений от строительных норм и правил,действующих инструкций, рекомендаций и т.п. результаты анализа рассматриваютсясовместно с заказчиком, проектным институтом, которые в случае правильностианализа вносят в ПСД изменения и коррективы до начала строительства.
Геодезический контроль
Геодезический контроль осуществляется путем систематического наблюденияи проверки соответствия выполняемых работ требованиям проектной документации, атакже требованиям СНиП 3.01.03[118].
В процессе производства строительно-монтажных работ по возведению зданийи сооружений, укладке инженерных сетей и газопроводов геодезисты
подразделений подрядчика осуществляют контроль за геометрическойточностью работ и несут ответственность за своевременное проведениегеодезических работ с оформлением исполнительской документации.
Выполненные геодезические исполнительные схемы регистрируются вобъектном журнале производства работ.
Входной контроль
Целью входного контроля является недопущение применения пристроительстве материалов и оборудования, не соответствующих требованиям ГОСТов,технических условий и других нормативных документов.
Входному контролю подлежат как конструкции для возведения зданий исооружений, оборудование для монтажа, трубы различного диаметра для сооружениятрубопроводов, так и материалы для строительства: цемент, песок, гравий,электроды, флюсы, сварочная проволока, изоляционные, кровельные материалы ит.д.
Операционный контроль
Под операционным контролем качества подразумевается непрерывныйтехнологический процесс контроля, осуществляемый параллельно с выполнениемкаждой операции строительно-монтажных работ. Это основное звено в системеконтроля и управления качеством.
Важнейшими видами работ при сооружении объектов являютсясборочно-сварочные и монтажные работы на всех объектах монтажа, так какнекачественное их выполнение может повлечь за собой потерю несущей способностисооружения.
Лабораторный контроль
До начала строительства подрядчик создает непосредственно настройплощадке лабораторную службу контроля за качеством строительно-монтажных иизоляционно-укладочных работ.
Лаборатория и ее специалисты должны быть в состоянии проводитьисключительно все испытания, регламентируемые СНиП. В течение всего периодастроительства она находится под контролем и наблюдением заказчика.
Лаборатория своевременно проводит все необходимые испытания в объемахсогласно действующим строительным нормам и правилам, ГОСТам и ТУ, производятвсе требуемые анализы по земляным работам, бетонным, гидроизоляционным,дорожным и т.д.
Результаты испытаний систематически представляются техническому надзорузаказчика.
Приемочный контроль
Приемочный контроль предусматривает ежесменную приемку работ от каждогопроизводственного звена с отражением качества выполненных работ и объемов вспециальном журнале, а также ежемесячную приемку работ комиссией. Комиссиядолжна устанавливать достоверность ежемесячной приемки работ, проводимоймастерами, прорабами, начальниками участков, и принимать от них выполненные замесяц работы с определением их соответствия требованиям СНиП, ГОСТ, ТУ,определять состояние культуры производства рабочих мест и стройплощадки,технологическую завершенность конструктивных элементов.
При приемочном контроле качества строительно-монтажных работ должнапредставляться следующая документация:
- исполнительные чертежи с внесенными (при их наличии) отступлениями,допущенными предприятием-изготовителем конструкций, а также монтажнойорганизацией, согласованными с проектными организациями-разработчикамичертежей, и документы об их согласовании;
- заводские технические паспорта на стальные и железобетонныеконструкции.
- качество материалов, применяемых при производствестроительно-монтажных работ, также удостоверяется документально (оформлениемсоответствующих актов, записью в журнале и т.д.).
Инспекционный контроль
Инспекционный контроль осуществляется в процессе строительства сучастием специалистов подрядчика, представителя технического надзора заказчикаили уполномоченного им органа, авторского надзора. По результатам контролясоставляется
акт проверки качества работ. В случае обнаружения отступления отнормативных требований производителями работ принимаются меры к немедленному ихустранению.
Инспекционному контролю подвергается ведение документации (журналовпроизводства работ, сварочных работ, антикоррозийной защиты конструкций идругих; своевременность составления актов на скрытые работы, наличие паспортов,сертификатов и др.).
Б.3Основные работы и конструкции, подлежащие контролю качества
Строительство газопроводов
- инженерная подготовка трассы;
- разработка траншей;
- сварочные работы на трубосварочных базах или стендах;
- изготовление отводов холодного гнутья;
- погрузо-разгрузочные работы, транспортировка труб, арматуры,соединительных деталей;
- контроль качества изоляционного покрытия труб с заводской изоляциейпри погрузо-разгрузочных работах, складировании, транспортировке и выполнениистроительно-монтажных работ;
- контроль качества сварных соединений неразрушаемыми методами;
- изоляционные и укладочные работы;
- сооружение переходов через естественные и искусственные препятствия;
- сооружение наземных и надземных участков трубопроводов; -балластировкаи закрепление трубопроводов;
- монтаж узлов арматуры и узлов пуска, приема средств диагностики;
- засыпка траншеи и рекультивация;
- строительство системы электрохимзащиты от коррозии, системы связи,автоматики и телемеханики, вдольтрассовой ВЛ;
- проведение очистки, испытания на прочность и проверки нагерметичность.
