• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий

ОНТП 51-1-85
____________
Мингазпром


ОБЩЕСОЮЗНЫЕ НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Магистральные трубопроводы

     
Часть I. Газопроводы

Дата введения 1986-01-01

РАЗРАБОТАНЫ  институтами: “ВНИПИтрансгаз” (разделы 1-11), “ВНИИгаз” (разделы 4,12) и “ЮжНИИгипрогаз” (раздел 4)
          
     В работе принимали участие: Техническое управление, управление проектно-изыскательских работ, управление по транспортировке и поставкам газа, управление экспертизы проектов и смет, институт "Гипроспецгаз" Мингазпрома и Главгосгазнадзор СССР
     
     ВНЕСЕНЫ институтами “ВНИИтрансгаз” и “ВНИИгаз”
     
     УТВЕРЖДЕНЫ приказом Мингазпрома от 29 октября 1985 года N 255
     
     СОГЛАСОВАНЫ с Госстроем СССР от 20 августа 1985 года N АЧ-4045-20 7 и ГКНТ от 21 июля 1985 года N 45-457
     
     ВЗАМЕН ВСН 51-2-79     
     


1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие нормы технологического проектирования устанавливают требования к проектированию технологических объектов, входящих в состав магистральных газопроводов, обязательные для всех министерств и ведомств, а также организаций, осуществляющих проектирование этих объектов.
     

1.2. Настоящие нормы должны соблюдаться при проектировании новых, расширяемых и реконструируемых предприятий, зданий и сооружений магистральных газопроводов, по которым транспортируется природный или попутный нефтяной газ с избыточным давлением от 1,18 Мпа/12 кгс/смОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы./ до 9,81 МПа /100 кгс/смОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы./ включительно /при одиночной прокладке и прокладке в техническом коридоре/.
     
     При проектировании расширения или реконструкции действующих предприятий требования настоящих норм распространяются только на расширяемую или реконструируемую часть.
   

1.3. Требования настоящих норм не распространяются на проектирование предприятий хранения и транспорта сжиженных газов, предприятий по добыче и хранению природного газа /головные сооружения, установки комплексной и предварительной подготовки газа, дожимные компрессорные станции/, магистральные газопроводы, по которым транспортируется агрессивный к металлам газ /содержащий сероводород или пылевидные частицы серы/.
     

1.4. Основные параметры /потоки по годам, диаметр и давление/ проектируемых магистральных газопроводов устанавливаются генеральной схемой развития Единой системы газоснабжения /ЕСГ/ и уточняются при конкретном проектировании.
     

1.5. В состав магистрального газопровода входят:
     
     линейные сооружения;
     
     компрессорные станции;
     
     газораспределительные станции;
     
     пункты измерения расхода газа;
     
     станции охлаждения газа /при необходимости/.
     

1.6. При проектировании объектов магистральных газопроводов, кроме настоящих норм следует руководствоваться действующими нормативными документами строительного проектирования, санитарными нормами проектирования промышленных предприятий, а также другими нормативными документами, утвержденными или согласованными Госстроем СССР или утвержденными в установленном порядке Мингазпромом.
     

1.7. Магистральные газопроводы проектируются для транспорта природного газа или попутного нефтяного газа, удовлетворяющего требованиям ОСТ 51.40.83.  
     

1.8. Параметры попутного нефтяного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам, следует принимать с учетом предотвращения выпадения конденсата в газопроводе.
     

1.9. Предельно допустимый суммарный объем транспортируемого газа в пределах одного технического коридора и расстояние между этими коридорами устанавливаются согласно СНиП II-10-74.  
     

1.10. Объекты магистральных газопроводов следует проектировать, как правило, в блочно-комплектном исполнении.
     

1.11. Здания следует предусматривать для технологического оборудования, размещение которого на открытых площадках не допускается.
     
     Технологическое оборудование, подлежащее установке на открытых площадках, определяется “Перечнем технологического оборудования, применяемого на предприятиях Министерства газовой промышленности, подлежащего установке на открытых площадках”, согласованным Госстроем СССР.
     

1.12. При выборе оборудования, арматуры и приборов для магистральных газопроводов следует соблюдать требования ГОСТ 15150-69*.
     

1.13. Проектирование специализированных ремонтных предприятий для выполнения планово-предупредительных ремонтов магистральных газопроводов осуществляется на основании соответствующих правил, положений и норм.
     

1.14. Выбор и расчет предохранительных клапанов следует осуществлять согласно “Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением”, стандарту предприятия “Предохранительные устройства /клапаны и мембраны/ и требованиям настоящих норм.
     

1.15. Расчет и выбор стальных труб и соединительных деталей для технологических трубопроводов газа и жидких углеводородов следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85 и “Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности”.
     

1.16. Расчет и выбор стальных труб и соединительных деталей для технологических трубопроводов масла, воды, воздуха, антифриза и др., следует выполнять в соответствии с требованиями “Указаний по расчету стальных трубопроводов различного назначения” и СН 527-80.
     

1.17. Перечень действующих СНиП и нормативных документов, которые следует использовать при проектировании магистральных газопроводов, приведен в приложении N 5.
     

1.18. Перечень употребляемых в нормах сокращений и их расшифровка приведены в приложении N 6.
     
     

2. ЛИНЕЙНЫЕ СООРУЖЕНИЯ


Общие требования


     

2.1. В составе линейных сооружений магистрального газопровода входят:
     
     - газопровод с отводами и лупингами;
     
     - переходы через естественные и искусственные препятствия;
     
     - перемычки;
     
     - узлы редуцирования;
     
     - узлы очистки газопровода;
     
     - узлы сбора продуктов очистки полости газопровода;
     
     - узлы подключения компрессорных станций;
     
     - запорная арматура;
     
     - система электроснабжения линейных потребителей;
     
     - устройства контроля и автоматики;
     
     - система телемеханизации;
     
     - система оперативно-технологической связи;
     
     - система электрохимической защиты;
     
     - здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков и т.п.).
     

2.2. Расстояние между трубами многониточных газопроводов регламентируется требованиями главы СНиП 2.05.06-85.
     

2.3. Для обеспечения максимальных значений коэффициента гидравлической эффективности следует предусматривать периодическую очистку полости газопровода, как правило, без прекращения подачи газа.
     

2.4. Для сокращения времени ремонтно-восстановительных работ следует предусматривать аварийный запас оборудования, труб и материалов, приведенный в разделе 8.
     

2.5. Для обслуживания газопровода в проекте следует предусматривать сооружения для обеспечения  проезда вдоль трассы и подъезда к ней /мосты, водопропускные трубы, насыпи и т.д./.
     
     Необходимость устройства площадок для посадки вертолетов у линейных кранов обосновывается проектом.
     
     В труднодоступных районах, определяемых гидрогеологическими условиями, при прокладке в одном техническом коридоре двух и более магистральных газопроводов в проекте следует предусматривать вдольтрассовую дорогу круглогодичного действия или вертолетно-самолетное обслуживание /со строительством аэродромов/.
     
     Необходимость сооружения дорог и строительства аэродромов /или вертолетных площадок/ следует обосновывать в проекте.
     

2.6. Для предотвращения гидратообразования в начальный период эксплуатации при бескомпрессорной подаче газа следует предусматривать устройства для заливки метанола в газопровод на выходе из каждой компрессорной станции /у узла очистки газопровода/ и у линейного крана или перемычки посреди участка между компрессорными станциями.
     

2.7. Склады метанола следует располагать на площадках компрессорных станций. Количество складов на газопроводе определяется проектом в зависимости от местных условий. Требования к проектированию складов метанола представлены в разделе 3 настоящих норм.
     

2.8. Требования по устройствам контроля и автоматизации приведены в разделе 3, по системе диспетчерской связи - в разделе 6 и по системе электрохимической защиты - в разделе 7 настоящих  норм.
     

2.9. Узлы линейной запорной арматуры, установки катодной защиты, усилительные пункты кабельной или радиорелейной линии технологической связи, а также контролируемые пункты телемеханики, следует предусматривать, как правило, совмещенными.
     

2.10. Для опорожнения участков газопроводов при ремонтах и авариях  линейных сооружений на обоих концах участков между запорной арматурой следует предусматривать установку продувочных свечей. Свечи двух смежных участков следует объединять.
     

2.11. Время опорожнения участка газопровода должно соответствовать требованиям главы СНиП 2.05.06-85.
     

Время опорожнения участка газопровода (ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.) при отношении площади рабочего сечения крана на свече к площади сечения продувочной свечи (ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.) равном 1, определяется по номограмме (рис.1).

Рис.1

ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.

ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.


ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. - рабочее давление в газопроводе, Мпа

ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. - диаметр газопровода, мм

ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. - диаметр продувочной свечи, мм

ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. - длина участка между кранами, км

ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. - количество свечей на опорожняемом участке, шт.

ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. - время опорожнения, мин.

Рис.1

При других значениях вышеуказанного отношения пересчет времени опорожнения следует производить  по формуле:
     

ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. (2.1)


        где ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.- время, определенное по номограмме для    ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. =1;
           

ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.  - время опорожнения участка газопровода при ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. 1;
   

2.12. Расстояние между домами обходчиков следует принимать в соответствии с действующими “Нормами обслуживания и нормативами численности для линейных обходчиков, осуществляющих обслуживание и охрану линейной части газо- и продуктопроводов”.
     

2.13. На участках газопроводов в границах между охранными кранами компрессорной станции и участках на расстоянии 500 м до охранного крана на входе и после охранного крана на выходе компрессорной станции следует предусматривать только гидравлическое  испытание на прочность и проверку на герметичность.
     

ПЕРЕХОДЫ

2.14. Диаметр рабочих ниток перехода, как правило, следует принимать одинаковым с диаметром магистрального газопровода.
     

2.15. Необходимость строительства резервных ниток на подводных переходах определяется требованиями главы СНиП 2.05.06-85.
     

2.16. Для однониточного газопровода количество и диаметр резервных ниток подводных переходов следует принимать из условия обеспечения проектной пропускной способности газопровода.
     

2.17. Количество и диаметр резервных ниток подводных переходов двух и более газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым рабочим давлением, следует определять в проекте.
     
     Допускается предусматривать одну общую резервную нитку для газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым рабочим давлением, при соответствующем обосновании в проекте.
     
     Общую резервную нитку следует предусматривать с автономным подключением к каждому газопроводу.
     

2.18. Надземные переходы (висячие, балочные, арочные, шпренгельные и др.) следует проектировать с учетом пропуска по ним очистных устройств и полного заполнения сечения трубопровода водой.
     

ПЕРЕМЫЧКИ

2.19. При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов следует предусматривать:
     
     для газопроводов с одинаковым давлением - перемычки с запорной арматурой;
     
     для газопроводов с различным давлением - перемычки с узлами редуцирования и предохранительными устройствами;
     
     для пунктов замера, размещаемых до или после КС - перемычку с запорной арматурой до охранного крана “А” или после охранного крана “Б” соответственно.
     

2.20. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов (до и после кранов), а также до и после компрессорных станций, между охранными кранами.
     

2.21. Перемычки на участках газопроводов, прокладываемых в макроклиматическом районе с холодным климатом, а также в труднодоступных местах, следует предусматривать у каждого линейного крана.
     

2.22. Минимально допустимое отношение внутреннего диаметра перемычки к внутреннему диаметру наименьшей из параллельных ниток соединяемых магистральных газопроводов следует принимать равным не менее 0,7.
     
     

УЗЛЫ РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА

2.23. Узлы редуцирования газа подразделяются на узлы постоянного и периодического действия.
     

2.24. Узлы редуцирования газа постоянного действия предназначены для непрерывного снижения и регулирования давления газа.
     
     Узлы редуцирования газа постоянного действия могут устанавливаться в местах подачи газа потребителям.
     

2.25. В составе узлов редуцирования газа постоянного действия следует предусматривать:
     
     узел измерения расхода газа (при необходимости);
     
     регулирующие нитки (рабочую и резервную);
     
     линию связи и телемеханики;  
     
     электроснабжение.
     

2.26. На каждой регулирующей нитке следует предусматривать:
     
     кран с пневмоприводом с местным и телеуправлением;
     
     регулятор давления газа с узлом управления;
     
     предохранительный клапан.
     

2.27. Для защиты газопровода после узла редуцирования газа постоянного действия от превышения и понижения давления газа следует предусматривать переключение рабочей нитки узла на резервную.
     
     Допускается осуществлять защиту газопровода дополнительно устанавливаемым контрольным регулятором  на каждой регулирующей нитке в соответствии с требованиями раздела 5 настоящих норм.
     

2.28. Узлы редуцирования газа периодического действия предназначены для передачи газа между газопроводами с различным рабочим давлением по перемычкам у линейных кранов при аварийных ситуациях.
     

2.29. В составе узлов редуцирования газа периодического действия следует предусматривать:
     
     трубопровод с регулятором давления газа и узлом управления (одна рабочая нитка);
     
     линию связи и телемеханики;
     
     электроснабжение.
     

2.30. На трубопроводе с краном-регулятором следует устанавливать (по ходу газа):
     
     кран с пневмоприводом;
     
     регулятор давления газа;
     
     предохранительный клапан;
     
     кран с пневмоприводом.
     

2.31. Диаметр регуляторов давления газа следует принимать, как правило, равным диаметру газопровода-отвода.
     

2.32. Вместо регуляторов давления газа для узлов редуцирования периодического действия допускается предусматривать ручной дросселирующий кран или аналогичное устройство.
     

2.33. Краны на входе и выходе узлов редуцирования газа периодического действия следует предусматривать с пневмоприводами с автоматической системой защиты от превышения давления.
     
     Перед краном на выходе узла редуцирования следует устанавливать манометр и предохранительный клапан.
     

2.34. Узлы редуцирования газа следует размещать непосредственно на газопроводе или на перемычке между газопроводами. Расстояние от проектируемого узла редуцирования до действующих газопроводов II, III и IV категорий должно быть не менее 50 м.
     

2.35. Узлы редуцирования газа в пределах ограждаемой площадки следует принимать категории В по входному давлению.
     

2.36. Узлы редуцирования газа следует проектировать для работы с периодическим обслуживанием.
     

2.37. Узлы редуцирования газа следует оснащать редуцирующими устройствами с местным и дистанционным управлением задатчиком давления.
     
     Запорные краны должны иметь местное и дистанционное управление из районного диспетчерского 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 измерения расхода).
     
     Узел измерения расхода газа следует размещать до регулирующего органа.
     

2.38. Размещение оборудования узлов редуцирования приведено в разделе 5 настоящих норм.
     
     

УЗЛЫ ОЧИСТКИ ГАЗОПРОВОДА


     

2.39. Узлы очистки газопровода предназначены для удаления продуктов очистки полости участка газопровода, как правило, без прекращения транспортировки газа.
     

2.40. Узлы очистки газопровода, в зависимости от взаимного расположения компрессорных станций и переходов через естественные и искусственные препятствия, а также соотношения диаметров газопровода и рабочей нитки перехода могут обеспечивать:
     
     прием и запуск очистных устройств;
     
     только прием очистных устройств;
     
     только запуск очистных устройств;
     
     транзитный пропуск очистных устройств.
     

2.41. В состав узлов очистки газопровода входят:
     
     камеры приема и запуска очистных устройств;
     
     трубопроводы, арматура и продувочные свечи;
     
     узел сбора и отвода продуктов очистки;
     
     механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств;
     
     сигнализаторы прохождения очистных устройств;
     
     местный щит управления узлом очистки;
     
     стабилизирующее устройство для защиты от возможных продольных перемещений газопровода от действия перепада температур и внутреннего давления.
     

2.42. Узлы очистки газопровода следует совмещать с узлами подключения компрессорных станций.
     

2.43. На переходах через естественные и искусственные препятствия при разном диаметре рабочей нитки перехода и газопровода следует предусматривать перед переходом - узел приема очистных устройств и после перехода - узел запуска.
     
     Примечание: при длине перехода более 15 км следует предусматривать очистку всех ниток перехода.
     

2.44. При характеристике очистных устройств, допускающей транзитный пропуск их, минуя одну или две компрессорные станции, у этих компрессорных станций следует устанавливать вместо узлов приема и запуска узлы транзитного пропуска очистных устройств.
     

2.45. Для контроля положения очистных устройств в газопроводе следует предусматривать установку сигнализаторов (датчиков) за 1000 м до и после узла приема и запуска очистных устройств.
     
     Сигналы от датчиков следует выводить на щит управления узлом очистки, устанавлевыемый по месту, а также на диспетчерский пункт компрессорной станции.
     

2.46. На узлах очистки с камерами приема и устройствами транзитного пропуска очистных устройств следует предусматривать узлы сбора продуктов очистки полости газопровода.
     

2.47. Для аварийного сброса продуктов очистки газопровода допускается предусматривать амбары при условии согласования с органами государственного надзора.
     

УЗЛЫ СБОРА ПРОДУКТОВ ОЧИСТКИ ГАЗОПРОВОДА


     

2.48. Для удаления продуктов очистки газопровода следует предусматривать подземный коллектор-сборник, изготавливаемый из таких же труб, как и газопровод на участках I категории.
     

2.49. Объем коллектора-сборника следует принимать по расчету в зависимости от загрязненности газа и устанавливаемого цикла очистки, но не более:

300 мОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. - для газопровода Ду 1000, Ду 1200 мм;

500 мОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. - для газопровода Ду 1400 мм.
    

2.50. В коллекторе-сборнике следует предусматривать возможность:
     
     выветривания газа;
     
     передавливания жидкости в автоцистерны для вывоза на утилизацию или сжигание;
     
     передавливания шлама в амбары или автоцистерны на вывоз и последующее обезвреживание;
     
     очистки нижней части коллектора-сборника;
     
     отбора проб для определения состава продуктов очистки;
     
     контроля уровня заполнения.
     

2.51. Коллекторы-сборники для сбора продуктов очистки полости газопровода следует размещать на расстоянии не менее 15 метров от газопровода и от узла очистки.
     

2.52. Свечу для сброса газа из коллектора-сборника следует размещать на расстоянии не менее 60 м от узла очистки.
     

2.53. На узлах очистки газопровода, совмещенных с узлами подключения компрессорной станции, следует предусматривать освещение, телефонную связь, пешеходные дорожки до компрессорной станции, а также подъездную дорогу 5-й категории.
     
     

ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА


     

2.54. Запорную арматуру следует размещать на газопроводе в соответствии с требованиями главы СНиП 2.05.06-85.
     

2.55. На запорной арматуре, установленной на газопроводе: линейной, на перемычках, на подключениях магистральных газопроводов и отводов, на нитках многониточных переходов - следует, как правило, предусматривать автоматы аварийного закрытия кранов.
     
     Примечания.
     

1. Не допускается установка автоматов закрытия кранов на охранных кранах компрессорной станции, а также на другой запорной арматуре, расположенной на расстоянии 150 м по обе стороны от компрессорной станции.
     

2. Для оперативного управления запорной арматурой на перемычках, отводах, переходах через естественные и искусственные препятствия следует предусматривать, как правило, телеуправление этой арматурой наряду с автоматами аварийного закрытия.
     

2.56. Автоматы аварийного закрытия линейных кранов должны обеспечивать закрытие арматуры при темпе падения давления в газопроводе на 10 - 15 % в течение от 1 до 3 минут.
     
     При отсутствии на линейных кранах автоматов аварийного закрытия следует предусматривать телеуправление этими кранами.
     

2.57. Управление запорной арматурой в пределах компрессорной станции следует предусматривать дистанционным из помещения диспетчерского пункта  компрессорной станции или ГЩУ цеха.
     
     Дистанционным управлением следует оснащать:
     
     охранные краны;
     
     краны на всасывающих и нагнетательных шлейфах станции (цеха);
     
     кран на обводе станции (цеха);
     
     кран на продувочных свечах;
     
     краны на пусковых контурах газоперекачивающих агрегатов.
     
     Указанная запорная арматура должна иметь также управление по месту.
     

2.58. При размещении перемычек между охранными кранами компрессорной станции краны на этих перемычках должны иметь дистанционное и ручное управление и блокировку с охранными кранами для аварийного отключения компрессорной станции от газопровода.
     
     Закрытие охранных кранов и кранов на перемычках следует предусматривать от одного органа управления, расположенного в диспетчерском пункте компрессорной станции.
     

2.59. Управление запорной арматурой на перемычках, отводах, на нитках переходов через естественные и искусственные препятствия условным диаметром 700 мм и более следует предусматривать из помещения операторной компрессорной станции с помощью систем телемеханики или дистанционным (при возможности). По месту у арматуры должно быть ручное управление.
     

2.60. У запорной арматуры на линейной части следует предусматривать с обеих сторон стояки отбора импульсного газа с показывающими манометрами. Вблизи линейного крана на трубопроводе следует устанавливать поверхностный термометр сопротивления для контроля распределения температур по газопроводу.
     
     При наличии системы телемеханики следует предусматривать подготовку импульсного газа, отбираемого из газопровода, в соответствии с требованиями заводов-изготовителей аппаратуры.
     

2.61. Управление запорной арматурой узла очистки газопровода следует предусматривать дистанционным. Аппаратуру управления кранами узла очистки необходимо размещать в обогреваемом блок-боксе в макроклиматическом районе с холодным климатом, а в других районах - в обогреваемом шкафу. Блок-бокс или шкаф следует располагать на площадке узла очистки на расстоянии не менее 20 метров от оси газопровода и не менее 40 метров от камеры приема в сторону, противоположную ходу газа.
     

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЛИНЕЙНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ


     

2.62. Категории электроприемников по условиям надежности электроснабжения следует определять в соответствии с РТМ “Методические указания по нормированию категорийности электроприемников объектов газовой промышленности“.
     

2.63. Электропитание линейных сооружений магистрального газопровода следует предусматривать от:
     
     существующих воздушных линий электропередачи (ВЛ) 10 (6) кВ, пересекающих трассу газопровода или находящихся на расстоянии, не превышающем расстояние до соседнего линейного потребителя, обеспеченного электроэнергией;
     
     вдольтрассовой ВЛ напряжением 10 (6) кВ;
     
     автономных источников.
     
     Допускается осуществлять электропитание линейных сооружений от ВЛ 0,4 кВ.
     

2.64. Вдольтрассовую ВЛ 10 (6) кВ следует предусматривать при отсутствии или низкой надежности существующих источников питания, а также для одного технического коридора, в котором проходит не менее трех газопроводов.
     
     К ВЛ низкой надежности следует относить линии, работающие сезонно или допускающие перерывы в работе более 80 часов один раз в квартал.
     

2.65. В труднодоступных районах при полном отсутствии источников питания и особых сложностях строительства ВЛ следует предусматривать автономные источники питания.
     

2.66. Для электроснабжения установки катодной защиты (УКЗ) по 2-й категории надежности следует предусматривать:
     
     электроснабжение от находящихся вблизи трассы или пересекающих ее ВЛ 10 (6) кВ, имеющих резервное питание;
     
     питание каждой УКЗ от независимого источника для создания непрерывной катодной поляризации на участке пересечения газопровода или прохождения вблизи него линии 3-й категории. При этом непрерывная катодная поляризация должна обеспечиваться двумя или более совместно действующими УКЗ. Подключение установок катодной поляризации в ВЛ низкой надежности не допускается. Каждая УКЗ должна обеспечивать защитный потенциал участка газопровода при отключенной соседней УКЗ;
     
     вдольтрассовую ВЛ 10 (6)  кВ с питанием от компрессорной станции, устройством пунктов секционирования и автоматического повторного включения - при отсутствии ВЛ 10 (6) кВ или низкой надежности существующих ВЛ;
     
     установки катодной защиты с рассредоточенными вдоль газопровода анодными заземлениями с питанием преобразователя от источника на компрессорной станции.
     

Допускается применение автономных источников при полном отсутствии источников питания с обязательным резервированием иным автономным источником или поляризованными установками протекторной защиты.
     

2.67. На вдольтрассовых ВЛ 10 (6) кВ с запиткой на компрессорных станциях следует предусматривать защиту от многофазных замыканий: токовую отсечку и максимальную токовую защиту.
     
     Допускается применение неселективных защит совместно с устройствами автоматического повторного включения, исправляющими указанное неселективное действие защиты.
     
     Защиту от однофазных замыканий на землю следует предусматривать в соответствии с ПУЭ.
     

2.68. В районах со сложным рельефом, болотистой местности и при сооружении специальных переходов ВЛ следует предусматривать строительство дорог вдоль линии и подъезды к каждой опоре или вертолетное обслуживание.
     

ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ


     

2.69. При проектировании телемеханизации линейных сооружений газопровода следует руководствоваться действующими руководящими документами по автоматизации и телемеханизации газотранспортных предприятий.
     

2.70. Следует предусматривать контроль температуры грунта на глубине оси заложения трубопровода в середине участка между КС с установкой датчика с передачей (по требованию) данных в диспетчерскую КС.
     

2.71. При выборе систем линейной и центральной телемеханики необходимо предусматривать обмен между ними необходимой информацией.
     

2.72. Телемеханизация центральной диспетчерской службы должна предусматриваться в составе проекта автоматических систем управления технологических процессов газопровода или производственного объединения.
     

2.73. Для каждого линейно-производственного управления магистрального газопровода следует предусматривать телемеханизацию линейной части газопровода в границах данного управления.
     
     Телемеханизация линейных сооружений газопровода должна предусматриваться в границах участка каждой компрессорной станции.
     

2.74. Аппаратуру диспетчерского пункта телемеханизации линейных сооружений газопровода следует размещать в диспетчерском пункте компрессорной станции.
     
     При отсутствии в линейно-производственном управлении компрессорной станции диспетчерский пункт телемеханизации следует размещать в здании линейно-производственного управления магистральных газопроводов.
     

2.75. Для контроля за работой средств электрохимической защиты следует предусматривать телесигнализацию.
     

2.76. В макроклиматическом районе с холодным климатом аппаратуру контролируемых пунктов телемеханики, устанавливаемых на линейной части газопровода, следует размещать в обогреваемых помещениях.
     
     Датчики давления следует размещать в пределах этого помещения.
     

2.77. Аппаратуру контролируемых пунктов следует размещать на крановых площадках газопроводов на расстоянии от ближайшего крана не менее, в м:
     

3 - при размещении контролируемых пунктов в шкафах с электроснабжением от ЛЭП, при этом расстояние до свечей должно быть не менее 5 м;
     

10 - при размещении контролируемых пунктов в помещении с электрообогревом и электроснабжением от ЛЭП;
     

20 - при размещении контролируемых пунктов в блок-контейнерах с электроснабжением от теплоэлектрогенераторов, работающих на природном газе.
     

2.78. Для контролируемых пунктов с питанием от местных источников электроснабжения следует предусматривать резерв электропитания.
     

3. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ

Общие требования


     

3.1. Компрессорные станции предназначены для компримирования газа, транспортируемого по магистральному газопроводу.
     

3.2. В состав компрессорной станции входят:
     
     а/ технологические установки:
     
     компримирования газа;
     
     очистки газа;
     
     охлаждения газа;
     
     охлаждения масла и воды (антифриза) газоперекачивающих агрегатов;
     
     подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд;
     
     воздухоснабжения;
     
     б/ склады:
     
     горюче-смазочных материалов;
     
     метанола;
     
     материалов и реагентов;
     
     оборудования, трубопроводов, арматуры и т.п.;
     
     в/ системы:
     
     электроснабжения и молниезащиты;
     
     теплоснабжения, утилизации тепла, отопления и вентиляции;
     
     производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;
     
     канализации;
     
     контроля и управления;
     
     телефонной связи, радиофикации, часификации;
     
     пожарной и охранной сигнализации;
     
     автоматического пожаротушения;
     
     г/ технологические коммуникации с запорной арматурой;
     
     д/ административно-бытовые помещения;
     
     е/ подсобно-производственные помещения;
     
     ж/ вспомогательные объекты.
     

3.3. Основное и вспомогательное технологическое оборудование, связанное с процессом компримирования газа, следует размещать в производственной зоне компрессорной станции.
     
     Сооружения и установки, обслуживающие основное технологическое оборудование /установки и устройства тепло- и водоснабжения, канализации, связи и т.п./ следует размещать в зоне служебно-производственного комплекса компрессорной станции.
     

3.4. На компрессорных станциях следует предусматривать подсобно-производственные и складские здания и сооружения, а также административно-бытовые помещения, обеспечивающие нормальные условия эксплуатации основного оборудования компрессорной станции и станции охлаждения /при ее наличии на площадке компрессорной станции/, а также необходимые условия труда обслуживающего персонала и персонала служб централизованного ремонта.
     

3.5. Для выполнения подрядными организациями капитальных ремонтов газоперекачивающих агрегатов, основного технологического оборудования компрессорных станций и станций охлаждения, средств автоматики и телемеханики, катодных и дренажных преобразователей, автотракторной и строительной техники в проектах магистральных газопроводов следует предусматривать кустовые и центральные ремонтные базы с производственным циклом агрегатно-узлового ремонта, а также в необходимых случаях базы для передвижных механизированных колонн и  других строительно-монтажных организаций собственного подряда. Размещение ремонтных баз должно соответствовать генеральной схеме обслуживания газопроводов.
     

При проектировании первых ниток магистральных газопроводов в зоне компрессорных станций следует предусматривать закрытые склады и площадки для хранения оборудования, средств автоматики и запасных частей.
     

3.6. Для проведения технического обслуживания, текущих и аварийных ремонтов газоперекачивающих агрегатов, технологического оборудования компрессорных станций и станций охлаждения /при их наличии в составе КС/, средств КИП и автоматики, катодных и дренажных преобразователей и автотракторной техники на компрессорных станциях должны предусматриваться ремонтно-механические мастерские и лаборатория-мастерская КИП и автоматики.
     

3.7. Станции зарядки бром-этиловых огнетушителей следует предусматривать на каждые четыре компрессорные станции с газоперекачивающими агрегатами с авиационным приводом, но не менее одной станции на производственное объединение.
     

3.8. В помещении служебно-эксплутационного и ремонтного блока компрессорной станции следует предусматривать помещения для консервации и расконсервации судовых и авиационных двигателей.
     

3.9. Для отключения компрессорной станции /цеха/ от газопровода необходимо предусматривать запорную арматуру с дистанционным и местным управлением на всасывающих и нагнетательных шлейфах станции /цеха/.
     
     На каждом нагнетательном шлейфе также следует предусматривать обратный клапан.
     

3.10. На всасывающих и нагнетательных шлейфах компрессорной станции /цеха/ между отключающей арматурой (станционные краны N 7 и N 8) и компрессорной станцией (цехом) следует предусматривать продувочные свечи для сброса газа из оборудования и трубопроводов.
     
     При расположении компрессорных станций на расстоянии более 700 м от магистральных газопроводов необходимо устанавливать дополнительные краны 7а, 8а, 17а, 18а на расстоянии 250 м от ограждения КС.
     

3.11. Для аварийной остановки компрессорной станции (цеха) следует предусматривать автоматическое отключение станции (цеха) от газопровода, сброс газа из оборудования и трубопроводов станции (цеха), а также останов всех газоперекачивающих агрегатов.
     
     Следует предусматривать дублирование команды на аварийную остановку в соответствии с требованиями п.3.115 настоящих норм.
     

3.12. Потери давления газа в технологических трубопроводах и оборудовании компрессорной станции следует рассчитывать: в трубопроводной обвязке - по проектным геометрическим характеристикам; в оборудовании - по техническим характеристикам заводов-изготовителей оборудования.
     
     Потери давления газа не должны превышать величин, приведенных в таблице 1.
     

Таблица 1

Давление в газопроводе

Потери давления газа на КС, Мпа

(избыточное)
Мпа


Всего

В том числе:

на всасывании

на нагнетании

при односту- пенчатой очистке газа

при двухсту- пенчатой очистке газа

при односту- пенчатой очистке газа

при двухсту- пенчатой очистке газа

5,40

0,15

0,20

0,08

0,13

0,07

7,35

0,23

0,30

0,12

0,19

0,11

9,81

0,26

0,34

0,13

0,21

0,13

3.13. Рекомендуемые скорости газа и жидкости в трубопроводах компрессорной станции приведены в таблице 2.
     

Таблица 2

N

Наименование

Скорость, м/сек

1.

Газ

5+20

2.

Охлаждающая вода:
     
     а/ на всасывании насосов
     
     б/ на нагнетании насосов



до 1

до 2

3.

Конденсат углеводородов
     (отводимый самотеком)

0,15 + 0,3

4.

Масло

0,6 + 1,2

5.

Топливный газ:
     
     а/ в трубопроводах
     
     б/ в коллекторах компрессорного цеха



до 20

до 5

6.

Пусковой газ

до 25

3.14. Запорная арматура для технологических трубопроводов газа должна быть стальной.
     

3.15. На вспомогательных технологических трубопроводах (масла, воды, антифриза, воздуха и др.) в зависимости от давления и температуры среды следует применять арматуру:
     
     из ковкого чугуна - при температуре не ниже минус 30 °C и не выше плюс 150 °C при давлении не выше 1,6 МПа;
     
     из серого чугуна - при температуре не ниже минус 10 °C и не выше плюс 100 °C при давлении не выше 0,6 МПа.
     
     На вибрирующих участках трубопроводов следует применять стальную арматуру.
     
     На маслопроводах в пределах обвязки газоперекачивающих агрегатов и трубопроводах масла в пределах здания компрессорного цеха следует применять стальную арматуру.
     

3.16. Оборудование, трубы, арматуру и фитинги на всасывающих и нагнетательных линиях компрессорных станций и узла подключения компрессорных станций следует рассчитывать на прочность по максимальному расчетному давлению нагнетания.
     

3.17. Дренажные линии, продувочные и сбросные свечи следует проектировать на максимальное рабочее давление в соответствующих аппаратах и трубопроводах.
     

3.18. Давление гидравлических испытаний дренажных линий, продувочных и сбросных свечей следует принимать равным давлению гидравлических испытаний соответствующих основных трубопроводов.
     

3.19. Выбросы газа из продувочных свечей на компрессорной станции должны размещаться в местах, обеспечивающих безопасные условия рассеивания газа.
     
     Размещение и высоту продувочных и сбросных свечей, а также выхлопных стояков следует определять в соответствии с требованиями раздела 9 настоящих норм.
     

3.20. Газопроводы вне зданий и установок на площадках компрессорных станций, как правило, следует прокладывать подземно. Допускается прокладка газопроводов надземно на низких опорах.
     
     Маслопроводы следует прокладывать надземно на низких опорах. Допускается прокладка маслопроводов в подземных лотках. Маслопроводы следует прокладывать с теплоспутником и теплоизолировать.
     
     Трубопроводы воздуха и антифриза следует прокладывать надземно на низких опорах. Допускается подземная прокладка трубопроводов воздуха и антифриза.
     
     В местах пересечения надземными трубопроводами пешеходных дорожек должны быть предусмотрены переходные мостики.
     
     

УСТАНОВКИ КОМПРИМИРОВАНИЯ ГАЗА

3.21. В состав компрессорного цеха входят:
     
     газоперекачивающие агрегаты (с трубопроводной обвязкой, приборами электроснабжения, контроля и управления и т.п.);
     
     наружная газовая обвязка центробежных нагнетателей или поршневых компрессоров;
     
     вспомогательные установки и оборудование (масляное хозяйство, передвижная установка для промывки компрессоров и т.п.).
     

3.22. Количество рабочих и резервных газоперекачивающих агрегатов определяется требованиями раздела 12 настоящих норм.
     

3.23. В зависимости от конструктивных особенностей газоперекачивающие агрегаты в цехе следует устанавливать в общем или в индивидуальных зданиях или контейнерах.
     

3.24. Следует обеспечивать отключение каждого газоперекачивающего агрегата от газовых коллекторов при помощи запорной арматуры, устанавливаемой вне здания (контейнера). Запорную арматуру следует предусматривать с автоматическим управлением от агрегатной системы автоматики, а также с местным управлением.
     

3.25. Между нагнетателем и врезками пускового контура, обвода с краном 3-бис и свечи с краном N 5 следует предусматривать люки-лазы с внутренним диаметром 500 мм для установки шаров-разделителей.
     

3.26. На трубопроводе входа газа в нагнетатель после люка-лаза на первоначальный период эксплуатации следует устанавливать защитную решетку.
     

3.27. Для слива конденсата перед вскрытием нагнетателя (при ремонтах) следует устанавливать сливные вентили Ду 25 мм между кранами N 1 и N 2 и нагнетателем.
     

3.28. Для опорожнения трубопроводов и оборудования от газа на трубопроводах выхода газа (до запорной арматуры) следует предусматривать свечи.
     

3.29. На линии заполнения нагнетателя газом (обвод крана N 1) следует предусматривать два запорных органа: кран с ручным приводом и кран с пневмоприводом, а также дроссельную шайбу.
     

3.30. Для антипомпажного регулирования и функционирования автоматизированных систем управления на каждом газоперекачивающем агрегате должно быть предусмотрено измерение расхода газа через нагнетатель. В качестве средств для измерения расхода следует использовать специальные устройства (осредняющие напорные трубки и др.).
     

3.31. Для каждого газоперекачивающего агрегата следует предусматривать предупредительный сигнал при повышении температуры газа на выходе нагнетателя выше 80 °C. Предупредительный сигнал должен поступать в диспетчерский пункт компрессорной станции или ГЩУ цеха.
     

3.32. В компрессорных цехах, оборудованных газомотокомпрессорами, для гашения пульсации газового потока, уменьшения вибраций и резонансных колебаний, при необходимости, следует предусматривать буферные емкости и акустические фильтры на всасывающих и нагнетательных трубопроводах.
     

3.33. После поршневых газомоторных компрессоров на нагнетательных линиях за сборными коллекторами по ходу газа следует устанавливать маслуловители и маслосборники.
     

3.34. Каждый поршневой газомоторный компрессор должен иметь обводную линию, предохранительные и обратные клапаны на стороне нагнетания и линию сброса газа на свечу.
     

3.35. Выбор конфигурации трубопроводов наружной газовой обвязки компрессорного цеха, а также конструкции (фиксирующие, пружинные, скользящие и т.п.) и расположения опор следует выполнять с учетом обеспечения компенсации продольных перемещений от изменения температуры стенок труб и напряжений от вибрационных нагрузок во время работы газоперекачивающих агрегатов.
     

3.36. В компрессорных цехах с центробежными нагнетателями всасывающие и нагнетательные газовые коллекторы укладываются вне помещения компрессорного цеха, как правило, подземно.
     

3.37. В компрессорных цехах с поршневыми газовыми компрессорами всасывающие и нагнетательные газовые коллекторы укладываются вне помещения компрессорного цеха, как правило, надземно.
     

3.38. Для снижения уровней звука и звукового давления до санитарных норм надземные участки всасывающих и нагнетательных трубопроводов газовой обвязки центробежных нагнетателей, пусковых контуров и обводных линий должны изолироваться противошумовой изоляцией.
     

3.39. В компрессорных цехах, а также вне их пределах зоны обслуживания выхлопные трубопроводы и горячие воздуховоды должны быть изолированы. Следует предусматривать защиту наружной поверхности тепловой изоляции трубопроводов кожухом из алюминиевого или оцинкованного стального листа.
     
     Допустимая температура наружной поверхности изоляции в помещении - не более плюс 45 °C, вне помещения - не более плюс 55 °C.
     
     Для доступа к фланцевым соединениям и компенсаторам изоляция их должна быть съемной.
     

3.40. Для уменьшения подогрева циклового воздуха на входе газотурбинных установок следует изолировать их выхлопные трубы на высоту не менее 2 метров выше верхней отметки воздухосборного устройства.
     

3.41. Компрессорные цехи следует оборудовать подъемно-транспортными средствами, управляемыми с пола и площадки обслуживания ГПА, как правило, с электроприводом.
     

3.42. Грузоподъемность подъемно-транспортных средств определяется в проекте по данным завода-изготовителя газоперекачивающих агрегатов по наиболее тяжелой детали ремонтируемого блока или узла.
     

3.43. На газотурбинных установках следует предусматривать комплексные устройства воздухоподготовки, предназначенные для очистки воздуха, поступающего в осевой компрессор, от естественной и промышленной пыли, для нагрева воздуха при угрозе обледенения и его охлаждения ниже расчетной температуры, снижения уровня звукового давления до санитарных норм в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.003-76, ОСТ 24.022.08 и ОСТ 108.022.13-82.
     

3.44. Для оценки уровня запыленности атмосферного воздуха следует руководствоваться следующими природно-климатическими зонами:
     
     тундры;
     
     лесотундры и севера тайги;
     
     лесов и тайги;
     
     степи и лесостепи;
     
     пустынь и полупустынь.
     
     Карта-схема природно-климатических зон СССР для оценки уровня запыленности атмосферного воздуха приведена в приложении N 2 настоящих норм.
     

3.45. Набор воздухоочистительных блоков выбирается в зависимости от района расположения компрессорных станций по таблице 3.
     

Таблица 3


Наименование зон

Наличие блоков очистки

Блок инерционных пылеуловителей

Блок воздушных фильтров

1. Тундра

-

-

2. Лесотундра и север тайги

-

+

3. Лес и тайга

-

-

4. Степь и лесостепь

-

+

5. Пустынь и полупустынь

+

+

3.46. При определении уровня запыленности следует учитывать наличие местных постоянных источников запыленности воздуха в районе компрессорной станции (промышленных предприятий с выбросом пыли).
     

3.47. В компрессорных цехах необходимо предусматривать масляное хозяйство, которое, как правило, должно включать:
     
     маслоблок с баками чистого и отработанного масла, насосом подачи чистого масла к агрегатам и насосом откачки отработанного масла в резервуар отработанного масла на складе горюче-смазочных материалов;
     
     фильтры масла на маслопроводах на входе масла в каждый агрегат;
     
     счетчики измерения расхода масла, поступающего со складов горюче-смазочных материалов в каждый газоперекачивающий агрегат;
     
     насос откачки антифриза (воды);
     
     стационарные или передвижные маслоочистительные машины для очистки масла на работающем и остановленном агрегате.
     

3.48. Масляное хозяйство компрессорного цеха следует располагать в отдельном помещении.
     
     При установке газоперекачивающих агрегатов в индивидуальных зданиях (контейнерах) масляное хозяйство следует размещать в отдельном блок-боксе на складах горюче-смазочных материалов.
     
     Для многоцеховых  компрессорных станций необходимость устройства двух или более отдельных масляных хозяйств определяется в проекте (в зависимости от типа устанавливаемых агрегатов, расстояния между цехами и складом горюче-смазочных материалов, количества цехов и т.п.).
     
     

УСТАНОВКИ ОЧИСТКИ ГАЗА


     

3.49. Для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе газа на компрессорную станцию следует предусматривать установки очистки газа от твердых и жидких примесей.
     

3.50. Количество твердых и жидких примесей в газе после установки очистки не должно превышать допустимых по техническим условиям на газоперекачивающие агрегаты.
     

3.51. Очистку газа следует предусматривать, как правило, в одну ступень - в пылеуловителях.
     

3.52. Вторую ступень очистки газа - в фильтрах-сепараторах, как правило, следует предусматривать на отдельных компрессорных станциях в среднем через 3-5 компрессорных станции с преимущественным применением фильтров-сепараторов после участков с повышенной вероятностью аварий линейной части и (или) сложными условиями ее восстановления, а также после подводных переходов длиной более 500 м.
     

3.53. В проекте установки очистки газа следует предусматривать обогрев аппаратов и трубопроводов для предотвращения замерзания жидкости.
     

3.54. Количество аппаратов установки очистки газа следует определять по характеристикам заводов-изготовителей таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на оставшиеся не выходила за пределы их максимальной производительности, а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы их минимальной производительности. При этом в любом режиме работы общие потери давления на стороне всасывания компрессорной станции не должны превышать величин, приведенных в п.3.12 настоящих норм.
     

3.55. Для равномерного распределения потоков между отдельными аппаратами следует предусматривать кольцевание трубопроводов на входе и выходе каждой ступени очистки.
     

3.56. На каждой ступени очистки следует предусматривать замер потерь давления.
     

3.57. Для отключения аппаратов установки очистки газа от общего коллектора следует предусматривать краны с ручным приводом, как правило, с червячным редуктором.
     

3.58. Технологическая обвязка аппаратов установки очистки газа должна:
     
     обеспечивать доступ к обслуживаемым элементам установки (арматуре, люкам-лазам, фланцам, указателям уровня, манометрам и др.);
     

исключать возможность попадания газа внутрь аппаратов при проведении в них осмотров, ревизий и ремонтных работ;
     
     обеспечивать возможность установки силовых заглушек для проведения гидравлических испытаний аппаратов.
     

3.59. Жидкие и твердые примеси из установки очистки следует, как правило, направлять в резервуар на узле сбора продуктов очистки газопровода.
     

3.60. Трубопроводы сброса жидких и твердых примесей из пылеуловителей и фильтров-сепараторов должны: выполняться из труб увеличенной на 30-50% по сравнению с другими участками толщиной стен; прокладываться - надземно в пределах площадки установки очистки газа и подземно - вне ее пределов; иметь минимальное количество поворотов. Надземные участки следует нагревать и теплоизолировать.
     
     Тройники и отводы должны защищаться от эрозии (наварка отбойных пластин и т.д.).
     

3.61. Для заполнения аппаратов перед пуском на трубопроводе входа газа в каждый аппарат установки очистки следует предусматривать обвод Ду 50 с краном.
     
     

УСТАНОВКИ ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА


     

3.62. После компримирования газ, как правило, следует охлаждать. В макроклиматическом районе с холодным климатом для участков с многолетне-мерзлыми грунтами охлаждение газа до температуры грунта следует предусматривать на станциях охлаждения газа, обеспечивающих стабильный уровень температуры в газопроводе. Требования к установке охлаждения газа приведены в разделе 4 настоящих норм. В других районах охлаждение газа следует предусматривать, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения.
     

3.63. Количество аппаратов воздушного охлаждения газа следует определять гидравлическим и тепловым расчетом газопровода (раздел 12 настоящих норм), исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха, среднегодовой температуры грунта и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа.
     

3.64. Количество аппаратов воздушного охлаждения газа должно быть уточнено гидравлическим и тепловым расчетом газопровода для абсолютной максимальной температуры наружного воздуха и июльской температуры грунта.
     
     Полученную в этом расчете максимальную температуру транспортируемого газа следует принимать в расчетах устойчивости и прочности трубы и изоляции.
     
     При невозможности обеспечить требуемую степень устойчивости и прочности трубы количество аппаратов воздушного охлаждения должно быть увеличено.
     

3.65. Оптимальную среднегодовую температуру охлаждения газа следует принимать на 10-15°C выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха.
     

3.66. Расчетную температуру наружного воздуха на входе в АВО в данный рассматриваемый период (год, квартал, месяц) следует определять по формуле                         
     

ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. , (3.1)


     где:  ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.  - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, определяемая по данным главы СНиП 2.01.01-82;


                   ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.    - поправка на изменчивость климатических данных; ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.  следует принимать равной 2 °С.
   

3.67. Тепловой расчет аппаратов воздушного охлаждения газа следует выполнять по “Методике теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения” института “ВНИИнефтемаш”.
     
     В тепловом расчете следует принимать десятипроцентный запас поверхности теплообмена, учитывающий возможность выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнение поверхностей теплообмена в процессе эксплуатации.
     

3.68. Установка охлаждения газа должна быть общей для всех газоперекачивающих агрегатов компрессорного цеха, иметь коллекторную схему обвязки и обвод.
     
     На реконструируемых компрессорных станциях допускается проектировать установки охлаждения газа на нагнетательной линии каждой группы газоперекачивающих агрегатов.
     

3.69. Следует предусматривать аварийную остановку компрессорной станции при повышении температуры газа на выходе из аппаратов воздушного охлаждения газа выше 70°С.
     
     При повышении температуры газа на выходе АВО до +45°С следует предусматривать предупредительный сигнал и автоматическое включение вентиляторов АВО, находящихся в резерве.
     
     

УСТАНОВКИ ОХЛАЖДЕНИЯ МАСЛА И ВОДЫ (АНТИФРИЗА) ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АРЕГАТОВ

3.70. Установки охлаждения масла и воды (антифриза), как правило, должны поставляться комплектно с газоперекачивающими агрегатами.
     

3.71. Выбор схем установок охлаждения масла, не поставляемых комплектно с газоперекачивающими агрегатами - непосредственно в аппаратах воздушного охлаждения или с промежуточным хладоносителем (водой, антифризом) - определяется требованиями технических условий на агрегаты, а также климатическими условиями  района размещения компрессорной станции.
     

3.72. Для охлаждения масла и воды (антифриза) следует применять, как правило, аппараты воздушного охлаждения.
     

3.73. Качество охлаждающей воды должно соответствовать требованиям технических условий на поставку газоперекачивающих агрегатов, теплообменного и насосного оборудования.
     
     Для обеспечения требуемого качества охлаждающей воды следует предусматривать, при необходимости, установку водоподготовки.
     

3.74. Схема охлаждения масла и воды (антифриза) должна обеспечивать возможность автоматического регулирования температуры охлаждаемой среды.
     

3.75. Маслопроводы, располагаемые вне помещений, должны быть теплоизолированы и прокладываться с теплоспутником.
     

3.76. Для обеспечения полного слива масла или воды (антифриза) из трубного пучка аппаратов воздушного охлаждения следует предусматривать уклон трубопроводов и трубного пучка не менее 0,002.
     

3.77. Опорожнение аппаратов воздушного охлаждения масла следует предусматривать:
     
     самотеком - в маслобаки агрегатов, в которых емкость маслобаков достаточна для полного опорожнения аппаратов воздушного охлаждения масла (отметка установки аппаратов и трассировка маслопроводов должны обеспечивать их полное опорожнение от масла);
     
     насосом - на склад горюче-смазочных материалов для остальных агрегатов.
     

3.78. В установке аппаратов воздушного охлаждения масла следует предусматривать возможность предпускового разогрева масла и поддержания агрегата в “горячем” резерве.
     

3.79. Аппараты воздушного охлаждения воды следует предусматривать с трубами длиной не более 4 метров.
     

3.80. Расчет и выбор типа аппаратов воздушного охлаждения масла и воды /антифриза/ следует производить по “Методике теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения” института “ВНИИнефтемаш”.
     

3.81. Температуру масла или воды /антифриза/ на выходе из аппаратов воздушного охлаждения следует принимать не менее, чем на 5 °С выше расчетной температуры наружного воздуха.
     
     Расчетную температуру наружного воздуха следует принимать равной средней максимальной температуре наружного воздуха, определяемой согласно данным СНиП 2.01.01-82 или метеослужб для ближайшего к месту размещения компрессорной станции географического пункта наблюдений.
     
     

УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА ТОПЛИВНОГО, ПУСКОВОГО, ИМПУЛЬСНОГО И СОБСТВЕННЫХ НУЖД

3.82. На площадке компрессорной станции необходимо предусматривать установку подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд компрессорной станции и жилпоселка. Данная установка должна обеспечивать:
     
     очистку, подогрев и редуцирование топливного газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов;
     
     очистку и редуцирование пускового газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов;
     
     очистку и осушку импульсного газа;
     
     очистку и редуцирование газа собственных нужд компрессорной станции и жилпоселка;
     
     измерение расхода газа.
     

3.83. Отбор газа на установку подготовки следует предусматривать:
     
     от узла подключения компрессорной станции к газопроводу ( до и после обводного крана станции);
     
     после установки очистки газа (основной отбор).
     

3.84. В технологической схеме установки подготовки газа следует предусматривать:
     
     подогрев топливного газа до плюс 25 °С, редуцирование его до рабочего давления в соответствии с техническими условиями заводов-изготовителей, газоперекачивающих агрегатов и поддержание этого давления с точностью ±0,05 МПа;
     
     измерение и редуцирование топливного газа котельной резервной электростанции и подогревателей газа;
     
     осушку импульсного газа до точки росы минус 55 °С ( при рабочем давлении);
     
     хозрасчетное измерение и учет суммарного расхода топливного, пускового и импульсного газа с коррекцией по температуре и давлению;
     
     выдачу результатов измерения расхода на диспетчерский пункт компрессорной станции;
     
     хозрасчетное измерение и учет суммарного расхода топливного газа, выдачу результатов измерения расхода на диспетчерский пункт компрессорной станции.
     

3.85. Блоки редуцирования следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП II-37-76.
     

3.86. Топливный газ после установки подготовки должен соответствовать требованиям ГОСТ 21199-82.
     

3.87. Система подогрева топливного газа должна включать не менее двух подогревателей.
     
     При отключении одного из подогревателей оставшиеся в работе должны обеспечивать не менее 70 % номинальной тепловой производительности системы.
     

3.88. В системе редуцирования давления топливного и пускового газа необходимо предусматривать:
     
     100 % -ный резерв регуляторов давления;
     
     автоматическое переключение рабочей и резервной линий;
     
     обвод регуляторов давления.
     

3.89. Система подготовки импульсного газа должна включать: два ресивера, один из которых предназначается для узла подключения КС; два адсорбера; печь газа регенерации адсорбента.
     
     Вместимость ресиверов импульсного газа должна рассчитываться из условия обеспечения перестановки всех кранов компрессорной станции при двух последовательных аварийных остановках станции.
     
     Необходимо предусматривать автоматическое измерение влагосодержания импульсного газа с помощью регистрируещего влагомера.
     

3.90. Объем адсорбента следует рассчитывать на следующие условия:
     
     число аварийных остановок компрессорной станции - 2 в год;
     
     число пусков и остановок каждого газоперекачивающего агрегата - 20 в год;
     
     время заполнения ресиверов - не менее 15 минут;
     
     периодичность регенерации адсорбента - 2-3 раза в год.
     
     Система подготовки импульсного газа должна иметь два адсорбера, в одном из которых происходит осушка газа, в другом - регенерация (либо он находится в резерве).
     
     Регенерация адсорбента должна производится осушенным природным газом, подогретым в печи газа регенерации.
     

3.91. Следует предусматривать контрольное (технологическое) измерение расхода топливного газа по каждому газоперекачивающему агрегату.
     
     Измерительные диафрагмы необходимо устанавливать на линиях после смешивания потоков газа, идущих от блоков редуцирования и от уплотнения нагнетателей.
     

3.92. Цеховые коллекторы пускового газа должны рассчитываться из условия обеспечения в коллекторе давления, определяемого требованиями заводов-изготовителей газоперекачивающих агрегатов.   
     

3.93. Цеховые коллекторы топливного, пускового и импульсного газа должны иметь продувочные и дренажные свечи.
     

УСТАНОВКИ ВОЗДУХОСНАБЖЕНИЯ


     

3.94. Установки воздухоснабжения следует проектировать в соответствии с “Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов”.
     

3.95. Для запуска газомоторных компрессоров следует предусматривать установку пускового воздуха, включающую воздушный компрессор с электроприводом, воздухосборник и установки подготовки воздуха.
     
     В каждой установке необходимо предусматривать не менее двух воздушных компрессоров (рабочий и резервный).
     
     Вместимость воздухосборников должна обеспечивать одновременный запуск двух газомотокомпрессоров.
     

3.96. Сжатый воздух для ремонтных работ следует отбирать после воздухосборников установки подготовки воздуха.
     
     При отсутстии установки подготовки воздуха необходимо предусматривать компрессорную установку сжатого воздуха для ремонтных работ, состоящую из компрессора, воздухосборника и вспомогательного оборудования для подготовки и охлаждения воздуха.
     

3.97. Для питания приборов и средств автоматики следует предусматривать подачу сжатого воздуха в соответствии с требованиями ГОСТ 11882-73.
     
     Отбор воздуха для питания приборов и средств автоматики следует предусматривать от компрессорной установки сжатого воздуха для ремонтных работ. При этом необходимо предусматривать воздухосборники и оборудование для подготовки воздуха.
     
     При отсутствии компрессорной сжатого воздуха для ремонтных работ необходимо предусматривать специальную компрессорную сжатого воздуха для нужд КИПиА, состоящую из компрессора, воздухосборника и оборудования для подготовки воздуха.
     

3.98. Для очистки от масла внутренней полости ресиверов и трубопроводов установки воздухоснабжения следует предусматривать установку промывки с устройствами для периодического подключения к аппаратам и трубопроводам установки воздухоснабжения.
     
     

СКЛАДЫ ГОРЮЧЕ-СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ


     

3.99. Склад горюче-смазочных материалов должен включать:
     
     резервуарный парк, состоящий из резервуаров смазочного масла для газоперекачивающих агрегатов, горюче-смазочных материалов для автотракторной техники и вспомогательных механизмов, антифриза (при необходимости);
     
     насосную склада;
     
     блок очистки масел;
     
     регенерационную фильтров;
     
     склад масел в таре;
     
     топливораздаточные колонки.
     

3.100. Вместимость резервуаров смазочного масла должна обеспечивать подпитку газоперекачивающих агрегатов маслом в течение трех месяцев, а также 50%-ный запас объема маслосистемы всех установленных газоперекачивающих агрегатов.
     
     При значительных трудностях в доставке горюче-смазочных материалов вместимость резервуарного парка должна обеспечивать шестимесячный запас горюче-смазочных материалов.
     

3.101. В резервуарном парке следует предусматривать:


     резервуары для масла общей вместимостью не менее 50 мОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. ;
     
     резервуар отработанного масла;


     резервуар отработанного масла на вывоз не менее 25 мОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы..
    

3.102. Следует предусматривать обогрев и теплоизоляцию резервуаров масла и антифриза. Трубопроводы масла и антифриза следует предусматривать с теплоспутниками и теплоизоляцией.
     
     Для макроклиматического района с холодным климатом допускается применение электрического подогрева трубопроводов масла, антифриза.
     

3.103. Технологическая схем склада горюче-смазочных материалов должна обеспечивать:
     
     прием чистого масла, бензина, дизтоплива, антифриза в соответствующие резервуары склада;
     
     очистку масла от механических примесей и воды;
     
     подачу чистого масла в компрессорный цех;
     
     прием отработанного масла из компрессорного цеха на склад;
     
     перекачку горюче-смазочных материалов из резервуара в резервуар;
     
     заправку транспортных средств;
     
     выдачу всех видов масел и горючего потребителю.
     

3.104. Склад масел в таре должен рассчитываться на хранение не менее 20 бочек вместимостью 200 л каждая и оснащаться средствами малой механизации.
     

3.105. Для регенерации фильтров следует применять пожаробезопасные моющие средства.
     

3.106. В помещении регенерации фильтров следует предусматривать специальные ванны с подогревом, подвод горячей воды, воздуха.
     

3.107. В проектах необходимо предусматривать возможность очистки маслопроводов в процессе эксплуатации.
     

СКЛАДЫ МЕТАНОЛА

3.108. При проектировании складов метанола следует руководствоваться главами СНиП II-89-80, II-106-79, “Общими санитарными правилами по хранению и применению метанола", "Правилами по перевозке, хранению и применению метанола", "Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности".     
     

3.109. В составе склада метанола следует предусматривать :
     
     резервуары для метанола;
     
     резервуары для керосина;
     
     резервуары для одоранта;
     
     насосы метанола для смешивания одоранта, керосина и метанола, а также для выдачи метанола;
     
     насосы керосина и одоранта;
     
     приемные, раздаточные и замерные устройства.
     

3.110. Резервуары для метанола, одоранта и керосина следует, как правило, предусматривать надземными.

3.111. Вместимость резервуаров для метанола следует принимать не более 100 мОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы..
     

При значительных трудностях в доставке метанола вместимость резервуаров для метанола допускается принимать до 300 мОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы..
     
     

КОНТРОЛЬ И АВТОМАТИКА


     

3.112. При проектировании системы контроля и управления компрессорной станции следует руководствоваться “Основными положениями по комплексной автоматизации газотранспортных предприятий” , отраслевыми руководящими материалами по созданию автоматизированных систем управления технологическими процессами в газовой промышленности и настоящими нормами.
     

3.113. Диспетчерский пункт компрессорной станции (ДПКС) следует размещать в подсобно-производственном помещении (ПЭБ или СВП).
     
     Для вновь проектируемых компрессорных станций, как правило, диспетчерский пункт следует предусматривать в составе первой очереди строительства.
     

3.114. Охранные краны, краны на всасывающих и нагнетательных шлейфах компрессорной станции, дистанционно управляемые краны на газовой обвязке компрессорного цеха и на продувочных свечах следует проектировать с дистанционным управлением из ДПКС с газотурбинными агрегатами, совмещенного с главным щитом компрессорного цеха N 1, или с главного щита управления отдельно стоящего компрессорного цеха.
     
     Управление указанными выше кранами на компрессорной станции с электроприводными агрегатами осуществляется из диспетчерского пункта.
     
     Питание узлов управления агрегатных кранов N 1, 2, 3, 4, 5 и 6 осуществляется очищенным импульсным газом из  цехового /станционного/ коллектора импульсного газа от установки подготовки газа.
     
     Питание узлов управления кранов NN 7, 8, 17, 18, 20 осуществляется:
     
     - импульсным газом от цехового /станционного/ коллектора импульсного газа с установкой одного резервуара с обратным клапаном у кранов N 7, 17 и одного резервуара у кранов  N 8,  18 /объем газа в резервуаре должен обеспечивать 2-х разовую перестановку кранов/;
     
     - от газопровода до и после кранов через штатные фильтры-осушители газа;
     
     - от комплекса аварийного отключения КС - “Кольцо - 1”.
     
     Питание узлов управления охранных кранов А и Б осуществляется импульсным газом от газопровода через штатные фильтры-осушители газа, с установкой у каждого крана резервуара с обратными клапанами. Объем газа в резервуаре обеспечивает 2-х разовую перестановку кранов.
     
     Комплекс аварийного отключения кранов КС включается от щита “Кольцо-1” и имеет приоритет срабатывания по отношению к другим источникам питания кранов.
     

3.115. Для аварийной остановки компрессорной станции /цеха/ обслуживающим персоналом, следует предусматривать возможность подачи команды аварийной остановки из помещений:
     
     диспетчерского пункта станции /ДПКС/;
     
     главного щита управления /или аппаратной/ цеха;
     
     узла связи.
     
     Следует предусматривать раздельную прокладку линий связи /кабелей/ на каждый пункт управления.
     

3.116. В комплексе средств автоматизации компрессорной станции /цеха/ следует предусматривать системы регулирования, обеспечивающие поддержание заданных величин давления и температуры газа на выходе компрессорной станции /цеха/, устройства антипомпажного регулирования и защиты нагнетателей /отдельно или в составе автоматики газоперекачивающих агрегатов/.
     

3.117. Для защиты от повышения давления на нагнетании компрессорной станции /цеха/ выше допустимого следует предусматривать автоматическое открытие кранов N 36 и N 36p на обводе станции /цеха/ с подачей сигнала диспетчеру.
     

3.118. Для защиты от понижения давления ниже допустимого на всасе компрессорной станции /цеха/ при отсутствии агрегатных систем антипомпажного регулирования следует предусматривать автоматическое открытие кранов N 36 и N 36р на обводе станции /цеха/ с подачей сигнала диспетчеру.
     

3.119. При аварийном падении давления газа на всасывающем трубопроводе компрессорной станции /цеха/ следует предусматривать автоматическую остановку станции /цеха/.
     

3.120. На компрессорных станциях следует предусматривать систему обнаружения пожара и систему обнаружения загазованности. Указанные системы должны быть сблокированы соответственно с установками пожаротушения и вентиляционными установками.
     
     Количество и места установки датчиков обнаружения пожара и загазованности определяются проектом. Необходимо предусматривать сигнализацию о возникновении пожара и загазованности диспетчеру.
     

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


ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ


     

3.122. При проектировании электроснабжения и электрооборудования компрессорных станций следует руководствоваться “Правилами устройства электроустановок”, "Инструкцией по проектированию электроснабжения промышленных предприятий", "Инструкцией по проектированию силового и осветительного оборудования промышленных предприятий", "Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений", "Инструкцией по строительному  проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности", "Методическими указаниями по нормированию категорийности электроприемников объектов газовой промышленности", "Указаниями по построению электрических схем компрессорных станций магистральных газопроводов", "Положением о разработке схем и объектов внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов и газопроводов", а также требованиями настоящих норм.
     

3.123. Категорийность потребителей электроэнергии компрессорной станции по надежности их электроснабжения следует определять в соответствии с “Методическими указаниями по нормированию категорийности электроприемников объектов газовой промышленности”, СН-433-79.
     

3.124. Электроснабжение компрессорных станций следует предусматривать от двух независимых источников питания по двум одноцепным воздушным линиям электропередачи. Для компрессорных станций с газотурбинным приводом  допускается в стесненных условиях электроснабжение по одной двухцепной линии, за исключением компрессорных станций, расположенных в особогололедных, заболоченных и труднодоступных районах.
     

3.125. Электроснабжение компрессорной станции от внешних источников должно предусматриваться глубокими вводами высокого напряжения 35ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.330 кВ.
    

3.126. Главная понижающая подстанция напряжением 35ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.330/10 кВ, как правило, должна размещаться при компрессорной станции с противоположной стороны от газовых коммуникаций высокого давления с соблюдением разрывов от взрывоопасных зон согласно ПУЭ и главы СНиП 2.05.06.-85.
    

3.127. На главной понижающей подстанции при компрессорной станции следует предусматривать два трансформатора. Мощность каждого из них с учетом допустимой длительной перегрузки должна обеспечивать нагрузку потребителей I и II категории компрессорной станции и сторонних потребителей, пуск и самозапуск электродвигателей 10 кВ при нормированных уровнях напряжения на шинах 10 кВ главной понижающей подстанции.
     

3.128. При отсутствии в районах размещения компрессорных станций с газотурбинными газоперекачивающими агрегатами внешних источников электроснабжения или наличии только одного источника следует для этих компрессорных станций проектировать электростанцию собственных нужд.
     

3.129. Электростанция собственных нужд должна проектироваться на площадке компрессорной станции с возможностью ее расширения и подключения последующих цехов.
     

3.130. Мощность и количество агрегатов злектростанции собственных нужд следует принимать согласно "Указаниям по построению электрических схем КС магистральных газопроводов" с учетом надежности электроснабжения компрессорной станции и взаимного резервирования агрегатов как при аварийном выходе их из работы, так и планово-предупредительных ремонтах. Агрегаты электростанций собственных нужд должны быть автоматизированы и запускаться из “горячего” резерва в течение не более одной минуты.
     

3.131.  Топливом для агрегатов электростанции собственных нужд должен быть газ, транспортируемый по газопроводу и подготовленный согласно требованиям технических условий заводов изготовителей агрегатов.
     

3.132. Напряжение сети внутреннего электроснабжения компрессорной станции следует принимать 10 кВ (допускается 6 кВ при наличии специального обоснования).
     
     Напряжение низковольтных нагрузок следует принимать 380/220 В.
     

3.133. 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.
     

3.134. Для многоцеховых компрессорных станций с газотурбинными, газоперекачивающими агрегатами при экономической целесообразности следует проектировать центральный технологический распределительный пункт 10 кВ, подключаемый к главной понижающей подстанции линиями электропередачи.     
     

3.135. Схемы коммутации технологических закрытых распределительных устройств 10 кВ и центральных распределительных пунктов 10 кВ должны проектироваться с учетом обеспечения высокой надежности электроснабжения компрессорной станции. Для ЗРУ-10 кВ должны применяться шкафы распределительных устройств комплектной заводской поставки, устойчивые токам короткого замыкания в данной точке сети с учетом подпитки от синхронных электродвигателей.
     
     Для закрытых распределительных устройств 10 кВ и центральных распределительных пунктов 10 кВ должны предусматриваться двух- и четырехсекционные схемы с наличием секционных выключателей.
     

Схемы управления вводным и секционным выключателями должны предусматривать автоматическое повторное включение вводов и автоматическое включение резерва на секционных выключателях.
     

3.136. В схемах электроснабжения компрессорных станций с количеством пунктов рассчетного учета более восьми или с суммарной установленной мощностью трансформаторов более 10 МВА следует предусматривать автоматические системы учета и контроля электроэнергии с суммирующими устройствами.
     

3.137. Для питания потребителей компрессорной станции на напряжении 380/220 В следует применять комплектные трансформаторные подстанции заводской поставки.
     
     Подключение подстанций, обеспечивающих электроэнергией потребителей I категории, следует предусматривать по радиальным схемам 10 кВ.
     
     Подстанции потребителей II и III категорий следует подключать по магистральным схемам 10 кВ.
     
     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.
     

3.138. В схемах электроснабжения компрессорных станций следует предусматривать мероприятия в соответствии с действующими нормами документации по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях 10(6) и 0,4 кВ.
     

3.139. 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.
     
     Перечень особо ответственных мкханизмов газоперекачивающих агрегатов приведен в “Указаниях по построению электрических схем компрессорных станций магистральных газопроводов”.
     

3.140. Агрегаты аварийного электроснабжения должны работать на дизельном или газовом топливе.
     
     Для компрессорной станции с газотурбинными газоперекачивающими агрегатами эти агрегаты оснащаются автоматикой пуска по исчезновению напряжения на шинах 0,4 кВ КТП (ПЭБа, цеха) с временем пуска (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 макроклиматического района с холодным климатом продолжительность работы аварийных агрегатов следует принимать не менее трех суток.
     

При восстановлении напряжения от энергосистемы и получения соответствующего сигнала в операторную остановку аварийной дизельной электростанции выполнять вручную по месту или дистанционно.
     

3.141. На компрессорной станции должно быть предусмотрено устройство гарантированного питания группы особо ответственных потребителей, обеспечивающих безаварийную остановку 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 обеспечить работу системы гарантированного питания в течение 60 минут.
     

3.142. В случаях, когда в группе особо ответственных потребителей, обеспечивающих безаварийную остановку компрессорной станции, имеются потребители с питанием на переменном токе, их питание следует предусматривать от аккумуляторной батареи через преобразователь.
     

3.143. На компрессорной станции должно быть запроектировано централизованное дистанционное управление из диспетчерского пункта станции основными выключателями:
     
     технологического закрытого распределительного устройства 10 кВ или центрального распределительного пункта 10 кВ;
     
     комплектной трансформаторной подстанции энергоблока (компрессорного цеха);
     
     агрегата аварийного электроснабжения.
     

3.144. Сигнализация положения управляемых аппаратов, а также аварийная сигнализация от основных элементов схемы электроснабжения компрессорной станции должна выдаваться в диспетчерский пункт станции.
     

3.145. Для исключения остановок газоперекачивающих агрегатов при кратковременных перерывах электроснабжения необходимо предусматривать схемы самозапуска синхронных электродвигателей 10 кВ - приводов газоперекачивающих агрегатов и электродвигателей 380 В - приводов вспомогательных механизмов различных типов газоперекачивающих агрегатов (при условии допустимости самозапуска агрегатов).
     

3.146. Электрооборудование, устанавливаемое во взрывоопасных зонах должно быть взрывозащищенным. Уровень взрывозащиты должен соответствовать или быть не ниже категории и группы взрывоопасной смеси и класса взрывоопасной зоны.
     

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

3.148. Источником аварийного освещения компрессорной станции 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.
     

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

3.150. Освещенность площадок, находящихся вне зданий, главных и вспомогательных проездов компрессорной станции должна соответствовать главе СНиП II-4-79.
     

3.151. Для наружных внутриплощадочных электросетей 10 и 0,4 кВ следует применять кабели. Кабели должны прокладываться в земле (траншее) и в каналах.
     
     На площадках компрессорных станций с высоким уровнем грунтовых вод и в макроклиматическом районе с холодным климатом кабели, как правило, следует прокладывать на эстакадах, специальных или совмещенных с технологическими коммуникациями.
     

3.152. В электроустановках компрессорных станций следует предусматривать заземление (зануление) металлических частей электрооборудования (не находящихся нормально под напряжением) в соответствии с ПУЭ и инструкцией по устройству сетей заземления и зануления в электроустановках.
     

3.153. При устройстве заземлений должны быть широко использованы естественные заземлители. В качестве естественных заземлителей рекомендуется использовать:
     

проложенные в земле водопроводные трубы и другие металлические трубопроводы, за исключением трубопроводов горючих жидкостей, горючих или взрывчатых газов и смесей;
     
     обсадные трубы скважины;
     
     металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящихся в соприкосновении с землей;
     
     свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле (использование алюминиевых оболочек кабелей в качестве естественных заземлителей не допускается).
     

3.154. Заземлители должны быть связаны с магистралями заземления не менее, чем двумя проводниками, присоединенными к заземлителю в разных местах. Это требование не распространяется на случаи использования заземлителей опор, повторных заземлений нулевого провода и металлических оболочек кабелей.
     

3.155. Компрессорные цехи, индивидуальные здания и контейнеры газоперекачивающих агрегатов и технологические установки компрессорной станции согласно инструкции по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений отнесены ко второй категории по молниезащите.
     

3.156. Молниезащита зданий и сооружений компрессорной станции от прямых ударов молнии, как правило, должна выполняться отдельно стоящими неизолированными стержневыми молниеотводами или молниеотводами, совмещенными с прожекторными мачтами наружного электрического освещения.
     

3.157. Защиту от электростатического электричества и электромагнитной индукции следует выполнять согласно требованиям инструкции по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений и временных правил защиты от проявлений статического электричества на производственных установках и сооружениях нефтяной и газовой промышленности.
     
     Заземляющие устройства указанных защит, как правило, следует совмещать с заземляющими устройствами электротехнических установок.
     
     Для технологических установок, не имеющих электротехнических устройств, к качестве заземлителей защиты от электростатического электричества и электромагнитной индукции возможно применение протекторов.
     

3.158. Эксплуатация электрооборудования компрессорной станции должна выполняться специально обученным обслуживающим персоналом. Численность обслуживающего персонала, его структуру, машины и механизмы предусматривать в соответствии с действующим типовым положением Мингазпрома. Эксплуатация объектов внешнего электроснабжения и границы обслуживания определены “Положением о разработке схем и объектов внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов и газопроводов”.
     

3.159. В проектах компрессорных станций следует предусматривать инвентарные защитные средства, обеспечивающие безопасное ведение эксплуатационно-ремонтных работ в электротехнических установках. Количество защитных средств должно быть принято согласно действующим нормам.
     

ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ, ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ


     

3.160. Теплоснабжение и вентиляцию зданий и сооружений магистральных газопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями глав СНиП II-33-75, II-34-76, II-36-73, СН-433-79, СН-245-71, инструкциями и указаниями по строительному проектированию, “Инструкцией о порядке согласования применения электрокотлов и других электронагревательных приборов”.
     

3.161. В качестве основного источника теплоснабжения на компрессорных станциях, оборудованных агрегатами с газотурбинным приводом, следует предусматривать, как правило, установки утилизации тепла отработанных газов газотурбинных установок.
     
     В качестве резервного источника теплоснабжения следует предусматривать котельную. Теплопроизводительность резервной котельной следует принимать 50% от максимального теплопотребления компрессорной станции.
     

3.162. При строительстве последующих очередей компрессорных станций с газотурбинным приводом расширения котельной не требуется.
     

3.163. В качестве основного источника теплоснабжения на компрессорных станциях первой очереди строительства с агрегатами с электроприводом или газомотокомпрессорами следует принимать котельную с учетом ее расширения для последующих очередей строительства.
     

3.164. Минимальное количество утилизационных теплообменников, использующих тепло отработанных газов газотурбинных установок, устанавливаемых в каждом компрессорном цехе, должно быть на один больше, чем количество резервных агрегатов.
     
     Целесообразность установки дополнительных утилизационных теплообменников определяется проектом.
     


ВОДОСНАБЖЕНИЕ И КАНАЛИЗАЦИЯ


     

3.165. Водоснабжение и канализацию объектов магистральных газопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями глав СНиП II-31-74, II-30-76, инструкциями и указаниями по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности, СН-245-71.
     
     

4. СТАНЦИИ ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА


ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ


     

4.1. Станции охлаждения газа предназначены для снижения в теплый период года температуры газа, поступающего из аппаратов воздушного охлаждения компрессорных станций.
     

4.2. Станции охлаждения газа следует размещать на площадке компрессорной станции с выделением их в отдельную производственную зону.
     

4.3. Станции охлаждения газа, как правило, следует проектировать на основе парокомпрессионных циклов. Выбор рабочего агента (хладоагента) обосновывается проектом.
     
     Турбодетандерные агрегаты с рекуперативными теплообменниками “Газ-газ” следует применять при соответствующем технико-экономическом обосновании.
     

4.4. В технологической схеме станций охлаждения газа должно быть предусмотрено:
     
     а/ по транспортируемому газу:
     
     охлаждение его до заданных температур в испарителях холодильной установки после предварительной очистки и охлаждения в аппаратах воздушного охлаждения газа компрессорной станции;
     
     охлаждения газа в холодный период года только в аппаратах воздушного охлаждения газа компрессорной станции (без испарителей);
     
     б/ по хладоагенту:
     
     компримирование;
     
     конденсация;
     
     переохлаждение жидкого хладоагента;
     
     сепарация паров, поступающих на компримирование;
     
     перегрев паров;
     
     дросселирование и испарение;
     
     вакуумирование;
     
     предотвращение вакуума в системе;
     
     отделение инертных газов;
     
     выделение тяжелых углеводородов (в случае необходимости).
     
     В схеме станций охлаждения газа также следует предусматривать:
     
     включение в работу резервного оборудования;
     
     антипомпажную защиту агрегата;
     
     аварийный останов станции;
     
     технологические и аварийные дренажные системы;
     
     факельное хозяйство;
     
     системы приема, хранения и подпитки хладоагента;
     
     обеспечение инертным газом.
     

4.5. На станциях охлаждения газа следует применять турбокомпрессорные агрегаты большой единичной холодопроизводительности 9300ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.18600 кВт (от 8 до 16 млн.ккал/час).
    

4.6. В технологической схеме компрессорных станций магистральных газопроводов следует предусматривать обвод, обеспечивающий возможность работы станций охлаждения газа при бескомпрессорной подаче газа по газопроводу.
     

4.7. Исходные данные для проектирования станций охлаждения - расчетную производительность по газу (с указанием возможных изменений), давление газа на входе, потери давления газа на станции, температуру газа после аппаратов воздушного охлаждения газа компрессорной станции, температуру газа на выходе из станций охлаждения следует определять гидравлическим и тепловым расчетом магистрального газопровода.
     

4.8. Основные расчетные параметры холодильного цикла (температуры испарения и конденсации хладоагента) следует принимать на основе оптимизационных расчетов с учетом технических характеристик принятого оборудования, а также расчетной температуры наружного воздуха. Рекомендуемый перепад температур в испарителе - от 3 до 6 °С, в воздушных конденсаторах - от 8 до 12 °С.
     

4.9. Расчетную температуру окружающего воздуха для определения холодопроизводительности станции охлаждения газа, расчета холодильного цикла и технологического оборудования следует принимать равной средней максимальной по главе СНиП 2.01.01-82.
     
     Холодильная станция должна обеспечить надежную работу при максимальной температуре окружающего воздуха. В этом случае должна снижаться только холодопроизводительность установки по сравнению с номинальной (расчетной). Для компенсации снижения холодопроизводительности в этот период включается резервный агрегат.
     
     Расчетная температура воздуха для аппаратов воздушного охлаждения газа, устанавливаемых на компрессорных станциях, определяется п.3.66 настоящих норм.
     

4.10. Станции охлаждения газа следует проектировать отдельными секциями на каждый магистральный газопровод параллельной прокладки.
     
     Для двух и более магистральных газопроводов следует строить станции охлаждения газа поэтапно.
     
     Сооружения производственно-вспомогательного назначения следует проектировать общими для нескольких газопроводов.
     

4.11. Подключение основного оборудования холодильной установки каждой секции станции охлаждения следует предусматривать по коллекторной схеме.
     

4.12. Испарители для охлаждения газа следует размещать на площадке станций охлаждения газа.
     

4.13. На станциях охлаждения газа для каждого газопровода следует предусматривать резерв компрессорных агрегатов, испарителей, воздушных конденсаторов хладоагента, равный 10 %, но не менее 1 шт.
     

4.14. Общую вместимость линейных ресиверов следует принимать из условия обеспечения запаса хладоагента на время работы от 8 до 12 мин. Геометрический объем одного ресивера должен быть не более 100 мОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы..
    

4.15. Скорость хладоагента в технологических трубопроводах следует определять на основании гидравлических и технико-экономических расчетов при потерях давления, не превышающих:


     во всасывающей линии от испарителей до компрессоров - 0,029 МПа (0,3 кгс/смОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.);


     в нагнетательной линии до конденсатора - 0,0098МПа (0,1 кгс/смОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.);


     в воздушных конденсаторах хладоагента - 0,024 МПа (0,25 кгс/смОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.).
     

Потери давления природного газа в испарителях и обвязке испарителей - не более 0,0697 МПа (0,7 кгс/смОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.).
     
     Необходимо принимать следующие скорости:
     
     для паров хладоагента:
     
     а/ на стороне всасывания - 10ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.12 м/сек;
     
     б/ на стороне нагнетания - 12ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.15 м/сек;
     
     - для жидкого хладоагента в линиях от конденсаторов до ресиверов, от ресиверов до переохладителей и от переохладителей до потребителей холода - не более 0,8 м/сек.
  

4.16. Потери холода во внешнюю среду следует принимать в пределах от 5 до 7 процентов от номинальной производительности установки.
     

4.17. Сборные коллекторы всасывания и нагнетания следует располагать вне компрессорного цеха станции охлаждения газа надземно на опорах.
     
     Запорную арматуру трубопроводной обвязки компрессоров необходимо размещать на открытой площадке. Управление арматурой следует предусматривать дистанционным.
     
     Допускается размещать арматуру в здании компрессорного цеха при дублировании ее арматурой с ручным приводом, размещаемой вне здания.
     

4.18. Арматура для технологических трубопроводов хладоагента должна быть стальной с расчетным давлением не менее 2,45 МПа.
     

4.19. Для надежного отключения компрессоров от обвязочных коммуникаций по хладоагенту необходимо предусматривать фланцы для заглушек или люки для установки шаров-разделителей, а также свечи диаметром 25 мм.
     
     Люки должны предусматриваться вне зданий /контейнеров/ газоперекачивающих агрегатов. Свеча должна предусматриваться между люком и запорным устройством.
     

4.20. В обвязке каждого компрессора следует предусматривать обводную линию, предохранительные и обратные клапаны на стороне нагнетания и линию сброса паров.
     
     Сброс паров хладоагента из обвязочных трубопроводов и компрессора следует предусматривать на факел. Выбросы от дыхательных и суфлирующих свечей следует предусматривать в атмосферу с обеспечением рассеивания газа в соответствии с СН 369-74.
     

4.21. Регулирующие клапаны следует размещать непосредственно у каждого испарителя.
     
     Необходимо предусматривать обводы регулирующих клапанов, оснащенные двумя ручными кранами.
     

4.22. Оборудование станций охлаждения газа должно соответствовать требованиям “Правил техники безопасности для холодильных машин и установок”.
     

4.23. В компрессорном цехе холодильной установки следует предусматривать грузоподъемные механизмы для выполнения ремонтных работ.
     

4.24. На всех трубопроводах и аппаратах /как наружных, так и размещаемых в помещении/, в которых температура продукта ниже температуры окружающей среды, следует предусматривать тепловую изоляцию. Изолировать трубопроводы и арматуру сброса хладоагента не требуется.
     

4.25. Толщину изоляции следует определять в соответствии с заданными тепловыми потерями  с учетом предотвращения конденсации влаги на поверхность изоляции.
     
     Конструкцию тепловой изоляции следует проектировать в соответствии с “Типовыми деталями тепловой изоляции трубопроводов и оборудования”.
     
     В компрессорных цехах (контейнерах), а также вне их в пределах зоны обслуживания выхлопные трубопроводы и горячие воздуховоды должны быть изолированы. Допустимая температура наружной поверхности изоляции в помещении - не более плюс 45 °С, вне помещения - не более плюс 55 °С.
     
     Следует предусматривать защиту наружной поверхности тепловой изоляции трубопроводов кожухом из алюминиевого или оцинкованного стального листа.
     
     

ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ


     

4.26. Систему технологических дренажей следует предусматривать для сбора жидкого хладоагента из “сухих“ отделителей жидкости и обвязочных коммуникаций компрессоров.
     

4.27. Постоянный отвод  жидкости из отделителей  жидкости  должен выполняться самотеком в специальные сборники на аппаратах или в отдельные стоящие дренажные ресиверы вместимостью от 3 до 5 мОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.  каждый.
     
     Отвод жидкости из всасывающих и нагнетательных трубопроводов следует предусматривать самотечным в специальный дренажный ресивер.
    

4.28. Для опорожнения от хладоагента отдельного оборудования или коммуникаций следует принимать установку дренажного ресивера вместимостью, равной максимальной вместимости одного из технологических аппаратов.
     

4.29. Для опорожнения холодильной установки или отдельных ее элементов во время аварий следует предусматривать аварийный дренажный резервуар вместимостью, равной вместимости наибольшего аппарата. Сброс хладоагента в аварийный дренажный резервуар должен быть самотечным. Резервуар следует размещать вне габаритов установки охлаждения газа, определяемых выступающими частями оборудования или трубопроводов; расстояние от резервуара до установки должно быть не менее 10 м.
     

4.30. На станциях охлаждения газа следует устанавливать вспомогательный компрессорно-конденсаторный агрегат (для отсоса паров хладоагента из системы, передавливания парами высокого давления жидкого хладоагента и других операций) и вакуум-насос.
     

4.31. В системе отделения инертов, предназначенной для удаления из холодильного контура неконденсирующихся газов, следует предусматривать отбор газа в следующих точках:
     
     на коллекторах обвязки конденсаторов;
     
     на линейных ресиверах.
     

4.32. Следует предусматривать не менее двух отделителей инертов с поверхностью теплопередачи от 10 до 15 мОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.  каждый.
    

4.33. Для предотвращения разряжения в аппаратах холодильной установки в холодный период следует обеспечивать подачу инертного или природного газа. Допустимое минимальное давление в системе не должно быть ниже 0,15 МПа (абс.).
     

4.34. Для удаления накапливающихся в испарителе высококипящих примесей (масла, тяжелых углеводородов и др.) следует предусматривать ресивер вместимостью 10 мОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. с подогревателем для отпарки хладоагента.
    

4.35. Необходимо предусматривать продувку инертным газом (азотом) всех отключаемых аппаратов или отдельных участков трубопроводов холодильной установки. Применение продуктов сгорания природного газа не рекомендуется.
     
     Неснижаемый запас инертного газа должен быть не менее трех объемов наибольшего аппарата станции охлаждения газа.
     

4.36. Вспомогательные системы компрессорного оборудования (топливного и пускового газа, маслоснабжения, охлаждения масла и воды, аварийного слива масла  из агрегатов, воздухоснабжения и др.) следует проектировать в соответствии с требованиями раздела “Компрессорные станции” настоящих норм.
     
     

СКЛАДЫ ХЛАДОАГЕНТА

4.37. Безвозвратные потери хладоагента следует определять согласно “Методическим указаниям по расчету норм расхода хладоагентов”, утвержденных Мингазпромом.
     
     Объем хдадоагента, хранимого на складе, следует определять с учетом возможности его получения и транспортных средств. При доставке хладоагента только водным путем следует предусматривать хранение его годового запаса.
     

4.38. При работе станций охлаждения газа на смеси хладоагентов необходимо предусматривать резервуары для хранения отдельных компнентов, а также резервуары для приготовления смесей.
     

4.39. В составе склада следует предусматривать:
     
     резервуарный парк для приема и хранения хладоагента;
     
     резервуар или баллоны для хранения инертного газа (азота);
     
     насосно-компрессорное отделение для разгрузки хладоагента, подачи на станцию охлаждения газа и внутрискладских перекачек;
     
     факел либо свечу рассеивания;
     
     сливо-наливные устройства (эстакады).
     

4.40. При проектировании склада хладоанента следует руководствоваться главой СНиП II-37-76.
     
     

ФАКЕЛЬНАЯ СИСТЕМА

4.41. На станции охлаждения газа следует предусматривать факельную систему для отвода и сжигания хладоагента, поступающего при срабатывании предохранительных клапанов, а также периодических сбросах при продувках компрессоров, аппаратов и трубопроводов станции охлаждения и склада хладоагента.
     

4.42. В составе факельгой системы следует предусматривать:
     
     факельные трубы (факелы);
     
     дренажные устройства;
     
     газопроводы от установок до факела с системой автоматики;
     
     трубопроводы топливного газа, воздуха, инертного газа.
     

4.43. Диаметр трубопроводов сбросных газов должен определяться с учетом наибольшего сброса газа одной из подключаемых установок станции охлаждения газа одного газопровода или склада хладоагента с коэффициентом 1,2.
     
     Наибольший аварийный сброс следует принимать:
     
     на станции охлаждения газа - от предохранительных клапанов трех соседних аппаратов с наибольшим сбросом паров;
     
     на складе хладоагента - от предохранительных клапанов трех резервуаров.
     

4.44. Допустимые потери давления в факельной системе ( до верха факельной трубы при максимальном сбросе) следует принимать 0,1 МПа.
     

4.45. Диаметр факела следует определять по максимально допустимой скорости истечения газа в атмосферу, равной 80 м/с, но не более 0,3 числа Маха.
     

Высоту факела следует определять расчетом, исходя из допустимой поверхностной плотности теплового потока на расстоянии 50 м (на линии ограждения факела), которая не должна превышать 7000 Вт/мОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.  (6000 ккал/мОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. · час). Расчет высоты факела следует производить по методике, приведенной в “Нормах технологического проектирования газоперерабатывающих заводов”. Высота факела должна быть не менее 30 м.
   

4.46. Факельные трубы следует предусматривать:
     
     с электрозапальным устройством с дистанционным управлением и автоматическим зажиганием факела;
     
     с горелками постоянного действия;
     
     с огнеоградителем (предпочтительно типа “газостатический затвор”), устанавливаемым под факельной горелкой.
     
     Во избежание попадания воздуха в факельную систему должна предусматриваться подача затворного газа в ствол факела.
     
     Расчет количества затворного газа следует производить в соответствии с “Нормами технологического проектирования газоперерабатывающих заводов”.
     

4.47. Верхнюю часть факельной трубы (не менее 4 м) необходимо предусматривать из жаропрочной стали с ветрозащитным устройством.
     
     На факеле следует предусматривать лестницу с площадками через каждые 6 м и площадку для обслуживания запальных устройств и горелок постоянного действия.
     

4.48. Трубопроводы для сброса паров хладоагента на факел следует выполнять надземно с уклоном не менее 0,002 по ходу, 0,003 - против хода. При невозможности выполнения одностороннего уклона в наиболее низких точках необходимо предусматривать дренажные устройства.
     

4.49. Для поведения ремонтных работ на факельных трубопроводах допускается установка задвижек, которые должны быть опломбированы в открытом положении на границе каждой секции станции охлаждения газа или склада хладоагента.
     

4.50. Обогрев трубопроводов и арматуры сброса хладоагента допускается не проектировать.
     

4.51. При использовании в качестве хладоагента аммиака аварийные сбросы следует направлять в атмосферу через свечи рассеивания, которые следует проектировать в соответствии с СН-369-74.
     
     

ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ КЛАПАНЫ

4.52. На аппаратах и отключаемых участках трубопроводов с жидким хладоагентом станций охлаждения газа и на складах следует устанавливать предохранительные клапаны.
     
     На аппаратах следует устанавливать не менее двух предохранительных клапанов /рабочий и резервный/. Количество рабочих клапанов определяется расчетом. Количество резервных клапанов принимается равным рабочему.
     

4.53. Предохранительные клапаны на резервуарах должны устанавливаться, как правило, через переключающий трехходовой кран.
     

4.54. Сброс от предохранительных клапанов следует предусматривать в факельную систему.
     

4.55. Расчет предохранительных клапанов на сосудах и аппаратах следует выполнять в соответствии с “Правилами техники безопасности для холодильных машин и установок” с учетом отвода всего количества хладоагента во время пожара.
     

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ

4.56. Проект электроснабжения станции охлаждения газа необходимо выполнять в соответствии с требованиями раздела “Компрессорные станции” настоящих норм с учетом того, что основные электропотребители станции (компрессорные агрегаты и их системы, конденсаторы пропана, арматура обвязки компрессоров, потребители КИП и А, пожарные насосы, связь, освещение основных помещений, аварийная вентиляция взрывоопасных помещений, котельная) относятся к первой категории.
     
     Ко второй категории электроприемников относятся потребители склада хладоагента, насосы водоснабжения и канализации, приточно-вытяжная вентиляция производственных помещений.
     

СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ, ОТОПЛЕНИЯ И ВЕНТИЛЯЦИИ

4.57. Проектирование теплоснабжения, отопления и вентиляции зданий и помещений станций охлаждения газа следует выполнять в соответствии с требованиями п.3.160 настоящих норм.
     

4.58. Установку утилизаторов тепла на агрегатах предусматривать не следует, учитывая, что в холодный период года станция искусственного охлаждения не работает.
     
     

ВОДОСНАБЖЕНИЕ И КАНАЛИЗАЦИЯ

4.59. Водоснабжение и канализацию станций охлаждения газа следует проектировать в соответствии с требованиями п.3.165 настоящих норм.
     
     

СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ

4.60. Проектирование систем контроля и управления станций охлаждения газа следует выполнять в соответствии с “Основными положениями по комплексной автоматизации газотранспортных предприятий”, отраслевыми руководящими методическими материалами по созданию автоматизированных систем управления технологическими процессами в газовой промышленности и требованиями настоящих норм.
     

4.61. Станция охлаждения должна иметь централизованное управление и контроль из операторной.
     
     Необходимо предусматривать предупредительный сигнал по температуре газа после воздушных холодильников, разрешающий отключение станции охлаждения в зимний период.
     
     Величина температуры газа определяется конкретным проектом.
     

4.62. Основные параметры, характеризующие работу станций охлаждения, должны выноситься на щит центральной диспетчерской всей площадки КС:
     
     температура газа на входе и выходе;
     
     давление газа;
     
     состояние компрессорных агрегатов (включен, выключен);
     
     сигнал загазованности и о пожаре;
     
     нерасшифрованный предупредительный сигнал и сигнал об аварийных ситуациях.
     
     В центральной диспетчерской должна быть также кнопка аварийного останова станций охлаждения газа.
     

4.63. В контурах хладоагента следует предусматривать контроль температуры и давления с сигнализацией отклонения параметров от нормы.
     

4.64. Турбокомпрессорные агрегаты станции охлаждения должны оснащаться локальными системами автоматического управления, защиты и контроля.
     

4.65. Для защиты турбокомпрессорных агрегатов от помпажа следует предусматривать системы антипомпажного регулирования и защиты.
     

4.66. При проектировании станции охлаждения в составе компрессорной станции следует предусматривать взаимную увязку и блокировку систем автоматизации этих станций.
     

4.67. Питание цепей автоматического управления, защиты и сигнализации станций охлаждения следует предусматривать:
     
     основное - на постоянном токе от выпрямителей;
     
     резервное - от аккумуляторной батареи.
     
     Раздел 5 отсутствует
     

6. СВЯЗЬ

6.1. При проектировании зданий и сооружений связи следует руководствоваться главами СНиП II-90-81, 2.05.06-85, ведомственными нормами технологического проектирования Министерства связи СССР и другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.
     

6.2. Для централизованного управления магистральным газопроводом, а также для руководства работой предприятий следует предусматривать оперативно-технологическую и общетехнологическую связь.
     
     В состав оперативно-технологической связи входят:
     
     центральная диспетчерская связь;
     
     районная диспетчерская связь;
     
     линейная диспетчерская связь;
     
     связь сетевых совещаний;
     
     передача данных для центральной и линейной телемеханики;
     
     передача данных для автоматизированных систем управления;
     
     внутриобъектная связь на промышленных площадках.
     
     В состав общетехнологической связи входят:
     
     дальняя телефонная и телеграфная связь;
     
     местная телефонная связь.
     

6.3. В составе центральной диспетчерской связи следует предусматривать:
     
     телефонную связь Центрального диспетчерского управления ЕСГ СССР Мингазпрома с диспетчерскими пунктами Главков и объединений, подчиненных непосредственно министерству;
     
     телефонную связь Главков и объединений, подчиненных непосредственно Министерству, с диспетчерами и операторами подчиненных объединений, головных сооружений, линейно-производственных управлений, компрессорных станций, подземных хранилищ газа.
     
     Подключение всех абонентов к каналам должно быть параллельное.
     
     Для центральной диспетчерской связи следует предусматривать некоммутируемые четырехпроводные каналы тональной частоты систем передачи.
     

6.4. В составе районной диспетчерской телефонной связи следует предусматривать телефонную связь диспетчера линейного производственного управления с диспетчерами компрессорных станций, аварийно-ремонтных пунктов, линейно-эксплуатационных служб, газораспределительных станций, пунктов измерения расхода газа, подземных хранилищ газа. Все абоненты системы диспетчерской связи следует включать параллельно.
     
     Районную диспетчерскую связь следует предусматривать:
     

по каналам тональной частоты систем передачи, каналам низкой частоты или физическим цепям кабельных или воздушных линий связи;
     
     по каналам радиорелейных линий связи совместно с ультракоротковолновыми радиостанциями;
     
     по каналам низкой частоты и физическим цепям кабельных линий связи совместно с ультракоротковолновыми радиостанциями (радиокабельная система связи);
     
     по каналу низкой частоты, совмещенному с каналом линейной телемеханики, оборудованному специальными разделительными фильтрами.
     
     Используемые каналы - некоммутируемые.
     

6.5. В состав линейной диспетчерской связи входят:
     
     телефонная (радиотелефонная) связь транспортных средств ремонтных бригад, находящихся на трассе газопровода с диспетчером линейно-производственного управления или оператором компрессорной станции;
     
     связь между ремонтными бригадами работающих на трассе газопровода;
     
     соединение с системой линейной диспетчерской связи смежного линейно-производственного управления;
     
     соединение канала линейной диспетчерской связи с каналами связи смежных линейно-производственных управлений;
     
     соединение канала линейной диспетчерской связи с каналом телефонной связи и выходом на местную телефонную связь.
     
     Линейную диспетчерскую связь следует предусматривать:
     
     по каналам низкой частоты кабельных линий связи совместно с ультракоротковолновыми радиостанциями (радиокабельная система связи);
     
     по каналам радиорелейных линий связи совместно с ультракоротковолновыми радиостанциями;
     
     с помощью одноканальных радиорелейных линий связи;
     
     с помощью ультракоротковолновых радиостанций.
     

6.6. Связь сетевых совещаний следует предусматривать для организации совещаний по всей газопроводной сети Мингазпрома.
     
     Связь совещаний следует предусматривать, как правило, по четырехпроводной схеме с использованием каналов дальней телефонной связи, переключаемых на время совещаний с аппаратуры телефонных станций на аппаратуру связи совещаний.
     
     На отдельных участках для связи совещаний допускается использовать каналы низкой частоты и физические цепи кабельных и воздушных линий связи.
     

Для проведения совещаний следует предусматривать помещение для студии.
     

6.7. Передачу данных для центральной телемеханики и автоматических систем управления следует предусматривать по типовым каналам проводными или радиорелейными системами передачи.
     

6.8. Передачу данных для линейной телемеханики следует предусматривать:
     
     по каналам тональной частоты систем передачи, каналам низкой частоты или физическим цепям кабельных и воздушных линий связи;
     
     по каналам радиорелейных систем передачи совместно с ультракоротковолновыми радиостанциями или физическими цепями;
     
     по каналам низкой частоты кабельных линий связи (радиокабельная система связи).
     

6.9. Внутриобъектную связь следует предусматривать между абонентами, находящимися в пределах одной промышленной площадки. Кроме перечисленных в пункте 6.2 настоящих норм видов связи следует также предусматривать:
     
     радиофикацию;
     
     производственную громкоговорящую связь;
     
     электрочасификацию;
     
     охранную и пожарную сигнализацию.
     
     Примечания.
     

1. На компрессорных станциях необходимо предусматривать связь диспетчера с узлом подключения.
     

2. Автоматическую охранную сигнализацию зданий и сооружений объектов магистральных газопроводов следует предусматривать согласно “Перечня зданий и сооружений, подлежащих оборудованию автоматической охранной сигнализацией”, утвержденного Мингазпромом.
     

3. Приемную станцию автоматической охранной сигнализации следует размещать в помещении проходной с выводом дублирующего сигнала в помещение диспетчера (оператора).
     

4. Пожарную сигнализацию следует предусматривать в соответствии с разделом 9 настоящих норм.
     

6.10. Дальнюю телефонную и телеграфную связь следует предусматривать между:
     
     Мингазпромом и объединениями;
     
     абонентами (линейно-производственным управлением, компрессорной станцией, аварийно-ремонтным пунктом, линейно-эксплуатационной службой, головные сооружения) и объединениями;
     
     смежными абонентами (линейно-производственное управление, компрессорные станции);
     

линейно-производственным управлением и компрессорной станцией, аварийно-ремонтным пунктом, линейно-эксплуатационной службой, входящими в состав линейно-производственного управления.
     
     Систему телефонной связи следует проектировать автоматической или полуавтоматической.
     
     Дальнюю телефонную и телеграфную связь необходимо предусматривать по типовым каналам тональной частоты.
     

6.11. Местную телефонную связь для служебных переговоров следует предусматривать в объединениях в линейно-производственных управлениях магистральных газопроводов, на компрессорных станциях, аварийно-ремонтных пунктах и др.
     
     Для выхода на общегосударственную телефонную сеть следует предусматривать соединительные линии связи к ближайшим АТС Министерства связи СССР либо установку прямых абонентов АТС Министерства связи СССР.
     

6.12. Связь газораспределительных станций с потребителем газа следует предусматривать при помощи телефонной сети Министерства связи СССР. Проектирование этой связи выполняется потребителем газа и в проекте газопровода не учитывается.
     

6.13. Количество каналов, необходимых для организации технологической связи, приведено в таблице 5.
     

Таблица 5


Наименование связи, каналов, цепей

Количество
каналов связи

1.

Центральная диспетчерская телефонная связь Мингазпрома с Главками и объединениями, подчиненными непосредственно Министерству.

Центральная диспетчерская телефонная связь Главков и объединений с подчиненными подразделениями.


1


1

2.

Районная диспетчерская телефонная связь линейно-производственного управления с подчиненными ему объектами.


1

3.

Линейная диспетчерская связь линейно-производственного управления, компрессорной станции со специальными транспортными средствами и ремонтными бригадами, работающими на трассе газопровода.



1

4.

Дальняя телефонная связь на участках:
 
Мингазпром - Главк или объединение, подчиненное непосредственно министерству.

Главк или объединение, подчиненное непосредственно министерству - подчиненные подразделения.



Объединение - смежные объединения.


Объединение - линейно-производственное управление, компрессорная  станция.
 


Линейно-производственное управление, компрессорная станция - смежное линейно-производственное управление, компрессорная станция.


3-4
_______
5-6

3-4
_______
5-6

2-3
_______
3-4

2
____
3

2
____
3

5.

Телеграфная связь Мингазпрома с объединением (Главком), подчиненным непосредственно министерству, и объединения (Главка) с подчиненными ему службами, а также смежных объединений и служб между собой.



1

6.

Связь сетевых совещаний Мингазпрома с объединением (Главком), подчиненным непосредственно министерству, и объединения (Главка) с основными эксплуатационными службами газопровода.



1

7.

Передача данных для центральной телемеханики.

2 (основной и резервный)

8.

Каналы передачи данных для автоматизированной системы управления.

по одному от каждой компрессорной станции

9.

Канал связи для линейной телемеханики

1

Примечания.
     

1. При обслуживании станции дальней и местной связи, кроме подразделений магистральных газопроводов и других организаций Мингазпрома, потребное количество каналов и общетехнологической связи определяется расчетом.
     

2. При проектировании автоматизированной системы управления канал телеграфной связи предусматривать не требуется.
     

3. В графе “Количество каналов” в числителе указано количество каналов для одного газопровода, в знаменателе - для системы газопроводов.
     

4. Количество каналов  для центральной телемеханики и системы управления может быть увеличено (определяется  структурой системы управления и количеством передаваемой информации).
     

5. Для компрессорных станций и пунктов замера газа, расположенных у границ двух объединений, необходимо предусматривать канал передачи данных для автоматизированной системы управления к каждому объединению.
     

6.14. Тип линии связи (кабельная, радиорелейная, смешанная), тип системы передачи, количество систем передачи и другие технические решения по устройствам связи определяются при конкретном проектировании технологической связи магистрального газопровода.
     
     

7. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА


ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ


     

7.1. На магистральных газопроводах следует предусматривать комплексную защиту от подземной коррозии защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.
     

7.2. Электрохимическую защиту следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 25812-83, 9.015-74 и требованиями СНиП 2.05.06.-85 “Правилами устройства электроустановок /ПУЭ/”, “Инструкцией по проектированию и расчету электрохимической защиты магистральных трубопроводов и промысловых объектов”, “Руководством по проектированию и защите от коррозии подземных металлических сооружений связи”, ”Инструкцией по электрохимической защите подземных трубопроводов в северных районах и Западной Сибири”, ”Руководством по применению средств электрозащиты от почвенной коррозии подземных на низкотемпературных газопроводах”.
     

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу uwt@kodeks.ru

ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.

Название документа: ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.

Номер документа: 51-1-85

Вид документа: ОНТП

Принявший орган: Мингазпром СССР

Статус: Действующий

Опубликован: Официальное издание

М.: Мингазпром, 1985 год

Дата принятия: 29 октября 1985

Дата начала действия: 01 января 1986
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах