 Новости
|
|
ОНТП 51-1-85 Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы (взамен ВСН 51-2-79)
Ниже представлен типовой образец документа. Документы разработаны без учета Ваших персональных потребностей и возможных правовых рисков. Если Вы хотите разработать функциональный и грамотный документ, договор или контракт любой сложности обращайтесь к профессионалам.
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/см2/ до 9,81 МПа /100 кгс/см2/ 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 № 5.
1.18. Перечень употребляемых в нормах сокращений и их расшифровка приведены в приложении № 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 () при отношении площади рабочего сечения крана на свече к площади сечения продувочной свечи () равном 1, определяется по номограмме (рис.1).
- рабочее давление в газопроводе, Мпа
- диаметр газопровода, мм
- диаметр продувочной свечи, мм
- длина участка между кранами, км
- количество свечей на опорожняемом участке, шт.
- время опорожнения, мин.
Рис.1
При других значениях вышеуказанного отношения пересчет времени опорожнения следует производить по формуле:
(2.1)
где - время, определенное по номограмме для =1;
- время опорожнения участка газопровода при 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 м3 - для газопровода Ду 1000, Ду 1200 мм;
500 м3 - 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;
...
|