Строительство объектов компрессорных станций
- разработка грунта в котлованах и траншеях;
- работы бетонные, железобетонные, каменные, кровельные, штукатурные,отделочные, стекольные, теплоизоляционные, гидроизоляционные, антикоррозионные,устройство полов;
- устройство фундаментов;
- кирпичная кладка;
- изготовление и монтаж металлических, бетонных и железобетонныхконструкций;
- изготовление и монтаж стенового и кровельного ограждения;
- изготовление и установка оконных и дверных заполнений;
- монтаж газоперекачивающих агрегатов и другого технологического иинженерного оборудования.
ПРИЛОЖЕНИЕ В (РЕКОМЕНДУЕМОЕ)
ТРЕБОВАНИЯ К РАСЧЕТУ ЧИСЛЕННОСТИОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА
В.1 Численность обслуживающего персонала и примерное штатное расписаниена объектах магистральных газопроводов должны определяться проектнойорганизацией на основании действующих типовых структур управления и нормативовчисленности служащих и рабочих, разработанных и утвержденных в соответствии с«Единой системой управления нормированием труда в ОАО «Газпром» [119],«Методическими рекомендациями по разработке типовых организационных структур инормативов численности служащих организаций ОАО «Газпром» [120],«Методическими рекомендациями по разработке нормативов численности рабочих инорм обслуживания оборудования ОАО «Газпром» [121].
В.2 По объектам проектирования магистральных газопроводов, на которыеотсутствуют утвержденные в установленном порядке ОАО «Газпром» нормативычисленности, численность обслуживающего персонала определяется на основанииутвержденных нормативов численности других отраслей.
В.3 При проектировании объектов, на которые отсутствуют нормативныематериалы по определению численности, численность определяется проектнойорганизацией по согласованию с заказчиком и соответствующим структурнымподразделением администрации ОАО «Газпром», исходя из следующих принципов иисходных данных:
- уровень автоматизации производства;
- обеспечение надежной, безопасной и эффективной эксплуатации объектовмагистральных газопроводов;
- учет действующей нормативной документации;
- обеспечение охраны объектов магистральных газопроводов;
- обеспечение пожарной безопасности объектов магистральных газопроводов;
- возможность максимального совмещения профессий и использованиябригадных форм обслуживания;
- особенности производства, обуславливающие необходимость специальногоконтроля за состоянием оборудования, загрязнением атмосферы, почвы и водоемов.
В.4 Минимизация численности обслуживающего персонала должнаобеспечиваться, главным образом, путем снижения трудозатрат на обслуживание, засчет совершенствования проектных решений, применения прогрессивных технологий,оборудования и систем.
В.5 В задании на проектирование должно быть определено:
- численность обслуживающего персонала и примерное штатное расписание наобъектах;
- какими силами планируется проведение регламентных работ, текущего,среднего и капитального ремонтов - собственными силами ремонтных служб илиперсоналом, привлекаемым со стороны по договору.
ПРИЛОЖЕНИЕ Г (РЕКОМЕНДУЕМОЕ)
КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ИСКЛАДСКИХ ЗДАНИЙ, ПОМЕЩЕНИЙ, СООРУЖЕНИЙ И НАРУЖНЫХ УСТАНОВОК ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХГАЗОПРОВОДОВ ПО ИХ ВЗРЫВО- И ПОЖАРООПАСНОСТИ
Таблица Г.1 Наименование помещений, зданий и наружных установок Категория по взрывопожарной или пожарной опасности (НПБ 105-03) Класс взрывоопасных зон по ГОСТ Р 51330.9 (по ПУЭ гл. 7.3) Класс пожароопасных зон по ПУЭ гл. 7.4 Категория и группа взрывоопасной смеси (ГОСТ Р 51330.11) Взрыво- и пожароопасная среда или особенности технологического процесса 1 Компрессорные станции 1.1 Установка очистки газа Ан 2(В-Iг) IIА-Т3 Природный газ, конденсат углеводородный 1.2 Установка воздушного охлаждения газа Ан 2(В-Iг) IIA-T1 Природный газ 1.3 Установка воздушного охлаждения воды Д - - Негорючий газ 1.4 Комплектная трансформаторная подстанция аппаратов воздушного охлаждения газа в закрытом помещении с электрощитовой В4* - Маслобак с повышенной прочностью и уплотнением, исключающим течь масла 2 Компрессорные цехи 2.1 Машинный зал (блок, помещение) газовых турбин без ЦБН В1 П-I - Природный газ сжигается в качестве топлива, маслобак с повышенной прочностью и уплотнением, исключающим течь масла
2.2 Машинный зал (блок, помещение) электродвигателей без ЦБН В1 П-I - Рабочий процесс сопровождается искрением, маслобак с повышенной прочностью и уплотнением, исключающим течь масла 2.3 Машинный зал (блок, помещение) ЦБН А 2(B-Ia) IIA-T1 Природный газ, масло в системе смазки 2.4 Машинный зал (блок, помещение) газовых турбин или электродвигателей, ЦБН (без разделительной перегородки) А 2(B-Ia) IIA-T1 Природный газ, масло в системе смазки 2.5 Машинный зал (блок, помещение) с газомоторными поршневыми компрессорами А 2(B-Ia) IIA-T1 Природный газ, масло в системе смазки 2.6 Наружная обвязка ЦБН Ан 2(В-Iг) IIA-T1 Природный газ 2.7 Вентиляционная приточная камера компрессорного цеха Д - - Нормальная среда при установке обратных клапанов на напорных воздуховодах 2.8 Установка воздушного охлаждения масла Вн П-III - Масло 2.9 Циркуляционная водяная насосная Д - - Вода 2.10 Помещение масляного хозяйства В1 П-I - Масло 3 Резервуар промывочной воды д - - Вода 4 Необслуживаемый усилительный пункт (НУП) В2 П-IIа - Кабельная продукция 5.1 Закрытое распределительное устройство с элегазовым оборудованием и вакуумными выключателями В4 - - Горючие вещества в малом количестве 5.2 Закрытое распределительное устройство с выключателями и аппаратурой содержащей масло В2 П-I - Горючие масла 6 Открытое распределительное устройство Не нормируется 7 Дизельная электростанция 7.1 Помещение баковой дизельного топлива без аварийной вентиляции** Б 2(B-Ia) IIА-Т3 Хранение дизельного топлива с температурой вспышки выше +28°с 7.2 Помещение баковой дизельного топлива, обеспеченное аварийной вентиляцией В1 П-I - Хранение дизельного топлива с температурой вспышки выше+28°с 7.3 Машинный зал (блок, помещение) Г П-I - Сжигание горючей жидкости в качестве топлива, масло в системе смазки 8 Компрессорная сжатого воздуха д - - Оборудование для получения сжатого воздуха 9 Установка подготовки топливного, пускового,
импульсного газа и газа собственных нужд 9.1 Сепараторы на открытой площадке Ан 2(В-Iг) IIА-Т3 Природный газ, конденсат углеводородный 9.2 Сепараторы в помещении А 2(B-Ia) IIА-Т3 Природный газ, конденсат углеводородный 9.3 Адсорберы на открытой площадке Ан 2(В-Iг) IIA-T1 Природный газ 9.4 Адсорберы в помещении А 2(B-Ia) IIA-T1 Природный газ 9.5 Блок редуцирования топливного и пускового газа на открытой площадке Ан 2(В-Iг) IIA-T1 Природный газ 9.6 Блок редуцирования топливного и пускового газа в помещении А 2(B-Ia) IIA-T1 Природный газ 9.7 Подогреватель газа