Меню

Основное и вспомогательное оборудование газпром



Основное и вспомогательное оборудование КС.

Основное технологическое оборудование компрессорной станции — газоперекачивающие агрегаты, обеспечивающие необходимый режим транспортировки газа по магистральному газопроводу.

Вспомогательное оборудование компрессорной станции можно разделить на две группы: обеспечивающее нормальную работу ГПА и объектов обслуживания.

К вспомогательному оборудованию первой группы относят:

установки по очистке газа от пыли и капельной влаги.

оборудование для охлаждения газа после его выхода из нагнетателей

оборудование систем смазки, уплотнения для центробежных нагнетателей,

регулирования и защиты ГПА.

оборудование системы охлаждения масла.

оборудование системы подготовки топливного, пускового и импульсного газа.

К вспомогательному оборудованию КС второй группы относят:

оборудование систем водоснабжения, канализации, связи, телемеханики и электроснабжения.

Оформление линейной части.

Линейная часть газопроводов должна быть обозначена столбиками высотой 1,5-2 м с опознавательными знаками на прямых участках в пределах видимости, но не реже,чем через 1000 м, а также на углах поворота газопроводов, с указанными на них километражем, фактической глубиной заложения, наименованием газопровода и номера телефона эксплуатирующей организации. На землях сельскохозяйственного пользования столбики устанавливаются только на границах полей, лесопосадок.Если вдоль газопровода проходят воздушные линии связи, то для обозначения трассы газопровода можно использовать опоры связи с указанием на них километража,глубины заложения,расстояния от опоры до оси газопровода.

Для закрепления трассы газопровода на местности вместо железобетонных столбиков можно использовать контрольно-измерительные колонки катодной защиты. В этом случае КИК окрашиваются как километровые столбики. Километровые столбики должны быть окрашены в ярко-оранжевый или ярко-желтый цвет.

В местах пересечения газопроводов с железными и автомобильными дорогами всех категорий устанавливаются знаки «Осторожно газопровод» и «Остановка запрещена». На многониточных переходах должна быть обозначена каждая нитка. Знаки, установленные на пересечениях с автомобильными, железными и водными путями, должны быть согласованы с их владельцами, и на основании этого подписываются двухсторонние акты.

Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, устанавливает владелец дороги по требованию организации, эксплуатирующей газопровод, и по согласованию с Госавтоинспекцией.

Места пересечения газопроводов с другими надземными и подземными коммуникациями обозначаются знаками «Газопровод высокого давления». Совладельцами коммуникаций разрабатываются и согласовываются мероприятия по взаимодействию в случаях аварийных ситуаций.

Подводные переходы газопроводов через судоходные реки должны быть обозначены знаками в соответствии с требованиями Устава внутреннего водного транспорта.

Подводные переходы газопроводов через несудоходные преграды и овраги должны быть обозначены знаками обозначения трассы.

Знаки должны обеспечивать:

визуальное обнаружение газопровода при патрулировании любым способом.

определение местоположения газопровода при ведении работ в охранной зоне газопровода.

Каждый столбик оборудуется двумя плакатами%

Первый — с информацией об охранной зоне, месте залегания и принадлежности газопровода устанавливается вертикально.

второй – с указанием (в км.) по трассе газопровода (для визуального поиска необходимых участков с воздуха) – устанавливается с небольшим наклоном к горизонтали (не более 30 0 )

Газопроводы, пересекающие водные преграды шириной более 50 м, оборудуются реперами, При ширине реки от 50 до 100 м допускается установка одного постоянного репера. При ширине реки свыше 100 м устанавливаются два и более репера.

Классификация и категории Магистральных газопроводов.

Магистральные газопроводы, в зависимости от рабочего давления, делятся на два класса. Кпервому классу относятся газопроводы с рабочим давлением от 2,5 до 10 Мпа, а ко второму от 1,2 до2,5 Мпа.

Аварийный запас.

Аварийный запас труб, трубопроводной арматуры, оборудования, ГСМ и других материалов предназначен и должен использоваться для ликвидации аварий.

Аварийный запас может по распоряжению руководства предприятия использоваться при переиспытаниях газопроводов, для ликвидации отказов и для текущего ремонта.

По мере использования аварийный запас должен восполняться.

Марка и толщины стенок труб аварийного запаса должны соответствовать аналогичным параметрам эксплуатируемых труб.

Трубы аварийного запаса должны иметь на внутренней поверхности маркировку, содержащую данные об их длине,диаметре,толщине стенки и марке стали,заводские номера труб и сертификаты.

Пункты хранения аварийного запаса труб располагаются вдоль трассы газопровода, на площадках КС, в местах расположения узловых пунктов ЛЭС, в районе расположения крановых узлов, в местах, удобных для подъезда, свободной погрузки и разгрузки. Земельный участок под АЗТ отводится в установленном порядке.

Периодически, но не реже, чем два раза в год подразделения должны проводить осмотр аварийного запаса труб.

Аварийный запас труб должен быть уложен на стеллажах под наклоном 1-2 градуса по вертикали для предотвращения скапливания воды внутри труб АЗТ.

Если газопровод однониточного исполнения, то общая длина аварийного запаса в метрах 0,2% от общей длины газопровода.

Если газопровод двухниточного исполнения, то общая длина аварийного запаса в метрах 0,15 % от общей длины газопровода.

Если газопровод трех и более ниток то общая длина аварийного запаса в метрах 0,1% от общей длины газопровода.

Требования к охранной зоне и зоне минимальных расстояний.

Земельные участки для линейной части магистральных газопроводов предоставляются во временное или постоянное пользование в соответствии с основами Земельного законодательства.

Земельные участки, предоставляемые во временное пользование на период строительства или ремонта, должны быть рекультивированы и возвращены землепользователям в соответствии с действующим Законодательством.

По окончании плановых или аварийно-восстановительных работ эксплуатирующее предприятие возмещает убытки землепользователям и приводят земельные угодья в состояние, пригодное для дальнейшего использования.

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных газопроводов и их объектов устанавливается охранная зона составляет 25 м от оси крайнего газопровода в обе стороны как на землях сельскохозяйственного пользования. так и на землях гослесфонда.

После приемки газопровода в эксплуатацию организация, эксплуатирующая газопровод, должна в месячный срок проконтролировать нанесение на карты землепользователя границы охранной зоны и фактического положения газопровода с обязательным составлением двухстороннего акта.

При совпадении (пересечении) охранной зоны газопроводов с полосой отвода железных или автомобильных дорог, охранными зонами ЛЭП и другими объектами проведение работ, связанное с их эксплуатацией на совпадающих участках осуществляется заинтересованными сторонами по согласованию между ними, с обязательным составлением соответствующего протокола о взаимодействии в случаях аварийных ситуаций.

Трассу магистрального газопровода в пределах 3 м от оси крайнего газопровода в каждую сторону и между нитками необходимо периодически расчищать от кустарников, древесной растительности и содержать в безопасном противопожарном состоянии. В случае, если газопровод проложен однониточным коридором, то ширина расчистки от оси составляет 6 м.

Эксплуатирующая организация должна периодически (два раза в год) оповещать предприятия, население находящиеся в районах прохождения газопроводов о необходимости выполнения требований правил охраны магистральных газопроводов.

Расстояния, в м, для трубороводов I и II классов с диаметром труб,в мм

Источник

Основное и вспомогательное оборудование КС.

Основное технологическое оборудование КС — ГПА, обеспечивающие необходимый режим транспортировки газа по МГ. Вспомогательное оборудование КС, можно разделить на две группы:

оборудование, обеспечивающее нормальную работу ГПА; оборудование объектов обслуживания.

Квспомогательному оборудованию первой группы относят установки по очистке газа от пыли и капельной влаги, оборудование для охлаждения газа после его выхода из центробежных нагнетателей; оборудование систем смазки, уплотнения, регулирования и защиты ГПА; оборудование системы охлаждения масла; оборудование системы подготовки топливного, пускового и импульсного газа. К вспомогательному оборудованию обслуживания КС относят оборудование систем водоснабжения, канализации, связи, телемеханики и энергоснабжения.

ГПА состоит из центробежного нагнетателя и привода.

Газовая турбина совместно с обслуживающими ее механизмами и устройствами (осевым компрессором, камерой сгорания и др.) составляют ГТУ, которая вместе с нагнетателем (и при необходимости с редуктором) образуют ГПА.

В состав ГПА входят: турбина высокого давления (ТВД), турбина низкою давления (ТНД), осевой воздушный компрессор, камера сгорания, пусковая турбина (турбодетандер), регенератор (теплообменник), центробежный нагнетатель.

Важное значение для бесперебойной работы ГПА имеют системы смазки, уплотнения, регулирования и защиты.

При использовании газотурбинного привода необходима очистка от механических примесей и конденсата, газа, сжимаемого в основных газовых турбинахГПА (топливного газа), пусковых турбинах ГПА (пускового газа) и направляемого в приборы системы контроля и автоматики (импульсного газа).

Установка для очистки газа от механических примесей и конденсата состоит из определенного числа вертикальных сепараторов-пылеуловителей и трубной обвязки.

Заметный температурный перепад по длине участка тр-да приводит квозникновению значительных продольных температурных напряжений и деформаций тр-да. Для охлаждения компримированного газа после центробежных нагнетателей перед подачей его в МГ на КС используют установки воздушного охлаждения. Каждая такая установка состоит из определенного числаАВО (обычно 8-15). Применяют АВО типа АВГ (горизонтальные) и АВЗ (зигзагообразные).

2. Технология и организация работ нулевого цикла.

К нулевому циклу при сооружении НС и КС относят земляные работы, связанные с вертикальной планировкой территории площадки, рытьем котлованов и траншей, и работы по устройству ф-тов зданий, сооружений и оборудования. Иначе, к нулевому циклу относят строительные работы, по возведению всех частей зданий или сооружений, расположенных ниже вертикальной нулевой отметки.

Несмотря на широкое применение блочно-комплектных устройств и повышение уровня блочности НС и КС, сохраняющиеся повышенная трудоемкость и большая длительность работ нулевою цикла не позволяли значительно сократить сроки строительства НС и КС. Это потребовало как совершенствования конструкции фундаментов, так и дальнейшей индустриализации работ нулевого цикла.

Развитие индустриализации работ нулевого цикла происходит по следующим основным направлениям,

Читайте также:  Правила испытания смонтированного газового оборудования и приборов

1. Широкое применение под здания насосных и компрессорных цехов и вспомогательных зданий свайных ф-тов из забивных или буронабивных свай, отличающихся меньшей трудоемкостью возведения и большей эффективностью по сравнению с отдельными, плитными и массивными ф-тами. Особенно эффективно применение свайных ф-тов в отдаленных, северных районах со слабо, развитой сетью транспортных дорог и суровыми климатическими условиями.

2. Снижение до минимума или полное исключение при работах нулевого цикла бетонных, работ, отличающихся повышенной трудоемкостью, длительностью и сильной зависимостью от климатических условий и температур окружающего воздуха. Для этого при сооружении НС и КС проводят следующие организационно-технические мероприятия;

применение свайных ф-тов; замена монолитных железобетонных ростверков свайных ф-тов на сборные; замена железобетонных ростверков под колонны зданий насосных и компрессорных цехов на стальные из прокатных профилей, широкое использование безростверковых свайных фундаментов.

Земляные работы разновидность общестроительных работ, связанных с разработкой, перемещением и укладкой грунтов Готовая продукция земляных работ — постоянные и временные земляные сооружения, к которым относят насыпи и выемки (котлованы для фундаментов и траншей для подземных трубопроводов). При сооружении НС и КС земляные работы выполняют при проведении вертикальной планировки строительной площадки, возведении котлованов и траншей, обратной засыпке пазух котлованов и траншей и строительстве внутриплощадочных дорог.

Охарактеризуем земляные сооружения, возводимые при строительстве НС и КС.

Котлован — временное земляное сооружение типа выемки с соизмеримыми но величине размерами в плане и глубиной, намного меньшей этих размеров Размеры в плане котлована определяются размерами в плане зданий НЦ и КЦ, оборудования и т.д. Глубина котлована зависит от характера грунтов основания, наличия в зданиях технических подвалов, гидрогеологических и геокриологических условий.

Траншея — временное земляное сооружение типа выемки, у которого длина во много раз больше размеров поперечного сечения. Траншеи на НС и КС используют для размещения подземных технологических тр-дов – тр-дов водоснабжения, канализации и других инженерных сетей.

Бетонные и арматурные работы при возведении монолитных фундаментов под перекачивающие агрегаты

При сооружении НС и КС бетонные и арматурные работы все еще применяют при возведении монолитных массивных ф-тов газоперекачивающих и насосных агрегатов и некоторого технологического оборудования монолитных ростверков свайных ф-нтов зданий НЦ и КЦ и монолитных плит свайных ф-нтов перекачивающих агрегатов. Основной объем бетонных и арматурных работ выполняют при возведении монолитных массивных ф-тов перекачивающих агрегатов.

Работы по возведению свайных ф-тов под здания, основное и вспомогательное технологическое оборудование

При сооружении НС и КС магистральных тр-дов значительно возрос объем возведения свайных ф-нтов не только под здания и технологическое оборудование со статическими нагрузками, но и под технологическое оборудование с динамическими нагрузками.

В свайных ф-тах используют забивные и буронабивные сваи. В качестве забивных применяют стандартные ж/б сваи сплошного квадратного сечения или круглые сваи кольцевого сечения.

В грунт забивные сваи погружают с помощью самоходного сваебойного агрегата, состоящего из базовой самоходной машины, навесного копра и молота для забивки свай. Наибольшее распространение на строительстве НС и КС получили сваебойные агрегаты на базе тракторов и шасси экскаваторов, оснащенных дизельными молотами (дизель-молотами).

Источник

Все о транспорте газа

7.9 Техническое диагностирование

7.9.1 Основными задачами технического диагностирования оборудования и трубопроводов КС является оценка их технического состояния, своевременное выявление изменений технического состояния, условий взаимодействия с окружающей средой, оценка срока безопасной эксплуатации, выявление дефектов, возникновение которых возможно с течением времени в ходе эксплуатации, подготовка рекомендаций по выбору наиболее эффективных способов организации эксплуатации оборудования и трубопроводов, а при необходимости способов ремонта.

7.9.2 Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов КС проводят по Программам, ежегодно утверждаемым ОАО «Газпром».

7.9.3 Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов КС проводят Специализированные организации.

7.9.4 Комплекс диагностических мероприятий включает в себя:

  • диагностические обследования;
  • периодические контрольные измерения;
  • расширенные диагностические обследования;
  • экспертиза промышленной безопасности оборудования;
  • мониторинг состояния оборудования и технологических трубопроводов;
  • выборочный контроль качества монтажа технологических трубопроводов;
  • проверку работоспособности опор.

7.9.5 Оборудование и трубопроводы КЦ в установленные сроки подвергают соответствующим осмотрам и испытаниям. Акты осмотров и испытаний прилагают к паспорту (эксплуатационному формуляру).

7.9.6 По истечении нормативного срока службы технологическое оборудование (в том числе, приводные газотурбинные двигатели стационарного типа и нагнетатели природного газа всех типов) подвергают экспертизе промышленной безопасности с целью установления возможности и продолжительности его дальнейшей безопасной эксплуатации. При этом подготовку и проведение исследовательских, диагностических, контрольных и других испытаний и мероприятий выполняют по утвержденным ОАО «Газпром» программам и методикам, согласованным с национальным органом Российской Федерации по техническому регулированию и метрологии.

7.9.7 Внутритрубное диагностирование технологических трубопроводов газа КС включает:

  • внутритрубное обследование технологических трубопроводов газа КС в целях определения их фактической конфигурации (геометрия, длина катушек, тип трубы и т.п.) и наличия в них посторонних предметов и загрязнений;
  • ВТД технологических трубопроводов газа КС в целях выявления дефектов тела трубы (потеря металла, сплошная и язвенная коррозия, расслоения, трещиноподобные дефекты, включая дефекты КРН) и дефектов сварных соединений (непровары, утяжины, смещения кромок и т.п.).

7.9.8 Проведение внутритрубной диагностики на технологических трубопроводах КС регламентирует СТО Газпром 2-2.3-066, в соответствии с которым осуществляют организацию, планирование работ, проведение работ, анализ результатов внутритрубного диагностирования, оформление отчета и выдачу заключения о техническом состоянии обследованного объекта

7.9.9 Подготовку технологических трубопроводов КС к внутритрубному диагностированию проводит ЭО по составленному и согласованному в установленном порядке плану-графику. Готовность технологических трубопроводов КС к внутритрубному диагностированию оформляют двухсторонним актом, подписываемым представителями Эксплуатирующей и Специализированной организаций.

7.9.10 С целью определения фактических размеров выявленных привнутритрубном диагностировании дефектов проводят выборочное техническое диагностирование технологических трубопроводов КС в шурфах, включающее проведение неразрушающего контроля труб с применением различных методов контроля (визуального, ультразвукового, магнитного и т.д.).

7.9.11 Очередность внутритрубного диагностирования технологических трубопроводов КС устанавливают с учетом сроков эксплуатации, уровня вибрации, характера нагрузок от пульсаций газа, конструкционных и технологических характеристик, состояния изоляционного покрытия, возможности резервирования и других факторов.

7.9.12 Периодичность проведения внутритрубного диагностирования технологических трубопроводов КС определяют на основе прогнозных оценок их технического состояния, которыевыполняют с учетом результатов предыдущих обследований, динамики развития дефектов и повреждений изоляционного покрытия и других факторов.

7.10 Техническая документация

7.10.1 На КС используют следующую техническую документацию:

  • Положения о производственных службах (при отсутствии ГКС – Положение о КС или КЦ соответственно);
  • технологический регламент по эксплуатации КС;
  • должностные инструкции;
  • инструкции по охране труда по профессиям и видам работ;
  • инструкции по эксплуатации оборудования, систем, установок и т.п.;
  • инструкции по пожарной безопасности;
  • паспорта на оборудование, системы, установки, сосуды, грузоподъемные механизмы, средства защиты, инструмент и приспособления;
  • эксплуатационные и ремонтные формуляры;
  • технологические (режимные) карты, ведомости по эксплуатации оборудования, систем, установок и т.п.;
  • структурные, функциональные, принципиальные и другие необходимые схемы станционных систем;
  • ПЛА;
  • перечень работ повышенной опасности, проводимых по наряду-допуску;
  • перечень газоопасных работ;
  • перечень огневых работ;
  • протоколы (акты) проверки защит оборудования и установок;
  • графики плановых ремонтов оборудования, систем, установок, сосудов, грузоподъемных механизмов, средств защиты, инструмента и приспособлений;
  • перечень мест, в которых необходимо по графику проверять воздух рабочей зоны на загазованность;
  • маршруты обхода оборудования и установок.

7.10.2 Примерный перечень оперативной документации, используемой на КС, содержит:

  • оперативный журнал;
  • журнал распоряжений;
  • журнал учёта вынужденных и аварийных остановов;
  • журнал контроля масла;
  • журнал учета турбинного масла;
  • журнал регистрации работ;
  • журнал регистрации газоопасных и огневых работ;
  • журнал регистрации газоопасных работ без оформления наряда-допуска;
  • журнал дефектов основного и вспомогательного оборудования;
  • журнал контроля загазованности;
  • журнал эксплуатации вентиляционных установок
  • журнал регистрации дефектов и нарушений по результатам проверок объектов на I уровне АПК.

7.11 Требования безопасности при эксплуатации компрессорных станций

7.11.1 Ответственным за безопасную эксплуатацию КС является руководитель Филиала ЭО.

7.11.2 Приказом по Филиалу ЭО назначают должностных лиц и специалистов, ответственных за техническое состояние и безопасную эксплуатацию КЦ, оборудования, систем, приборов и т.д.

7.11.3 Основные меры безопасности при эксплуатации КС определены технологическим регламентом и инструкциями по эксплуатации систем и оборудования, планами проведения ремонтных работ, должностными инструкциями, инструкциями по охране труда по видам работ и профессиям, требованиям настоящего стандарта и НД национального органа Российской Федерации по техническому регулированию и метрологии, с учетом местных условий.

7.11.4 Работы на КС проводят с разрешения начальников КС, ГКС, КЦ, сменного инженера с записью в соответствующих журналах.

7.11.5 При выполнении работ по обслуживанию, ремонту движущихся частей АВО руководитель работ:

  • оформляет наряд-допуск, как на работу в действующих электроустановках, в соответствии с требованиями безопасности;
  • обеспечивает согласованность действий сменного персонала со всеми производителями работ на АВО.

7.11.6 ЭО на основе типовых инструкций разрабатывает инструкции по безопасному выводу ГПА в ремонт.

7.11.7 Основными требованиями безопасности при выводе ГПА в ремонт являются:

  • отключение электропитания от исполнительных механизмов;
  • приведение ТПА в состояние, обеспечивающее безопасность ремонтных работ;
  • предотвращение самопроизвольного и несанкционированного срабатывания ТПА (отключение питания импульсным газом с обеспечением видимого разрыва в импульсном трубопроводе, блокировка ручного управления арматурой, установка соответствующих знаков безопасности и плакатов на органах управления: «Не открывать!», «Не закрывать!»);
  • установка силовых заглушек на трубопроводах топливного, пускового и буферного газа;
  • вскрытие люков-лазов и установка временных герметизирующих устройств (при необходимости);
  • тщательная проверка по окончании ремонта отсутствия в проточной части нагнетателя и ГТУ, а также во всасывающем и нагнетательном трубопроводах посторонних предметов.
Читайте также:  Оборудование для предприятий общественного питания из нержавеющей стали

7.11.8 Контроль над выполнением требований безопасности при проведении ремонтных работ осуществляет сменный персонал при обходах оборудования.

7.11.9 Работы по разгерметизации нагнетателей, газовых редукторов, редукторов ГПА (мультипликаторов), систем уплотнения «масло-газ» и других полостей, с возможным нахождением газа, относят к газоопасным.

7.11.10 На КС, оснащенных ГПА с ЦБН, в обязательном порядке предусматривают аварийное отключение станции от МГ поворотом одного ключа/нажатием кнопки аварийного (экстренного) останова, приводящим к останову всех работающих ГПА. При этом общестанционные краны обеспечивают сброс газа из газопроводов КС.

7.11.11 Арматуру, отключающую КС от МГ на входе и выходе, оснащают устройствами дистанционного и местного управления.

7.11.12 Вход в воздухозаборные камеры и АВО закрытого исполнения при работающем оборудовании запрещен. Двери оснащают наружными запирающими устройствами и снабжают соответствующими надписями.

7.11.13 При разгерметизации нагнетателя проведение работ в галерее нагнетателей (отсеке нагнетателя), не относящихся к вскрытию запрещено. Во время вскрытия нагнетателя в галерее нагнетателей присутствуют только лица, производящие вскрытие, и оперативный персонал, обслуживающий работающие ГПА.

7.11.14 Основными требованиями безопасности при разгерметизации нагнетателя являются:

  • наличие наряда-допуска на проведение газоопасной работы на период разгерметизации нагнетателя;
  • ограждение опасной зоны люков-лазов и полости нагнетателя;
  • включение приточно-вытяжной вентиляции;
  • периодический контроль загазованности в рабочей зоне.
  • Не допускается во время ремонта в картере ГМК проворачивание коленчатого вала при помощи буксовки. На ограждении маховика вывешивают знак безопасности и плакат: «Не буксовать!». При необходимости допускается только ручная буксовка с принятием необходимых мер безопасности с технологической подготовкой.

7.11.16 В процессе эксплуатации ГПА обеспечивают герметичность разделительной стенки между помещениями (отсеками) нагнетателей и приводных двигателей.

Источник

СТО Газпром 2-6.2-149-2007 Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром»

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью
«Научно-исследовательский институт природных газов
и газовых технологий — ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью
«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

КАТЕГОРИЙНОСТЬ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ ПРОМЫШЛЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

СТО Газпром 2-6.2-149-2007

Дата введения — 2008-01-31

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — ВНИИГАЗ»

2 ВНЕСЕН Управлением энергетики Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от 24 августа 2007 г. № 249 с 31 января 2008 г.

4 ВЗАМЕН ВРД 39-1.21-072-2003 Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром»

Содержание

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины, определения и сокращения

4 Основные положения

5 Категорийность технологических объектов, электроприемников и комплексов электроприемников по надежности электроснабжения

6 Источники питания

7 Категорийность отдельных видов комплексов электроприемников и электроприемников

Приложение А (рекомендуемое) Последствия перерывов электроснабжения

Введение

Данный стандарт разработан взамен ВРД 39-1.21-072-2003 «Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром» и является результатом его пересмотра.

Стандарт разработан с целью учета изменившихся требований нормативных документов, правил и директивных материалов государственных органов надзора, а также инструкций по эксплуатации оборудования и электроустановок, действующих в ОАО «Газпром».

Настоящий стандарт вместе с правилами устройства электроустановок ( ПУЭ) [ 1] является основополагающим документом по нормированию надежности электроснабжения технологических объектов, комплексов электроприемников и электроприемников ОАО «Газпром».

В настоящем стандарте учтены дополнительные требования предприятий и проектных организаций к электроснабжению электроприемников различной категории на объектах газовой промышленности, приведены данные о возможных последствиях при перерывах в электроснабжении.

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает:

— категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром»;

— нормативные требования по надежности электроснабжения электроприемников, комплексов электроприемников и технологических объектов ОАО «Газпром».

1.2 Настоящий стандарт обязателен для применения на производственных объектах ОАО «Газпром» при проектировании, новом строительстве, реконструкции (модернизации) действующих систем электроснабжения.

1.3 Настоящий стандарт должен использоваться в качестве нормативной базы при построении схем электроснабжения, выборе типа, мощности и количества источников питания, а также при оценке последствий для производственного процесса при отказе системы электроснабжения в соответствии с приложением А.

1.4 Настоящий стандарт не распространяется на электроприемники промышленных объектов ОАО «Газпром» морского базирования.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 10032-80 Дизель-генераторы стационарные, передвижные, судовые вспомогательные. Технические требования к автоматизации.

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

3.1.1 технологический объект; ТО: Совокупность сооружений, включающая технологические установки, оборудование, коммуникации и инфраструктуру, размещаемая на определенной территории, предназначенная для осуществления определенной производственной деятельности (добыча, транспорт, переработка газа и др.) и являющаяся объектом электроснабжения (например, компрессорный цех, дожимная компрессорная станция, станции охлаждения газа, газораспределительная станция и др.).

3.1.2 электроприемник; ЭП: Устройство, предназначенное для преобразования электрической энергии в другой вид энергии для ее использования (например, насос масла смазки ГПА, аварийное освещение, циркуляционный насос котельной и др.).

3.1.3 комплекс электроприемников; КЭ: Электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещенных на определенной территории (например, электроприемники ГПА, группа электроприемников АВО газа, электроприемники котельных и др.).

3.1.4 электрическая сеть: Совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

[ ПУЭ [ 1], пункт 1.2.6.]

3.1.5 независимый источник питания: Источник питания, на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентированных пределах при исчезновении его на другом или других источниках питания.

Примечание — К независимым источникам питания относятся секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий:

— каждая из секций или систем шин, в свою очередь, имеет питание от независимого источника питания;

— секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций (системы) шин.

[ ПУЭ [ 1], пункт 1.2.10]

3.1.6 основной источник питания: Независимый источник питания, обеспечивающий электроэнергией нормированного ГОСТ 13109 качества технологические объекты, комплексы электроприемников или электроприемники в нормальном режиме работы.

3.1.7 резервный источник питания: Независимый источник питания, обеспечивающий электроэнергией нормированного ГОСТ 13109 качества технологические объекты, комплексы электроприемников и электроприемники при исчезновении напряжения на основном источнике.

3.1.8 аварийный источник питания: Независимый источник питания определенной мощности, находящийся в постоянной готовности и обеспечивающий электроснабжение электроприемника или комплекса электроприемников на определенное время при исчезновении основного и резервного электроснабжения.

3.2 В настоящем стандарте использованы также следующие сокращения:

АБП — агрегат бесперебойного питания, в составе которого имеется аккумуляторная батарея определенной емкости и который обеспечивает переключение на резервный или аварийный источник питания.

АВР — автоматическое включение резервного питания.

АВО — аппараты воздушного охлаждения (газа, масла, воды и др.).

АГНКС — автоматическая газонаполнительная компрессорная станция.

АДЭС — аварийная дизельная электростанция, предназначенная для использования в качестве аварийного источника питания на определенное время.

АИП — автономный источник питания.

АПВ — автоматическое повторное включение.

АСУ ТП — автоматизированная система управления технологическим процессом.

ВЛ — воздушная линия электропередачи.

ГРС — газораспределительная станция.

ГПА — газоперекачивающий агрегат.

ГПЗ — газоперерабатывающий завод.

ГРП — газораспределительный пункт.

ДГЭ — дизельная или газовая электростанция стационарная или передвижная, предназначенная для использования в качестве резервного или основного источника питания.

ДКС — дожимная компрессорная станция.

КИП и А — контрольно-измерительные приборы и автоматика.

КТП — комплектная трансформаторная подстанция.

КТЭ — каталитическая термоэлектрическая энергоустановка.

КС — компрессорная станция.

КЦ — компрессорный цех.

МГ — магистральный газопровод.

МТ — источники питания на базе газовых микротурбин.

ОГ-1 — электроприемник или комплекс электроприемников особой группы 1-й категории.

ОГ-11 — электроприемник или комплекс электроприемников особой группы 1-й категории, электроснабжение которого осуществляется без токовой паузы (без разрыва синусоиды).

ПХГ — станция подземного хранения газа.

СПТ — система постоянного тока с аккумуляторной батареей.

СОГ — станция охлаждения газа.

ТДА — источник питания на базе турбодетандерного электроагрегата.

ТЭ — источник питания на базе топливных элементов.

УКПГ — установка комплексной подготовки газа и газового конденсата.

УППГ — установка предварительной подготовки газа.

ЭСН — электростанция собственных нужд (многоагрегатная электростанция на базе поршневых или газотурбинных двигателей, предназначенная для работы в качестве основного или резервного источника питания).

Читайте также:  Центр ремонта промышленного оборудования

4 Основные положения

4.1 Нормирование надежности электроснабжения в настоящем стандарте базируется на следующих принципах:

— присвоение определенной категории по надежности электроснабжения в соответствии с ПУЭ [ 1] технологическим объектам, комплексам электроприемников и отдельным электроприемникам исходя из требований обеспечения функционирования технологического процесса на данном производственном объекте;

— присвоение определенной категории надежности электроснабжения в соответствии с ПУЭ исходя из требований обеспечения промышленной безопасности данного технологического объекта;

— оценка последствий для производственного процесса от перерывов в электроснабжении при отказе системы электроснабжения, а также экономической эффективности проектных решений, связанной с обеспечением категорийности при выборе варианта схемы электроснабжения и источников питания.

5 Категорийность технологических объектов, электроприемников и комплексов электроприемников по надежности электроснабжения

5.1 В соответствии с ПУЭ [ 1], а также 4.1 настоящего стандарта в отношении технологических объектов, электроприемников и комплексов электроприемников установлены три категории надежности электроснабжения: первая, вторая и третья, а для электроприемников и отдельных комплексов электроприемников первой категории — дополнительно особая группа первой категории.

5.2 Формальным признаком категорийности технологических объектов, электроприемников и комплексов электроприемников является количество независимых источников питания, используемых для их электроснабжения

— первая категория надежности электроснабжения — два независимых источника питания, к которым предъявляются дополнительные требования (перерыв питания только на время действия АВР);

— особая группа первой категории — три источника (перерыв питания на время действия АВР между источниками питания или без токовой паузы);

— вторая категория надежности электроснабжения — два независимых источника питания (перерыв питания допускается на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала, выездной оперативной бригады или на время действия АВР);

— третья категория надежности электроснабжения — один источник питания.

5.3 Категорийность технологического объекта устанавливается исходя из требований обеспечения промышленной безопасности, значимости данного объекта для ОАО «Газпром», а также с учетом 4.1 настоящего стандарта на этапе разработки проекта электроснабжения.

5.4 К первой категории по надежности электроснабжения относятся электроприемники и комплексы электроприемников, перерыв электроснабжения которых, или части из них, приводит к нарушению работы технологического объекта (технологической установки), ограничению производства продукции, снижению живучести объекта и уровня промышленной безопасности.

5.5 К особой группе первой категории относятся электроприемники (комплексы электроприемников) из состава электроприемников (или комплекса электроприемников) первой категории, бесперебойная работа которых необходима для обеспечения нормальной работы производственного процесса, безаварийного останова производства и обеспечения промышленной безопасности.

5.6 Ко второй категории по надежности электроснабжения относятся комплексы электроприемников и электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к продолжению производственного процесса с недоотпуском продукции, а также комплексы электроприемников и электроприемники, допускающие более длительные перерывы в электроснабжении, не вызывая непосредственной опасности остановки технологического процесса и снижения уровня промышленной безопасности.

5.7 К третьей категории по надежности электроснабжения относятся все остальные технологические объекты, электроприемники и комплексы электроприемников, не подпадающие под определения первой и второй категорий.

5.8 Технологические объекты, электроприемники и комплексы электроприемников первой и второй категории в нормальных режимах снабжаются электроэнергией от двух взаимно резервирующих независимых источников питания (основной и резервный источники).

5.9 Технологические объекты, электроприемники и комплексы электроприемников третьей категории могут снабжаться электроэнергией от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

5.10 В отдельных случаях для электроприемников первой категории и электроприемников особой группы первой категории должно применяться технологическое резервирование, если резервированием электроснабжения невозможно обеспечить требования промышленной безопасности (например, технологическое резервирование насосов смазки газоперекачивающих агрегатов и др.).

6 Источники питания

6.1 В качестве основного источника питания должны использоваться:

а) для технологических объектов:

— секции шин 35 — 220 кВ питающих и распределительных подстанций энергосистемы;

— секции шин 6 — 10 кВ сетей энергосистемы достаточной мощности;

— секции шин генераторного напряжения достаточной мощности ЭСН;

б) для комплекса электроприемников:

— секция шин технологического ЗРУ 6-10 кВ, запитанного от энергосистемы;

— секции шин 0,4 кВ КТП 6 — 10/0,4 кВ;

— секция шин генераторного напряжения достаточной мощности ЭСН и АИП;

в) для электроприемников:

— секция шин 0,4 кВ КТП 6 — 10/0,4 кВ;

— секция шин технологического ЗРУ 6-10 кВ;

— секция шин генераторного напряжения ЭСН и АИП.

6.2 В качестве резервного источника питания могут использоваться:

а) для технологических объектов:

— второй ввод 35 — 220 кВ от вторых секций шин, не связанных с основным источником;

— второй ввод 6 — 10 кВ от сетей энергосистемы достаточной мощности;

— вторая секция шин генераторного напряжения достаточной мощности ЭСН;

б) для комплекса электроприемников:

— вторая секция шин технологического ЗРУ 6 — 10 кВ;

— вторые секции шин 0,4 кВ КТП 6 — 10/0,4 кВ;

— секции шин генераторного напряжения ЭСН;

— секции шин генераторного напряжения 0,4 кВ АДЭС, отвечающей требованиям п. 3.1.7;

— автономные источники питания АИП (включающие КТЭ, МТ, ТДА, ДГЭ, и др.).

в) для электроприемников:

— секции шин 0,4 кВ КТП 6-10/0,4 кВ;

— секция шин технологического ЗРУ 6 — 10 кВ;

— агрегаты бесперебойного питания (АБП);

— секции шин генераторного напряжения ЭСН;

— автономные источники питания АИП;

— системы постоянного тока с центральной аккумуляторной батареей.

Примечание — В обоснованных случаях допускается использование резервного источника питания для покрытия нагрузки только КЭ и ЭП первой и второй категорий надежности электроснабжения.

6.3 Аварийные источники питания ограничены по мощности, времени работы, количеству моторного топлива, времени запуска и приема нагрузки и могут резервировать питание электроприемников, отдельных комплексов электроприемников или отдельных технологических объектов. В качестве аварийного источника питания могут использоваться:

для комплексов электроприемников и электроприемников:

— аварийные дизельные электростанции;

— системы постоянного тока;

— агрегаты бесперебойного питания.

Конкретный тип источника, его параметры и характеристики выбираются на этапе выполнения проекта электроснабжения в соответствии с действующими в ОАО «Газпром» требованиями и правилами, в том числе с учетом технико-экономического обоснования.

1 Установленное в настоящем стандарте время работы АДЭС обусловлено нормированным запасом дизельного топлива в соответствии с РД 51-0158623-06-95 [ 3].

2 Минимальное время непрерывной работы АБП и СПТ для отдельных электроприемников устанавливается в соответствии с документом [ 2].

6.4 Категорийность электроприемников, комплексов электроприемников и технологических объектов основных производственных объектов ОАО «Газпром» по надежности электроснабжения приведена в таблице 1.

Таблица 1 — Категории надежности электроснабжения электроприемников, комплексов электроприемников и технологических объектов ОАО «Газпром»

Наименование объекта электроснабжения (электроприемников, комплексов электроприемников и технологических объектов)

Источник

В 2021 г. проект Газпрома по использованию мобильных компрессорных станций выйдет на полную мощность

Газпром МКС запустил в работу 8-ю МКС, всего их будет 10

Ухта, республика Коми, 1 дек — ИА Neftegaz.RU. В Юбилейном ЛПУМГ Газпром трансгаз Ухта с 22 ноября 2020 г. проводится шефмонтаж 8 го комплекса мобильных компрессорных станций (МКС).
Об этом Газпром МКС сообщило 27 декабря 2020 г.

Газпром МКС был создан в 2018 г. Газпром инвестпроектом и ЛК ГПБ как компания спецназначения для реализации проекта по использованию МКС для сохранения газа при проведении ремонтных работ на магистральных газопроводах.
Сохранение природного газа при помощи МКС — масштабная программа по снижению экологических рисков и повышению энергоэффективности, в которой участвуют 13 газотранспортных дочек Газпрома.
Применение МКС позволило Газпрому за год с момента запуска проекта в ноябре 2019 г. сохранить более 370 млн м 3 газа при ремонте объектов газотранспортной системы (ГТС).

Перекачка газа при помощи МКС является высокотехнологичной альтернативой традиционным способам выработки газа при ремонте магистральных газопроводов (МГП) .
МКС представляет собой комплекс транспортируемых технологических блоков для откачки природного газа.
Комплект оборудования включает 2 мобильные компрессорные установки (МКУ), в каждой из которых используется компрессор высокого давления мощностью 695 кВт и газопоршневой двигатель мощностью 750 кВт.
Вспомогательное оборудование включает в себя передвижную авторемонтную мастерскую, передвижной жилой модуль, автомобиль с кран-манипуляторной установкой.
Также в составе комплекса быстроразъемные шлейфы, укомплектованные гибкими рукавами высокого давления.

При помощи новой установки на крановом узле МГП Пунга — Ухта — Грязовец сохранено около 2 млн м 3 природного газа.
Работы по перекачке газа идут круглосуточно, на объекте планируется обеспечить сохранение 2,9 млн м 3 газа.
Подготовка к проведению работ по перекачке газа заняла 14 часов.
За это время экипаж МКС осуществил монтаж трубного шлейфа и подключил компрессорную установку к крановому узлу.

На данный момент в проекте используется 8 комплексов.
Полное укомплектование парка будет осуществлено в 2021 г., после поставки 9 й и 10 й МКС.
Таким образом, в 2021 г. проект выйдет на полную проектную мощность.

Использование МКС способствует решению задач Газпрома по энергосбережению и минимизации объемов стравливаемого газа с максимальным экономическим и экологическим эффектом.
Перекачивая газ из одной нитки магистрального газопровода в другую, МКС обеспечивает выработку до давления 10 кг/м 2 и сохраняет до 80% газа из ремонтируемого участка.
Объем сохраняемого при помощи МКС газа в перспективе планируется на уровне 640 млн м 3 /год.

Источник