|
Стр. 3
9.5.3. Из резервуарного парка конденсат может направляться или
на реализацию, как товарный продукт, или после ввода в действие
УСК возвращаться для окончательной стабилизации с целью дальнейшей
реализации или переработки в моторные топлива.
9.5.4. При проектировании установок концевых трапных следует
предусматривать утилизацию газов дегазации наиболее экономичным
способом.
9.6. Насосы для перекачки газового конденсата
9.6.1. Тип насосов для перекачки газового конденсата
подбирается в зависимости от физико-химических свойств конденсата
и требуемого объема перекачки. Следует применять центробежные
насосы, допускающие работы с подпором на всасывающей линии с
учетом требований [37].
9.6.2. На напорных линиях центробежных насосов должны
предусматриваться обратные клапаны (первыми от насосов) и запорная
арматура.
9.6.3. Количество рабочих насосов определяется в зависимости
от производительности насосной с учетом роста добычи газа по
годам. Замер расхода конденсата следует предусмотреть после
насосной.
9.6.4. В проектах должна быть предусмотрена обвязка насосов,
позволяющая держать резервный насос в готовом к работе состоянии.
9.6.5. Для перекачки сжиженных газов или легковоспламеняющихся
жидкостей следует применять герметичные насосы (с экранированным
электродвигателем соответствующего уровня взрывозащиты) и насосы с
двойным торцовым уплотнением, по возможности применяя локальные
установки пожаротушения насосов.
9.6.6. Расположение насосов на объектах следует
предусматривать, как правило, в помещениях, укрытиях или в
блок-боксах.
9.6.7. Размещение насосного оборудования в блок-боксах должны
удовлетворять требованиям [7].
Габариты и вес блок-боксов насосных должны удовлетворять
условиям, перечисленным в п. 12.8 настоящих норм.
9.6.8. Обвязка насосов должна производиться в соответствии с
нормами [32].
10. УСТАНОВКИ ПЕРЕРАБОТКИ КОНДЕНСАТА
10.1. Установки переработки конденсата (УПК) предназначены для
осуществления процессов переработки стабильного конденсата в
моторные топлива: бензин, дизельное топливо. При этом остаточные
фракции переработки стабильного конденсата могут быть использованы
как печное топливо - мазут.
10.2. Номенклатура продукции УПК определяется на основании
результатов технико-экономических расчетов, учитывающих количество
и состав исходного сырья, его физико-химические свойства, наличие
потребителей продукции в ближайших районах и ряд других факторов.
10.3. Качество получаемых в результате переработки
углеводородного конденсата продуктов должно соответствовать
требованиям технических условий:
- на бензин автомобильный [38];
- на бензин неэтилированный [241];
- на топливо дизельное [39];
- на мазут [40].
10.4. Установки переработки конденсата (УПК) должны
проектироваться как единый комплекс, состоять из одной или
нескольких технологических линий и оборудования общего
технологического назначения.
10.5. Мощность УПК устанавливается в зависимости от количества
сырья (стабильного конденсата), поступающего с УСК.
10.6. В общем случае, в составе технологических линий УПК
должно предусматриваться следующее основное технологическое
оборудование:
- колонна для получения бензиновых фракций;
- колонна для получения дизтоплива с выделением остаточных
фракций;
- АВО паров отделяемых фракций;
- печь подогрева циркулирующей кубовой жидкости колонны;
- насосы орошения колонн и перекачки циркулирующей жидкости.
Рекомендуется, при возможности, агрегатировать оборудование в
единый многофункциональный блок.
10.7. Для слива продуктов из аппаратов, трубопроводов и
насосов при технологической необходимости или в аварийных
ситуациях в составе УПК следует предусматривать емкости дренажные
и аварийные, обеспечивающие прием и откачку углеводородов либо на
повторную переработку, либо на склад некондиции.
10.8. Хранение продуктов переработки конденсата должно
осуществляться при атмосферном давлении в резервуарах или другой
таре, размещаемых на складах нефтепродуктов или на площадке
резервуарного парка.
11. УСТАНОВКИ ПОЛУЧЕНИЯ СЕРЫ
11.1. Выбор способа производства серы решается в каждом
конкретном случае индивидуально на основании результатов
технико-экономических расчетов, учитывающих содержание серы в
исходном сырье и прочие факторы.
11.2. При извлечении серы до 1 т/сут. утилизация ее не
обязательна, т.е. небольшие количества серы могут сбрасываться в
виде SO или твердых нетоксичных отходов с соблюдением
2
природоохранных требований.
11.3. При извлечении серы от 3 до 5 т/сут. рекомендуется
получение серы окислительным методом, когда в процессе регенерации
сорбента продувкой воздухом сероводород конвертируется в
элементарную серу.
11.4. При извлечении серы от 5 до 10 т/сут. и выше
рекомендуется схема установки производства серы по одной из
модификаций процесса Клауса.
11.5. В составе установки производства серы по методу Клауса
должно быть предусмотрено следующее оборудование:
- сепаратор;
- воздуходувка;
- котлы-утилизаторы;
- реакторы;
- печи;
- сборник жидкой серы;
- дымовая труба.
11.6. В общем случае, при проектировании установок получения
серы следует руководствоваться правилами норм [32].
11.7. В зависимости от вида выпускаемой товарной продукции
сера должна удовлетворять соответствующим требованиям [41 - 43].
11.8. Для хранения и отгрузки готового продукта необходимо
предусматривать специальную площадку с соответствующим
оборудованием. Площадку целесообразно располагать на территории
установки получения серы с возможностью подъезда автотранспорта и
с соблюдением необходимых мер пожарной безопасности.
12. ВЫБОР И КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ И АППАРАТУРЫ
12.1. При выборе оборудования объектов МГДП, ГДП и СПХГ (в
дальнейшем - "объектов") следует максимально использовать
блочно-комплектное оборудование (БКО) с унифицированными узлами
высокой заводской готовности и автоматизации с учетом требований
норм [18].
12.2. При разработке оборудования для объектов в конструкциях
технологических блоков должны учитываться новейшие прогрессивные
технические решения, обеспечивающие высокую технологическую,
экономическую, эргономическую и экологическую эффективность
создаваемых технологических комплексов, а также требуемый уровень
пожаровзрывобезопасности.
12.3. Конструкция разрабатываемого оборудования должна
учитывать возможность управления комплексами с помощью
микропроцессорной техники, позволяющей перейти к "безлюдной
технологии".
12.4. С целью повышения общей заводской готовности и
сокращения монтажных работ при строительстве оборудование должно
быть максимально агрегатировано в укрупненные блоки с обвязкой по
технологическим схемам соответствующих установок.
12.5. Блоки на месте монтажа должны рационально стыковаться в
технологические линии с минимальной протяженностью межблочных
коммуникаций.
12.6. Для оборудования, эксплуатируемого на открытых
площадках, следует предусматривать:
- обогрев, исключающий замерзание жидкостей в процессе
эксплуатации и при прекращении работы;
- возможность быстрого слива застывающих жидкостей из
аппаратов при прекращении работы;
- устройства для защиты движущихся частей оборудования от
атмосферных осадков;
- средства защиты от коррозии, вызываемой атмосферными
осадками;
- мероприятия, обеспечивающие нормальные условия эксплуатации
средств автоматизации, защитной и регулирующей арматуры.
12.7. Для предотвращения увеличения масштаба аварии при пожаре
технологическое оборудование должно быть защищено от теплового
излучения установками водяного орошения (пожарными лафетными
стволами, стационарными установками тепловой защиты) в
соответствии со стандартом [228].
12.8. Для установок промысловой подготовки газа предлагается
применять два исполнения технологического оборудования по
материальному исполнению: нормальное и коррозионно-стойкое.
12.9. Габариты и вес БКО должны обеспечивать возможность
транспортировки его по железной дороге в полном соответствии с
требованиями технических условий погрузки и крепления грузов МПС,
а также соответствовать инструкциям по перевозке водным, воздушным
и автомобильным транспортом.
12.10. Компоновочные решения технологических установок на
объектах должны соответствовать положениями разделов 36 и 37
настоящих норм, а также обеспечивать нижеперечисленные требования:
- минимальные капитальные и эксплуатационные расходы;
- технологическую взаимозаменяемость;
- последовательность технологических процессов с минимальным
количеством встречных перекачек;
- оптимальные размеры рабочей площади агрегатов,
технологических блоков, установки;
- деление на участки, обеспечивающие возможность опорожнения
от продукта всех аппаратов и трубопроводов, расположенных на
площадке;
- свободный доступ к оборудованию, арматуре, приборам контроля
и автоматизации;
- свободный подъезд транспорта и размещение подъемных средств;
- возможность проведения ремонтных работ с помощью средств
механизации.
12.11. Размещение и обвязка аппаратов с трубными пучками
должны обеспечивать возможность демонтажа трубного пучка со
стороны, противоположной размещению плавающей головки, либо
очистки трубок в аппаратах кожухотрубных с неподвижными трубными
решетками.
12.12. Все сосуды, работающие под давлением, должны оснащаться
запорной, предохранительной и регулирующей арматурой в
соответствии с требованиями Правил [44] и [45].
12.13. Для предотвращения опасных последствий проникновения в
системы теплоснабжения взрывопожароопасных или вредных веществ в
случае разрушения и разгерметизации труб с теплоносителем,
проходящих внутри аппаратов, работающих под давлением, при
проектировании в соответствии с требованиями Инструкции [12]
необходимо соблюдать следующие требования:
- на подводящем и отводящем трубопроводах теплоносителя
предусмотреть запорные органы, рассчитанные на давление в
аппаратах;
- на подводящем трубопроводе теплоносителя предусмотреть
обратный клапан, рассчитанный на давление в аппарате.
12.14. Расстояния между аппаратами, колоннами,
теплообменниками и другим оборудованием, расположенными внутри
одной технологической установки, следует принимать исходя из
условий максимального удобства обслуживания, ремонта и выполнения
требований по охране труда и пожарной безопасности в соответствии
с указаниями [7].
Необходимо предусматривать:
а) Основные проходы по фронту обслуживания щитов управления -
шириной не менее 2 м.
б) Основные проходы по фронту обслуживания компрессоров,
насосов и аппаратов, имеющих местные контрольно-измерительные
приборы, и проходы при наличии постоянных рабочих мест - шириной
не менее 1,5 м.
в) Проходы между аппаратами, между аппаратами и стенами
помещений при условии кругового обслуживания - шириной не менее 1
м. Указанные расстояния не относятся к аппаратам, представляющим
часть агрегата. В этом случае расстояние между отдельными
аппаратами агрегата определяется технологической целесообразностью
и возможностью обслуживания.
г) Проходы для осмотра, периодической проверки, регулирования
аппаратов и приборов - шириной не менее 0,8 м.
д) Проходы между отдельно стоящими насосами - шириной не менее
0,8 м.
е) Проходы у оконных проемов - шириной не менее 1 м.
ж) Проходы между газовыми компрессорами - не менее 1,5 м.
Ширина прохода между малогабаритными машинами (шириной и высотой
до 0,8 м) - не менее 1 м.
з) Расстояние между фундаментами "в свету" для вертикальных
аппаратов массой более 100 т или высотой более 40 м должны быть не
менее 3,5 м.
Примечания:
1. Центральные или основные проходы должны быть, как правило,
прямолинейными.
2. Минимальные расстояния для проходов устанавливаются между
наиболее выступающими частями оборудования с учетом фундаментов,
изоляции, ограждения и других дополнительных устройств.
Допускается установка на одном фундаменте двух и более
насосов, в этом случае расстояния между насосами определяются
условиями их обслуживания.
12.15. Для технологических установок различного назначения с
применением систем охлаждения следует предусматривать, по
возможности, безводные системы (использование воздуха или другого
охлаждающего агента).
12.16. Территорию наружных площадок для установки
технологического оборудования, требующего постоянных рабочих мест,
следует проектировать с бетонным покрытием.
12.17. Наружные площадки должны быть на 15 см выше
планировочной отметки земли с уклоном для отвода дождевых вод не
менее 0,003. Участки перекрытий и технологических площадок, на
которых установлены аппараты, установки и оборудование с наличием
в них ЛВЖ, ГЖ и СУГ, должны иметь глухие бортики из негорючих
материалов или поддоны. Высота бортиков, определяемая по объему
разлившейся жидкости (но не менее 15 см), и площадь между
бортиками или поддонов устанавливаются в технологической части
проекта.
12.18. Аварийные трубопроводы должны иметь постоянный уклон в
сторону дренажных емкостей, проектироваться по возможности
прямолинейными с минимальным количеством отводов и поворотов.
12.19. Запорную арматуру для аварийного отключения
технологического оборудования с ГГ, ЛВЖ, ГЖ, СУГ и НГК следует
предусматривать, как правило, дистанционно управляемую с ручным
дублером в соответствии с указаниями [7] и Правилами [37].
При необходимости для защиты человека от теплового излучения
пламени пожара в местах установки арматуры с ручным приводом
должны предусматриваться тепловые экраны.
12.20. Аварийные задвижки с дистанционным и автоматическим
управлением должны быть оборудованы ручным дублером.
12.21. Аварийные (дренажные) емкости, предназначенные для
слива ЛВЖ и ГЖ из печей, следует располагать на расстояниях не
менее принятых в указаниях [7]. В зимний период наземные емкости,
находящиеся в ожидании сброса продукта из печи, должны быть в
нагретом состоянии.
12.22. В обвязке аппаратов и сосудов с наличием ЛВЖ, ГЖ и СУГ
следует предусматривать штуцеры для подсоединения к ним съемных
трубопроводов подачи воды, пара и инертного газа при подготовке их
к ремонту.
12.23. Технические средства, предназначенные для работы в
непосредственном контакте с рабочими веществами, содержащими
сероводород, должны отвечать требованиям, изложенным в п. п.
19.2.3 - 19.2.6, 19.2.11 раздела 19 настоящих норм.
13. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
13.1. Технологические трубопроводы
13.1.1. К технологическим трубопроводам МГДП, ГДП и СПХГ
относятся трубопроводы в пределах предприятия, по которым
транспортируется сырье, продукты и полуфабрикаты производства,
реагенты, ингибиторы и другие жидкие и газообразные среды,
обеспечивающие технологический процесс производства.
13.1.2. Проектирование технологических трубопроводов,
работающих под давлением до 10 МПа, следует выполнять,
руководствуясь нормами и правилами документов [26, 46 - 48], свыше
10 МПа - документов [30, 61, 62].
При этом необходимо соблюдать следующие требования:
- конструировать трубопроводы, как правило, из унифицированных
элементов и узлов;
- предусматривать возможность централизованного изготовления
узлов и секций трубопроводов для осуществления крупноблочного
монтажа.
13.1.3. Технологические трубопроводы, в зависимости от способа
прокладки, подразделяются:
- на надземные, прокладываемые на эстакадах и высоких опорах
при высоте, обеспечивающей проезд под трубопроводами транспорта
или проход людей, а также на низких опорах и т.п.;
- подземные, прокладываемые бесканально (в траншеях) или в
проходных и непроходных каналах.
13.1.4. Выбор способа прокладки технологических трубопроводов
определяется в каждом конкретном случае проектом.
13.1.5. При выборе способа прокладки трубопроводов следует
принимать оптимальные, технико-экономически обоснованные решения.
Исключение составляют трубопроводы групп А, Ба и Бв, которые
прокладываются, как правило, надземно. На участках присоединения к
насосам и компрессорам допускается прокладка этих трубопроводов в
непроходных каналах [26].
13.1.6. Дренажные трубопроводы, связанные с подземными
емкостями, допускается прокладывать подземными, для чего в проекте
должны быть предусмотрены мероприятия, обеспечивающие их
безопасную эксплуатацию.
13.1.7. При прокладке надземных трубопроводов возможно
использование несущей способности трубопроводов большого диаметра
для подвески трубопроводов малого диаметра, если допускается их
совместная прокладка. Использование несущей способности
трубопроводов допускается при выполнении условий их совместной
прокладки, оговоренных в Инструкции [26].
При этом необходимо произвести расчет труб большого диаметра
на допустимый прогиб.
В сейсмических районах использовать несущую способность труб
не допускается [47].
13.1.8. Трассы надземных и подземных трубопроводов следует
выбирать в зависимости от решения генерального плана МГДП, ГДП и
СПХГ с учетом целесообразности прокладки нескольких трубопроводов
по одной трассе при наименьшей их протяженности и с наименьшим
числом пересечений.
13.1.9. Трассы трубопроводов при проектировании рекомендуется
располагать вдоль основных проездов.
13.1.10. Прокладка трубопроводов на низких опорах
рекомендуется на участках, по которым не предусмотрено перемещение
подъемных механизмов и оборудования во время эксплуатации и
ремонта. Минимальная высота прокладки трубопроводов на низких
опорах - 0,35 м до низа трубы.
13.1.11. Расположение и крепление трубопроводов внутри зданий
должно производиться с обеспечением свободного перемещения, при
необходимости, подъемно-транспортных средств. Транзитная прокладка
трубопроводов через помещения запрещается (за исключением паро- и
водопроводов).
13.1.12. Конфигурация обвязочных газопроводов должна исключать
накопление в них застойной жидкости. В противном случае, в
соответствующих точках газопроводы должны оборудоваться средствами
для удаления жидкости.
13.1.13. При проектировании трубопроводов целесообразно
предусматривать максимально возможное и допустимое по условиям
безопасности группирование их в общих траншеях и каналах. С этой
целью выводы из установок трубопроводов, подлежащие группировке в
каналах, рекомендуется группировать в установках еще до погружения
в канал.
13.1.14. Прокладка трубопроводов в общих траншеях и каналах
должна производиться в один ряд, с соблюдением минимальных
расстояний, определенных условиями допускаемого приближения друг к
другу, к другим сетям и сооружениям.
13.1.15. Расстояния между осями смежных трубопроводов,
размещенных на опорах, эстакадах и в каналах, а также от
трубопроводов до стенок каналов для труб с тепловой изоляцией и
без нее, независимо от давления в трубопроводах, следует принимать
по требованиям [26, 48].
13.1.16. Расстояние по вертикали между подземными
технологическими трубопроводами и пересекающими их другими
подземными коммуникациями следует принимать в соответствии с
документами [26, 16].
13.1.17. Все технологические трубопроводы следует
проектировать с уклоном, обеспечивающим возможность полного их
опорожнения в аппаратуру установок или другие емкости, при этом
трубопроводы должны иметь уклоны не менее:
- для газопроводов факельных и аварийных линий - 0,003;
- для легкоподвижных жидких сред - 0,002;
- для высоковязких и застывающих веществ - 0,02.
13.1.18. Глубину заложения трубопровода от поверхности земли
до верха трубы или теплоизоляционной конструкции следует принимать
в соответствии с указаниями Инструкции [26].
Трубопроводы, транспортирующие застывающие, увлажненные и
конденсирующиеся вещества, должны располагаться на 0,1 м ниже
глубины промерзания грунта с уклоном к конденсатосборникам или
емкостям.
13.1.19. В местах пересечения трубопроводом стен, перегородок
следует предусматривать спецфутляры, концы которых должны
выступать на 20 - 50 мм из пересекаемой конструкции. Зазор между
трубопроводом и футляром должен быть не менее 10 мм с уплотнением
негорючим материалом, допускающим перемещение трубопровода,
обеспечивая требуемый предел огнестойкости пересекаемой
конструкции. Внутри футляра не допускается размещение сварных
швов.
13.1.20. Все трубопроводы, проходящие из
невзрывопожароопасного помещения во взрывопожароопасное, должны
быть герметично заделаны в патроне стен.
13.1.21. На подземных трубопроводах бесканальной прокладки при
пересечении ими автомобильных дорог и других инженерных сооружений
следует предусматривать футляры для каждого трубопровода в
отдельности или совместную прокладку их в полупроходном канале.
Внутренний диаметр футляра должен быть на 100 - 200 мм больше
наружного диаметра трубы (с учетом теплоизоляции). Концы футляра
должны выходить за пределы пересечения не менее чем на 0,5 м в
каждую сторону.
13.1.22. Конфигурация трубопроводов обвязки газовых
компрессоров, насосов, технологических установок, а также
размещение и тип опор (неподвижные, подвижные, скользящие,
пружинные) должны выбираться с учетом обеспечения самокомпенсации
температурных деформаций за счет поворотов и изгибов трассы. В
случае недостаточности самокомпенсации следует предусматривать
установку специальных компенсирующих устройств (П-образных,
Z-образных компенсаторов). На трубопроводах, проложенных в земле,
компенсаторы, а также повороты и изгибы, за счет которых
происходит самокомпенсация, должны быть расположены в лотках.
Усилия от трубопроводов на фланцы оборудования не должны превышать
величин, оговоренных в паспортах оборудования.
13.1.23. П-образные компенсаторы должны устанавливаться в
горизонтальном положении с соблюдением общего уклона трубопровода.
В виде исключения компенсаторы могут быть установлены в
вертикальном или наклонном положении петлей вверх или вниз. В этом
случае они должны быть снабжены соответствующими дренажными
устройствами и воздушниками.
13.1.24. Если проектом предусматривается продувка
трубопроводов паром, то их температурная деформация должна
восприниматься специальными, установленными для этих целей
компенсаторами.
13.1.25. Рекомендуемые скорости потоков приводятся в таблице
13.1.
Таблица 13.1
-------------------------------------------T---------------------¬
¦ Рабочее вещество ¦ Рекомендуемая ¦
¦ ¦ скорость, м/с ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦Газ природный ¦5 - 20 ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦Конденсат газовый нестабильный в ¦ ¦
¦трубопроводах: ¦ ¦
¦насосы ¦1,5 - 3,0/0,5 - 1,0 ¦
¦То же, при движении самотеком ¦0,1 - 0,5 до 1,0 ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦Вязкие жидкости: ¦ ¦
¦при вязкости 0,000001 - 0,000016 кв. м/с ¦2,5/1,5 ¦
¦(0,01 - 0,06 кв. см/с) ¦ ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦при вязкости 0,000006 - 0,000012 кв. м/с ¦2,2/1,4 ¦
¦(0,06 - 0,12 кв. см/с) ¦ ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦при вязкости 0,000028 - 0,000072 кв. м/с ¦1,5/0,5 - 1,0 ¦
¦(0,28 - 0,72 кв. см/с) ¦ ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦при вязкости 0,000072 - 0,000146 кв. м/с ¦1,2/0,2 - 0,3 ¦
¦(0,72 - 1,46 кв. см/с) ¦ ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦при вязкости 0,000146 - 0,000438 кв. м/с ¦1,1/0,2 - 0,3 ¦
¦(1,46 - 4,38 кв. см/с) ¦ ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦при вязкости 0,000438 - 0,000977 кв. м/с ¦1,0/0,2 - 0,3 ¦
¦(4,38 - 9,7 кв. см/с) ¦ ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦Вода: в трубопроводах циркуляционных ¦до 2/1 ¦
¦систем охлаждения ¦ ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦ в трубопроводах напорной канализации ¦1,0 - 1,5 ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦ в трубопроводах самотечной канализации ¦0,6 - 1,0 ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦ в трубопроводах подпитки котлоагрегатов ¦1,0 - 2,5/1,0 - 2,0 ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦Пар водяной: насыщенный ¦до 30 ¦
¦ перегретый ¦50 - 70 ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦Конденсат водяной ¦0,5 - 1,5 ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦Сжатый воздух, инертный газ ¦7,5 - 12,5/5,5 - 10 ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦Масла смазочные ¦0,8 - 1,2/0,2 - 0,3 ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦Ингибиторы в трубопроводах ¦до 3 ¦
+------------------------------------------+---------------------+
¦ Примечание. В числителе и знаменателе величины значений¦
¦скорости даны соответственно для нагнетательных и всасывающих¦
¦трубопроводов ¦
L-----------------------------------------------------------------
13.1.26. Всасывающие и нагнетательные газопроводы поршневых
компрессоров в пределах здания разрешается укладывать в закрытых
лотках на опорах, не связанных с фундаментом здания.
13.1.27. В компрессорных цехах, производственных помещениях
технологических установок, насосных при наличии газовых сред с
относительной плотностью по воздуху 0,8 и более закрытые каналы
или лотки, в которых укладываются трубопроводы, должны постоянно
вентилироваться или засыпаться песком.
При наличии ЛВЖ, ГЖ или СУГ устройство в помещении или на
установке каналов и лотков, расположенных ниже уровня пола или
планировочной отметки, не допускается.
13.1.28. Выбор труб для обвязочных трубопроводов
технологических установок производится в соответствии с
Инструкцией [50] и номенклатурой стальных труб и соединительных
деталей трубопроводов.
13.1.29. Выбор труб и соединительных деталей для
технологических трубопроводов следует осуществлять, руководствуясь
требованиями документов [50 - 52], а в случае наличия примесей
сероводорода в транспортируемом продукте - требованиями документов
[53 - 59, 242].
При определении толщин стенок трубопроводов следует исходить
из величины рабочего давления в трубопроводе, учитывать срок
службы трубопровода и скорость коррозии металла труб по данным
проекта разработки месторождения, технологического регламента
согласно Инструкции [5] или по специальным рекомендациям головной
отраслевой организации по коррозии.
13.1.30. Толщины стенок трубопроводов, в зависимости от их
назначения, принимаются исходя из требований документов [15, 52],
а при наличии сероводорода - временных рекомендаций [59 и 242].
13.1.31. Все соединения газопроводов и конденсатопроводов
должны быть сварными. Фланцевые и резьбовые соединения допускаются
только в местах присоединения арматуры и аппаратов, а также на
прямых участках в тех случаях, когда этого требуют условия монтажа
и эксплуатации. Фланцевые соединения рекомендуется располагать, по
возможности, непосредственно у опор.
13.1.32. Не допускается расположение кольцевых (поперечных)
сварных стыков на трубопроводах в толщах стен, перегородок или
перекрытий строительных конструкций, а также на расстоянии менее
200 мм от опор и подвесок.
13.1.33. Длина прямого участка трубопровода между сварными
швами при вварке вставок должна быть не менее 250 мм при диаметре
более 530 мм и не менее 100 мм при диаметре 530 мм и менее.
13.1.34. Вварка штуцеров, дренажных труб в трубопроводы
допускается только на участках, удаленных от сварных швов
трубопровода не менее чем на 200 мм. Не допускается вварка штуцера
в крутозагнутые отводы.
Для бобышек допускается принимать расстояние от образующей до
стыкового сварного шва не менее 100 мм.
13.1.35. На вводах сырого газа в цеха и технологические
установки, а также на выводах товарного газа в магистральный
газопровод должна устанавливаться запорная арматура с
дистанционным управлением.
13.1.36. Запорная арматура с дистанционным управлением должна
располагаться вне здания на расстоянии не менее 3 м и не более 50
м от стены здания или ближайшего аппарата, расположенного вне
здания.
13.1.37. Для продувки и плавного набора давления при пуске
установки запорная арматура с дистанционным управлением должна
снабжаться обводной (байпасной) линией с ручным запорным
устройством и показывающим манометром.
13.1.38. Трубопроводы товарного газа на выходе УКПГ, ГС, КС
ПХГ на расстояниях, указанных в нормах [30], должны иметь
управляемую запорную арматуру для отключения трубопроводов в
аварийных ситуациях.
13.1.39. Арматура для газа и газового конденсата должна быть
стальной и в соответствии со стандартом [60] обладать
герметичностью затвора класса А.
Запорную арматуру на технологических трубопроводах
предпочтительнее устанавливать над поверхностью земли. В земле,
каналах и лотках допускается установка арматуры, присоединяемой
только с помощью сварки. Для арматуры, установленной в земле,
следует предусматривать вывод управления на поверхность без
устройства колодца. Высота от уровня обслуживающей площадки до оси
штурвала арматуры с ручным управлением должна быть не более 1,8 м,
а при ее постоянном использовании - не более 1,6 м.
13.1.40. При расположении задвижек и другой арматуры в
колодцах, лотках и углублениях приводы (штурвалы управления,
электро- и пневмоприводы арматуры) следует устанавливать над
крышками колодцев выше отметки земли, обеспечивая безопасный
доступ к ним на случай ремонта или замены.
13.1.41. Обогревающие теплоспутники трубопроводов, аппаратов,
арматуры и приборов рекомендуется предусматривать с незамерзающим
теплоносителем (антифризом).
13.1.42. При групповой прокладке трубопроводов на общих
опорных конструкциях или эстакадах в тех случаях, когда эти
конструкции не рассчитаны на нагрузки, возникающие при
одновременном гидравлическом испытании всех трубопроводов, в
проекте должна быть оговорена очередность его проведения.
13.1.43. Для обеспечения возможности отключения трубопроводов
без слива продуктов в зимнее время должны быть предусмотрены меры,
предотвращающие замерзание таких продуктов в трубопроводе.
13.1.44. Для всех трубопроводов, предназначенных для
транспортирования ГГ, СУГ, ЛВЖ, ГЖ и НГК, должна быть
предусмотрена возможность продувки их инертным газом или острым
паром. Подвод инертного газа или пара к технологическим
трубопроводам должен производиться с помощью съемных участков
трубопровода или гибких шлангов с установкой запорной арматуры с
обеих сторон съемного участка; по окончании продувки эти участки
трубопроводов или шланги должны быть сняты, а на запорной арматуре
установлены заглушки.
Другие способы присоединения к трубопроводам линий инертного
газа или пара запрещаются.
Запорная арматура коммуникаций пара должна отвечать
требованиям п. 6.35 - 6.39 [229].
13.1.45. На эстакадах трубопроводов, если на них имеются
элементы, требующие обслуживания (запорная и регулирующая
арматура, фланцевые соединения и др.), необходимо предусматривать
проходные мостики шириной не менее 0,6 м с перилами, оборудуемые
по концам и через каждые 200 м сходами в виде маршевых лестниц
(стремянок) с боковым ограждением.
13.1.46. При наличии в газе сероводорода прокладка
трубопроводов к насосам внутри блок-боксов должна
предусматриваться, как правило, надземной. Для газов, не
содержащих сероводород, допускается прокладка трубопроводов в
каналах с последующей засыпкой их песком.
13.1.47. На входе и выходе продукта из печи необходимо
устанавливать запорную арматуру. На входе в печь должен быть
установлен обратный клапан за запорной арматурой по ходу потока.
На многопоточных трубчатых печах запорная арматура и обратный
клапан устанавливаются на каждом потоке.
13.1.48. На трубопроводах, подводящих продукт в печь, возможна
установка дополнительной запорной арматуры с дистанционным
управлением.
Для многопоточных трубчатых печей запорная арматура с
дистанционным управлением устанавливается на общем потоке входа в
печь (до разветвления потока). Необходимость установки обратного
клапана и дополнительной запорной арматуры с дистанционным
управлением на выходе продукта из печи, а также предохранительного
клапана должна определяться в каждом конкретном случае проектной
организацией в зависимости от технологической схемы соединения
печи с другими аппаратами.
13.1.49. При применении многопоточных змеевиков должны
предусматривался узлы равномерного распределения продукта по
потокам. Управление задвижками распределения потоков должно быть
предусмотрено из безопасного места.
При многопоточном змеевике допускается устройство
распределительной гребенки с установкой общей задвижки перед
гребенкой.
13.1.50. В трубчатых печах для продувки змеевика от продукта
необходимо предусматривать стационарный подвод в технологический
трубопровод инертного газа или водяного пара. На паропроводе или
трубопроводе инертного газа, служащего для продувки печи при
остановках, должны быть установлены обратный клапан и два запорных
устройства с расположенным между ними продувочным вентилем для
контроля за плотностью запорной арматуры и спуска конденсата.
Вторая по ходу пара или инертного газа задвижка устанавливается с
электро- или пневмоприводом. Обратный клапан устанавливается
первым со стороны змеевика печи и непосредственно в месте ввода
пара или инертного газа.
В многопоточных печах необходимо предусматривать подвод
инертного газа или пара к каждому потоку.
13.1.51. На трубопроводе, подводящем топливный газ к печам,
перед последним (по ходу газа) отключающим устройством,
непосредственно перед горелками, должна быть предусмотрена линия
продувки системы топливного газа со сбросом на свечу и на факел.
13.1.52. На трубопроводе подачи топливного газа к горелкам
печи должны устанавливаться запорное устройство, замерная
диафрагма, запорный (отсечной) клапан, автоматически закрывающий
подачу топливного газа при падении давления перед горелками ниже
допустимого предела, и регулятор давления топливного газа.
13.1.53. Присоединение отборных устройств средств КиА должно
предусматриваться, как правило, при помощи фланцевых соединений.
13.1.54. При проектировании трубопроводов, подверженных
вибрации, следует предусматривать дополнительные мероприятия,
обеспечивающие их нормальную работу. Прокладывать такие
трубопроводы рекомендуется по возможности на низких опорах.
13.1.55. Технологические трубопроводы сжатого воздуха (в
случае отсутствия осушки воздуха) и охлаждающей воды необходимо
укладывать ниже зоны промерзания грунта. Минимальную глубину
заложения принимать по [10].
13.2. Промысловые трубопроводы
13.2.1. Промысловые трубопроводы могут быть следующих
назначений:
- газопроводы - шлейфы для транспорта газа от скважин до УППГ,
ГРП, УКПГ;
- газопроводы - коллекторы для транспорта газа от УППГ, ГРП,
кустов скважин до УКПГ, ГС, КС ПХГ, ДКС, ГПЗ;
- газопроводы от установки сероочистки до установки подготовки
газа;
- газопроводы товарного газа от установок УКПГ, УППГ до
потребителей на площадках;
- газопроводы подключения УКПГ, ГС, КС ПХГ до узла замера;
- конденсатопроводы для транспорта конденсата от УППГ до ГС и
от ГРП до КС ПХГ;
- конденсатопроводы для транспорта стабильного конденсата от
УКПГ, ГС, КС ПХГ до складов нефтепродуктов или резервуарного
парка;
- конденсатопроводы для транспорта стабильного и нестабильного
конденсата от ГДП до узла замера;
- ингибиторопроводы для транспорта ингибиторов от места их
хранения до точек ввода (скважины, шлейфы, установки подготовки
газа и т.д.);
- трубопроводы насыщенного метанола, подаваемого с установки
подготовки газа для закачки в нагнетательную скважину;
- трубопроводы сточных вод, подаваемых к скважинам для закачки
в поглощающие горизонты.
13.2.2. Промысловые трубопроводы следует проектировать с
учетом требований норм [15, 30, 61, 62].
13.2.3. Проектирование трубопроводов для транспорта ШФЛУ и
нестабильного конденсата с давлением упругости паров выше 0,2 МПа
производится в соответствии с Инструкцией [63].
13.2.4. При проектировании трубопроводов для транспорта
продуктов, оказывающих коррозионное воздействие на металл, сварные
соединения труб и арматуры, необходимо предусматривать
мероприятия, обеспечивающие их защиту от коррозии.
14. УЗЛЫ УЧЕТА ПРОДУКЦИИ ГДП И СПХГ
14.1. Узлы замера продукции скважин
14.1.1. Для контроля за режимом работы эксплуатационных
скважин и замера их дебита в обвязке устьев скважин следует
применять приборы, принцип действия которых основан на измерении
перепада давления, создаваемого при прохождении газа через
сужающее устройство:
- расходомеры (измерители докритического течения);
- ДИКТ (диафрагменные измерители критического течения).
Тип замерного устройства выбирается в зависимости от
конкретных условий исследуемой скважины - дебита скважины,
максимального рабочего давления, наличия мехпримесей, влаги и т.д.
Для газогидродинамических исследований скважин и определения
количественного содержания в газе твердых и жидких фаз
рекомендуются блочные замерные установки, которые монтируются на
продувочной линии.
Для измерения количества продукции по каждой отдельной
скважине на площадках кустов скважин могут предусматриваться также
передвижные замерные сепараторы.
14.1.2. Для замера продукции скважин на промысле ГДП (УКПГ,
УППГ), МГДП с количеством скважин более 4-х (УКПГ) или на ПХГ
(ГРП) следует предусматривать блоки замерных сепараторов,
позволяющих замерять продукцию скважин: газ, конденсат, пластовая
вода.
При проектировании замерных сепараторов должны учитываться
следующие требования:
- блочность, агрегатирование и унификация внешних и внутренних
узлов замерных сепараторов;
- обеспечение оптимальных условий ввода продукции скважин в
сепараторы с учетом структуры течения газожидкостной смеси;
- обеспечение благоприятных гидродинамических условий для
разделения газожидкостной смеси в сепараторе;
- отделение капельной жидкости от газа;
- обеспечение замера продукции скважин (газа, жидкости).
14.1.3. Для ГДП и СПХГ на каждой УКПГ, УППГ предусматривается
один-два замерных сепаратора.
14.1.4. На МГДП с количеством скважин не более 3-х - 4-х замер
продукции скважин производится с помощью узлов оперативного замера
газа, предусматриваемых в схемах установок подготовки газа, путем
отключения из отбора газа всех скважин, кроме одной - исследуемой.
Количество жидкости, отделяемой от газа, в этом случае замеряется
счетчиком или на выходе из сепаратора, или на выходе из
разделителя жидкости.
14.2. Узлы замера расхода газа
14.2.1. Узлы коммерческого учета газа предназначены для замера
и учета товарного газа, поступающего с объектов ГДП, МГДП или ПХГ
в газопровод или потребителю.
Сведения, получаемые на замерных узлах, должны
регистрироваться и использоваться для взаимных коммерческих
операций между поставщиками и потребителями газа.
14.2.2. Замерные узлы следует оборудовать подводящими
коллекторами, замерными нитками, замерными устройствами,
контрольно-измерительными приборами, запорно-предохранительной
арматурой, средствами автоматики и телемеханики, факельными
устройствами или продувочными свечами.
14.2.3. В узлах замера расхода газа должны быть предусмотрены
приборы, оценивающие качество продукции.
14.2.4. Количество рабочих замерных ниток следует обосновывать
технико-экономическим расчетом. На каждую группу замерных ниток,
присоединенных к одному коллектору, следует предусматривать одну
резервную.
14.2.5. Замерные узлы рекомендуется размещать на открытой
площадке. Прокладку замерных ниток следует осуществлять надземно,
на низких опорах.
В северной климатической зоне установку измерительных диафрагм
следует предусматривать в помещении.
14.2.6. Сброс газа из остановленных замерных ниток и
коллекторов следует осуществлять в факельную систему высокого
давления или систему сброса на свечу также высокого давления.
14.2.7. Конструкция замерных узлов должна предусматривать
компенсацию температурных напряжений, а также возможность ревизии
диафрагм или иных замерных устройств и прямых участков в
соответствии с требованиями [64 - 66].
14.2.8. Выбор и монтаж средств измерения следует производить в
соответствии с требованиями нормативных документов [64 - 66].
14.2.9. Приборы КИП и средства телемеханики следует размещать
в отапливаемых помещениях или блок-боксах при температуре
окружающей среды не ниже 5 -С на минимальном расстоянии от
отборных устройств. Импульсные линии, при необходимости, следует
теплоизолировать и обогревать.
14.3. Узлы учета конденсата
14.3.1. Узлы учета конденсата должны проектироваться в
соответствии с требованиями нормативных документов [64 - 66].
14.3.2. Выбор типа измерителя расхода определяется при
проектировании.
Для пунктов товарного учета конденсата рекомендуется
|