Ан 2(В-Iг) IIA-T1 Природный газ 10 Склад горючесмазочных материалов 10.1 Насосная масел В1 П-I - Масло 10.2 Насосная для легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки паров > 28 °С без аварийной вентиляции Б 2(B-Ia) IIА-Т3 Керосин, дизельное топливо 10.3 Насосная для легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки паров > 28°С, обеспеченная аварийной вентиляцией В1 П-I - Керосин, дизельное топливо 10.4 Насосная для легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки паров < 28°С независимо от типа вентиляции А 2(B-Ia) IIА-ТЗ Бензин 10.5 Регенерационная фильтров Д - - Щелочные растворы 10.6 Склад масел в таре В1 П-I - Масло 10.7 Резервуар для масел вн П-III - Масло 10.8 Резервуар для бензина Ан 2(В-Iг) IIА-Т3 Бензин 10.9 Резервуар для дизельного топлива, топлива Т-1 иТС-1 Бн 2(В-Iг) IIА-Т3 Дизельное топливо, топливо Т-1 и ТС-1 10.10 Насосная антифриза В1 П-I - Антифриз 10.11 Резервуар для антифриза вн П-III - Антифриз 10.12 Электрощитовая В4 - - Трудногорючие материалы 10.13 Топливораздаточная колонка на открытой площадке Ан 2(В-Iг) IIА-Т3 Бензин, дизельное топливо 10.14 Топливораздаточная колонка в помещении А 2(B-Ia) IIА-Т3 Бензин, дизельное топливо 11 Склад метанола 11.1 Резервуар для метанола Ан 2(В-Iг) IIА-Т2 Метанол 11.2 Резервуар для керосина Бн 2(В-Iг) IIА-ТЗ Керосин 11.3 Резервуар для одоранта Ан 2(В-Iг) IIА-ТЗ Этилмеркаптан
11.4 Насосная метанола, керосина и одоранта на открытой площадке Ан 2(В-Iг) IIА-Т2 Метанол, керосин, этилмеркаптан 11.5 Насосная метанола, керосина и одоранта в блок-контейнере или в помещении А 2(B-Ia) IIА-ТЗ Метанол, керосин, этилмеркаптан 12 Котельная 12.1 Котельный зал, помещения дымососов и деаэраторов Г 2(B-Ia) на момент розжига Сжигание горючих газов, жидкостей и твердых веществ в качестве топлива 12.2 Химводоочистка и утилизационная насосная Д - - Вода 12.3 Склад реагентов Д - - Химреагенты 13. Производственно-энергетический блок 13.1 Помещение КТП (трансформаторные камеры с маслонаполненными трансформаторами) В1 П-I - Маслосодержащая система с повышенной прочностью и уплотнением, исключающим течь масла 13.2 Помещение КТП (трансформаторные камеры с сухими трансформаторами) Д - - Негорючие вещества 13.3 Электрощитовая В4 - - Трудногорючие материалы 13.4 Кабельные сооружения (туннели, шахты, этажи, галереи, каналы) В1 П-IIа Горючие материалы, включая кабели не распространяющие горение 13.5 Помещение стационарных батарей из негерметичных свинцово-кислотных аккумуляторов с устройством общеобменной вентиляции*** А 2(В-Iб) IIА-Т1 Выделение водорода при работе зарядных устройств 13.6 Помещение стационарных батарей из негерметичных свинцово-кислотных аккумуляторов с устройством аварийной вентиляции Д - - Выделение водорода при работе зарядных устройств 13.7 Помещение стационарных батарей из свинцово-кислотных аккумуляторов, снабженных ЭПУ (электропитающие устройства), гарантирующие ограничение величины напряжения заряда Д - - Без выделения водорода. С устройством общеобменной вентиляции 13.8 Тамбур для аккумуляторной по п.13.5 - 2(В-Iб) IIA-T1 13.9 Кислотная Д - - Негорючие вещества 13.10 Дистиляторная д - - Негорючие вещества 13. 11 Вентиляционная приточная камера при аккумуляторной д - - Нормальная среда при установке обратных клапанов на напорных воздуховодах 13.12 Вентиляционная вытяжная камера аккумуляторной по п.13.5 А 2(В-Iб) IIA-T1 Выделение водорода при работе зарядных устройств
13.13 Аппаратная В2 П-IIа - Твердые горючие материалы в небольших количествах 13.14 Операторная В4 - - Твердые горючие материалы в небольших количествах 13.15 Аппаратная телемеханики В2 П-IIа - Твердые горючие материалы 13.16 Аппаратная цифропечати и автоматической передачи данных (серверная) В2 П-IIа - Твердые горючие материалы 14 Складское хозяйство 14.1 Склад баллонов с сжатыми горючими газами А 2(B-Ia) IIA-T1 Горючие газы 14.2 Склад баллонов с негорючими газами Д - - Негорючие газы 14.3 Склад баллонов с сжиженными горючими газами А 2(B-Ia) IIA-T2 Пропан, бутан 14.4 Склад лакокрасочных материалов А 2(B-Ia) IIA-T2 Скипидар, растворители, краски 14.5 Склад карбида кальция А 2(B-Ia) IIA-T2 Ацетилен 15 Материальный склад 15.1 Помещение для хранения сгораемых грузов или несгораемых грузов в сгораемой упаковке В2 П-IIа - Твердые сгораемые вещества 15.2 Помещение для хранения несгораемых грузов в несгораемой упаковке Д - - Несгораемые вещества 16 Служебно-эксплуатационный и ремонтный блок 16.1 Ремонтно-механическое отделение В3 П-I - Горючие материалы и жидкости в малом объеме 16.2 Сварочный пост Г - - Процесс сопровождается выделением искр 16.3 Инструментальная д - - Несгораемые вещества 16.4 Кузнечное отделение г - - Несгораемые вещества 16.5 Пожарный пост д - - Несгораемые вещества 16.6 Стоянка автотранспорта В1 П-I - Горючие жидкости, твердые сгораемые материалы 16.7 Помещение хранения двигателей и запчастей В3 П-I - Горючие жидкости в небольшом количестве, твердые сгораемые материалы 16.8 Вытяжная венткамера Принимается в соответствии с характеристиками обслуживаемого помещения 16.9 Приточная венткамера Д - - Нормальная среда при установке обратных клапанов на напорных воздуховодах 16.10 Материально-технический склад сгораемых грузов В2 П-IIа - Твердые сгораемые вещества 16.11 Помещение КТП (трансформаторные камеры с В1 П-I - Маслосодержащая система с повышенной
маслонаполненными трансформаторами) прочностью и уплотнением, исключающим течь масла 16.12 Помещение КТП (трансформаторные камеры с сухими трансформаторами) Д - - Негорючие вещества 16.13 Электрощитовая В4 - - Трудногорючие материалы 16.14 Кабельные сооружения (туннели, шахты, этажи, галереи, каналы) В1 П-IIа - Горючие материалы, включая кабели не распространяющие горение 16.15 Прачечная с кладовыми В3 П-IIа - Твердые сгораемые вещества 16.16 Столярная мастерская В2 П-IIа - Твердые сгораемые вещества 16.17 Мастерская КИП В3 П-IIа - Твердые сгораемые вещества в небольших объемах 16.18 Лаборатория КИП В3 П-IIа - Твердые сгораемые вещества в небольших объемах 16.19 Автоматическая телефонная станция В2 П-IIа - Твердые сгораемые вещества в небольших объемах 16.20 Выпрямительная В2 П-IIа - Твердые сгораемые вещества в небольших объемах 16.21 Линейно-аппаратный цех В2 П-IIа - Твердые сгораемые вещества в небольших объемах 16.22 Лаборатория связи В3 П-IIа - Твердые сгораемые вещества в небольших объемах 16.23 Студия совещаний В2 П-IIа - Твердые сгораемые вещества 16.24 Химлаборатория В3 П-IIа - Твердые сгораемые вещества в небольших объемах. Работа производится под вытяжным шкафом или зонтом 16.25 Служба связи и телемеханики В3 П-а - Твердые сгораемые вещества в небольших объемах 16.26 Измерительная и 6 регулировочная В3 П-IIа - Твердые сгораемые вещества в небольших объемах 17 Очистные сооружения бытовых сточных вод 17.1 Электролизная Д - - Сточные воды 17.2 Насосная перекачки хозяйственно-бытовых вод Д - - Сточные воды 18 Мойка автомашин с очистными сооружениями Д - - Сточные воды с бензином в количестве не создающем взрывопожарную смесь в объеме превышающем 5% свободного объема помещения 19 Станция пожаротушения (насосная станция пенного пожаротушения, склад Д - - Несгораемые вещества
пенообразователя, насосная станция противопожарного водоснабжения, станция автоматического пожаротушения) 20 Установка для воздухоразогрева грузовых автомобилей Д - - Несгораемые вещества 21 Станция катодной защиты Д - - Несгораемые вещества 22 Резервуар для воды Д - - Несгораемые вещества 23 Автоматическая насосно-пневматическая установка Д - - Несгораемые вещества 24 Водяная насосная над скважиной с приемным колодцем Д - - Несгораемые вещества 25 Автоматическая газораспределительная станция (АГРС) на открытой площадке Ан 2(В-Iг) IIА-Т3 Природный газ, этилмеркаптан 26 Газораспределительная станция 26.1 Узел отключающих устройств на открытой площадке Ан 2(В-Iг) IIA-T1 Природный газ 26.2 Узел очистки на открытой площадке Ан 2(В-Iг) IIA-T1 Природный газ 26.3 Помещение регуляторов А 2(B-Ia) IIA-T1 Природный газ 26.4 Узел редуцирования на открытой площадке Ан 2(В-Iг) IIA-T1 Природный газ 26.5 Помещение расходомеров А 2(B-Ia) IIA-T1 Природный газ 26.6 Помещение операторной (щитовой) В4 - - Твердые сгораемые вещества в небольших количествах 26.7 Помещение отопительных агрегатов Г - - Сжигание природного газа в качестве топлива 26.8 Одоризационная установка в помещении А 2(B-Ia) IIА-Т3 Этилмеркаптан 26.9 Одоризационная наружная установка Ан 2(В-Iг) IIА-Т3 Этилмеркаптан 26.10 Метанольная наружная установка Ан 2(В-Iг) IIA-T2 Метанол 26.11 Емкость для сбора конденсата на открытой площадке (подземная и наземная установка) Ан 2(В-Iг) IIА-Т3 Легковоспламеняющаяся среда типа нестабильного бензина 27 Газоизмерительная станция 27.1 Узел очистки на открытой площадке Ан 2(В-Iг) IIА-Т3 Природный газ, конденсат углеводородный 27.2 Емкость для сбора конденсата на открытой площадке (подземная) Ан 2(В-Iг) IIА-Т3 Легковоспламеняющаяся среда типа нестабильного бензина 27.3 Помещение отопительных агрегатов Г 2(B-Ia) на момент розжига - Сжигание природного газа в качестве топлива 27.4 Помещение датчиков А 2(B-Ia) IIA-T1 Природный газ. Замерные трубки заводятся без разделительных сосудов 27.5 Помещение вторичных приборов Д - - Несгораемые вещества
27.6 Помещение расходомеров А 2(B-Ia) IIA-T1 Природный газ 27.7 Помещение операторной (щитовой) В4 - - Твердые сгораемые вещества в небольших количествах 28 Узел запуска и приема очистных устройств Ан 2(В-Iг) IIA-T1 Природный газ * При определении категорий зданий помещения категории В1, В2, В3 учитываются в суммарной площади помещений категории В, а помещения категории В4 - в площади помещений категории Д. ** Аварийная вентиляция обеспечивается наличием резервных вентиляторов с автоматическим пуском при превышении предельно-допустимой взрывобезопасной концентрации и электроснабжением по I категории надежности (ПУЭ), при условии расположения устройств для удаления воздуха из помещения в непосредственной близости от места возможной аварии. *** Категория помещения стационарных негерметичных свинцово-кислотных батарей может быть принята «Д» с применением оборудования и аппаратуры в общепромышленном исполнении (невзрывозащищенное) при соответствующем расчетном обосновании по НПБ 105-03.
ПРИЛОЖЕНИЕ Д (РЕКОМЕНДУЕМОЕ)
ЗНАЧЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ИКОЭФФИЦИЕНТОВ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГТУ ДЛЯ РАСЧЕТА РАСПОЛАГАЕМОЙ МОЩНОСТИ ИРАСХОДА ТОПЛИВНОГО ГАЗА
Таблица Д.1 Тип ГПА Номинальная мощность, , МВт Номинальный к.п.д. Коэффициент техсостояния по мощности, KN Коэффициент техсостояния по топливу, Ктг Коэффициент, учитывающий влияние температуры воздуха, Кt Стационарный (промышленный тип ГТУ ГТ-700-5 4,25 0,250 0,8 1,2 4,4 ГТК-5 4,4 0,260 0,8 1,2 3,7 ГТ-6-750 6,0 0,240 0,9 1,1 2,8 ГТН-6 6,3 0,240 0,85 1,1 2,8 ГТН-6У 6,3 0,305 0,95 1,05 2,8 ГТ-750-6 6,0 0,270 0,9 1,2 3,7 ГТ-750-6М 6,0 0,300 0,9 1,05 2,2 ГТК-10 10,0 0,290 0,85 1,2 3,7 ГТК-10М 10,0 0,320 0,9 1,05 3,7 ГТК-10И 10,3 0,259 0,85 1,1 2,0 ГТК-10ИР 9,5 0,330 0,9 1,05 3,2 ПЖТ-10 10,04 0,316 0,95 1,05 2,0 ГТН-16 16,0 0,290 0,8 1,1 3,2 ГТН-16М1 16,0 0,310 0,95 1,05 2,4 ГТНР-16 16,0 0,330 0,95 1,05 3,7 ГТН-25 27,5 0,281 0,75 1,2 3,2 ГТН-25-1 25,0 0,320 0,95 1,05 2,9 ГТК-25И 23,9 0,278 0,9 1,1 2,2 ГТК-25ИР 22,2 0,345 0,9 1,05 1,9 ГТНР-25И(В) 22,2 0,347 0,95 1,05 2,0 ГТНР-25И(С) 24,6 0,354 0,95 1,05 2,0 Судовой тип ГТУ ГПА-Ц-6,3С 6,3 0,305 0,95 1,05 2,8 ГПУ-10 10,0 0,276 0,85 1,1 3,7 ГПУ-16МЖ 16,0 0,300 0,95 1,1 2,8 ГПУ-16МГ 16,0 0,340 0,95 1,05 2,9 ГПА-Ц-16С
Коберра-16МГ ГПА 25 Р Днепр 25,0 0,350 0,95 1,05 2,8 Авиационный тип ГТУ ГПА-Ц-6,3 6,3 0,240 0,95 1,1 1,3 ГПА-Ц-6,3А 6,3 0,300 0,95 1,05 3,5 ГПА-Ц-6,3Б 6,3 (8,0) 0,290 (0,300) 0,95 1,05 1,6 (T3<288К) 0 (288 ≤Т3≤ 298 К) 3,0 (Т3>298К) ГПА 10Б 10,0 0,330 0,95 1,05 1,3 (T3≤303К) 3,0 (T3>303К) ГПА-10 10,0 0,314 0,95 1,05 2,8 (T3<288К) Урал 0 (288≤ T3≤313К) 5,4 (T3>313К) Коберра 182 12,9 0,275 0,9 1,1 2,2 ГПА-12 Урал 12,0 0,340 0,95 1,05 0 (288≤ T3≤298К) ГПА-12Р Урал 2,9 (T3< 288 К) 2,3 (T3>298К) ГПА-16 Урал 16,0 0,363 0,95 1,05 5,0 (T3>298К) ГПА-16Р Урал 0 (288≤ T3≤298К) 2,7 (T3<288К) ГПА-Ц-16 16,0 0,274 0,95 1,05 2,8 ГПА-Ц-18 18,0 0,294 0,95 1,05 2,8 (T3>293К) 2,1 (T3≤293К) ПЖТ-21С 16,0 0,355 0,95 1,05 1,8 (T3<288К) ГПА-Ц-16АЛ 2,9 (T3>298К) ГПА-16 Нева 0 (288≤ T3≤298К) ГПА-16 Волга 16,0 0,365 0,95 1,05 3,3 (T3>288К) 2,7 (T3≤288К) ГПА-Ц-25 25,0 0,345 0,95 1,05 3,5 (T3>288К) 1,4 (263≤ T3≤288 К) 0,6 (Т3 < 263 К) ГПА-25 Урал 25,0 0,394 0,95 1,05 3,8 (T3>288К) ГПА-25Р Урал 2,7 (T3≤288К)
ПРИЛОЖЕНИЕ Е (СПРАВОЧНОЕ)
ЗАВИСИМОСТЬ БАРОМЕТРИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ ИПОПРАВКИ МОЩНОСТИ ГТУ ОТ ГЕОМЕТРИЧЕСКОЙ ВЫСОТЫ НАД УРОВНЕМ МОРЯ
Таблица Е.1 Геометрическая высота, Н, м Барометрическое давление, Рa (по ГОСТ 4401-81), МПа Коэффициент учета высоты, 0 0,101325 1,000 100 0,10013 0,988 200 0,09895 0,977 300 0,09777 0,965 400 0,09661 0,954
500 0,09546 0,942 600 0,09432 0,931 700 0,09319 0,920 800 0,09208 0,909 900 0,09097 0,898 1000 0,08988 0,887 1500 0,08456 0,835 2000 0,07950 0,785
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж (РЕКОМЕНДУЕМОЕ)
ПОРЯДОК ФОРМИРОВАНИЯ ПРОЕКТНЫХРЕШЕНИЙ ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ ГАЗОПРОВОДАМ (УКРУПНЕННО)
Ж.1 По картографическим материалам намечается трасса и определяются еепротяженность, условия прокладки, особенности рельефа (при необходимости),наличие многолетней мерзлоты и т.д.
Ж.2 Выполняются оптимизационные гидравлические и технико-экономическиерасчеты, по результатам которых выбирается наиболее экономичный (по выбранномукритерию) вариант-сочетание основных параметров: диаметр труб, рабочеедавление, мощности КС и их расстановка на трассе, тип и количество ГПА.
Ж.3 По выбранному варианту выдается задание на выполнение инженерныхизысканий по трассе, выбор площадок КС и их изысканиям.
Ж.4 По материалам изысканий корректируется протяженность трассы ирасстановка КС, после чего выполняются уточняющие гидравлические расчеты.
Ж.5 Данные, полученные в гидравлических расчетах и при выполненииинженерных изысканий, служат основанием для проектирования линейной части, КС иМГ в целом.
Ж.6 Все расчеты, как правило, выполняются для заданнойпроизводительности МГ, обусловленной заданием на проектирование.
ПРИЛОЖЕНИЕ И (СПРАВОЧНОЕ)
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮКОЭФФИЦИЕНТОВ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
И.1 Коэффициент технического состояния ЦБН - отношение фактическихполитропных к.п.д. или приведенного политропного напора к их номинальнымзначениям при номинальной величине приведенного объемного расхода на входе ЦБН:
Допускается принимать постоянство во всем рабочемдиапазоне .
Перестроение характеристик ЦБН при ухудшении технического состоянияпроизводится следующим образом, исходя из принципа эквидистантного сдвигарасходно-напорных характеристик по частоте вращения ротора на относительнуювеличину.
- Исходная расходно-напорная характеристика, т.е. функция политропныйнапор (степень повышения давления) - объемный расход на входе, справедлива прискорректированной номинальной частоте вращения п= no (1,33 -0,33·Кн).
- Кривая к.п.д. корректируется
- Кривые мощности (удельной мощности) сохраняются в исходном виде.
И.2 Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности KN - отношение фактическойприведенной мощности к номинальной величине.
Приведенные параметры ГТУ определяют по следующим формулам:
- приведеннаямощность:
- приведенныйрасход топливного газа:
- приведенныйк.п.д.:
- приведенныеабсолютные температуры по тракту ГТУ:
- приведенныечастоты вращения роторов:
Фактическая приведенная мощность ограничивается предельными параметрами,номенклатура и величина которых индивидуальна для разных типоразмеров ГТУ (какправило, это частота вращения ротора газогенератора и температуры в турбине).
Процедура определения фактической приведенной мощности проводитсяследующим образом. Измеряются параметры ГТУ на нескольких режимах;рассчитываются приведенные параметры; строятся кривые зависимостиограничительных параметров от мощности в приведенной форме; определяетсявеличина приведенной мощности при ограничении, которое вступает первым.
И.3 Коэффициент технического состояния ГТУ Ктг по топливному газу - отношение фактическогоприведенного расхода топливного газа к его номинальному значению приноминальной мощности.
Коэффициент Ктгпринимается постоянным во всем рабочем диапазоне нагрузок ГТУ.
И.4 Текущие фактические коэффициенты технического состояния определяютсяагрегатной САУ, либо эксплуатационным персоналом по специальным методикам ииспользуются в оперативных диспетчерских технологических расчетах, проводимых всоответствии с настоящими Нормами.
ПРИЛОЖЕНИЕ К (СПРАВОЧНОЕ)
ФОРМЫ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИКЦБН
К.1Типичная диаграмма режимов ЦБН
Частота вращения ротора:
п0 - номинальная (100%)
пр - нормальная рабочая(приблизительно 0,98·п0)
nmах - максимальная рабочая (1,05 п0)
nmin - минимальная рабочая (0,5-0,7 п0)
Режимные точки:
А и С - спецификационные рабочие точки
В - нормальная рабочая точка
D - расчётная точка
Рисунок К. 1
К.2 Формы представленияхарактеристик ЦБН
К.2.1 Характеристики приведенных параметров:
или
где:
К.2.2 Размерные характеристики в форме диаграмм, показанных на рисункеприложения К.1, с нанесением изодром, изолиний к.п.д. и изолиний удельноймощности:
- при использовании параметра политропного напора:
- при использовании параметра степени повышения давления:
K.2.3 Размерные характеристики с использованием параметра суточнойпроизводительности qн:
при фиксированных параметрах
БИБЛИОГРАФИЯ [1] СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы [2] СНиП 11-01-95 Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и состава документации на строительство предприятий, зданий и сооружений [3] СП 2.2.1.1312-03 Гигиенические требования к проектированию вновь строящихся и реконструируемых промпредприятий [4] Правила охраны магистральных трубопроводов / Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 22.04.92 № 9, Минтопэнерго России 29.04.92 (с изменениями и дополнениями от 23.11.94 № 61) [5] СП 101-34-96 Свод правил по выбору труб для сооружения магистральных газопроводов / ОАО «Газпром» [6] Р 51-31323949-58-2000 Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. С дополнениями 1 - 5/ООО «ВНИИГАЗ» [7] СНиП 2.04.12-86 Расчет на прочность стальных трубопроводов [8] СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы [9] СНиП 23-01-99* Строительная климатология [10] Федеральный закон РФ от 27.12.02 № 184-ФЗ «О техническом регулировании» (в ред. Федерального закона РФ от 09.05.05 № 45-ФЗ) [11] Федеральный закон РФ от 21.07.97 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (в ред. Федерального закона РФ от 09.05.05 № 45-ФЗ) [12] Постановление Правительства РФ от 28.03.01 № 241 «О мерах по обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории Российской Федерации» (в ред. постановления Правительства РФ от 01.02.05 № 49) [13] РД 03-484-02 Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах / Утв. постановлением Госгортехнадзора России № 43 от 09.07.02 [14] ОСТ 51.40-93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия [15] ВРД 39-1.10-031-2001 Нормы аварийного и неснижаемого запаса труб, стальных газовых кранов, материалов, соединительных деталей и монтажных заготовок на газопроводах / ООО «ВНИИГАЗ»; ОАО «Газпром»


http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/49/49848/