ОНТП 51-1-85, часть 3
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 м3 .
При значительных трудностях в доставке метанола вместимость резервуаров для метанола допускается принимать до 300 м3 .
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 № 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 № 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 №№ 7, 8, 17, 18, 20 осуществляется:
- импульсным газом от цехового /станционного/ коллектора импульсного газа с установкой одного резервуара с обратным клапаном у кранов № 7, 17 и одного резервуара у кранов № 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 № 36 и № 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 № 36 и № 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 35
330
кВ.
3.126. Главная
понижающая подстанция напряжением 35330/10
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 механизмов 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 930018600
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 м3 .
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/см2 );
в нагнетательной линии до конденсатора - 0,0098МПа (0,1 кгс/см2 );
в воздушных конденсаторах хладоагента - 0,024 МПа (0,25 кгс/см2 ).
Потери давления природного газа в испарителях и обвязке испарителей - не более 0,0697 МПа (0,7 кгс/см2 ).
Необходимо принимать следующие скорости:
для паров хладоагента:
а/ на стороне
всасывания - 1012
м/сек;
б/ на стороне
нагнетания - 1215
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.