ОНТП 51-1-85, часть 2

• часть 1
• часть 2
• часть 3
• часть 4
• часть 5
• часть 6
• часть 7
• часть 8
• часть 9

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 № 7 и № 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

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

Таблица 2

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 № 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 № 1 и № 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 №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 № 2 настоящих норм.

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

Таблица 3

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

, (3.1)

где: - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, определяемая по данным главы СНиП 2.01.01-82;

- поправка на изменчивость климатических данных; 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 довления с точностью ±0,05 МПа;

измерение и редуцирование топливного газа котельной резервной электростанции и подогревателей газа;

осушку импульсного газа до точки росы минус 55 °С ( при рабочем давлении);

хозрасчетное измерение и учет суммарного расхода топливного, пускового и импульсного газа с коррекцией по температуре и давлению;

выдачу результатов измерения расхода на диспетчерский пункт компрессорной станции;

хозрасчетное измерение и учет суммарного расхода топливного газа, выдачу результатов измерения расхода на диспетчерский пункт компрессорной станции.

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

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

3.87. Система подогрева топливного газа должна включать не менее двух подогревателей.

При отключении одного из подогревателей оставшиеся в работе должны обеспечивать не менее 70 % номинальной тепловой производительности системы.

3.88. В системе редуцирования давления топливного и пускового газа необходимо предусматривать:

100 % -ный резерв регуляторов давления;

автоматическое переключение рабочей и резервной линий;

обвод регуляторов давления.

3.89. Система подготовки импульсного газа должна включать: два ресивера, один из которых предназначается для узла подключения КС; два адсорбера; печь газа регенерации адсорбента.

Вместимость ресиверов импульсного газа должна рассчитываться из условия обеспечения перестановки всех кранов компрессорной станции при двух последовательных аварийных остановках станции.

Необходимо предусматривать автоматическое измерение влагосодержания импульсного газа с помощью регистрируещего влагомера.

3.90. Объем адсорбента следует рассчитывать на следующие условия:

число аварийных остановок компрессорной станции - 2 в год;

число пусков и остановок каждого газоперекачивающего агрегата - 20 в год;

время заполнения ресиверов - не менее 15 минут;

периодичность регенерации адсорбента - 2-3 раза в год.

Система подготовки импульсного газа должна иметь два адсорбера, в одном из которых происходит осушка газа, в другом - регенерация (либо он находится в резерве).

Регенерация адсорбента должна производится осушенным природным газом, подогретым в печи газа регенерации.

3.91. Следует предусматривать контрольное (технологическое) измерение расхода топливного газа по каждому газоперекачивающему агрегату.

Измерительные диафрагмы необходимо устанавливать на линиях после смешивания потоков газа, идущих от блоков редуцирования и от уплотнения нагнетателей.

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

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

УСТАНОВКИ ВОЗДУХОСНАБЖЕНИЯ

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

3.95. Для запуска газомоторных компрессоров следует предусматривать установку пускового воздуха, включающую воздушный компрессор с электроприводом, воздухосборник и установки подготовки воздуха.

В каждой установке необходимо предусматривать не менее двух воздушных компрессоров (рабочий и резервный).

Вместимость воздухосборников должна обеспечивать одновременный запуск двух газомотокомпрессоров.

3.96. Сжатый воздух для ремонтных работ следует отбирать после воздухосборников установки подготовки воздуха.

При отсутстии установки подготовки воздуха необходимо предусматривать компрессорную установку сжатого воздуха для ремонтных работ, состоящую из компрессора, воздухосборника и вспомогательного оборудования для подготовки и охлаждения воздуха.

3.97. Для питания приборов и средств автоматики следует предусматривать подачу сжатого воздуха в соответствии с требованиями ГОСТ 11882-73.

Отбор воздуха для питания приборов и средств автоматики следует предусматривать от компрессорной установки сжатого воздуха для ремонтных работ. При этом необходимо предусматривать воздухосборники и оборудование для подготовки воздуха.

При отсутствии компрессорной сжатого воздуха для ремонтных работ необходимо предусматривать специальную компрессорную сжатого воздуха для нужд КИПиА, состоящую из компрессора, воздухосборника и оборудования для подготовки воздуха.

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

СКЛАДЫ ГОРЮЧЕ-СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ

3.99. Склад горюче-смазочных материалов должен включать:

резервуарный парк, состоящий из резервуаров смазочного масла для газоперекачивающих агрегатов, горюче-смазочных материалов для автотракторной техники и вспомогательных механизмов, антифриза (при необходимости);

насосную склада;

блок очистки масел;

регенерационную фильтров;

склад масел в таре;

топливораздаточные колонки.

3.100. Вместимость резервуаров смазочного масла должна обеспечивать подпитку газоперекачивающих агрегатов маслом в течение трех месяцев, а также 50%-ный запас объема маслосистемы всех установленных газоперекачивающих агрегатов.

При значительных трудностях в доставке горюче-смазочных материалов вместимость резервуарного парка должна обеспечивать шестимесячный запас горюче-смазочных материалов.

3.101. В резервуарном парке следует предусматривать:

резервуары для масла общей вместимостью не менее 50 м³ ;

резервуар отработанного масла;

резервуар отработанного масла на вывоз не менее 25 м³ .

3.102. Следует предусматривать обогрев и теплоизоляцию резервуаров масла и антифриза. Трубопроводы масла и антифриза следует предусматривать с теплоспутниками и теплоизоляцией.

Для макроклиматического района с холодным климатом допускается применение электрического подогрева трубопроводов масла, антифриза.

3.103. Технологическая схем склада горюче-смазочных материалов должна обеспечивать:

прием чистого масла, бензина, дизтоплива, антифриза в соответствующие резервуары склада;

• часть 1
• часть 2
• часть 3
• часть 4
• часть 5
• часть 6
• часть 7
• часть 8
• часть 9