Система маслоснабжения и горючесмазочных материалов.

7.9.1 Выбор системы маслоснабжения компрессорных станций рекомендуется проводить в зависимости от типа газоперекачивающих агрегатов и расположения компрессорной станции.

Для газоперекачивающих агрегатов с большим удельным расходом масел рекомендуется следующий состав склада горючесмазочных материалов (склада ГСМ):

- резервуарный парк;

- насосная масел;

- внутриплощадочные трубопроводы.

Допускается вместо внутриплощадочных трубопроводов для транспортировки масел к компрессорному цеху использовать передвижную маслозаправочную станцию.

Для газоперекачивающих агрегатов с небольшим удельным расходом масел допускается хранение масел осуществлять на складе масел в таре, а подачу масел к маслобакам газоперекачивающих агрегатов производить с помощью передвижной маслозаправочной станции.

7.9.2 Вместимость резервуаров смазочного масла должна обеспечивать подпитку газоперекачивающих агрегатов маслом в течение трех месяцев, а также 50 %-ный запас объема маслосистемы всех установленных газоперекачивающих агрегатов, трансформаторного масла – не менее 10 % от количества, залитого в трансформаторы и масляные выключатели, других масел – не менее двухмесячного расхода. При значительных трудностях в доставке, вместимость резервуарного парка должна обеспечивать шестимесячный запас горючесмазочных материалов.

7.9.3 Вместимость резервуара для отработанного масла должна быть не менее объема маслосистемы двух газоперекачивающих агрегатов.

7.9.4 Технологическая схема склада горючесмазочных материалов должна обеспечивать:

- 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 масла для подпитки системы маслоснабжения ГПА. Вместимость склада в таре должна обеспечивать 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 подачи дизтоплива в бак аварийно-дизельной электростанции (АДЭС) или в автоцистерну (топливозаправщик).

7.9.7 Емкость резервуара для дизтоплива должна приниматься из расчета 3-х суточной работы АДЭС в зонах с умеренным климатом и 10-суточной работы в зонах холодного климата. Допускается размещение резервуара для дизтоплива на складе горючесмазочных материалов.

7.9.8 Для аварийного слива топлива от АДЭС должен предусматриваться подземный резервуар.

7.9.9 Необходимость склада метанола определяется проектом на стадии подготовки Технического задания.

7.9.10 Технологическая схема склада метанола должна обеспечивать:

- прием метанола, керосина, одоранта в соответствующие резервуары склада;

- 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 более 100 м³. При значительных трудностях в доставке метанола вместимость резервуаров для метанола допускается принимать до 300 м³.

 

Контроль и автоматика

 

7.10.1 При проектировании системы контроля и управления компрессорной станции следует руководствоваться документами: «Основные положения по автоматизации, телемеханизации и автоматизированным системам 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], ВРД 39-1.8-055 [30], настоящими Нормами.

7.10.2 Диспетчерский пункт компрессорной станции следует размещать в зоне служебно-производственного комплекса КС (вне производственной зоны). Диспетчерский пункт КС следует предусматривать, как правило, в составе первой очереди строительства КС.

7.10.3 Комплексы технических средств автоматизации автоматизированных систем управления КС (КЦ) должны обеспечивать контроль, управление и регулирование работы КС, КЦ и ГПА и поддержание заданных величин давления и температуры газа на выходе компрессорной станции (цеха), антипомпажное регулирование и защиту нагнетателей ГПА (отдельно или в составе автоматики газоперекачивающих агрегатов).

Комплексы технических средств станционного (цехового) уровня, выполненные на базе микропроцессорных устройств, должны иметь резервирующие устройства, обеспечивающие аварийное переключение кранов КС (КЦ) и остановку ГПА по физическим линиям или другим каналам связи, дублирующим цифровые каналы.

Комплексы технических средств должны обеспечивать дистанционное управление кранами (индивидуально или по заданным алгоритмам) с помощью основных средств управления и групповое аварийное переключение кранов через резервное средство управления (от комплекса аварийного отключения) на всасывающих и нагнетательных шлейфах компрессорной станции, кранами газовой обвязки компрессорного цеха и на продувочных свечах, охранными кранами и кранами на перемычках.

Охранные краны, краны на перемычках могут иметь основное или резервное управление с использованием систем телемеханики (или аналогичных). Допускается использование только одной системы для управления охранными кранами и кранами на перемычках.

При использовании резервных каналов связи, они должны прокладываться отдельно от основных.

7.10.4 В комплексе средств автоматизации компрессорной станции (цеха) следует предусматривать системы защиты, обеспечивающие отключение компрессорной станции (цеха) при:

- аварийном превышении давления газа на выходе станции (цеха);

- аварийном падении давления газа на всасывающем трубопроводе компрессорной 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-вытяжной вентиляции);

- других аварийных условиях, нарушающих безопасную эксплуатацию объекта;

- дополнительных аварийных условиях конкретного проекта.

Автоматическое аварийное отключение КЦ без стравливания газа следует предусматривать при аварийном превышении давления или температуры газа на выходе станции (цеха), аварийном падении давления газа на входном трубопроводе цеха (станции) и загазованности УПТПГ, при этом для УПТПГ следует предусматривать аварийное отключение со стравливанием газа.

Автоматическое аварийное отключение КЦ со стравливанием газа следует предусматривать при пожаре, разрыве подключающих шлейфов КЦ, аварийной загазованности на двух и более ГПА.

Для защиты компрессорного цеха от повышения давления выше допустимого на нагнетании, от понижения давления ниже допустимого на всасе (по предупредительной границе) следует предусматривать автоматическое открытие кранов № 36 и № 36а (р) на обводе цеха с подачей сигнала диспетчеру.

7.10.5 Подачу команды «на аварийное отключение» компрессорного цеха обслуживающим персоналом, следует предусматривать как минимум из двух любых пунктов 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 ограниченным доступом посторонних лиц.

Из каждого пункта управления должна быть предусмотрена возможность подачи команд аварийной остановки КЦ через основные программно-технические средства (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 с постоянным присутствием персонала и имеет наивысший приоритет.

Следует предусматривать раздельную прокладку линий связи (кабелей) на каждый пункт управления.

7.10.6 Питание узлов управления агрегатных кранов осуществляется очищенным и осушенным импульсным газом из цеховой (агрегатной) системы импульсного газа.

Питание узлов управления кранов №№ 7, 7а, 8, 17, 18, 20 может осуществляться:

- из цеховой системы импульсного газа (для кранов №№ 7, 7а, 17 и №№ 8, 18 через резервуары с обратными клапанами, объем газа в резервуаре должен обеспечивать двухразовое переключение кранов);

- из локальной системы с отбором газа от газопровода до и после кранов через штатные фильтры-осушители газа с установкой у каждого крана резервуара с обратным клапаном.

Питание узлов управления охранных кранов и кранов на перемычках осуществляется газом от газопровода через штатные фильтры-осушители газа с установкой у каждого крана резервуара с обратным клапаном. Объем газа в резервуаре должен обеспечивать двухразовое переключение кранов.

7.10.7 На компрессорных станциях следует предусматривать системы:

- контроля загазованности;

- пожарной сигнализации (ПС) и пожарообнаружения в составе автоматических установок пожаротушения (АУПТ).

Необходимо предусматривать сигнализацию о возникновении пожара и загазованности диспетчеру КЦ (КС). Системы контроля загазованности, пожарной сигнализации и пожарообнаружения должны быть сблокированы с системами управления вентиляционными установками и системами автоматического управления технологическим оборудованием ГПА, КЦ, КС и с системами аварийного отключения КЦ.

7.10.8 Для автоматизации вспомогательных установок и оборудования компрессорной станции (цеха) следует предусматривать локальные системы автоматического управления и регулирования, а также средства контроля.

 

7.11 Электроснабжение

 

7.11.1 При проектировании систем электроснабжения компрессорных станций следует руководствоваться: ПУЭ [16], ВРД 39-1.8-055 [30], СО 153-34.21.122 [33], ВРД 39-1.10-071 [34], «Положением о разработке схем и объектов внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов и газопроводов» [35], «Указаниями по построению электрических схем компрессорных станций магистральных газопроводов» [36], а также требованиями настоящих Норм.

7.11.2 Категорийность потребителей электроэнергии компрессорной станции по надежности их электроснабжения следует определять в соответствии с ПУЭ [16], ВРД 39-1.21-072 [26].

7.11.3 Проектирование систем электроснабжения компрессорных станций необходимо осуществлять на основании результатов технико-экономического сравнения 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, предпочтение следует отдавать варианту смешанного электроснабжения.

В составе проекта необходимо разрабатывать раздел «Расчет режимов работы источников электроснабжения».

7.11.4 Источники электроснабжения компрессорных станций (ЭСН, главная понижающая подстанция (ГПП), технологическое ЗРУ) должны размещаться на площадке КС или в непосредственной близости от нее с соблюдением необходимых разрывов от взрывоопасных зон согласно ПУЭ [16]. Расстояние от продувочных свечей КС до открытых распределительных устройств 35 - 220 кВ должно определяться величиной взрывоопасной зоны, но не менее 300 метров.

7.11.5 Мощность силовых трансформаторов понижающей подстанции должна определяться из расчета покрытия всех нагрузок компрессорной станции в случае выхода из строя одного из трансформаторов.

7.11.6 В случае применения смешанной системы электроснабжения, в качестве основного источника электроэнергии должны предусматриваться агрегаты (энергоблоки) ЭСН, сети внешнего электроснабжения (энергосистема и т.п.) – в качестве резервного источника.

7.11.7 Электростанция собственных нужд должна проектироваться на площадке компрессорной станции с возможностью ее расширения при подключении последующих цехов КС.

7.11.8 Мощность и количество агрегатов ЭСН должны определяться исходя из расчетной электрической нагрузки КС согласно «Указаниям по построению электрических схем компрессорных станций магистральных газопроводов» [36] и РД 51-31323949-31 [37] с учетом требуемого уровня надежности электроснабжения компрессорной станции и обеспечения взаимного резервирования агрегатов ЭСН при аварийных отключениях и планово-предупредительных ремонтах. Агрегаты электростанций собственных нужд должны быть автоматизированы и запускаться из «горячего» резерва в течение не более пяти минут.

7.11.9 Топливом для агрегатов электростанции собственных нужд должен быть природный газ, транспортируемый по газопроводу и подготовленный согласно требованиям ГОСТ 27577.

7.11.10 Напряжение сети внутреннего электроснабжения компрессорной станции следует принимать 10 кВ (допускается 6 кВ при наличии электродвигателей и генераторов на 6 кВ).

Напряжение низковольтных нагрузок следует принимать 380/220 В.

7.11.11 Для компрессорных станций с электроприводными газоперекачивающими агрегатами необходимо проектировать совмещенное технологическое закрытое распределительное устройство 10 кВ (ЗРУ-10 кВ), размещаемое на площадке компрессорной станции и подключаемое к трансформаторам главной понижающей подстанции шинопроводами.

7.11.12 Главные схемы технологических распределительных устройств (ЗРУ или центральный распределительный пункт (ЦРП)) должны разрабатываться с учетом требуемого уровня надежности электроснабжения компрессорной станции. Для распределительных устройств должно применяться оборудование комплектной заводской поставки.

Для распределительных устройств должны применяться, как правило, двухсекционные схемы (или одна секционированная система шин). Применение схем распределительных устройств с тремя и более секциями шин требует дополнительного обоснования.

Схемы управления вводными и секционными выключателями распределительных устройств должны предусматривать возможность автоматического повторного включения вводов (АПВ) и автоматического включения резерва (АВР) на секционных выключателях и питающих вводах

7.11.13 В схемах электроснабжения компрессорных станций следует предусматривать автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ).

7.11.14 Для питания потребителей компрессорной станции на напряжении 380/220 В следует применять комплектные трансформаторные подстанции (КТП) заводской поставки.

Подключение подстанций, обеспечивающих электроэнергией потребителей I категории, следует предусматривать по радиальным схемам 10 кВ.

Подстанции потребителей II и III категорий допускается, при необходимости, подключать по магистральным или кольцевым схемам.

Размещение комплектных трансформаторных подстанций 10/0, 4 кВ, их количество и мощность трансформаторов должны обеспечивать минимальные потери электроэнергии при минимальном расходе оборудования и кабельной продукции.

7.11.15 В схемах электроснабжения компрессорных станций следует предусматривать мероприятия в соответствии с действующими нормативными документами по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях 10 (6) и 0, 4 кВ и обеспечению качества электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109.

7.11.16 Для обеспечения непрерывной работы ответственных вспомогательных механизмов газотурбинных газоперекачивающих агрегатов, а также работы системы водоснабжения, канализации, отопления, вентиляции и освещения компрессорной станции с различными типами газоперекачивающих агрегатов при прекращении электроснабжения от основных источников энергии на компрессорной станции следует предусматривать агрегаты аварийного электроснабжения согласно РД 51-0158623-06 [38].

7.11.17 В качестве аварийных источников электроснабжения компрессорных станций необходимо применять автоматизированные электроагрегаты на жидком топливе.

Для потребителей особой группы надежности электроснабжения допускается подключение в цеховой аварийной электростанции, при условии соответствующей мощности аварийного источника. При этом наличие АБП с аккумуляторной батареей, обеспечивающей переключение источников без перерыва электропитания, для потребителей особой группы обязательно.

Для компрессорной станции с газотурбинными газоперекачивающими агрегатами, аварийные агрегаты оснащаются автоматикой запуска по исчезновению напряжения на шинах 0, 4 кВ КТП (ПЭБа, цеха) со временем запуска (до принятия нагрузки) 30 сек. Продолжительность работы аварийных агрегатов следует рассчитывать на время, необходимое для восстановления и включения одного из основных источников электроснабжения, но не менее 24 часов. Для климатического района с холодным климатом пополняемый запас топлива должен обеспечивать продолжительность работы аварийных агрегатов не менее десяти суток.

Отключение аварийной дизельной электростанции предусматривается оператором (вручную по месту или дистанционно).

7.11.18 На компрессорной станции должно быть предусмотрено устройство гарантированного питания группы особо ответственных потребителей, обеспечивающих работу в течение 30 минут и безаварийное отключение компрессорной станции при полной потере напряжения переменного тока (контрольно-измерительные приборы, системы автоматики, резервные насосы смазки, аварийное электроосвещение).

В качестве источника электроэнергии системы гарантированного питания следует применять аккумуляторную батарею 220 (110) В. Емкость аккумуляторной батареи должна обеспечивать работу системы гарантированного питания в течение не менее 30 минут.

7.11.19 На компрессорной станции должна быть запроектирована автоматизированная система управления электроснабжением (АСУ Э) согласно «Основным положениям по автоматизации объектов энергообеспечения ОАО «Газпром» [32] и ВРД 39-1.8-055 [30].

7.11.20 Для электроприводных ГПА и электродвигателей приводов механизмов основных и вспомогательных технологических процессов компримирования газа при необходимости рекомендуется применение плавного запуска и частотного регулирования.

7.11.21 В зданиях и сооружениях компрессорной станции должно проектироваться рабочее электрическое освещение, а также устройства для подключения ремонтного освещения и электрооборудования.

7.11.22 Аварийное освещение с автоматическим переключением на аварийный источник питания должно быть предусмотрено в компрессорных цехах, индивидуальных зданиях газоперекачивающих агрегатов, энергоблоке операторной, аккумуляторной, электрической станции, закрытом распределительном устройстве 10 кВ, наружной обвязке кранов компрессорной станции, узле связи, котельной, служебно-эксплуатационном и ремонтном блоке, а также насосной автоматического пожаротушения.

7.11.23 Источником аварийного освещения компрессорной станции, как правило, следует принимать аккумуляторную батарею, предусматриваемую для технологических целей.

При отсутствии батареи источником аварийного освещения допускается принимать одну из секций шин 0, 4 кВ комплектной трансформаторной подстанции, к которой не подключено рабочее освещение, но подключен агрегат аварийного электроснабжения.

7.11.24 На площадках компрессорных станций главные проезды, открытые склады и подходы к цехам должны иметь наружное электрическое освещение. Управление наружным электроосвещением – автоматическое (по естественной освещенности) и дистанционное – из диспетчерского пункта станции.

7.11.25 Освещенность площадок, находящихся вне зданий, главных и вспомогательных проездов компрессорной станции должна соответствовать СНиП 23-05 [39].

7.11.26 Внутриплощадочные электрические сети необходимо предусматривать в кабельном исполнении с прокладкой по эстакадам (отдельным или совмещенным с технологическими). Применение других способов прокладки внутриплощадочных электросетей требует дополнительного обоснования.

7.11.27 Молниезащита зданий и сооружений компрессорной станции от прямых ударов молнии в соответствии с требованиями СО 153-34.21.122 [33], как правило, должна выполняться отдельно стоящими стержневыми молниеотводами или молниеотводами, совмещенными с прожекторными мачтами наружного электрического освещения.

7.11.28 При проектировании микропроцессорных систем релейной защиты, автоматики, АСУ и связи должны выполняться мероприятия по электромагнитной совместимости (ЭМС) микропроцессорных устройств с электромагнитной обстановкой (ЭМО) на объектах в соответствии с действующими стандартами.

Теплоснабжение.

 

7.12.1 Выбор схемы теплоснабжения и тип основного и резервного источника тепла должен быть определен на основе технико-экономического сравнения на стадии общих технических решений и согласован с Заказчиком и эксплуатационной организацией.

7.12.2 В случае равнозначных показателей, в качестве основного и резервного источников теплоснабжения приоритетным должен считаться вариант децентрализованного теплоснабжения.

7.12.3 В качестве основных источников децентрализованного теплоснабжения должны предусматриваться автономные источники тепла:

- котельные: встроенные, пристроенные, блок-модульные, крышные;

- темные лучистые обогреватели в соответствии с действующими нормами и правилами;

- местные отопительные приборы.

7.12.4 В качестве основных источников централизованного теплоснабжения должны 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, на агрегатах электростанций собственных нужд.

7.12.6 При применении в качестве основных источников тепла утилизаторов электростанций собственных нужд или ГПА или их комбинации должны быть предусмотрены независимые резервные источники тепла.

7.12.7 Тепловая мощность резервных источников тепла должна обеспечивать 100 % максимального теплопотребления, при основных источниках тепла от утилизаторов электростанций собственных нужд или ГПА.

7.12.8 Для котельных, являющихся единственным источником тепла, как правило, должна быть предусмотрена установка резервной тепловой мощности в размере 50 % от расчетной теплопроизводительности котельной (100 % для северной строительно-климатической зоны).

7.12.9 При проектировании объектов теплоснабжения магистральных газопроводов следует руководствоваться: ПБ 10-573 [40], ПБ 10-574 [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.

⇐ Предыдущая234567891011Следующая ⇒

Поделиться: