ГОСУДАРСТВЕННОЕПРЕДПРИЯТИЕ "РОСНЕФТЬ"

 

МИНТОПЭНЕРГО РФ

 

РОССИЙСКОЕАКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

 

 

НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГОПРОЕКТИРОВАНИЯ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ

 

 

Срок введения вдействие с 1 ноября 1994 г.

 

 

УТВЕРЖДЕНЫ:

Приказом ГП "Роснефть" № 61 от 17.10.94

Приказом РАО "Газпром" № 8 от 20.02.95

 

СОГЛАСОВАНЫ:

Госгортехнадзором России, письмо от 21.04.94 № 10-12/115

Главным управлением государственной противопожарной службы МВДРФ, письмо от 03.03.94 № 20/3.2/393

 

Внесены институтом "НИПИгазпереработка"

 

Утверждены приказом ГП "Роснефть" от 17.10.94 № 61и приказом РАО "ГАЗпром" от 20.02.95 № 8

 

Нормы технологического проектирования газоперерабатывающихзаводов разработаны совместно институтом НИПИгазпереработка (г. Краснодар,Минтопэнерго) и институтом ВНИПИгаздобыча (г. Саратов, РАО"Газпром").

 

Исполнители:

от института "НИПИгазпереработка":

Лосилкин Б.М. (ответственный руководитель работы), СтепановаА.А., Вивчарь Е.А., Яриш В.Т., Шахмуть Л.Н., Шушин Е.М., Голуненко А.С.,Кокоулин И.К., Хомутов А.Г., Зуб Ю.Ю., Коробко В.Д., Савин В.Ф., НиколаеваТ.А., Лайко С.А.

от института_"ВНИПИгаздобыча":

Объедков Ф.С. (руководитель работы), Гамова Н.К., ЧертухинаН.Ф., Самарцева Н.И., Сергеев В.Е.

Подготовлены к утверждению институтом"НИПИгазпереработка".

С введением в действие "Норм технологическогопроектирования газоперерабатывающих заводов" утрачивают силу"Общесоюзные нормы технологического проектирования газоперерабатывающихзаводов".

 и .

 

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Нормы технологического проектированиягазоперерабатывающих заводов (в дальнейшем НТП ГПЗ) распространяются напроектирование новых, расширение, реконструкцию и техническое перевооружениедействующих газоперерабатывающих заводов и отдельных технологических установокпо подготовке и переработке нефтяного и природного газов, в том числесероводородосодержащих, и газового конденсата с получением товарной продукции,а также на разработку предпроектных материалов.

1.2. При проектировании расширения, реконструкции итехнического перевооружения газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) и отдельныхтехнологических установок НТП ГПЗ распространяются только на расширяемую,реконструируемую и технически перевооружаемую часть.

НТП ГПЗ не имеют обратного действия и не могут применяться вконтрольном порядке к сооруженным по ранее действовавшим нормам заводам итехнологическим установкам в качестве их технической оценки.

1.3. Необходимость, порядок и сроки приведения действующихзаводов и технологических установок в соответствие с настоящими НТП ГПЗустанавливаются руководством предприятия по согласованию с местными органамиГосударственного надзора и администрацией.

1.4. Отступление от требований НТП ГПЗ допускается сразрешения инстанции их утвердившей и при представлении техническихобоснований, подтверждающих необходимость и безопасность предлагаемыхотступлений.

Отступление от требований НТП ГПЗ должны быть согласованы сразработчиками норм и соответствующими органами государственного надзора.

1.5. Проектирование объектов переработки нефтяного газа,природного газа и газового конденсата должно вестись на основании задания напроектирование.

 

2. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ, ТЕРМИНЫИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

- Газоперерабатывающий завод - комплекс основных и вспомогательныхсооружений, обеспечивающих получение товарной продукции из поступающего сырья.

- Установка - набор оборудования, трубопроводов, запорной ирегулирующей арматуры, приборов КиА и вспомогательных устройств, обеспечивающихполучение промежуточной или готовой товарной продукции или реагентов.

- Должно, необходимо, следует - используется для обозначенияобязательных условий.

- Возможно, как правило - используется для обозначенияусловий, которые не являются обязательными и принимаются на усмотрение проектировщика.

- Авария - высвобождение собственного энергозапасапромышленного предприятия, при котором сырье, промежуточные продукты, продукцияпредприятия и отходы производства, установленное на промплощадке оборудование,вовлекаясь в аварийный процесс, создают поражающие факторы для персонала,населения, окружающей среды и самого предприятия.

- Объем - характеристика пространства, занимаемого телом иливеществом.

- Вместимость - объем внутреннего пространства сосуда илиаппарата.

- Рабочие давление - максимальное внутреннее избыточноедавление для сосуда (аппарата), возникающее при нормальном протекании рабочегопроцесса, без учета гидростатического давления и без учета допустимогократковременного повышения давления во время действия предохранительного клапанаили других предохранительных устройств.

- Расчетное давление - давление, на которое производитсярасчет на прочность.

- Давление настройки предохранительного клапана - наибольшееизбыточное давление на входе в клапан, при котором обеспечивается заданнаягерметичность в затворе.

- Межремонтный период - время непрерывной работыоборудования между очередными плановыми ремонтами.

- Блочно-комплектное устройство (БКУ) - объект одноцелевогофункционального назначения, собираемый на специализированном предприятии или наместе монтажа из комплекта блок-боксов, блок-контейнеров.

- Блок-бокс - бокс с установленным технологическимоборудованием и/или инженерными системами. 

- Технологический блок (стадия) - часть технологическойсистемы или технологическая система, ограниченная отключающими устройствами отсмежных систем по основным и вспомогательным технологическим потокам.

- Категория взрывоопасности технологического блока -классификация технологических блоков (стадий) в зависимости от значенийотносительного энергетического потенциала взрывоопасности (Q_в)блока и общей массы горючих паров (газов) взрывоопасного парогазового облака (m) согласно методике "Общие принципы количественнойоценки взрывоопасности технологических объектов (стадий, блоков)", [95].

3. ТРЕБОВАНИЯ К ПАРАМЕТРАМ,КАЧЕСТВУ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ ГПЗ

 

3.1. Сырьем газоперерабатывающих заводов могут быть:

- нефтяной газ установок сепарации нефти,

- нефтяной газ установок сепарации и подготовки нефти,осушенный на промысле,

- нестабильный углеводородный конденсат с установокпромысловой обработки газа,

- природный газ и газовый конденсат с установок первичнойподготовки газа,

- продукты стабилизации нефти (нестабильный газовый бензин идр.),

- широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ),

- рефлюксы нефтегазопереработки,

- стабильный газовый конденсат.

3.2. Состав и параметры сырья, поступающего на завод,нормами не регламентируются и должны приниматься в соответствии с заданием напроектирование.

3.3. Номенклатура готовой (товарной) продукции ГПЗ должнаустанавливаться заданием на проектирование, исходя из состава исходного сырья итехнико-экономической целесообразности получения товарных продуктов.

3.4. Качество товарных продуктов должно соответствоватьдействующим отечественным стандартам и техническим условиям, а при наличиитребований в задании на проектирование - с учетом производства продукции наэкспорт.

3.5. Параметры товарной продукции следует определять исходяиз технических условий на отгрузку.

 

4.ФОНДЫ ВРЕМЕНИ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ ПРЕДПРИЯТИЯ, ПРОИЗВОДСТВ, ОБОРУДОВАНИЯ

 

4.1. Для газоперерабатывающих заводов, перерабатывающихбессернистое сырье, минимальное суммарное время в году, в течение котороготехнологические установки должны работать по схеме основного технологическогопроцесса (фонд эффективного рабочего времени), необходимо принимать не менее8400 часов (350 дней); для ГПЗ, перерабатывающих сероводородсодержащее сырье -не менее 8000 часов (334 дня); для предприятий по сжижению нефтяного газа и длягелиевых производств - не менее 8000 часов (334 дня).

Примечания: 1. Под работой посхеме основного технологического процесса понимается время, в течение котороготехнологическая установка перерабатывает сырье и выдает установленную проектомтоварную продукцию.

2. При реконструкции илитехническом перевооружении установок минимальное суммарное количество днейработы в году по схеме основного технологического процесса (фонд эффективногорабочего времени) должно быть определено заданием на проектирование и егоследует принимать, как правило, не ниже ранее принятого проектом.

 

4.2. Режим работы основного оборудования технологическихустановок ГПЗ - непрерывный, круглосуточный.

4.3. Материальное исполнение оборудования, трубопроводов,арматуры должно выбираться из срока эксплуатации завода не менее 15 лет, сучетом климатических условий и среды в оборудовании.

Внутренние детали для сосудов, теплообменников, колонн,сепараторов, АВО, арматуры (трубные пучки, тарелки, каплеотбойники и т.п.),которые могут быть легко заменены в ходе ремонтных работ, должны бытьрассчитаны на срок эксплуатации не менее 10 лет при нормальных рабочихусловиях.

4.4. Порядок организации и проведения работ по техническомуобслуживанию и ремонту оборудования с учетом конкретных условий эксплуатацииоборудования определяется "Положением о системе [1] техническогообслуживания и ремонта технологического оборудования и аппаратов объектовсбора, транспорта и переработки нефтяного газа" и инструкциями о порядкебезопасного проведения ремонтных работ.

 

5. РАСЧЕТНЫЕ НОРМЫ ПОТЕРЬСЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

 

5.1. Под потерями газообразного и жидкого углеводородногосырья на технологических объектах ГПЗ следует понимать величину, на которуюсумма массы газообразных и жидких продуктов, получаемых из сырья, меньше массыпоступающего сырья.

Не относятся к потерям и в материальном балансе должныучитываться самостоятельно:

а) растворенные или взвешенные примеси (вода, соли,механические примеси и пр.),

б) растворители, реагенты, масла, хладагенты, абсорбенты,ингибиторы и т.п.,

в) некондиционная продукция, полуфабрикаты и отходыпроизводства,

г) продукты, получаемые и используемые на собственные нужды(в качестве топлива, хладагента, абсорбента, теплоносителя и т.п.).

5.2. Потери газообразного и жидкого сырья и готовойпродукции складываются из организованных (сжигание на факеле продуктов приопорожнении оборудования перед ремонтом, сжигание кислых газов на факеле или винсинераторе (печь дожига), сжигание хвостовых газов Клауса в инсинераторе ит.п.) и неорганизованных (утечки через неплотности фланцев, ПК и т.п.) потерь.

Расчет неорганизованных потерь выполняется в разделе проекта"Охрана окружающей среды" по методикам, утвержденным органамиМинистерства охраны окружающей среды и природных ресурсов.

5.3. Для расчета технико-экономических показателей и дляпервоначального планирования выпуска товарной продукции в проектетехнологических установок в материальном балансе рекомендуется приниматьмеханические потери сырья не более указанных в таблице 1.

 

Таблица 1

 

 

Примечание: 1. Потери дляустановок, не вошедших в таблицу 1, устанавливаются проектной организацией припроектировании конкретных установок с использованием приведенных в таблицеустановок в качестве аналогов.

2. При наличии втехнологической цепочке газоперерабатывающего завода нескольких установок,указанных в таблице 1, общие потери определяются суммированием.

3. При проектировании сырьевых,промежуточных и товарных парков, сливо-наливных эстакад и газонаполнительныхстанций для сжиженных углеводородных газов (СУГ) и легковоспламеняющихсяжидкостей (ЛВЖ) потери следует принимать:

для парков - не более 0,3 %масс. от хранимого продукта,

для сливо-наливных эстакад игазонаполнительных станций - не более 0,05 % масс. от отгружаемой продукции.

6. ТРЕБОВАНИЯ К ПАРАМЕТРАМ ИКАЧЕСТВУ ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ, ТОПЛИВА, ОБОРОТНОЙ ВОДЫ,ВОЗДУХА, АЗОТА

 

6.1. Требования к качеству используемых на ГПЗ реагентов,хладагентов, адсорбентов, абсорбентов, катализаторов, масел, смазок ивспомогательных материалов устанавливаются соответствующими действующимистандартами, техническими условиями, технологическими регламентами напроектирование.

6.2. Применяемые на ГПЗ реагенты, катализаторы и т.п. недолжны оказывать вредного воздействия на последующие процессы, использующиепродукцию ГПЗ.

6.3. При проектировании объектов ГПЗ следует принимать иобеспечивать в сетях завода параметры топлива, оборотной воды, сжатого воздухаи азота (инертного газа), указанные в таблице 2.

Таблица 2

 

№№ пп	Наименование	Параметры на границе производства энергосредств		Требования к качеству
		давлен. избыт.	температура
1.	Топливный газ:
	к газопотребляющим установкам (котельные, печи, РММ, лаборатории и т.д.)	не ниже 0,45 МПа, Рmax = 0,6 МПа	не ниже минус 10 °С	Отсутствие капельной жидкости
	к газомотокомпрессорам (ГМК) и газовым турбинам	Параметры и качество топливного газа обеспечиваются исходя из требований инструкции по эксплуатации заводов-изготовителей ГМК и турбин.
2.	Вода оборотная (при подпитке технической водой)	Напор воды на вводах технологических установок должен приниматься по данным технологической части проекта и, как правило, не превышать 0,25 - 0,35 МПа	Температура воды, подаваемой на технологические установки, должна приниматься по данным технологической части проекта с учетом климатологических условий.	1. Взвешенных веществ не более 25 мг/л.
				2. Нефтепродуктов не более 15 мг/л.
				3. Карбонатная жесткость не более 3,0 мг-экв/л.
				4. Общее солесодержание не более 1000 мг/л.
				5. Хлориды не более 300 мг/л.
				6. Сульфаты не более 500 мг/л SO4
				7. РН - 6,5 ¸ 8,5
				8. БПК5 = не более 15 мг/л О2.
				9. БПКполн.- не более 25 мг/л О2.
3.	Сжатый воздух для приборов контроля и автоматики (КИА)	0,6 МПа (в сети)	не выше 40 °С	Параметры и качество воздуха для приборов контроля и автоматизации и пневмоприводной арматуры должны соответствовать требованиям п. 1.5 РТМ 25-390-80 Минприбора и ГОСТ 17433-80 (не ниже 1 кл. загрязненности)
4.	Сжатый воздух общего назначения	не ниже 0,6 МПа	не выше 40 °С	не регламентируется
5.	Азот (инертный газ) низкого и высокого давления	Принимаются для каждого конкретного случая исходя из требований разрабатываемого проекта		Содержание кислорода в азоте (инертном газе) должно отвечать требованиям обеспечения взрывопожаробезопасности проектируемого производства и целям применения азота.

 

Параметры водяного пара, теплофикационной воды, химочищеннойводы, теплоносителя, электроэнергии приведены в разделе 19 "Требования кэнергообеспечению ГПЗ".

 

7. НОРМЫ ЗАПАСОВ ИСКЛАДИРОВАНИЯ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

 

7.1. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видовжидкого сырья должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течение не менее:

а) 3-х суток - при поступлении по железной дороге;

б) 2-х суток - при приеме сырья по трубопроводу.

7.2. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видовготовой продукций в товарном парке должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течениене менее:

а) 3-х суток - при отгрузке по железной дороге;

б) 2-х суток - при отгрузке трубопроводным транспортом.

Запас хранения продукций при отгрузке автотранспортом долженопределяться заданием на проектирование, но быть не менее 2-х суток.

При необходимости заказчик может увеличить объем хранения.

7.3. Общий объем резервуаров для хранения сырья или готовойпродукции в промежуточных парках не должен превышать 16-ти часового запаса длякаждого из видов продуктов.

7.4. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видовжидкого сырья изотермическим способом должен обеспечить работу ГПЗ в течение неменее:

а) 7 суток при трубопроводном транспорте;

б) 15 суток при железнодорожном транспорте.

7.5. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видовготовой продукции изотермическим способом должен быть рассчитан на работу ГПЗ втечение не менее:

а) 7 суток при трубопроводном транспорте,

б) 15 суток при железнодорожном транспорте.

7.6. При необходимости применения резервуаров под давлениемв качестве оперативного запаса при изотермическом хранилище СУГ их общий объемопределяется с учетом принятого графика сливо-наливных операций и мощноститранспортных средств, но не более односуточного хранения.

7.7. В обоснованных случаях, когда поступление сырья и сбытготовой продукции проектируются по трубопроводам и предусматриваютсямероприятия по повышению надежности транспортно-распределительной системы(наличие нескольких источников производства и поступления сырья, сдвоеннаясистема трубопроводов или сдвоенные участки на сложных местах трассы, наличиедостаточного резервуарного парка у поставщиков или потребителей) или потребованию заказчика, общий объем резервуаров для хранения запасов сырья иготовой продукции может быть уменьшен или парки совсем не предусматриваются.

7.8. При возможности организации подземного хранениясжиженных углеводородных газов в хранилищах шахтного типа или соляных куполахзапас хранения может быть увеличен до 30 суток.

7.9. Расчет потребных объемов резервуарных парков следуетпроизводить как разницу между вместимостью и величиной неиспользуемой зоны(коэффициент заполнения плюс мертвый остаток).

7.10. Объем склада для хранения товарной жидкой серы долженбыть рассчитан на 5-ти суточный запас.

7.11. Склад твердой серы (гранулированной, пластинчатой ит.п.) должен быть рассчитан на хранение не менее 5-ти суточного производствавсего завода.

 

8. НОРМЫ ЗАПАСОВ ИСКЛАДИРОВАНИЯ РЕАГЕНТОВ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ

 

8.1. Реагентное хозяйство ГПЗ должно обеспечиватьвозможность хранения запасов реагентов в соответствии с табл. 3.

 

 

 

 

Таблица 3

 

№ пп	Наименование реагента	Запас, выраженный в сутках
1.	Гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль)	30
2.	Амины (моноэтаноламин, диэтаноламин, метилдиэтаноламин)	30
3.	Метанол	30
4.	Аммиак, хлор	30, но не более, чем разрешено действующими нормативными документами на проектирование складов для хранения вредных веществ 1, 2 классов опасности
4.	Кислоты	30
5.	Сода каустическая и кальцинированная	25
6.	Ингибиторы коррозии	20
7.	Гипохлорид	30
8.	Прочие реагенты (присадки, тринатрийфосфат и др.)	30

 

ПРИМЕЧАНИЕ:

1. При поставке химреагентовпо импорту допускается увеличивать запасы:

Основных реагентов (гликолей,аминов и т.д.) в 3 раза;

Ингибиторов коррозии в 6 раз,против указанных в таблице 3.

2. Необходимо учитывать размертары поставляемой продукции.

3. При доставке реагентов ж/дтранспортом объем одной емкости для хранения каждого вида реагентов должен бытьне менее объема железнодорожной цистерны, а количество емкостей - не менеедвух.

 

8.2. Запасы катализаторов, адсорбентов,химреагентов, используемых в качестве абсорбентов, хладагентов и т.п.,потребляемых установками ГПЗ, устанавливаются исходя из 30-ти суточноготекущего расхода их плюс одна загрузка для полной замены их в системе (такназываемый оперативный запас).

Примечания: 1. Если на заводеимеется несколько однотипных установок, то оперативный запас катализаторов,абсорбентов, адсорбентов, хладагентов и т.п. предусматривается для полнойзамены его только на одной, наиболее крупной установке.

2. Если на заводепредусматривается строительство импортных установок с поставкой химреагентов,объем хранения рассчитывается на объем поставки их, как правило, включающийрасход на первоначальное заполнение системы плюс расход на пополнение системына один год эксплуатации.

 

8.3. Нормы запасов смазочных материалов (масел,консистентных смазок) следует принимать:

- при поступлении в железнодорожных цистернах до 20 суток,но объем емкости принимать не менее объема одной железнодорожной цистерны, аколичество емкостей - не менее двух для каждого вида масел;

- при отгрузке в таре - до 30 суток;

- при доставке только водным путем - годовой запас.

8.4. Нормы запасов смазочного масла каждой марки длякомпрессоров следует принимать в объеме 50 % масляной системы установленногопарка машин плюс запас на пополнение систем в объеме 45^ти дневнойпотребности.

8.5. Для внутризаводских подстанций следует предусматриватьзапас трансформаторного масла не менее 110 % объема наиболее маслоемкогоэлектроаппарата.

Для главных понизительных подстанций запас трансформаторногомасла предусматривать в соответствии с нормами технологического проектированияподстанций.

8.6. При доставке только водным путем запас реагентов,адсорбентов, абсорбентов и хладагентов предусматривать исходя из годового ихрасхода плюс одна загрузка для полной их замены в системе (оперативный запас).

 

9. ТРЕБОВАНИЯ КТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ ГПЗ

 

9.1. Технологическая схема ГПЗ и набор технологическихустановок, как правило, определяются технологическим регламентом напроектирование, исходя из состава перерабатываемого сырья, ассортимента икачества готовой продукции, транспортной схемы сырья и готовой продукции,соответствующими заданию на проектирование.

Набор технологических установок проектируемых ГПЗ долженобеспечить комплексную переработку газа, а также жидкого сырья, с получениемсжиженных углеводородных газов, фракций индивидуальных углеводородов, моторныхтоплив, этана, гелия, серы и других сопутствующих компонентов, отвечающихконъюнктуре рынка, ценам на реализуемые продукты и финансовым возможностямзаказчика.

Необходимость и целесообразность извлечения этана, гелия,микроэлементов, включая тяжелые металлы, должна быть обоснованатехнико-экономическими расчетами.

Глубина извлечения серы из серосодержащих компонентов должнаобеспечивать предотвращение загрязнения окружающей среды выше предельнодопустимых концентраций.

9.2. Технологические схемы ГПЗ должны обеспечивать:

максимально возможное балансирование не только материальных,но и энергетических ресурсов (электроэнергии, тепла и холода), т.е. переработкугаза с минимальным поступлением внешней энергии;

безотходную и малоотходную технологию;

гибкость, т.е. возможность работы в условиях измененияколичество, качества и параметров перерабатываемого сырья, ассортимента иколичества вырабатываемых продуктов в зависимости от требований, оговоренных взадании на проектирование;

взрывобезопасность и высокую надежность за счет обеспеченияпараметров процессов, исключающих возможность взрыва в системе, примененияпротивоаварийных устройств, систем противоаварийных защит (ПАЗ), повышениянадежности контроля за параметрами, определяющими взрывоопасностьтехнологических объектов и т.п.;

предотвращение загрязнения окружающей природной среды(воздушного бассейна, почв и водоемов) и рациональное использование сырья,материальных и топливно-энергетических ресурсов.

9.3. Технологическая схема завода должна включать факельнуюсистему, систему дренажей жидких остатков и аварийного освобождения аппаратов идругие вспомогательные системы, обеспечивающие нормальную эксплуатацию ибезаварийную остановку завода при нарушениях в системах энергообеспечения, припревышении допустимой загазованности, при пожаре, при опасных отклоненияхтехнологического режима оборудования и т.п.

9.4. В технологических схемах ГПЗ и установок должно бытьпредусмотрено разделение на технологические блоки, для которых должны бытьпредусмотрены быстродействующая запорная арматура и системы, обеспечивающие приаварийной разгерметизации блока (АРБ) быстрое, при соблюдении требованийбезопасности, его отключение и опорожнение для сокращения поступления продуктовв окружающую среду.

9.5. Жидкие рабочие вещества из аппаратов, сосудов итрубопроводов, опорожняемых при авариях, ремонтах или ревизиях, подлежат сбросув специальные дренажные сборники, с последующим их, по возможности, возвратом впроцесс, а при отсутствии таковой в соответствующие системы обработки иутилизации.

9.6. Количество дренажных систем определяетсяфизико-химическими свойствами сред и компоновочными решениями завода.

Различные по физико-химическим свойствам продукты, какправило, имеют свою систему.

Запрещается объединять различные потоки (продукты),способные при смешивании образовывать или выделять токсичные и взрывчатые,вещества или выпадающие в осадки.

9.7. Расчетное давление элементов дренажной системы(трубопроводов, арматуры) должно приниматься равным максимально возможному придренировании из аппарата с наибольшим расчетным давлением.

9.8. Сбросы от аппаратов, в которых расчетное давление ниже,чем в общей дренажной системе, следует объединять в коллекторы в соответствии срасчетными давлениями аппаратов. Подсоединение такого коллектора к общемудолжно производиться через обратный клапан.

Аппараты, указанные в настоящем пункте, должны иметьпредохранительный клапан.

9.9. Объем дренажного сборника для жидких углеводородовдолжен быть не менее объема жидкой фазы, содержащейся в большем из аппаратовданной системы.

9.10. Управление арматурой подземных дренажных емкостейдолжно быть вынесено на поверхность, в исключительных случаях - располагаться вприямках. При глубине приямков 0,5 м и более необходимо предусматривать ихвентиляцию.

9.11. Дренажные системы по сбору замерзающих жидкостей ижидкостей с высокой температурой застывания должны обогреваться итеплоизолироваться. Теплоизоляция подземных дренажных емкостей и трубопроводовдолжна иметь пароизоляционный слой.

9.12. Дренажные технологические и складские емкости, вкоторых находится не связанная с углеводородами вода, должны оборудоватьсяустройствами для отвода водных стоков в канализационные санитарно-техническиесооружения.

9.13. Контроль за параметрами, определяющими взрывоопасностьтехнологических объектов с блоками с общей массой горючих паров (газов)взрывоопасного парогазового облака (m) более 5 т, сотносительным энергетическим потенциалом взрывоопасности Q_вбольше 37, необходимо предусматривать не менее, чем от двух независимыхдатчиков с раздельными точками отбора.

9.14. Опасные отклонения значений параметров процессов,определяющих взрывоопасность процесса, должны сигнализироваться.

9.15. Емкостная аппаратура технологического назначения,складские емкости, колонны, рефлюксные емкости и т.д., в которых обращаютсясжиженные газы и ЛВЖ, должна быть оснащена не менее, чем тремя измерителямиуровня. Сигнализация предельного верхнего уровня должна осуществляться от двухнезависимых измерителей.

9.16. Для измерения уровня и для поверки КиП уровнядопускается установка замерных стекол на емкостях и аппаратах.

Замерные стекла должны быть защищены предохранительнымщитком, а краны их должна быть самозапирающимися при поломке стекла.

На стекле должна быть нанесена красная черта предельногоуровня в емкости.

Расчетное давление замерного стекла должно быть не нижерасчетного давления емкости или аппарата, на котором оно устанавливается.

9.17. Для насосов и компрессоров (группы насосов икомпрессоров), перемещающих продукты, при выбросе которых в атмосферу возможнообразование взрывоопасного парогазового облака в незамкнутом пространстве,должно предусматриваться их дистанционное отключение и установка на линияхвсаса и нагнетания запорных или отсекающих устройств, как правило, сдистанционным управлением.

9.18. На дыхательных линиях аппаратов и резервуаров с ЛВЖ иГЖ должны устанавливаться огнепреградители, обеспечивающие надежную локализациюпламени с учетом условий эксплуатации.

9.19. Для надежного отключения от коллектора аппаратов иоборудования, работающих при давлении взрывоопасных и токсичных сред 4,0 МПа(40 кгс/см²) и выше, необходимо устанавливать два запорных органа,между которыми должно быть дренажное устройство с условным проходом не менее 25мм, имеющее прямое соединение с атмосферой для взрывоопасных сред и сдренажными системами - для токсичных сред.

Допускается вместо второго запорного органа и дренажногоустройства предусматривать стационарную поворотную заглушку (обтюратор),рассчитанную на давление трубопровода.

9.20. На вводах на установку горючих и сжиженных газов, втом числе нестабильного конденсата, (вне здания на расстоянии не менее 3 м и неболее 50 м от стены здания или ближайшего аппарата, стоящего на улице) следуетустанавливать отключающую арматуру с дистанционным управлением, независимо отсечения трубопровода.

На вводах на установку трубопроводов с легковоспламеняющимисяжидкостями (ЛВЖ) и горючими жидкостями (ГЖ) следует устанавливать отключающуюарматуру:

а) для арматуры с условным диаметром до 200 мм - с ручнымприводом для установок с технологическими блоками, имеющими относительныйэнергетический потенциал взрывоопасности Q_l< 10, для установок с технологическими блоками Q_l> 10 - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом;

б) для арматуры с условным диаметром 200 мм и более - сэлектрическим, пневматическим или гидравлическим приводом. Вид управления -дистанционное или/и местное.

9.21. На трубопроводах вывода с установки горючих исжиженных газов, ЛВЖ следует устанавливать обратный клапан и отключающуюарматуру:

а) для арматуры с условным диаметром до 200 мм - с ручнымприводом для установок с технологическими блоками, имеющими относительныйэнергетический потенциал взрывоопасности Q_l< 10, для установок с технологическими блоками Q_l> 10 - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом;

б) для арматуры с условным диаметром 200 мм и более - сэлектрическим, пневматическим или гидравлическим приводом. Вид управления -дистанционное и/или местное.

9.22. Охлаждение технологических продуктов натехнологических установках должно производиться, как правило, в аппаратахвоздушного охлаждения. Доохлаждение продуктов производить в системах оборотноговодоснабжения (закрытых, открытых) или холодильных установках.

Закрытые системы оборотного водоснабжения с применениемаппаратов воздушного охлаждения и холодильные циклы решаются в технологическойчасти проекта, открытые - в разделе водоснабжения.

9.23. Количество производственных сточных вод, сбрасываемыхв канализацию, должно быть минимальным.

Производственные стоки, сбрасываемые с установок, не должнысодержать загрязнений, препятствующих или усложняющих их очистку на очистныхсооружениях.

Если производственные стоки, сбрасываемые с установок,загрязнены специфическими веществами, следует проектировать локальные очистныеустановки в соответствии с технологическим регламентом.

 

10. ТРЕБОВАНИЯ КТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ УСТАНОВКАМ

 

10.1.Сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей

10.1.1. Сепарацию газа от капельной жидкости и механическихпримесей необходимо предусматривать, как правило, в начале (по ходу газа)технологической схемы ГПЗ.

10.1.2. Сепарация газа от капельной жидкости и механическихпримесей должна обеспечивать очистку газа от механических примесей, жидкихуглеводородов, свободной влаги, необходимую для нормальной работы последующеготехнологического оборудования установок (замерных пунктов сырого газа икомпрессоров и др.) в заданном диапазоне изменения параметров сырого газа, втом числе по максимальной производительности по газу в условиях неэффективнойработы промысловых установок подготовки газа к транспорту.

Кроме основного назначения отделение сепарации можетвыполнять такие дополнительные функция, как:

- смешение нескольких газовых потоков сырья;

- циркуляция газовых потоков и стабилизация давления газа навходе ГПЗ.

10.1.3. На газопроводе подачи нефтяного газа на ГПЗнепосредственно перед сепарацией газа необходимо устанавливать отделительнефтяных, конденсатных и водоконденсатных пробок с утилизацией уловленныхжидких углеводородов на ГПЗ или возвратом на промысловые сооружения.

10.1.4. На газопроводах нефтяного и природного газа,подводящих сырой газ к сепараторам ГПЗ, на расстоянии 500 - 700 м от границыпредприятия должна устанавливаться быстродействующая запорная арматура,управляемая дистанционно из операторной и автоматически в аварийных ситуациях.

10.2. Установки очистки газа от кислых компонентов.

10.2.1. Требования настоящего раздела распространяются напроектирование технологической части установок очистки газа от сероводорода иуглекислого газа водными растворами аминов (МЭА-моноэтаноламина, ДЭА-диэтаноламина,МДЭА-метилдиэтаноламина) и другими поглотителями, а также с помощьюмолекулярных сит.

10.2.2. При проектировании установок очистки газа от кислыхкомпонентов следует учитывать:

а) объем перерабатываемого кислого газа и потенциальноесодержание кислых компонентов в газе;

б) тип инертных и кислых компонентов (азот, кислород,сероводород, двуокись углерода, сероокись углерода, сероуглерод, меркаптаны),их мольные концентрации в сырьевом газе;

в) парциальное давление кислых компонентов в поступающем напереработку газе, соотношение в нем СО₂/Н₂S;

г) параметры (давление, температура) поступающего сырья;

д) требования к качеству очищенного газа и других готовыхпродуктов, получаемых на ГПЗ;

е) необходимость и способ извлечения сжиженныхуглеводородных газов (пропана, бутанов, их смесей), этановой, пентановой и др.фракций;

ж) месторасположение ГПЗ (установки);

з) требования к охране окружающей среды;

и) требования по надежности и безопасности;

к) высокую токсичность и агрессивность сероводорода.

Если в исходном сырье содержится значительное количествосероокиси углерода (COS), сульфида углерода (CS₂) и меркаптанов (RSH),с которыми моноэтаноламин вступает в необратимые реакции, то в этом случаерекомендуется применять для очистки газа от сероводорода растворы диэтаноламина(ДЭА), которые стабильны для указанных выше соединений.

В тех случаях, когда в газе высокое соотношение СО₂/Н₂S и нет необходимости очистки от СО₂ очистку газаот сероводорода рекомендуется осуществлять с использованием раствора метилдиэтаноламина(МДЭА), обладающего высокой селективностью по отношению к сероводороду.

Как правило, установки очистки газа от кислых компонентовпроектируются на основании и в соответствии с технологическим регламентом напроектирование.

10.2.3. Природный и нефтяной газы, подаваемые в качествесырья на установку очистки газа от сероводорода и других кислых компонентов,должны пройти предварительную сепарацию от капельной жидкости и механическихпримесей.

10.2.4. Остаточное содержание сероводорода и других кислыхсоединений в очищенном газе должно соответствовать требованиям к товарному газудействующих государственных стандартов, заданиям на проектирование или условиямтехнологии последующей переработки газа.

10.2.5. Нормальная работа установки сероочистки должнаобеспечиваться при колебаниях в подаче сырья (газа), указанных в задании напроектирование. В случае отсутствия в задании такого требованияработоспособность установки должна обеспечиваться при колебаниях подачи газа от50 % до 115 % от номинальной производительности установки.

10.2.6. Требования на проектирование технологической частиустановок очистки газа от сероводорода растворами аминов и другимипоглотителями.

10.2.6.1. При выборе реагента для очистки газа отсероводорода (МЭА, ДЭА и других поглотителей) должны учитываться следующиефакторы:

- состав очищаемого газа (содержание Н₂S, СО₂, О₂, СS₂,COS, меркаптанов, тяжелых углеводородов);

- параметры газа (P, t);

- требования к очищенному газу по остаточному содержаниюудаляемых компонентов;

- стабильность реагента;

- селективность реагента;

- экономические показатели (капитальные вложения,энергозатраты, потери реагента и т.д.).

10.2.6.2. На установках с большимипотоками циркулирующего раствора поглотителя предпочтение, как правило,отдается схемам с расщепленным (разделенным) потоком регенерированного раствора(тощего и полутощего).

10.2.6.3. В составе установок должно предусматриватьсяоборудование (емкости) для оперативного хранения амина, рассчитанное на приемвсего количества раствора, циркулирующего в системе. Эта емкость можетиспользоваться в качестве буферной в системе циркуляции раствора.

10.2.6.4. Для слива амина из аппаратов и трубопроводов ипоследующего возврата его на вторичное использование необходимо предусматриватьдренажную систему.

Объем сборников насыщенного и регенерированного растворовдолжен быть рассчитан на прием основного количества поглотительных растворовпри остановках установки.

Для приема остаточного количества раствора в аппаратах итрубопроводах должна предусматриваться дренажная емкость соответствующихразмеров.

Возврат раствора в систему циркуляции следует осуществлятьчерез узел фильтрация амина.

10.2.6.5. В составе установки следует предусматриватьоборудование для приготовления и подачи в систему циркулирующего аминаантивспениванителя и ингибитора коррозии (при необходимости).

10.2.6.6. Для поддержания заданной (расчетной) концентрациираствора амина схемой должна быть предусмотрена подпитка системыдеминерализованной водой (паровой конденсат из котельной) и свежим амином сосклада из бочки.

При подпитке системы амина только из бочки необходимопредусматривать устройство для разогрева бочки.

10.2.6.7. Для уменьшения потерь амина за счет окислениякислородом воздуха необходимо предусматривать создание "подушек" вемкостях хранения растворов амина путем подачи в них инертного газа вязкогодавления (преимущественно азота) или очищенного углеводородного газа.

10.2.6.8. Для уменьшения потерь амина навыходящих потоках очищенного газа из абсорбера и кислых газов из десорберанеобходимо предусматривать сепарацию газов с возвратом уловленной жидкости всистему регенерации амина.

10.2.6.9. Степень насыщения раствора кислыми газами, какправило, принимается не выше:

- 0,3 молей кислых газов на моль амина при очистке растворомМЭА;

- 0,4 молей кислых газов на моль амина при очистке растворомДЭА, МДЭА.

Допускается увеличивать степень насыщения раствора кислымикомпонентами при условии обеспечения эффективной защиты оборудования откоррозии (по данным технологического регламента на проектирование).

10.2.6.10. Температуру раствора амина,подаваемого на верх абсорбера, следует принимать на 2 - 6 °С выше температуры выходящего из абсорберагаза.

10.2.6.11. Температура насыщенногораствора амина на выходе из абсорбера не должна превышать расчетной(равновесной).

10.2.6.12. Не допускается попадания тяжелых углеводородов враствор амина.

10.2.6.13. В случае подачи очищенного амином газа напоследующую переработку с использованием процессов, на которые амин оказываетотрицательное влияние, например, осушка газа на цеолитах, рекомендуетсяприменять водную промывку очищенного газа от амина.

10.2.6.14. Насыщенный раствор амина из абсорбера долженнаправляться в промежуточную емкость для выделения растворенных углеводородовпри более низком давления (как правило при давлении 0,6 МПа) с повторнойабсорбцией газа разгазирования амином.

При очистке газа с давлением ниже 1,5 МПа установкапромежуточной емкости не обязательна.

10.2.6.15. При выборе рибойлеров отпарной колонны амина(десорбера) рекомендуется предпочтение отдавать аппаратам горизонтального типас паровым пространством и несколькими входами по жидкости и выходами по газу.

10.2.6.16. Проектом должен быть решен вопрос обезвреживанияи утилизации твердых и жидких отходов.

10.2.6.17. Очистка и утилизация аминосодержащих стоковдолжна проектироваться в соответствии с технологическим регламентом.

10.2.7. Требования на проектирование технологической частиустановки очистки газа от сероводорода адсорбционным способом.

10.2.7.1. Очистка газа от сероводорода и других сернистыхкомпонентов адсорбционным способом, как правило, применяется для газов с низкимсодержанием сероводорода (до 0,2 ¸0,3 % об.).

10.2.7.2. Тип адсорбента и режим работы оборудования (циклыпереключения адсорберов) следует принимать в соответствии с технологическимрегламентом на проектирование.

В случае отсутствия технологического регламента конкретнодля данной установки допускается использовать данные регламентов аналогичныхустановок с соответствующими коррективами (при необходимости) на состав иколичество сырья и др.

10.2.7.3. При проектировании адсорбционной установки следуетпредусматривать защиту от коррозии в системе охлаждения газа регенерации.

10.2.7.4. Направление потоков в адсорберах, как правило,принимается: для очищаемого газа - сверху вниз, для газа регенерации иохлаждающего газа - снизу вверх.

10.2.7.5. Перепад давления на адсорберах (гидравлическоесопротивление слоя) следует принимать с коэффициентом не ниже 1,6 к расчетномузначению.

10.2.7.6. В случае очистки неосушенного газа или совмещеннойосушки и очистки газа от кислых компонентов применяемый адсорбент(синтетические цеолиты) следует защищать от контакта с капельной влагой слоемтвердого осушителя, значительно более стойкого к действию жидкой воды (например,активированной окиси алюминия).

10.2.7.7. На выходящих из адсорберов потоках очищенногогаза, газа охлаждения и регенерации следует устанавливать фильтры (рабочий ирезервный) для очистки газа от механических примесей.

10.2.7.8. При выборе схемы процесса очистки газа необходиморассматривать целесообразность совмещения этого процесса с осушкой газа.

10.2.7.9. Количество адсорберов, циклы переключений наразличные режимы работы (очистка, регенерация, охлаждение) должны выбираться сучетом обеспечения долговременной работы печи нагрева газа регенерации, срокаслужбы адсорбента и т.д.

10.2.7.10. В проекте установки должны быть решены вопросыутилизации газа регенерации, содержащего кислые компоненты, а также обработкаотработанного сорбента до кондиций, безопасных для окружающей среды.

10.3. Осушка газа.

10.3.1. Способ осушки газа следует выбирать в зависимости оттемпературного уровня принятого технологического процесса, а также требований,предъявляемых к газу (по точке росы по влаге) при его транспортировке.

Кроме того, при выборе способа осушки газа необходимоучитывать возможные примеси в газе: хлор-йоны, ПАВ, механические примеси,сернистые и азотистые соединения и др.

10.3.2. Расчетную точку росы газа по влаге следует приниматьна 5 °С ниже требуемой по условиям процесса.

10.3.3. В зависимости от требуемой глубины осушки, какправило, принимается:

- адсорбционная осушка газа с доизвлечением влаги испареннымметанолом для глубокой осушки газа до точки росы ниже минус 70 °С;

- адсорбционная осушка на синтетических молекулярных ситахдо осушки до точки росы ниже минус 50 °С;

- адсорбционная осушка на природных цеолитах(клиноптилолите) для осушки газа до точки росы до минус 30 °С;

- комбинированная осушка и очистка (на гликоль-аминовыхрастворах);

- абсорбционная осушка газа гликолями при температуреконтакта (абсорбции) 15 - 30 °С для обеспечения точки росы не ниже минус 20 °С.

Для обеспечения более низкой точки росы газа по влаге притемпературе в процессе охлаждения газа не ниже минус 23 °С рекомендуется применятьосушку методом впрыска этиленгликоля с последующей его регенерацией.

10.3.4. При осушке газа адсорбционнымспособом тип адсорбента и режим работы оборудования (циклы переключенияадсорберов) следует принимать в соответствии с технологическим регламентом напроектирование. Технологический регламент на проектирование разрабатываетсянаучно-исследовательской организацией.

В случае отсутствия технологического регламента напроектирование допускается использовать рекомендации, изложенные в технической литературеи данных нормах.

10.3.5. Направление потоков в адсорберах, как правило,принимается:

- для осушаемого газа - сверху вниз;

- для газа регенерации и охлаждающего газа - снизу вверх.

10.3.6. Перепад давления на адсорберах (гидравлическоесопротивление слоя) следует принимать с коэффициентом не ниже 1,6 к расчетномузначению.

10.3.7. В адсорберах следует предусматривать защитный слойдля адсорбента, предотвращающий разрушающее действие капельной влаги и другихзагрязнителей.

10.3.8. На выходящих из адсорберов потоках осушенного газа,газа охлаждения и регенерации следует устанавливать фильтры (рабочий ирезервный) для очистки газа от механических примесей.

Степень очистки газа следует принимать в зависимости оттребований для последующих процессов и оборудования.

10.3.9. В системе охлаждения газа регенерации холодильникгаза регенерации следует предусматривать из нержавеющей стали.

10.3.10. Количество загружаемого адсорбента в систему должнообеспечивать осушку газа до требуемой точки росы с учетом возможных колебанийпо производительности, по влагосодержанию осушаемого газа, а также с учетоммеханического уноса влаги газом из сепаратора.

10.3.11. Количество адсорберов,цикличность их работы следует принимать по расчету с учетом конструктивныхособенностей применяемой печи для нагрева газа регенерации.

10.3.12. При осушке газа адсорбционным способом сдоизвлечением влаги испаренным метанолом, как правило, предусматривать: осушкугаза на твердых поглотителях до точки росы минус 30 °С, доосушку газа испареннымметанолом до точки росы на 5 °С ниже требуемой в технологическом процессе.

10.3.13. В проекте установок осушки газа должны быть решенывопросы утилизации газа регенерации, а также обработки отработанных адсорбентовдо кондиций, безопасных для окружающей среды.

10.3.14. Узел получения (испарения) и подачи в поток газаиспаренного метанола следует проектировать по данным технологическогорегламента на проектирование.

10.3.15. При абсорбционной осушке газа гликолями степеньнасыщения гликоля водой принимать при контактном способе осушки в абсорберах1,5 - 2,5 %, при осушке - впрыском в охлаждаемый поток газа - 5 - 10 %.

10.3.16. Температуру гликоля на входе в контактор следуетпринимать на 5 - 8 °С выше температуры выходящего с осушки газа с цельюисключения конденсации углеводородов, и, как следствие, вспенивания раствора.

10.3.17. При осушке газа впрыском этиленгликоля следуетиспользовать водные растворы с концентрацией в пределах 85 - 90 %.

10.3.18. Рассчитанное количество (теоретически)регенерированного раствора этиленгликоля, подаваемого на впрыск в системуосушки, необходимо увеличивать не менее, чем на 30 %.

В случае, если газ охлаждается, проходя последовательно рядтеплообменников, раствор этиленгликоля необходимо впрыскивать на вход в каждыйтеплообменник пропорционально количеству конденсирующейся в нем влаги.

10.3.19. Форсунки для впрыска гликоля следует монтировать вкамерах теплообменников на входе газа таким образом, чтобы факел распыламелкораспыленного этиленгликоля охватывал всю трубную решетку и распределялсяравномерно во все трубки теплообменника.

10.3.20. На линии подачи этиленгликоля перед форсункаминеобходимо устанавливать фильтры (рабочий + резервный).

10.3.21. Разделение газа, углеводородного конденсата инасыщенного раствора этиленгликоля после охлаждения в теплообменниках приосушке впрыском, как правило, должно производиться в фазном разделителе.

Диаметр разделителя следует принимать таким, чтобы принормальном уровне жидкости в разделителе скорость газа над всей поверхностью невызывала механического уноса жидкости, а время отстоя превышало не менее, чемна 5 % время разрушения эмульсий "гликоль в углеводородномконденсате", "углеводородный конденсат в гликоле".

10.3.22. В случае разделения смеси "газ-углеводородныйконденсат" при низких температурах, необходимо в схеме предусматриватьсепаратор для разделения жидкой фазы на гликоль и углеводородный конденсат.

10.3.23. Разделение смеси раствора этиленгликоля и жидкихуглеводородов следует производить в сепараторе-отстойнике. Время разделенияследует принимать не менее 1 часа.

С целью интенсификации процесса разделения раствораэтиленгликоля от углеводородов необходимо предусматривать подогрев смеси дотемпературы 15 ¸ 20 °С всепараторе-отстойнике в зависимости от типа гликоля и его концентрации.

Допускается совмещение фазного разделителя и сепаратора водном аппарате.

10.3.24. На линии выхода насыщенного раствора гликоля изабсорберов или фазных сепараторов-разделителей необходимо предусматриватьдополнительный нагрев раствора гликоля до температуры 60 - 70 °С ивыветриватель, где происходит отделение из раствора насыщенного гликолярастворенных в нем углеводородов.

10.4. Переработка газа.

10.4.1. Выбор схемы переработки нефтяного газа долженопределяться в каждом конкретном случае в зависимости от содержанияуглеводородов С_з+в в сыром газе, от номенклатуры выпускаемойпродукции и требуемой степени извлечения этана и пропана.

Как правило, технологическая схема переработки газаопределяется технологическим регламентом на проектирование.

10.4.2. При проектировании ГПЗ предпочтение следует отдаватьсхеме низкотемпературной конденсации (НТК) с турбодетандером, как наиболееперспективной и прогрессивной на данном этапе развития технологии и техникипереработки нефтяного газа.

10.4.3. При проектировании низкотемпературных процессовпереработки нефтяного газа, содержащего двуокись углерода, следуетрассматривать необходимость очистки сырого газа от двуокиси углерода воизбежание образования "сухого льда" в системе.

10.4.4. В схемах НТК с турбодетандером должна бытьпредусмотрена подача метанола в точки наиболее возможного образования гидратов.

10.4.5. Перед поступлением газа на турбодетандер необходимоустанавливать сепаратор для отделения жидкости и предусматривать блокировку(остановку) турбодетандера по высокому уровню жидкости в сепараторе.

10.4.6. Схема НТК с турбодетандером должна обеспечитьвозможность работы установки с выключенным турбодетандером, с обеспечениемтребуемого качества товарной продукции.

10.4.7. При переработке нефтяного газа, содержащегосероводород, товарная продукция ГПЗ подлежит очистке от серосодержащихсоединений в случае ее несоответствия техническим условиям.

При наличии в перерабатываемом газе сероокиси углерода (COS) вырабатываемую на установке широкую фракцию легкихуглеводородов следует очищать от COS во избежаниеобразования сероводорода при длительном хранении и транспорте жидкой продукции.

10.4.8. Для возможной утилизации холода окружающего воздухаследует предусматривать аппараты воздушного охлаждения для охлаждения сырьевогопотока.

10.4.9. Освобождение технологических аппаратов от жидкихпродуктов при нормальной остановке должно выполняться по схеме с максимальнойоткачкой в товарный парк.

Опорожнение оборудования и трубопроводов от остатков жидкихпродуктов должно производиться в дренажные емкости.

10.5. Переработка углеводородного конденсата

10.5.1. Требование настоящей главы распространяются напроектирование установок переработки углеводородного конденсата в составе ГПЗ,перерабатывающего нефтяной и природный газы.

10.5.2. Сырьем для установки переработки углеводородногоконденсата могут быть:

углеводородный конденсат, отделяемый в сепараторах изприродного и нефтяного газов, поступающих на ГПЗ;

компрессат, выпадающий на промежуточных и конечной ступенях компримированияприродного и нефтяного газов;

стабильный газовый конденсат;

нестабильный углеводородный конденсат с установокпромысловой обработки газа, первичной подготовки газа.

10.5.3. В процессе переработки конденсата могут бытьполучены следующие продукты:

- стабильный конденсат (фракция C_5+в);

- метан-этановая фракция (газ стабилизации);

- фракции сжиженных газов (С₃, C₄)или их смеси;

- бензиновая фракция;

- фракция дизельного топлива;

- тяжелый остаток (мазут).

10.5.4. Номенклатура вырабатываемой продукции определяетсязаданием на проектирование и должна быть основана на анализе состава исходногосырья, требований к качеству товарной продукции и анализе схемы ГПЗ.

10.5.5. Схема переработки углеводородного конденсата можетвключать:

обезвоживание и обессоливание поступающего на переработкуконденсата;

стабилизацию конденсата;

очистку от сероводорода;

разделение на углеводородные фракции;

очистку продуктов переработки конденсата от различныхпримесей в соответствии с требованиями к их качеству.

10.5.6. Схема переработки углеводородного конденсата должнабыть взаимоувязана со схемой переработки нефтяного газа.

10.5.7. Системы регенерации и циркуляции химреагентов,утилизации кислых газов, циркуляции хладагентов, дренажные и факельные и т.п.как правило, должны объединяться с аналогичными системами завода.

10.5.8. Газ стабилизации, вырабатываемый на установкепереработки углеводородного конденсата, как правило, используется в качестветопливного газа на ГПЗ и/или на собственные нужды установки.

10.6. Производство серы.

10.6.1. Требования настоящего раздела распространяются напроектирование технологической части установок для производства газовой серы пометоду Клауса из кислых газов, извлекаемых в процессе очистки газа и конденсатаот кислых компонентов (сероводорода) растворами аминов.

При проектировании установок производства серы следует такжеруководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровыхи водогрейных котлов" [4].

10.6.2. При выборе схемы установок производства серы поспособу Клауса должны быть рассмотрены следующие наиболее важные критерии ипеременные (величины):

а) состав (соотношение H₂S и СО₂) и количество кислого газа (сырья дляКлауса);

б) схема подачи сырьевого газа в процесс (с"прямым" или "разделенным" потоком), необходимость и способподогрева кислого газа и воздуха;

в) режим сгорания кислого газа в печи;

г) способ подогрева газов перед входом их в каталитическиеконверторы;

д) выбор катализаторов по ступеням, объемная скорость сырьяв каталитических конверторах, оптимальный температурный режим по ступеням;

е) температура конденсации серы в конденсаторах;

ж) коагуляция и отделение частиц увлеченной жидкой серы отуходящих газов в конденсаторах;

з) устойчивая работа установки в условиях изменения загрузкипо сырью.

10.6.3. Количество ступеней каталитической конверсии, какправило, должно быть не менее двух.

Целесообразность дополнительных ступеней конверсиинеобходимо решать технико-экономическим обоснованием, с учетом принятой схемыустановки доочистки отходящих газов и требований к защите окружающей среды.

10.6.4. На входе на установку производства серы кислых газови топливного газа должны быть установлены сепараторы.

"Кислую" воду из сепаратора кислых газовнеобходимо возвращать на установку сероочистки.

10.6.5. Контроль и автоматизацию технологического процессарекомендуется предусматривать в объеме, обеспечивающем:

- регулирование соотношения H₂S/SO₂ на оптимальномуровне 2:1 в газах на выходе из последнего реактора (конвертора);

- регулирование температуры газа на входе в каталитическиеконверторы;

- регулирование температуры на выходе из конденсатора серы;

- удаление жидкости и других примесей из сырьевого потока навходе на установку;

- безопасную работу печи Клауса;

- сигнализацию о прекращении поступления топлива и воздухапри их принудительной подаче в топочное пространство;

- блокировки, прекращение поступления газообразного топливаи воздуха при снижении их давления ниже установленных параметров, а также припрекращении электро (пневмо) - питания приборов КиП и А и другие системыконтроля и ПАЗ;

- безопасную работу котлов-утилизаторов;

- устойчивую работу приборов в "жестких" условиях(при отклонениях параметров технологического режима, пуске и остановкеустановки).

10.6.6. На нагнетательном коллекторе воздуходувок передвходом в печь Клауса следует устанавливать обратный клапан, предотвращающийпопадание кислых газов (сероводорода) в помещение воздуходувок. В этом случаепомещение воздуходувок следует относить к невзрывоопасным.

10.6.7. Жидкая сера из конденсаторов, сепараторов и т.д.должна направляться в резервуар серы по серопроводу с паровой рубашкой черезгидрозатворы.

Серопровод не должен иметь "пониженных" точек идолжен проектироваться с постоянным уклоном в сторону резервуара (емкости).

10.6.8. К печи Клауса необходимо предусматривать подводазота (инертного газа) и/или пара для подачи их при остановке печи в аварийныхситуациях.

10.6.9. Технологическая схема процесса Клауса должнаобеспечить максимальную степень утилизации тепла собственной выработки сминимальным потреблением тепла внешней выработки.

10.6.10. Подвод пара внешней выработки (от котельной ГПЗ) кустановке Клауса следует предусматривать даже в случае полного покрытияпотребности установки теплом собственной выработки (для использования припуске, при аварийных остановках Клауса и др.).

10.6.11. Конструкция печи Клауса должна предусматриватьзащиту печи от взрыва (путем установки взрывных клапанов или расчетом печи насилу взрыва).

10.6.12. При количестве установок Клауса две и более необходимопредусматривать коллекторную обвязку установок по сырью (кислые газы) дляобеспечения взаимозаменяемости.

10.6.13. Допускается в отдельных случаях предусматривать всоставе ГПЗ резервную цепочку по производству серы с целью сохраненияпроизводительности промысла по добыче сероводородсодержащей нефти или газа ивыполнения всех норм и требований по охране воздушного бассейна в случаеостановки на ремонт одной из технологических цепочек производства серы.Принятие такого решения должно быть обосновано технико-экономическим расчетомили определено заданием на проектирование ГПЗ.

10.6.14. В составе установки производства серы должна бытьпечь дожига (инсинератор) для сжигания отходящего технологического потока.

10.6.15. Печь дожига должна обеспечивать полное сжиганиевсех примесей отходящих газов до воды, двуокиси углерода и двуокиси серы вовсех возможных режимах работы установки, в том числе при байпасированииоборудования установки доочистки отходящих газов.

Температура в печи дожига должна поддерживаться не ниже 800°С при термическом сжигании и на уровне, оговоренном паспортом аппарата, еслигорение каталитическое.

10.6.16. Высота дымовой трубы должна определяться расчетомиз условия поддержания содержания вредных веществ в приземном слое воздуха науровне, не превышающем предельно-допустимой концентрации этих веществ (с учетомсуммации действия) при рассеивании выхлопных газов установки доочистки ватмосфере с учетом существующих фоновых загрязнений от других источников.

10.6.17. Температура выхлопных газов в дымовой трубе должнабыть выше температуры сернокислотной точки росы.

10.6.18. На установке необходимо предусматриватьстационарные автоматические газоанализаторы для контроля за содержаниемпримесей в выхлопных газах, подаваемых в дымовую трубу (кислород, сероводород,сернистый газ), а также лабораторный анализ проб выхлопных газов дляпериодического контроля за содержанием вредных примесей (сероводород, сернистыйгаз, серный газ, сероокись углерода и др.).

10.6.19. При низком содержании сероводорода в кислом газе(ниже 20 % об.) рекомендуется применение одностадийного процессакаталитического окисления сероводороде "Прокс" по технологическомурегламенту института "НИПИгазпереработка".

10.7. Доочистка отходящих газов производства серы.

10.7.1. Установка доочистки отходящихгазов производства серы должна обеспечивать улавливание и максимальноеизвлечение вредных и неприятно пахнущих веществ, исключающее повышениеконцентраций этих веществ при рассеивании газовых выбросов предприятия ватмосфере воздуха выше предельно-допустимых.

10.7.2. Для выполнения технологических функций, указанных вп. 10.7.1. настоящих норм, на установке доочистки отходящих газов, как правило,осуществляются следующие процессы:

- завершение реакции Клауса;

- деструкция сероорганических соединений до сероводорода;

- окисление избыточного сероводорода до серы;

- сжигание вредных примесей до образования SO₂и т.д.

Вне зависимости от выбранной схемы установки доочисткихвостовых газов сжигание вредных примесей в печи дожига установки производствасеры обязательно.

10.7.3. Выбор схемы доочистки отходящих газов осуществляетсяв комплексе со схемой установки Клауса.

При этом учитываются следующие факторы:

а) допустимый уровень выброса вредных веществ в атмосферу и,как следствие, общая (для установок Клауса и доочистки) степень конверсиисероводорода в серу или другие продукты;

б) наличие и доступность химреагентов и катализаторов;

в) использование нетоксичных реагентов;

г) гибкость в эксплуатации;

д) наилучшая способность эффективного разделения смеси газовH₂S и CO₂;

е) возможность получения элементарной серы высокой чистоты.

10.7.4. Производительность оборудования установок доочистки,как правило, обеспечивает переработку всего количества отходящих газовустановок производства серы с учетом возможного снижения степени конверсиисероводорода на установке Клауса.

10.7.5. Параллельно установке доочистки отходящих газовдолжен предусматриваться газопровод (с запорной арматурой), байпасирующий всеоборудование до печи дожига отходящих газов.

10.7.5. Серу, полученную на установке доочистки отходящихгазов, необходимо передавать на установку дегазации, хранения и отгрузкитоварной серы в жидком виде через гидрозатвор.

10.7.7. Водяной пар, применяемый для обогрева серногогидрозатвора и серопровода, должен иметь давление не ниже 0,3 - 0,4 МПа.

10.7.8. В случае, если для доочистки отходящих газов Клаусаприменяется процесс "Скот", на проектирование этой установкираспространяются требования, изложенные в п. 10.2.6.2 - 10.2.6.8, 10.2.6.10,10.2.6.11 настоящих норм.

10.8. Дегазация, хранение и отгрузка товарной серы.

10.8.1. Установки дегазации, хранения и отгрузки товарнойсеры предназначены для подготовки серы к железнодорожному и автотранспорту, длясоздания необходимого запаса товарного продукта.

10.8.2. Жидкая сера перед подачей в резервуары (емкости)хранения, на эстакады налива, на склад комовой серы, на установки производствагранулированной, чешуированной и т.д. серы должна пройти дегазацию отсероводорода до остаточного содержания последнего не выше 10 мг/кг серы (10ррм).

10.8.3. Дегазацию серы возможно обеспечить следующимиспособами:

- воздушная дегазация (отдувка воздухом);

- разгазирование с подачей аммиака;

- многократная циркуляция насосом всего объема жидкой серы,находящегося в емкости (не менее 4-х кратной циркуляции). Необходима установкарезервного насоса.

10.8.4. Для улучшения процесса дегазации многократнойциркуляции возможна подача аммиака на всас насосов в количестве не менее 40 гна тонну перекачиваемой серы, если в задании на проектирование отсутствуетзапрет на применение аммиака.

10.8.5. Отвод газов дегазации должен осуществляться в печьдожига отходящих газов.

10.8.6. Кратность воздухообмена над уровнем жидкой серы вемкостях дегазации должна определяться исходя из того, чтобы содержаниесероводорода в газовой фазе поддерживать ниже 0,3 нижнего концентрационногопредела взрываемости.

10.8.7. Расчет и выбор оборудования дегазации серы следуетпроизводить исходя из суточного пребывания продукта на разгазировании.

10.8.8. Размещение оборудования дегазации серыпредпочтительно предусматривать на площадках установок производства серы идоочистки отходящих газов.

10.8.9. Объем емкостей для хранения дегазированной жидкойтоварной серы должен соответствовать 5-ти суточному производству серы примаксимальной производительности установок (завода) или определяться заданием напроектирование.

10.8.10. Емкости для хранения жидкой серы могут бытьназемными (металлическими) и подземными (железобетонными).

Емкости должны быть оборудованы паровыми подогревателямивнутреннего монтажа, вентиляционными стояками и патрубками. Крыша емкостидолжна быть обогреваема.

10.8.11. Насосы для откачки жидкой серы из емкостей должныбыть рассчитаны на откачку на наливную эстакаду с учетом возможного возврата(рециркуляции), на установки грануляции (затвердения), на склад комовой серы.

Насосы должны иметь 100 % резерв.

10.8.12. Количество серы, получаемой в жидком и твердомвиде, вид твердой серы (чешуйки, пластины, гранулы и т.д.) определяютсязаданием на проектирование.

10.8.13. Склад комовой серы, как правило, должен выполнятьфункцию аварийного. Заполнение его производится только при неисправностиустановок завода, либо перебоях в железнодорожном транспорте для отгрузки вжидком виде.

Заполнение склада производится через сливные стояки спаровой рубашкой.

Метод розлива должен обеспечивать по возможности равномерноераспределение серы по площадке склада.

10.8.14. Расчет емкости склада твердой серы с учетом розливаи застывания жидкой серы следует производить из следующих условий:

толщина слоя серы, образующегося в результате одной заливки,должна быть не более 0,1 м;

продолжительность затвердевания слоя серы однократнойзаливки - не менее суток;

продолжительность охлаждения серного блока - не менее 7суток.

При розливе жидкой серы в блоки необходимо предусматриватьспециальные, предварительно устанавливаемые формы. Формы должны иметьконструкцию, позволяющую двум рабочим осуществлять сборку или наладку высотыформ без применения передвижного или стандартного подъемного оборудования.

10.8.15. На складе твердой серы необходимо предусматриватьподвод воды на пожаротушение.

10.8.16. Для сокращения потерь твердой серы притранспортировке в открытых вагонах и на платформах рекомендуетсяпредусматривать установку для нанесения в загруженных вагонах тонкой пленкижидкой серы, образующей после застывания сплошную корку.

10.8.17. При загрузке в вагоны твердой серы необходимопредусмотреть увлажнение ее для снижения запыленности атмосферы.

10.8.18. Для отгрузки жидкой серы следует предусматриватьустановки автоматического налива в железнодорожные цистерны.

Количество погрузочных рукавов определяется из условияотгрузки суточной производительности завода за 8 часов.

10.8.19. Каждый погрузочный рукав должен быть оборудовансигнализатором уровня жидкости в наконечнике рукава и автоматическимотключением потока, когда цистерна заполнена.

Установки автоматического налива жидкой серы должны иметь неменее 6 стояков для ручного налива серы в случае неполадок в работеавтоматического стояка.

10.8.20. Погрузка твердой серы должна быть максимальномеханизирована.

10.8.21. Должны быть предусмотрены устройстваавтоматизированной погрузки твердой (гранулированной, чешуированной и т.д.)серы в железнодорожные вагоны через бункерную галерею.

Емкость бункеров должна соответствовать не менее 5-тисуточной производительности установок грануляции серы.

10.9. Холодильные установки.

10.9.1. Требования настоящей главы распространяются напроектирование технологической части холодильных установок, работающих на базетурбокомпрессорных машин.

10.9.2. Холодопроизводительность холодильной установкидолжна определяться расчетом, исходя из потребности в холоде каждогопотребителя и с учетом холодопотерь.

Холодопотери следует принимать по данным, приведенным в таблице4:

Таблица 4

Наименование	Параметры холода
	от +2 °С до минус 5 °С	от минус 6 °С до минус 15 °С	от минус 16 °С до минус 30 °С	от минус 31 °С до минус 60 °С	от минус 61 °С и ниже
Максимально-допустимые потери (в летнее время), % масс.	8	12	15	20	25

 

10.9.3. В качестве хладагента для ГПЗ рекомендуетсяпринимать продукты, вырабатываемые на заводе или которые возможно получить извырабатываемой на заводе продукции.

10.9.4. Поверхность конденсаторов пропана должнарассчитываться на полную холодопроизводительность всех рабочих машин.

Для обеспечения чистки трубок конденсаторов необходимопредусматривать на группу рабочих конденсаторов один резервный аппарат.

10.9.5. Каждый турбокомпрессор должен отключаться отколлекторов при помощи запорной арматуры. Запорная арматура должна управлятьсядистанционно, с обязательным дублированием ручным управлением, непосредственнорасполагаемым у арматуры.

10.9.6. Все отключаемые аппараты холодильной установки, атакже отключаемые участки системы должны быть оснащены приспособлениями дляпродувки инертным газом. Подсоединение инертного газа к коллекторам должно бытьне стационарным.

10.9.7. Оборудование установки должно максимальноразмещаться на открытом воздухе на постаментах, фундаментах и этажерках.

Исключение составляют турбокомпрессорные агрегаты ивспомогательный компрессор, которые должны располагаться в машзале стемпературой воздуха не ниже 10 °С и не выше 40 °С.

10.9.8. Конденсация хладагента должна производиться, какправило, в аппаратах воздушного охлаждения.

10.9.9. Холодильную установку рекомендуется оборудоватьвспомогательным компрессорно-конденсационным агрегатом для откачки хладагентаиз аппаратов и коммуникаций перед ремонтными работами в случае экономическойцелесообразности.

10.9.10. При проектировании холодильной установки должныбыть предусмотрены технические решения по выводу из холодильного агентанизкокипящих и высококипящих примесей.

10.9.11. Аппараты и сосуды должны быть рассчитаны надавление согласно "Нормативам техники безопасности и промышленнойсанитарии на холодильное оборудование для химических и нефтехимическихпроизводств" [5].

10.9.12. Емкость линейных ресиверов должна приниматься израсчета 5 - 10 минутного количества циркулирующего хладагента в системе.

Максимальная емкость одного ресивера не должна превышать 50м³.

Вместимость линейных и дренажных ресиверов должна обеспечитьприем всего количества жидкого холодильного агента системы, включая испарители.Коэффициент заполнения ресиверов при этом же не должен превышать 0,7.

10.9.13. Холодильная установка должна быть оборудовананеобходимой предохранительной арматурой. Предохранительные клапаны должныустанавливаться с резервом и переключающими устройствами, позволяющимипроизводить их смену во время работы установки.

10.9.14. Холодильная установка должна работать вавтоматическом режиме. Объем контроля автоматического регулирования долженобеспечивать нормальную работу холодильной установки без постоянногоприсутствия дежурного персонала в машзале и у наружного оборудования прирегламентном состоянии процесса, кроме этапов нормального пуска.

10.9.15. Контроль параметров и сигнализация о нарушенииработы агрегатов и наружного оборудования должны быть предусмотрены на щитахМПУ и ЦПУ. Аварийное состояние агрегатов и наружного оборудования должнодублироваться звуковым и световым сигналами.

10.9.16. Все трубопроводы и аппараты, в которых циркулируетхолодильный агент с температурой ниже, чем температура окружающего воздуха, атакже всасывающие трубопроводы необходимо изолировать.

Тип и толщина изоляции должны определяться расчетом ипроверяться на отсутствие конденсации влаги, находящейся в воздухе, наповерхности. Изоляция всасывающих трубопроводов должна также проверяться наотсутствие конденсации паров хладагента при минимальной температуре наружноговоздуха.

10.9.17. Трубопроводы на нагнетании компрессоров изоляции неподлежат. Во избежание ожогов их следует прокладывать в местах, безопасных дляобслуживающего персонала, а отдельные участки ограждать или изолировать.

10.9.18. Холодильный агент должен храниться в жидком виде наобщезаводских складах вместе с другими сжиженными газами, а в отдельных случаяхна специальных пунктах приема хладагента.

Объем емкостей для хранения холодильного агента должен бытьрассчитан на хранение запаса, необходимого для пополнения системы холодильнойустановки и определяемого согласно п. 8.2 настоящих норм, а также на приемвсего количества хладагента одной наибольшей по объему холодильной установкизавода.

10.9.19. Холодильный агент должен поступать со склада нахолодильную установку и возвращаться на склад по трубопроводу в жидком виде.

Между линейными и дренажными ресиверами холодильнойустановка и емкостями склада хранения хладагента должна быть предусмотренауравнительная линия.

Диаметр трубопровода для откачки жидкого хладагента на складнеобходимо принимать из расчета опорожнения системы в пределах одного часа присредней скорости откачки 1,5 - 2,4 м/с.

10.9.20. Освобождение отдельных технологических аппаратовхолодильной установки, а также установок потребителей от жидкого хладагентаследует производить в дренажный ресивер, установленный на холодильнойустановке.

10.9.21. При полной остановке установки-потребителяосвобождение от жидкого хладагента следует производить через холодильнуюустановку на склад.

Кроме того, должна быть предусмотрена возможностьпередавливания жидкого хладагента из дренажного ресивера в линейные ресиверыи/или на склад.

10.9.22. При полной остановке холодильной установкиосвобождение системы аппаратов и трубопроводов от жидкого хладагента следуетпроизводить на склад или в линейные ресиверы.

10.9.23. Объем дренажных ресиверов для жидкого хладагентапринимается из расчета полного освобождения аппаратов наибольшей по объемуустановки - потребителя.

10.10. Пункт коммерческого и оперативного учета сырьяи готовой продукции.

10.10.1. Пункты коммерческого учета сырья и товарнойпродукции служат для ведения финансовых расчетов с продавцом и покупателем.Пункты, узлы оперативного учета сырья, товарной продукции, топливного газа,реагентов, теплоносителей, энергоносителей служат для ведения учетных операцийи материального баланса внутри предприятия (установки).

10.10.2. Пункты коммерческого учета могут выделяться вотдельный объект или входить в состав технологической установки.

10.10.3. Пункты коммерческого учета сырья должнырасполагаться, как правило, после узла сепарации газа от капельной жидкости имеханических примесей.

10.10.4. Для каждого обособленного источника или потребителяготовой продукции, требующего индивидуального измерения, долженпредусматриваться отдельный коллектор.

10.11. Производство моторных топлив.

10.11.1. Настоящие требования распространяются напроектирование технологической части установок производства моторных топлив всоставе ГПЗ.

10.11.2. В качестве сырья для производства моторных топливмогут быть использованы:

- углеводородный конденсат, выделяющийся из природного инефтяного газов;

- стабильный газовый конденсат;

- нестабильный углеводородный конденсат с установокпромысловой обработки газа, первичной подготовки газа;

- обезвоженная и обессоленная нефть;

- широкая фракция легких углеводородов.

10.11.3. В качестве товарной продукции производства(установки получения) моторных топлив могут быть следующее продукты:

- автобензины;

- авиакеросин;

- дизельное топливо;

- мазут;

- битумы.

Номенклатура и качество товарной продукции должныопределяться заданием на проектирование и основаны на составе исходного сырья,возможностях процессов риформирования прямогонных фракций, обеспечениякондиционности товарной продукции и т.п.

10.11.4. Состав и количество компонентов или добавок дляповышения октанового числа или технологическая схема производства моторныхтоплив с использованием процессов облагораживания прямогонных бензиновыхфракций для получения автобензина определенной марки, как правило, определяетсятехнологическим регламентом на проектирование.

10.11.5. Вспомогательные системы производства моторныхтоплив, как правило, должны объединяться с аналогичными системами завода.

10.11.6. Некондиционные продукты, получаемые на установке,должны направляться на склад некондиционных продуктов с последующим возвратомна переработку.

10.11.7. Для слива продуктов из аппаратов, трубопроводов инасосов следует предусматривать на установке закрытую дренажную систему,обеспечивающую прием, разгазирование и возврат углеводородов на повторнуюпереработку или на склад некондиционных продуктов.

10.11.8. В случае присутствия в сырье окрашивающихкомпонентов в схеме следует предусматривать специальную колонну для удаления ихиз товарных бензинов.

10.12. Газофракционирующие установки (ГФУ).

10.12.1. Требования настоящего раздела распространяются напроектирование ГФУ, входящих в состав ГПЗ.

10.12.2. Сырьем для ГФУ может быть ШФЛУ, вырабатываемая наГПЗ, и/или ШФЛУ, поступающая с других предприятий, рефлюксынефтегазопереработки, стабильный газовый бензин.

10.12.3. В качестве товарной продукций на ГФУ могутвырабатываться фракции:

этановая;

пропановая;

изобутановая;

норм. бутана;

изопентановая;

норм. пентана;

стабильного бензина,

а также смеси этих фракций.

10.12.4. Номенклатура товарной продукции определяетсязаданием на проектирование.

10.12.5. Технологическая схема процесса ГФУ должнавыбираться на основании технико-экономической оценки, учитывающей состав сырья,заданную номенклатуру и качество товарных продуктов, рациональное использованиематериальных и энергетических ресурсов (электроэнергия, тепло, холод и т.д.).

10.12.6. Технологическая схема ГФУ должна быть взаимоувязанасо схемой ГПЗ.

10.12.7. Факельная и дренажная системы, системы теплоснабженияи т.д. должны быть, как правило, общими с другими установками ГПЗ.

10.12.8. Схемой ГФУ должна быть предусмотрена возможностьприема некондиционных продуктов со склада на повторную переработку.

10.12.9. Оборудование ГФУ должно быть спроектировано с учетомвозможных колебаний в количестве и составе сырья, определенных заданием напроектирование.

10.12.10. Для газоперерабатывающего завода, состоящего изодной технологической линии (КТЛ) следует предусматривать одну ГФУ.

Для ГПЗ, состоящего из двух и более технологических линий,должно быть предусмотрено не менее двух ГФУ. Мощность каждой ГФУ должна бытьрассчитана таким образом, чтобы при остановке одной ГФУ и одной КТЛобеспечивалась переработка вырабатываемой ШФЛУ номинальной производительностиКТЛ.

10.12.11. Система противоаварийной защиты (ПАЗ) ГФУ должнапредусматривать блокировку подачи теплоносителя в рибойлеры ректификационныхколонн при повышении давления в колоннах.

10.12.12. Система контроля и автоматического регулированияпроцесса ГФУ должна предусматривать автоматическое регулирование температуры вколоннах на "характерной" тарелке (т.е. в зоне наибольших колебанийтемпературы).

10.12.13. Сброс газовой фазы из рефлюксных емкостей ГФУследует направлять на утилизацию в систему ГПЗ или в топливную сеть ГПЗ.

10.12.14. При необходимости в составе ГФУ следуетпредусматривать очистку товарных продуктов от сернистых соединений и другихнежелательных примесей до требований, оговоренных техническими условиями натоварную продукцию.

10.12.15. Контроль за качеством товарной продукции, какправило, следует выполнять непрерывно поточными анализаторами.

10.12.16. При использовании аппаратов воздушного охлаждениядля конденсации паров верхних потоков колонн следует предусматривать перепускчасти газового потока в рефлюксную емкость для поддержания в ней постоянногодавления.

10.12.17. При выборе АВО в качестве конденсаторовпредпочтительно использовать аппараты с несколькими электродвигателями ирегулируемым числом оборотов двигателя, что дает возможность обеспечить болеечеткое регулирование температуры орошения и предотвратить переохлаждениепродукта в зимнее время.

10.12.18. Технологическая схема ГФУ должна обеспечиватьпуск, остановку установки, а также освобождение оборудования (блоков) ваварийных ситуациях.

10.12.19. В составе ГФУ должна предусматриваться дренажнаяемкость.

10.13. Очистка СУГ от меркаптанов.

10.13.1. Очистка СУГ от меркаптанов должна предусматриватьсяпредпочтительно с помощью регенерируемых реагентов.

10.13.2. Степень очистки СУГ определяется требованиямитехнических условий на товарный продукт или заданием на проектирование.

10.13.3. Технологическая схема очистки СУГ от меркаптанов,как правило, определяется технологическим регламентом на проектирование.

10.13.4. При очистке от меркаптанов СУГ, содержащихсероводород, с использованием щелочного раствора следует предусматриватьпредварительную ступень очистки СУГ от сероводорода с последующей очисткой ихот меркаптанов.

10.13.5. В схемах очистки СУГ щелочными растворами следуетпредусматривать песчаный фильтр на выходе СУГ с установки очистки дляулавливания щелочи.

10.13.6. Приготовление щелочного раствора, как правило,следует предусматривать на установке.

10.13.7. Сернисто-щелочные стоки и отработанную щелочьследует направлять на специальную установку обработки или на сжигание.

10.13.8. Трубопроводы щелочной очистки СУГ, по которымтранспортируется щелочный раствор, должны обогреваться и теплоизолироваться.

10.13.9. Отработанный воздух щелочной очистки СУГ передсбросом в атмосферу на свечу рассеивания следует отсепарировать от щелочногораствора.

10.13.10. Объем буферной емкости циркулирующего растворащелочи должен быть рассчитан на полное опорожнение всех аппаратов, т.е. наобъем раствора, находящегося в системе.

10.14. Очистка газа от меркаптанов

10.14.1. Степень очистки газа от меркаптанов должнаобеспечить качество товарных продуктов, производимых из газа, по остаточномусодержанию меркаптанов.

10.14.12. Способ очистки газа от меркаптанов определяется,как правило, в зависимости от состава исходного сырья, от требований,предъявляемых к очищенному газу, а также от общей структуры процессовтехнологической схемы переработки газа.

10.14.3. Очистку газа от меркаптанов возможно обеспечитьследующими способами:

- щелочной промывкой газа;

- на твердых поглотителях с последующим каталитическимгидрированием меркаптанов в газе регенерации в сероводород и очисткой газарегенерации от сероводорода и другими, согласно технологическому регламенту напроектирование.

10.14.4. В случае применения щелочной промывки для очисткиот меркаптанов перед последующей осушкой газа на цеолитах, как правило,предусматривается водная промывка газа от щелочи.

10.14.5. Приготовление щелочного раствора, как правило,предусматривается на установке.

10.14.6. Сернисто-щелочные стоки и отработанную щелочьследует направлять на специальную установку обработки стоков или на сжигание.

10.14.7. Трубопроводы щелочной очистки газа, по которымтранспортируется щелочной раствор, должны иметь обогрев и теплоизоляцию.

10.14.8. Объем буферной емкости циркулирующего растворащелочи должен быть рассчитан на полное опорожнение всех аппаратов, т.е. наобъем раствора, находящегося в системе.

10.14.9. Для установки адсорбционной очистки газа отмеркаптанов руководствоваться пунктами 10.3.4 - 10.3.11.

 

11. ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮОБОРУДОВАНИЯ

 

11.1.Требования к компоновке оборудования наружных установок.

11.1.1. Размещение технологического оборудования и средстввзрывозащиты на открытых площадках должно обеспечивать удобство и безопасность ихэксплуатации, возможность проведения ремонтных работ и принятия оперативных мерпо предотвращению аварийных ситуации или локализации аварии и пожара.

11.1.2. Оборудование взрывоопасных технологических объектовпреимущественно должно располагаться на открытых площадках (наружныхустановках); допускается располагать в зданиях оборудование технологическихобъектов при соответствующем техническом обосновании.

Примечание:

Под наружной установкой (площадкой) понимается комплексаппаратов, расположенных вне зданий, с несущими и обслуживающими конструкциями,который, как правило, является частью технологической установки.

11.1.3. В случае технологической необходимости, допускаетсяустановка на приеме в установку и на выходе с установки по одной емкости накаждый продукт.

Объем каждой емкости не должен превышать 50 м³.Указанные емкости должны размещаться по периметру установки на расстоянии однаот другой не менее диаметра наибольшей соседней емкости. Расстояний от другихобъектов (аппаратов) установки принимаются, как для технологическогооборудования.

11.1.4. Запрещается размещать технологическое оборудованиевзрывопожароопасных производств:

над и под вспомогательными помещениями;

под межплощадочными эстакадами технологических трубопроводовс горючими, едкими и взрывоопасными продуктами;

над площадками открытых насосных и компрессорных установок,кроме случаев применения герметичных бессальниковых насосов или приосуществлении специальных мер безопасности, исключающих попадание взрывоопасныхвеществ на нижеустановленное оборудование.

11.1.5. Сборники и отстойники с объемом СУГ и ЛВЖ объемомболее 50 м³ должны располагаться вне габаритов этажерки.

11.1.6. Наружные этажерки, на которых расположеныоборудование и аппаратура, содержащие легковоспламеняющиеся и горючие жидкостии сжиженные углеводородные газы, как правило, выполняются в железобетоне. Привыполнении этажерок в металле нижняя часть их на высоту первого этажа (включаяперекрытие первого этажа), но не менее 4 м, должна быть защищена от воздействиявысокой температуры. Предел огнестойкости должен быть не менее: для колоннэтажерки - 2 ч, для балок, ригелей, связей и траверс - 1 ч.

Опорные конструкции под отдельно-стоящие на нулевой отметкеемкостные аппараты и емкости, содержащие легковоспламеняющиеся и горючиежидкости и сжиженные углеводородные газы, должны иметь огнестойкость не менее 1ч. Предел огнестойкости "юбок" колонных аппаратов и опор емкостей сСУГ и ЛВЖ под давлением, должен быть не менее 2 ч.

11.1.7. Размещение внутри этажерки производственных и вспомогательныхпомещений не допускается.

11.1.8. Площадки и перекрытия этажерок, если на нихустановлены аппараты и оборудование, содержащие СУГ, ЛВЖ и ГЖ, должны бытьглухими, непроницаемыми для жидкостей и ограждены по периметру сплошным бортомвысотой не менее 0,15 м с устройством пандуса у выходов на лестницы.

Группы аппаратов и оборудования, содержащие СУГ, ЛВЖ или ГЖ,установленные под этажерками и на открытых площадках вне этажерок, также должныбыть ограждены бортом 0,15 м на расстоянии не менее 1,0 м от аппаратов иоборудования.

11.1.9. В местах пересечения аппаратами и трубопроводамиборта, ограждающие проемы и гильзы, должны выступать на высоту не менее 0,15 мнад перекрытием. Для отвода разлившейся жидкости и атмосферных осадков сплощадок и перекрытий этажерок, огражденных бортами, необходимо предусматриватьсливные стояки диаметром не менее 100 мм. Число стояков принимается по расчету,но не менее двух.

11.1.10. При необходимости размещения открытых установоккатегорий А и Б по обе стороны здания, с которым они связаны, или однойоткрытой установки с двумя зданиями, между которыми она расположена - одна изустановок или одно из зданий технологического комплекса должны располагаться нарасстоянии не менее 8 м при глухой стене и не менее 12 м при стене с иконнымипроемами независимо от площади, занимаемой зданиями и установками. Втораяустановка или здание должны располагаться с учетом требований п. 11.1.11.

11.1.11. Площадь отдельно стоящей наружнойустановки категорий А и Б на газоперерабатывающих предприятиях не должнапревышать:

при высоте до 30 м - 5200 м²

при высоте 30 м и выше - 3000 м².

При большей площади установка должна делиться на секции.

Разрывы между секциями должны быть не менее 15 м.

Примечание: - Площадь наружной установки принимается поплощади на нулевой отметке. Границы установки проходят на расстоянии 2 м отпрямых линий, соединяющих максимально выступающие части аппаратов, постаментови колонн этажерок.

- Высотой установки следует считать максимальную высотуоборудования или этажерки, занимающих не менее 30 % общей площади установки.

- Предельные площади отдельно стоящих установок относятся кустановкам с аппаратами, емкостями, содержащими сжиженные горючие газы, ЛВЖ иГЖ. Для установок, содержащих горючие газы (не в сжиженном состоянии),предельная площадь может быть увеличена в 1,5 раза.

11.1.12. Ширина отдельно стоящей наружнойустановки или её участков должна быть не более 42 м при высоте этажерки иоборудования до 18 м и не более 36 м при высоте этажерки и оборудования более 18м.

11.1.13. К одной из стен здания категорий А и Б допускаетсяпримыкание наружной установки без противопожарного разрыва при соблюденииследующих условий:

11.1.13.1. Сумма площадей этажа зданий (или части зданиямежду противопожарными стенами) и наружной установки не должна превышатьплощади, определенной в пункте 11.1.11.

11.1.13.2. Стена здания должна быть без проемов, заисключением устройства дверных проемов для обслуживания наружной установки присоблюдении следующих требований:

выходы защищены самозакрывающимися противопожарными дверямис пределом огнестойкости не менее 0,6 ч, имеют пандус высотой не менее 0,15 м;

в расчет путей эвакуации эти выходы не включаются;

расстояние от этих выходов до аппаратов и емкостей,расположенных на наружной установке, должно быть не менее 4 м;

пожарная опасность наружной установки и помещения, изкоторого предусмотрен выход, должна быть одинаковой.

Предел огнестойкости глухой стены должен быть не менее 2 ч.

11.1.13.3. Ширина наружной установки должна быть не более 30м. В случае, когда суммарная площадь здания (части здания) и наружной установкипревышает определенную пунктом 11.1.11, расстояние от наружной установки должнобыть не менее 8 м до глухой стены здания и не менее 12 м до стены с проемами.

11.1.14. Отдельные аппараты с горючими газами, ЛВЖ, ГЖ,непосредственно связанные с помещениями категорий А и Б и размещенные внепомещения, следует, как правило, располагать у глухой стены.

При расположении этих аппаратов у стен с проемами расстояниедо проемов должно быть не менее 4 м.

Расстояние от указанных аппаратов до проемов помещений спроизводствами категорий В, Г, Д должно быть не менее 10 м. При расстояниименее 10 м оконные проемы помещений с производствами категорий В, Г, Днеобходимо заполнять стеклоблоками или армированным стеклом.

Расстояние от аппаратов, не содержащих газы, ЛВЖ и ГЖ, ненормируется.

11.1.15. Расстояние от аппаратов огневого нагрева (печи длянагрева продуктов, азота, пароперегревательные печи), располагаемых вне здания,до других технологических аппаратов, зданий и сооружений установки, в составкоторых входит печь, а также до эстакад, за исключением технологическихтрубопроводов, связывающих аппараты огневого нагрева с другими технологическимиаппаратами, должны быть не менее указанных в табл. 5

 

Таблица 5

 

№/пп	Наименование объектов	Наименьшее расстояние, м
1.	До технологического оборудования и эстакад с горючими продуктами, расположенных вне здания:
	при давлении в системе аппаратов и коммуникаций до 0,6 МПа (6 кгс/см2)	10
	при давлении в системе аппаратов и коммуникаций выше 0,6 МПа (6 кгс/см2)	15
2.	До производственных зданий и помещений категорий А, Б, В, вспомогательных и подсобно-производственных зданий и помещений независимо от категории производств:
	а/ при наличии оконных проемов	15
	б/ при глухой стене	8
3.	До производственных зданий, помещений категорий Г, Д, технологического оборудования и эстакад с негорючими продуктами	5
4.	До аппаратов с огневым нагревом	5
5.	До компрессорных горючих газов	20
6.	До колодцев канализации производств категорий А, Б.	10

 

Примечания: - Наименьшеерасстояние от неогневой стороны пароперегревательных печей до реакторов и отпечей пиролиза до охлаждающих скрубберов и котлов-утилизаторов (одно- идвухконтурных) в связи с тем, что технологический процесс, не позволяет удалятьпечь от реактора, скруббера в котла-утилизатора, может быть сокращено до 5 м.Такого рода случаи должны быть обоснованы в технологической части проекта.

 

- Для изоляции печей с открытым огневым процессом от газовойсреды при авариях на наружных установках или зданиях, печи должны бытьобеспечены устройством для паровой завесы и подводом пара к топкам печей,

- Наименьшее расстояние от неогневой стороны печей дореакторов каталитических процессов, если технологический процесс не позволяетудалить печь от реактора, может быть сокращено до 3 м. Такого рода случаидолжны быть обоснованы в технологической части проекта.

11.2. Требования к компоновке оборудования насосных.

11.2.1. Насосные агрегаты могут располагаться у непосредственносвязанного с ними оборудования или в насосных. Размещение насосных агрегатовнепосредственно у аппаратов разрешается при числе не более трех насосов вгруппе, включая резервный, при этом расстояние от насосов до аппаратов ненормируется.

Под понятием "насосная" следует понимать группунасосов с числом насосов более трех, которые удалены друг от друга не более чемна три метра.

Насосные для перекачки СУГ, ЛВЖ, и ГЖ могут быть открытымиили закрытыми.

11.2.2. Открытыми насосными считаются насосные, расположенныевне помещения. На газоперерабатывающих заводах и производствах открытыенасосные могут располагаться на открытых площадках, под навесами, а такжепостаментами и этажерками, предназначенными для размещения технологическогооборудования.

Насосы в открытых насосных должны быть защищены от прямоговоздействия атмосферных осадков и солнечной радиации.

Допускается применение индивидуальных легких съемных кожуховс боковыми отверстиями для естественной вентиляции.

11.2.3. Насосные, перекачивающие СУГ, ЛВЖ и ГЖ должнырасполагаться на отметках выше прилегающей территории.

Устройство заглубленных открытых насосных запрещается.

11.2.4. Размещение насосных агрегатов в открытых насосныхможет быть одно- двух- или трехрядное с обеспечением необходимых проходов дляобслуживания насосных агрегатов и проездов для передвиженияподъемно-транспортных механизмов при ремонтных работах, в случае отсутствияподвесных подъемно-транспортных средств.

Ширину основного прохода по фронту обслуживания следуетпринимать не менее 1,5 м до наиболее выступающих частей насоса, а междуотдельными насосами - не менее 0,8 м.

При размещении насосов и насосных агрегатов необходимопредусматривать свободные проходы и полосы для размещения змеевиков обогреваполов.

Насосы должны устанавливаться на фундаментах, не связанных сфундаментами другого оборудования и стенами здания.

11.2.5. При проектировании открытых насосных должна бытьразработана система опорожнения насосов при отключении их на ремонт сустановкой, в случае необходимости, специальных дренажных емкостей.

11.2.6. В открытых насосных проектом должен обеспечиватьсяагрегатно-узловой метод ремонта насосных агрегатов. Для этой цели необходимопредусматривать стационарные подъемно-транспортные устройства (кран-балки,монорельсы, кран-укосины и т.п.) или напольные передвижные грузоподъемныемеханизмы во взрывобезопасном исполнении, обеспечивающие механизацию работы помонтажу, демонтажу и ремонту насосного оборудования.

11.2.7. К насосным необходимо предусматривать подъезды длявозможности транспортирования насосов или отдельных узлов.

В случае, когда нет возможности обеспечить подъездавтотранспорта непосредственно к насосной, следует предусматривать в проектеспециальный монорельс с передвижным грузоподъемным средством от насосной доближайшей дороги или подъезда.

11.2.8. В открытых насосных, расположенных под этажерками инавесами, площадь устраиваемых в них защитных боковых ограждений должнасоставлять не более 50 % общей площади закрываемой стороны (считая по высоте отпола до выступающей части перекрытия или покрытия насосной).

Защитные боковые ограждения открытых насосных должны бытьнесгораемые и по условиям естественной вентиляции не доходить до пола ипокрытия (перекрытия) насосной не менее, чем на 0,3 м.

- Во вновь проектируемых открытых насосных для перекачкигорючих жидкостей, нагретых выше температуры воспламенения,легковоспламеняющихся жидкостей и сжиженных углеводородных газов, располагаемыхпод этажерками, должны применяться насосы соответствующие 1-й и 2-й категориямразмещения по ГОСТ 15150-69, повышенной надежности, имеющие герметичноеисполнение или двойное торцовое уплотнение вала.

При размещении насосов под этажерками, навесами и наоткрытых площадках через 90 м по длине должно предусматриваться одно изследующих мероприятий:

несгораемая стена без проемов до перекрытия первого этажаили навеса с пределом огнестойкости не менее 2,0 ч;

расстояние между насосами (зона) на всю ширину насосной неменее 6 м при условии устройства к этой зоне подъездов для передвижной пожарнойтехники;

расстояние между насосами (зона) на всю ширину насосной неменее 15 м при отсутствии подъезда.

При размещении насосов под многоярусными этажеркамивыполнение указанных мероприятий обязательно только для первого яруса (этажа).

11.2.9. Расстояние от открытой насосной до технологическогооборудования наружной установки не нормируется, если суммарная ширина наружнойустановки и открытой насосной не превышает допустимую пунктом 11.1.11.

Однако, размещение оборудования с двух продольных стороноткрытой насосной, как правило, не допускается.

В тех случаях, когда это требование выполнить непредставляется возможным, расстояние от одной из продольных сторон насосной дооборудования должно быть не менее 5 м.

В случаях, когда суммарная ширина наружной установки иоткрытой насосной превышает допустимую пунктом 11.1.12, долженпредусматриваться противопожарный разрыв не менее 15 м.

Примечание: При определенииширины установки в нее включается и 5^ти метровое расстояние, еслионо предусмотрено от одной из продольных сторон открытой насосной дооборудования.

 

11.2.10. При расположении насосов под этажерками должна бытьпредусмотрена возможность дистанционной остановки насосов от кнопочных постовуправления, установленных в безопасных местах. Перекрытие над насосами должнобыть железобетонным, без проемов и по периметру иметь борт высотой не менее0,15 м.

11.2.11. Здания закрытых насосных должны соответствоватьтребованиям раздела 6. "Производственные здания и сооружения""Ведомственных указаний по противопожарному проектированию предприятий,зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимическойпромышленности" ВУПП-88, а также нижеследующим требованиям:

11.2.11.1. Длина каждого отделения закрытой насоснойсжиженных углеводородных газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей недолжна превышать 90 м. При большей длине насосная должна разделяться на отсекинесгораемыми стенами с пределом огнестойкости не менее 1,5 ч. Такими же стенамидолжны отделяться насосные, перекачивающие горючие продукты, нагретые до температуры250 °С и выше от других насосных.

Насосные, перекачивающие продукты, нагретые до температуры250 °С и выше, должны разделяться на отсеки площадью не более 650 м².

11.2.11.2. На покрытии зданий насосных допускаетсяустанавливать холодильники и конденсаторы водяного и воздушного охлаждения(кроме конденсаторов наружного типа), теплообменники, рефлюксные и флегмовыеемкости, сепараторы. При этом должны соблюдаться следующие условия:

- покрытие зданий насосных, на котором установлены указанныевыше аппараты, должно иметь предел огнестойкости не менее 1 ч, бытьнепроницаемым для жидкостей и иметь по периметру сплошной ограждающий борт,высотой не менее 0,15 м с устройством для отвода разлившейся жидкости вспециальные емкости. Число стояков должно приниматься по расчету, но не менее2-х, диаметром не менее 100 мм каждый.

Эти же емкости предназначены для сбора атмосферных осадков;

- устанавливать перечисленные аппараты на покрытии зданиянасосных допускается не более, чем в два яруса (этажа);

- здание насосной через каждые 90 м длины должно разделятьсянесгораемыми стенами с пределом огнестойкости не менее 2,0 ч на расстоянии неменее 6 м одна от другой. Между ними должен устраиваться сквозной проход.Расстояние по горизонтали от ближайшего аппарата, установленного на покрытиинасосной или на этажерках над ней, до разделительной несгораемой стены должнобыть не менее 3 м;

- над зданием насосной допускается устанавливать емкостныеаппараты с регуляторами уровня, емкостью не более 25 м³ каждый дляЛВЖ и ГЖ и 10 м³ для сжиженных углеводородных газов, сгарантированным наполнением тех и других не более чем на 50 %.

- в продольных стенах насосной допускается устройствооконных проемов, если связанная с насосной наружная аппаратура расположена неменее 12 м от стены здания насосной;

- участки покрытия насосной, по которым проходят путиэвакуации с этажерки, должны выполняться монолитными или из замоноличенныхжелезобетонных плит;

- коммуникации, расположенные над зданием насосной, должныиметь минимальное количество фланцевых соединений;

- из емкостной аппаратуры должен обеспечиваться слив ваварийные емкости или опорожнение ее технологическими насосами в аппаратысмежных отделений данного производства или в складские емкости;

- на случай аварий электроприемники насосной должныобесточиваться;

- при длине наружной этажерки, расположенной у зданиянасосной, более 90 м через каждые 90 м она должна разделяться на секциипротивопожарными разрывами:

- не менее 6 м при высоте этажерки до 12 м;

- не менее 12 м при высоте этажерки 12 м и более.

Эти разрывы должны совпадать проходами между разделительныминесгораемыми стенами здания.

11.3. Требования к компоновке оборудованиякомпрессорных.

При проектировании компрессорных установок технологическихсооружений ГПЗ с применением центробежных или винтовых компрессоров необходимовыполнять следующие условия:

11.3.1. Компрессоры следует размещать в отапливаемыхпомещениях или укрытиях (боксах). В этих помещениях не допускается размещатьаппаратуру и оборудование, технологически и конструктивно не связанные скомпрессорами. Здания компрессорных должны соответствовать требованиям раздела6 ВУПП-88 [6].

11.3.2. Пол помещения, где размещаются компрессоры, долженбыть не менее, чем на 0,15 м выше планировочных отметок прилегающей территории.

11.3.3. Полы помещения компрессорной установки должны бытьровными с нескользящей поверхностью, малоустойчивыми и выполняться изнесгораемого, износоустойчивого и неискрящего материала.

11.3.4. Двери и окна помещения компрессорной должныоткрываться наружу.

11.3.5. Компрессоры следует устанавливать на фундаментах, несвязанных с фундаментами другого оборудования и стенами здания.

Общие размеры помещения должны удовлетворять условиямбезопасного обслуживания и ремонта оборудования компрессорной и отдельных еёузлов, машин и аппаратов.

11.3.6. Проходы в машинном зале должны обеспечиватьвозможность монтажа и обслуживания компрессора и привода.

При размещении двух и более компрессоров необходимопредусматривать следующие минимальные расстояния в свету:

Ширину основного прохода по фронту обслуживания - 1,5 м

Расстояние между компрессорами - 1,5 м

Расстояние между компрессорами и насосами, не входящими вкомплект поставки компрессора - 1,0 м

Расстояние от компрессоров до стен помещений - 1,0 м

11.3.7. В помещении компрессорной должна быть площадка дляпроведения ремонта компрессоров, привода, вспомогательного оборудования иэлектрооборудования.

Для проведения ремонтных работ компрессорной установкипомещения должны оборудоваться соответствующими грузоподъемными устройствами исредствами механизации.

11.3.8. При проектировании компрессорных по перекаткевзрывоопасных газов, с применением поршневых компрессоров, следуетруководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатациипоршневых компрессоров, работающих на взрывоопасных и токсичных газах"[7].

11.4. Требования к компоновке оборудованиявспомогательных сооружений.

11.4.1. При проектировании воздушных компрессорных следуетруководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатациистационарных компрессорных установок, воздуховодов и газопроводов" [8].

11.4.2. При проектировании складов азота необходимовыполнять требования "Инструкции по проектированию производствагазообразных и сжиженных продуктов разделения воздуха", ВСН-6-74 [9].

11.4.3. При проектировании складов реагентов, а такжепромежуточных складов ЛВЖ, ГЖ и СУГ необходимо выполнять требования ВУПП-88,СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарныенормы" СНиП 2.04.08-87 "Газоснабжение".

11.4.4. При проектировании складов метанола необходимовыполнять требования "Типовой отраслевой инструкции о порядке получения,перевозки, хранения, отпуска и применения метанола" ИБТВ-2-001-82 [10], атакже ГОСТ 2222-78^* Е "Метанол - яд технический. Техническиеусловия".

 

12. НОРМЫ РЕЗЕРВИРОВАНИЯТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

 

12.1. Основная технологическая аппаратура, как правило, недолжна резервироваться. Проектом технологических установок долженпредусматриваться определенный запас производительности аппаратов всоответствии с заданными колебаниями в количестве и составе поступающего сырья.

12.2. Следует принимать резерв для аппаратов, режим работыкоторых требует более частых остановок, чем это предусмотрено регламентомработы самих установок, и только в том случае, если остановка указанныхаппаратов требует отключения всей установки.

12.3. Для нижеследующих позиций насосов следует приниматьодин резервный насос при одном и более рабочих насосов:

- подача абсорбента в абсорберы;

- подача гликоля на осушку газа;

- подача питания и орошения в регенерационные иректификационные колонны;

- циркуляция теплоносителей или продуктов через трубчатыепечи;

- непрерывная откачка на склады товарных продуктов;

- непрерывная откачка продуктов с низа колонны;

- подача питательной воды к котлам-утилизаторам и кконденсаторам серы;

- подача охлаждающей жидкости (воды, антифриза и т.п.) ккомпрессорным агрегатам, насосам и т.п.;

- откачка жидкости из факельных систем (сепараторов);

- другие позиции, особая ответственность которых выявляетсяв процессе проектирования.

12.4. Насосы для откачки готовой продукции из товарныхскладов потребителям и насосы для сливо-наливных операций на железнодорожныхэстакадах должны иметь - 25 % резерв. При этом допускается общий резерв длянасосов, перекачивающих продукты, близкие по углеводородному или химическомусоставу.

12.5. Насосы или маслостанции для подачи жидкости наторцевые уплотнения и в гидравлические системы должны иметь 100 % резерв.

12.6. Насосы, работающие периодически, должныустанавливаться без резерва, если работа их не связана жестким графиком работыустановки или регламентом времени какой-либо регулярной операции.

12.7. Нормы резервирования компрессоров и газодувок,обеспечивающих непрерывность технологического процесса, устанавливаются взависимости от технической характеристики указанного оборудования:

- для агрегатов, у которых доремонтный ресурс меньше временимежремонтного пробега установки, следует устанавливать резерв из расчета одинрезервный агрегат на 1 ¸ 5работающих на одной технологической операции;

- для агрегатов, у которых доремонтный ресурс превышаетвремя доремонтного пробега установки, резерв, как правило, предусматривать неследует.

Примечания:

1. Время межремонтного пробега установки следует приниматьравным фонду эффективного рабочего времени в соответствии с разделом 4настоящих норм.

2. Для компрессоров высокой единичной производительности(0,5 млрд. м³/год и более)

необходимость резервирования устанавливается заданием напроектирование или обосновывается технико-экономическим расчетом припроектировании.

3. Для холодильных агрегатов при количестве работающих машин2 и больше резерв не предусматривается, при установке одного работающегоагрегата резерв устанавливается только согласно заданию на проектирование илипри технико-экономическом обосновании.

12.8. Количество компрессоров для воздушных компрессорныхпринимается минимальным, но дающим возможность производить ремонт компрессоровбез ущерба для снабжения предприятия сжатым воздухом. При расчете приниматьрезерв только к тому количеству воздуха, без которого нарушается нормальнаяработа предприятия.

 

13. АППАРАТУРА ИОБОРУДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

 

13.1.Общие требования

13.1.1. При проектировании сосудов и аппаратов следуетруководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов,работающих под давлением" [17].

13.1.2. Выбор сосудов и аппаратов следует проводить согласнотребование "Инструкции по выбору сосудов и аппаратов, работающих поддавлением до 100 кг/см² и защите их от превышения давления" (вобъеме требований, не противоречащих данным Нормам) [11]. При выбореоборудования и аппаратуры необходимо использовать рекомендуемое номенклатурамии каталогами оборудование.

13.1.3. При содержании в рабочих технологических средахсероводорода сосуды в аппараты должны быть изготовлены в соответствии РТМ26-02-63-83 "Технические требования к конструкции и изготовлению сосудов,аппаратов и технических блоков установок подготовки и переработки нефти и газа,содержащих сероводород" [12].

13.1.4. Применение для сероводородсодержащих средстандартизированных аппаратов и оборудования должно быть согласовано сорганизацией-разработчиком аппарата или оборудования.

13.1.5. При размещении на наружных установках аппаратуры иоборудования следует предусматривать:

- системы для быстрого слива воды и застывающих жидкостей изаппаратов при прекращении их работы;

- устройства для защиты движущихся частей машин и аппаратовот атмосферных осадков, если это предусмотрено правилами их эксплуатации;

- защиту оборудования от коррозии, вызываемой атмосфернымиосадками;

- необходимые укрытия, требующиеся по условиям работы дляобслуживания аппаратуры и оборудования, а также приборов контроля иавтоматического регулирования;

- площадки и лестницы, необходимые для проведения работ позамене пучков труб теплообменников, снятию и установке предохранительныхклапанов, проведению внутренних осмотров сосудов, демонтажу внутреннихустройств и др.

13.1.6. Конструкция технологического оборудования (дренажныеемкости, аппараты и т.д.), устанавливаемого в засыпных приямках, должнаисключать расположение разъемных соединений в местах, скрытых от наблюдения.

13.1.7. Обогревающие спутники трубопроводов, аппаратов,арматуры и приборов, следует предусматривать на незамерзающем теплоносителе(антифризе) с устройством теплоизоляции. Допускается применение гибкихэлектрических нагревательных элементов, соответствующих среде их применения.

13.1.8. Необходимость установки запорной арматуры наподводящих и отводящих трубопроводах аппаратов и сосудов определяется при проектировании,исходя из требований технологического процесса, рода и параметровперекачиваемой среды, запаса жидкости в аппарате или сосуде, протяженноститрубопровода и т.п., обеспечения безопасной эксплуатации.

13.1.9. Байпасы на теплообменных аппаратах должныустанавливаться при двух и более аппаратах или в случае, если возможнанормальная работа без этого аппарата.

13.2. Компрессоры

13.2.1. Настоящий подраздел норм распространяется накомпрессоры:

- предназначенные для компримирования газа с целью подачиего на дальнейшую переработку и других целей в схеме завода;

- на дожимные компрессоры для подачи отбензиненного газа вмагистральный газопровод.

13.2.2. Проектирование компрессорной должно производиться втехнологической увязке с объектами переработки газа и газопроводамискомпримированного газа.

13.2.3. Производительность и количество компрессоров должныбыть выбраны с учетом динамики поступления газа на ГПЗ по годам.

13.2.4. При выборе компрессора преимущество должно бытьотдано компрессорам центробежного типа с приводом от электродвигателя илигазовой турбины. Тип привода должен выбираться в каждом конкретном случае наоснове технико-экономических обоснований или определяться в задании напроектирование.

13.2.5. Применение компрессора на конкретные условия должнобыть согласовано с заводом-изготовителем.

13.2.6. В случае, если серийно выпускаемые машины неотвечают требованиям выбора компрессора, необходимо выдать требования насоздание нового компрессора.

13.2.7. Проектирование компрессорной должно вестись наоснове конструкторской документации разработчика компрессора.

13.2.8. Технологическая схема компрессорной должнаобеспечивать:

- улавливание жидкостных пробок, поступающих с газом на ГПЗ;

- очистку компримируемого газа от механических примесей и капельнойжидкости;

- необходимую степень сжатия транспортируемого газа;

- пуск, нормальную работу, нормальную и аварийную остановкукомпрессорных агрегатов;

- нормальную и аварийную остановку всей компрессорной;

- охлаждение газа (межступенчатое и концевое);

- сбор механических примесей и жидкостей, уловленных всепараторах;

- работу вспомогательных систем в нормальном режиме и приаварийных ситуациях;

- послеремонтную обкатку любого агрегата без остановкиработающих агрегатов.

13.2.9. При проектировании компрессорных предназначенных длякомпримирования газа, содержащего сероводород, следует соблюдать следующиеусловия:

а) применение компрессоров должно быть согласовано сзаводом-изготовителем;

б) применение аппаратов компрессорной станции, в которыхсодержится сероводород с парциальным давлением более 0,3 кПа, должно бытьсогласовано с разработчиком аппаратуры;

в) оборудование, аппаратура и обвязочные трубопроводы должныбыть изготовлены в соответствии с требованиями работы в сероводородной среде.

13.2.10. При многоступенчатом компримировании нефтяногогаза, с промежуточным его охлаждением, необходимо производить расчеты навыпадение конденсата углеводородов после охлаждения газа на каждой ступеникомпримирования.

13.2.11. Охлаждение скомпримированного газа и маслакомпрессорной, как правило, должно быть воздушным.

В случаях, когда по климатическим условиям аппаратывоздушного охлаждения не обеспечивают требуемого охлаждения потока, возможноприменение водяного или комбинированного охлаждения: основное количество теплаболее высокого потенциала снимается в аппаратах воздушного охлаждения, адоохлаждение водой (антифризом).

13.2.12. Качество охлаждающей воды (антифриза) должносоответствовать ТУ на компрессор или вспомогательное оборудование.

13.2.13. Тепло скомпримированного газа, как правило,подлежит утилизации в специальных утилизаторах.

13.2.14. Проектом должны быть предусмотрены техническиерешения, исключающие замерзание жидкостей в аппаратах и трубопроводах.

13.2.15. Размещение компрессоров принимается, как правило,однорядным.

13.2.16. Приемные и нагнетательные коллекторы компрессоровдолжны располагаться вне здания компрессорной, причем приемные коллекторыдолжны быть уложены с уклоном, обеспечивающим их самотечное опорожнение отжидкости. Укладку коллекторов следует принимать надземной. Необходимопредусматривать дренаж приемного коллектора от жидкости.

13.2.17. Нагнетательный и всасывающий трубопроводыкомпрессора, как правило, должны быть соединены между собой (через запорнуюарматуру) для обеспечения возможности пуска компрессора в работу ирегулирования его производительности за счет перепуска части газа с нагнетанияна прием.

13.2.18. Для удаления газа из компрессора (при ремонте,ревизии и т.д.) на приемном трубопроводе каждой ступени компримирования междузадвижкой и цилиндром каждой ступени, должна быть предусмотрена продувочнаясвеча с установкой на ней запорной арматуры.

Примечания.

1. При наличии несколькихцилиндров на одной ступени сжатия компрессора допускается сброс газа на однуобщую для них свечу.

2. Допускается объединение наодну свечу группы компрессоров с одинаковыми по давлению ступенями сжатия.

3. При отсутствии междуступенями запорной арматуры допускается установка одной продувочной свечи налюбой ступени компримирования.

 

13.2.19. Каждый компрессорный агрегат должен иметьсоответствующую арматуру на всасывающем и нагнетательном трубопроводах,позволяющую отключать его от сборных коллекторов.

13.2.20. Каждый компрессорный агрегат должен быть снабженобратными клапанами, устанавливаемыми на линии нагнетания каждой ступени междунагнетательным патрубком и запорной арматурой. Если компрессорный агрегат имеетустройство для промежуточного отбора газа, то обратный клапан должен бытьустановлен также на линии, отводящей от компрессора газ промежуточногодавления.

13.2.21. На линиях подвода азота (инертного газа) ккомпрессорам, используемых для систематического заполнения и продувки, следуетустанавливать по два запорных органа и обратный клапан. Между запорнымиорганами необходимо предусматривать дренажное устройство с условным проходом неменее 25 мм, имеющее выход в атмосферу.

13.2.22. Для уменьшения влияния вибраций, вызываемых работойкомпрессоров, необходимо предусматривать соблюдение следующих условий:

- фундаменты под компрессоры должны быть отделены отконструкции здания (фундаментов стен, перекрытий и т.п.);

- площадка между смежными фундаментами компрессоров должныбыть вставными, свободно опирающимися на собственные фундаменты;

- трубопроводы, присоединенные к машине, не должны иметьжесткого крепления к конструкции зданий. При наличии таких креплений необходимопредусматривать соответствующие компенсирующие устройства.

13.2.23. На случай аварийного отключения электроэнергии всхеме маслоснабжения должны быть предусмотрены напорные бачки для масла,обеспечивающие самотечную подачу масла к уплотнениям и подшипникам агрегата.

Объем напорного бачка должен обеспечивать маслом агрегат втечение времени, необходимого для полной его остановки (время выбега ротора).

13.2.24. Трубопроводы дроссельных и продувочных линий, вкоторых возможно замерзание или отложение легкозастывающих жидкостей, а такжезапорная арматура на этих трубопроводах должны обогреваться.

13.2.25. Арматура на линиях аварийного сброса давлениядолжна иметь помимо ручного также дистанционное управление.

13.2.26. Запорная арматура, устанавливаемая на высоте,должна иметь дистанционное управление и безопасный доступ (лестницы, площадки).

13.3. Трубчатые печи

13.3.1. Трубчатые печи должны проектироваться с учетомтребований соответствующих разделов "Правил безопасности при эксплуатациигазоперерабатывающих заводов" [13].

13.3.2. Конструкция печи определяется специализированнойорганизацией-разработчиком по исходным требованиям и должна обеспечиватьиндустриальный монтаж блоков агрегированного оборудования, узлов и секцийтрубопроводов.

13.3.3. На входе и выходе потока продукта из печи необходимоустанавливать запорную арматуру.

На входе в печь должен быть установлен обратный клапан зазапорной арматурой по ходу потока. На многопоточных трубчатых печах запорнаяарматура и обратный клапан устанавливаются на каждом потоке.

13.3.4. На трубопроводах, подводящих продукт в печь,возможна установка дополнительной запорной арматуры с дистанционнымуправлением.

Для многопоточных трубчатых печей запорная арматура сдистанционным управлением устанавливается на общем потоке входа в печь (доразветвления потоков). Необходимость установки обратного клапана идополнительной запорной арматуры с дистанционным управлением на выходе продуктаиз печи, а также предохранительного клапана должна определяться в каждомконкретном случае проектной организацией в зависимости от технологической схемысоединения печи с другими аппаратами.

13.3.5. При применении многопоточных змеевиков должныпредусматриваться узлы равномерного распределения продукта по потокам.Управление задвижками распределения потоков должно быть предусмотрено избезопасного места.

При многопоточном змеевике допускается устройствораспределительной гребенки, с установкой общей задвижки перед гребенкой.

13.3.6. На продуктопроводе печи для продувки змеевиканеобходимо предусматривать стационарный подвод азота или пара. Передподключением этой линии к змеевику должны быть установлены обратный клапан идва запорных устройства, между которыми предусматривается установкапродувочного вентиля в атмосферу для контроля за плотностью запорной арматуры испуска конденсата. Вторая по ходу азота или пара задвижка должна быть сэлектро- или пневмоприводом.

Обратный клапан должен устанавливаться первым со сторонызмеевика печи и непосредственно в месте врезки линии пара или азота в змеевик.Для многопоточных печей необходимо предусматривать подвод азота или пара дляпродувки для каждого потока.

13.3.7. Топливный газ для нагревательных печей долженсоответствовать регламентным требованиям по содержанию в нем жидкой фазы, влагии механических примесей. Предусматриваются средства, исключающие наличиежидкости и механических примесей в топливном газе, поступающем в горелки.

Необходимо предусматривать продувку коллектора топливногогаза со сбросом на свечу.

13.3.8. На общем трубопроводе, подводящем топливный газ кпечам, должны устанавливаться: манометр, замерная диафрагма, быстродействующийотсекающий клапан и регулятор давления.

13.3.9. Системой автоматики печи должна быть предусмотренаблокировка (отсечка топлива) в следующих случаях:

- при понижении давления топлива ниже установленногопредела;

- при уменьшении общего расхода продукта ниже установленногопредела;

- при повышении температуры дымовых газов на выходе из печивыше допустимых пределов;

- при погасании пламени в топке.

13.3.10. Печи должны быть оборудованы системамипожаротушения, паровой или газовой завесы и безопасной работы в соответствии снормами и правилами по технике безопасности и рекомендациями ВНИИПО МВДРоссийской Федерации.

В паровом коллекторе должна быть постоянная циркуляция пара,расстояние от коллектора до печи - максимально коротким. Включение паровойзавесы - через электрозадвижку.

13.3.11. При нагревании в печи жидких углеводородов печь должнабыть ограждена бортиком против розлива жидкости при прогаре змеевика.

13.4. Аппараты воздушного охлаждения (АВО)

13.4.1. На газоперерабатывающих заводах охлаждение иконденсация технологических потоков осуществляются, как правило, в аппаратахвоздушного охлаждения.

13.4.2. Расчетная температура воздухадолжна определяться на основе температуры в наиболее жаркий период года вданной местности (в соответствии с главой СНиП 2.01.01-82). При определениирасчетной температуры рекомендуется пользоваться следующей формулой:

где: t₁₃ - средняятемпература воздуха в 13 часов самого жаркого месяца, °С;

t_max- абсолютная максимальная температура воздуха, °С.

13.4.3. Для определения требуемой поверхности аппаратавоздушного охлаждения температуру охлажденного потока следует принимать неменее чем на 10 °С выше расчетной температуры воздуха, определенной всоответствии с п. 13.4.2 настоящего раздела.

13.4.4. При установке аппаратов воздушного охлаждения врайонах с относительно низкой влажностью воздуха в летнее время годарекомендуется применять аппараты, оснащенные устройствами увлажнения воздуха.

13.4.5. Для технологических потоков с высокой температуройзастывания (замерзания) или способных образовывать кристаллогидраты следуетприменять, аппараты воздушного охлаждения с рециркуляцией охлаждающего воздуха.

13.4.6. При выборе аппаратов воздушного охлажденияпреимущество должно быть отдано аппаратам в блочно-модульном исполнении,имеющим подвесные электродвигатели вентиляторов.

13.5. Насосы

13.5.1. Насосы, входящие в состав технологических насосныхгазоперерабатывающего завода, предназначены:

- для подачи жидких углеводородов на технологическиеустановки переработки;

- для орошения колонных аппаратов в схемах технологическихустановок;

- для слива-налива железнодорожных цистерн;

- для вспомогательных операций (внутрипарковых перекачек,пусковых целей).

13.5.2. Для перекачки жидких углеводородов на ГПЗприменяются, как правило, насосы по конструкции специально предназначенные дляэтих целей.

13.5.3. Предпочтение следует отдавать центробежным насосам сторцевыми уплотнениями, герметичным насосам (типа ХГВ, ХГ, УГ), вихревым.

13.5.4. Выбор насоса следует производить исходя изтребуемого напора и подачи, а также с учетом свойств перекачиваемой жидкости(температуры, удельного веса, вязкости и т.д.) и места его установки.

13.5.5. При выборе центробежных насосов следуетруководствоваться "Инструкцией по выбору нефтяных центробежныхнасосов" [14].

13.5.6. Приемный и нагнетательный патрубки насоса должныбыть рассчитаны на то же давление, что и корпус насоса, и соединение должнобыть фланцевое.

13.5.7. Все насосы должны быть оборудованы вентиляционнымиустройствами, имеющими выход в атмосферу (так называемые"воздушники"), устанавливаемыми на нагнетательном трубопроводе насосадо обратного клапана и запорной арматуры.

13.5.8. Вспомогательные технологические трубопроводы наобвязке насоса, включая воздушники и дренажные устройства, трубопроводы дляпродувки и промывки, трубопроводы подачи жидкости в корпуса сальников должныбыть рассчитаны на максимальные давление нагнетания и температуру корпусанасоса.

13.5.9. Для отключения насоса от технологическихкоммуникаций следует устанавливать на приемном (всасывающем) и нагнетательномтрубопроводах насоса запорную арматуру. Запорная арматура, предназначенная дляоперативной работы, должна быть приближена к насосу и, как правило, быть сручным управлением.

13.5.10. Для аварийных отключений на всасывающем инагнетательном трубопроводах насоса (группы насосов) снаружи, на расстоянии неменее 3 м и не более 50 м от стены здания насосной или блок-бокса следуетустанавливать, как правило, арматуру с дистанционным управлением. Запорнаяарматура с дистанционным управлением должна иметь ручной дублер (ручноеуправление) непосредственно по месту ее расположения.

13.5.11. Запорная арматура на нагнетательном трубопроводенасоса должна быть рассчитана на максимальное давление нагнетания, развиваемоенасосом при пуске (работы) на закрытую задвижку.

Запорная арматура, устанавливаемая на всасывающихтрубопроводах непосредственно у насосов по давлению должна быть той же серии,что и нагнетании.

13.5.12. На нагнетательном трубопроводе каждого насоса дозапорной арматуры следует устанавливать обратный клапан.

13.5.13. Для возможности опорожнения корпуса насоса отпродукта на его обвязке следует предусматривать вспомогательные трубопроводы взависимости от перекачиваемой среды:

- для отвода жидкой фазы в дренажную систему;

- для отвода газовой фазы на утилизацию или на факел;

- газов продувки на местную или централизованную свечу.

13.5.14. На каждом насосе должен быть предусмотрен штуцердля подсоединения трубопровода инертного газа или пара для продувки и пропаркинасоса.

13.5.15. При необходимости (определяется техническойдокументацией на насос) на приеме насосов должны устанавливаться стационарныефильтры.

На период предпусковой обкатки насоса и промывки системыаппаратов и трубопроводов, а также на начальный период эксплуатации должна бытьпредусмотрена возможность установки на приеме временных фильтров.

13.5.16. В случае, если нагнетательный трубопровод илизапорная арматура, установленная на нем, не рассчитаны на максимальное давлениенагнетания, следует предусматривать их защиту от повышения давления установкойпредохранительных устройств.

13.5.17. Предохранительный клапан должен быть установлен дообратного клапана и запорной арматуры на нагнетании насоса.

13.6. Предохранительные устройства

13.6.1. Все сосуды и аппараты, работающие под избыточнымдавлением свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см²) или группа таких сосудов,соединенных между собой без отключающей арматуры между ними, на которыераспространяются требования "Правил устройства и безопасной эксплуатациисосудов, работающих под давлением" [17], должны быть защищены от повышенияв них давления выше расчетного предохранительными устройствами.

Защита сосудов, аппаратов и трубопроводов от превышения вних давления выше расчетного должно осуществляться путем установки на нихпредохранительных клапанов или мембранных предохранительных устройств(пластин).

Защита сосудов, аппаратов и трубопроводов непредусматривается, если давление питающего источника не превышает расчетноедавление и если исключена возможность повышения давления в сосуде итрубопроводе вследствие нагрева или химической реакции.

13.6.2. Трубопроводы большой протяженности (например, наэстакадах материалопроводов), полностью заполненные СУГ с температуройперекачиваемой среды ниже 50 °С, имеющие запорную арматуру на концевыхучастках, в которых возможно превышение давления за счет теплового расширениянаходящейся в них жидкости от солнечной радиации или обогрева, должны бытьзащищены перепускными предохранительными клапанами. Трубопроводы с горючимижидкостями и ЛВЖ подлежат такой защите только при наличии на них обогревающих спутников.

Сбросы от перепускных предохранительных клапанов следует повозможности направлять в жидкостной трубопровод, этой же системы, связанный семкостным аппаратом, имеющим паровую фазу над жидкостью.

Для обеспечения возможности ревизии перепускных предохранительныхклапанов допускается установка до и после клапана запорной арматуры,опломбированной в открытом состоянии.

В "Общих данных" к проекту должно быть оговорено,что отключение перепускного клапана может производиться только на время егозамены на работающей системе. Закрытие, открытие и опломбирование запорнойарматуры должны производиться под наблюдением лица, ответственного за техникубезопасности.

13.6.3. Расчет, выбор, установку и регулировкупредохранительных клапанов следует производить в соответствии с "Правиламиустройства и безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов, работающих поддавлением" [17], ГОСТ 12.2.085-82 ССБТ "Сосуды, работающие поддавлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности" [109], РД51-0220570-2-93. "Клапаны предохранительные. Выбор, установка,расчет" [110], каталогом "Промышленная трубопроводная арматура".

13.6.4. Расчет и установку предохранительных мембран(пластин) следует производить в соответствии с "Указаниями по применениюмембранных предохранительных устройств" [15].

13.6.5. Давление настройки предохранительного клапана должноопределяться в зависимости от величины расчетного давления и противодавления всистеме сброса.

Для предохранительных устройств, давление открытия которыхзависит от противодавления, следует принимать противодавление запредохранительными клапанами в системе сброса следующее:

для устройств со сбросом в факельную систему низкогодавления - 0,05 МПа (0,5 кгс/см²) изб.;

для устройств со сбросом в факельную систему высокогодавления - 0,2 МПа (2 кгс/см²) изб.

В случае одной факельной системы на ГПЗ противодавление всистеме сброса следует принимать равным 0,1 МПа (1 кгс/см²) изб.,если меньшее давление не требуется по условиям технология.

13.6.6. Использование предохранительных клапанов длярегулирования технологического режима не допускается.

13.6.7. При установке предохранительных клапанов необходимопредусматривать возможность их снятия для производства ревизии, проверки иремонта.

Периодичность ревизии и проверки устанавливается исходя изусловий работы, коррозионности среды и т.д., но не реже чем:

а) для непрерывно действующих производств - 24 месяца насосудах и аппаратах со средами, не вызывающими коррозию деталей затворов, приотсутствии возможности примерзания, прикипания и полимеризации (закупоривания)клапанов в рабочем состоянии,

- 6 месяцев на сосудах и аппаратах, работающих накоррозионных средах;

- 4 месяца на сосудах и аппаратах, работающих в условияхвозможного коксования среды, образования твердого осадка внутри клапана,примерзания или прикипания затвора;

б) для промежуточных и товарных складов:

- 4 месяца для промежуточных и товарных емкостей хранениясжиженных углеводородных газов, а также ЛВЖ с температурой кипения до +45 °С;

- 12 месяцев для промежуточных и товарных емкостей хранениянекоррозионных ЛВЖ с температурой кипения выше +45 °С и ГЖ при отсутствиивозможности примерзания, прикипания и закупоривания клапанов в рабочемсостоянии;

в) для периодически действующих производств:

- 6 месяцев при условии исключения возможности примерзания,прикипания или забивки рабочей средой;

- 4 месяца, на сосудах и аппаратах со средами, при которыхвозможно коксование, образование твердого осадка внутри клапана, примерзаниеили прикипание затвора.

13.6.8. На сосудах и аппаратах со взрывоопасными,взрывопожароопасными средами и веществами 1 и 2 классов опасности по ГОСТ12.1.007-76 следует предусматривать установку резервных клапанов независимо отсроков ревизии предохранительных клапанов.

Сбросы от предохранительных клапанов (рабочих и резервных)необходимо направлять в закрытую систему на улавливание, на очистку илинейтрализацию, или на факельные установки на сжигание.

Допускается сбросы от предохранительных клапанов,устанавливаемых на сосудах и аппаратах с взрывоопасными, взрывопожароопаснымисредами, направлять непосредственно в атмосферу:

- при невозможности сброса в факельную систему (потемпературным пределам, по давлению и т.п.) в обоснованных случаях;

- легкие углеводороды (метан-этановую смесь) с температуройниже минус 30 °С и не содержащие сероводород.

13.6.9. Рабочий и резервный предохранительные клапаны должныиметь равную пропускную способность, обеспечивающую полную защиту сосуда отпревышения давления выше расчетного (допустимого).

Для обеспечения ревизии и ремонта предохранительных клапановдо и после рабочего и резервного клапанов устанавливается отключающая арматурас блокировочным устройством, исключающим возможность одновременного закрытияарматуры на рабочем и резервном клапанах.

Настройка и регулировка предохранительных клапанов должныпроизводиться в соответствии с ГОСТ 12.2.085-82.

13.6.10. Во всех случаях, когда это возможно по условиямтехнологического процесса, сбросы от предохранительных устройств, установленныхна сосудах со взрывоопасными, взрывопожароопасными и токсичными средами следуетнаправлять в сосуды той же системы, но работающие под меньшим рабочимдавлением, если это не вызывает опасных последствий или нарушенийтехнологического режима. В этом случае непременно учитывается противодавление вэтих сосудах и аппаратах, равное их расчетному (рабочему) давлению.

13.6.11. Сбросы жидких продуктов от предохранительныхустройств, установленных на аппаратах без паровой фазы, на жидкостныхтрубопроводах и т.п. должны направляться в специальные емкости или в аппараты итрубопроводы этой же системы, работающие с меньшим расчетным давлением иснабженные предохранительными клапанами, установленными в зоне паровой фазыэтих аппаратов. При отсутствии такой возможности допускается направлять сбросыв сепараторы сбросы от предохранительных клапанов. Подключение трубопровода отПК в факельный коллектор должно быть максимально приближено к факельномусепаратору.

Давление настройки предохранительного клапана в этом случаеследует устанавливать с учетом противодавления, равного рабочему давлению всистеме сброса плюс гидравлическое сопротивление сбросного трубопровода.

13.6.12. В целях предотвращения скопления и замерзания влагивыхлопной стояк, около клапана, если возможна конденсация паров в нем, должениметь дренажное отверстие диаметром 20 - 50 мм с трубопроводом для отводажидкости без установки на нем запорной арматуры. Сброс жидкости направляется вфакельный сепаратор или емкости.

13.7. Аппараты колонного типа

13.7.1. При проектировании колонных аппаратов следует руководствоваться"Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих поддавлением" и "Инструкцией по выбору сосудов и аппаратов, работающихпод давлением до 100 кг/см²" [11] (в объеме требований, непротиворечащих настоящим нормам).

13.7.2. Выбор колонного массообменного аппарата долженпроизводиться на основании материального и теплового балансов по данномуаппарату.

13.7.3. Тип контактного массообменного устройства колонны(тарелка) выбирается в зависимости от нагрузки по паровой (газовой) ижидкостной фазам на контактное устройство и требований по диапазону измененияэтих нагрузок.

13.7.4. Условия работы контактного устройства определяются врезультате потарельчатого расчета колонного аппарата и выбирается наиболеенагруженная тарелка по паровой (газовой) и жидкостной фазам.

13.7.5. На основании нагрузок на контактное устройствопроизводится гидравлический расчет, в результате которого определяется диаметрколонного аппарата.

13.7.6. Если нагрузки на контактные устройства по газовой ижидкостной фазам значительно изменяются по высоте колонны, то гидравлическийрасчет выполняется отдельно для верха и низа колонны и соответственно колоннавыполняется из 2-х диаметров по высоте.

13.7.7. При выборе контактных устройств колонного аппаратарекомендуется выбирать контактные устройства с переливными устройствами,имеющими относительно больший диапазон устойчивой и эффективной работы посравнению с контактными устройствами провального типа.

13.7.8. При проектировании аппаратов колонного типа:

- опорные обечайки в верхней части должны иметьвентиляционные отверстия, а в нижней части соответствующие отверстия для вводатруб от штуцеров днища и лазы диаметром не менее 450 мм;

- штуцеры на днищах вертикальных аппаратов, как правило,следует выводить за пределы опорных обечаек без промежуточных фланцевыхсоединений;

- крышки люков колонны должны быть оборудованы шарнирнымиустройствами для удобства их открытия;

- расположение штуцеров, люков и металлоконструкций в планев пределах 3/4 окружности аппарата по всей его высоте;

- для возможности обслуживания и ремонта, а также заполненияадсорбентом, необходимо оснащать стационарными грузоподъемными средствами.

13.7.9. При работе колонного аппарата на средах, содержащихсероводород, аппарат должен отвечать "Техническим требованиям кконструкции и изготовлению сосудов и аппаратов и технологических блоковподготовки и переработки нефти и газа, содержащих сероводород" (РТМ26-02-63-83, [12]).

13.7.10. Остановка и пуск колонного аппарата в зимнее времядолжен проводиться в соответствии с "Регламентом проведения в зимнее времяпуска, остановки и испытания на прочность аппаратов химических,нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, а также промыслов и ГПЗ"[16].

13.8. Емкости

13.8.1. При проектировании емкостей следуетруководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов,работающих под давлением" [17] "Инструкцией по выбору сосудов иаппаратов, работающих под давлением" до 100 кг/см²" (вобъеме требований, не противоречащих настоящим нормам) [11].

13.8.2. Емкости должны быть оборудованы арматурой,обеспечивающей минимальные потери рабочей среды и безопасную их эксплуатацию.

13.8.3. Для контроля уровня жидкости, в зависимости отназначения и условий работы, емкости должны быть оснащены сигнализаторами илиизмерителем уровня с показаниями по месту и/или выводом в операторную.

13.9. Теплообменная аппаратура

13.9.1. При проектировании теплообменной аппаратурынеобходимо руководствоваться нормалями и ГОСТами на теплообменную аппаратуру, атакже рекомендациями разработчиков.

13.9.2. В технически обоснованных случаях возможноприменение специально разработанных теплообменных аппаратов.

13.9.3. При применении воды в количестве хладагента вкожухотрубчатых теплообменных аппаратах рекомендуется подавать воду по трубам,а в межтрубное пространство охлаждаемый продукт.

13.9.4. Если охлаждаемая среда требует чистки теплообменногоаппарата, то применение аппаратов с U-образными трубаминедопустимо.

13.9.5. Компоновка кожухотрубчатого теплообменника должнапредусматривать возможность демонтажа трубчатки во время очистки и ремонта.

13.9.6. В случае, если давление среды в трубках аппаратапревышает расчетное давление корпуса, то корпус теплообменного аппарата долженбыть защищен предохранительным клапаном.

 

14. ТРУБОПРОВОДЫТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

 

14.1.Общие положения

14.1.1. Требования настоящих норм должны выполняться припроектировании технологических стальных трубопроводов с условным проходом до1400 мм включительно, предназначенных для транспортирования жидких игазообразных веществ с различными физико-химическими свойствами, условнымдавлением до 10 МПа (100 кгс/см²) и температурой от минус 150 °С доплюс 400 °С.

14.1.2. К технологическим трубопроводам относятсятрубопроводы в пределах промышленных предприятий, по которым транспортируютсырье, полуфабрикаты и готовые продукты, пар, воду, топливо, реагенты и другиевещества, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатациюоборудования, а также межзаводские нефтепродуктопроводы и газопроводы, находящиесяна балансе предприятия.

14.1.3. При проектировании технологических трубопроводовГПЗ, наряду с данными нормами, необходимо руководствоваться следующиминормативными документами: СНиП 3.05.05-84 [19], СНиП 2.04.07-86 [61], СНиП2.04.08-87 [24], СН 527-80 [20], ПУ и БЭФ-91 [58], РД 38.13.004-86 [22],"Правилами устройства и безопасной эксплуатации поршневых компрессоров,работающих [7] на взрывоопасных и токсичных газах", "Правиламиустройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок,воздуховодов и газопроводов" [8], "Правилами устройства и безопаснойэксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" [21], "Ведомственнымиуказаниями по противопожарному проектированию предприятий, зданий и сооруженийнефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности", ВУПП-88 [6].

14.1.4. Классификацию трубопроводов в зависимости от свойстви рабочих параметров среды определяют по табл. 1 инструкции СН 527-80 и потабл. 4 РД 38.13.004-86.

14.1.5. При отсутствии в этих таблицах необходимого сочетанияпараметров используют параметр, по которому трубопровод относят к более высокойкатегории.

14.1.6. Категорию трубопровода, по которому транспортируетсясмесь продуктов, устанавливают по компоненту, требующему отнесения трубопроводак более высокой категории.

14.2. Требования к прокладке трубопроводов.

14.2.1. Прокладка трубопроводов должна осуществляться всоответствии с требованиями глав СНиП по проектированию генеральных плановпромышленных предприятий.

14.2.2. Выбор направлений трассировки трубопроводов долженсоответствовать требованиям технологической схемы и условиям экономическойцелесообразности.

14.2.3. Трассы трубопроводов следует проектировать вдольпроездов и дорог, как правило, со стороны противоположной размещению тротуарови пешеходных дорожек. Внутри производственных кварталов трассы трубопроводовследует проектировать параллельно линиям застройки.

14.2.4. В местах прокладки трубопроводов следуетпредусматривать возможность беспрепятственного перемещения средствпожаротушения, а также подъемных механизмов и оборудования.

14.2.5. При прокладке трубопроводов по территории, неподлежащей застройке, в случае необходимости, следует предусматриватьустройство специальной дороги с целью использования ее в период строительства иэксплуатации трубопроводов.

14.2.6. При выборе геометрической схемы трасс необходимопредусматривать возможность самокомпенсации температурных деформацийтрубопроводов, за счет использования поворотов трасс. Повороты трасс следуетвыполнять, как правило, под углом 90°, но не менее 60° как исключение, иобоснованных случаях допускается угол в 45°.

14.2.7. При проектировании в местах поворотов трассы следуетпредусматривать возможность перемещений трубопроводов, возникающих от изменениятемпературы стенок трубы, внутреннего давления и других нагрузок. Ширинаполосы, отводимой для строительства трубопроводов, определяется:

при надземной прокладке - шириной траверс эстакад,

при подземной прокладке - габаритами узлов или камер.

14.2.8. При совместной прокладке трубопроводов и электрическихкоммуникаций, а также при назначении расстояний между ними следуетруководствоваться главой СНиП по проектированию генеральных планов промышленныхпредприятий, а также "Правилами устройства электроустановок (ПУЭ)"[39].

14.2.9. Расстояние от зданий, сооружений и других объектовдо межплощадочных, технологических трубопроводов, транспортирующих горючие исжиженные углеводородные газы, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, должныбыть не менее указанных в табл. 4 ВУПП-88 [6].

14.2.10. Под межплощадочными технологическими трубопроводамис горючими продуктами установка оборудования не допускается. Емкости длядренирования жидкости из трубопроводов и насосы к ним должны размещаться внегабаритов эстакады.

Расстояние от трубопроводов до указанного оборудования ненормируется.

14.2.11. Прокладка транзитных трубопроводов свзрывопожароопасными продуктами под наружными установками, зданиями, а такжечерез них не допускается. Это требование не распространяется на уравнительные идыхательные трубопроводы, проходящие над резервуарами.

ПРИМЕЧАНИЕ.

Транзитными трубопроводами поотношению к зданиям или наружным установкам считаются те трубопроводы, которыепрокладываются через эти здания или наружные установки, но не используются вних.

 

14.2.12. При прокладке внутриплощадочных технологическихэстакад между отделениями, входящими в установку, эстакада может примыкать кодному отделению, а расстояние между эстакадой и другим отделением должно бытьне менее 15 м и приниматься от крайнего трубопровода эстакады.

14.2.13. Технологические трубопроводы с горючими исжиженными углеводородными газами, легковоспламеняющимися и горючими жидкостямина входе и выходе с территории предприятия должны иметь отключающие устройствав пределах территории предприятия на случай аварии.

14.2.14. Трубопроводы групп А и Б, прокладываемые междусмежными предприятиями промышленного узла, а также между производственной зонойи зоной товарно-сырьевых складов (парков) предприятия, должны располагаться отзданий общественного питания, здравоохранения, административных, учебных,культурного обслуживания и других зданий с массовым скоплением людей нарасстоянии не менее 50 м при надземной прокладке и не менее 25 м при подземнойпрокладке.

14.2.15. Трубопроводы следует проектировать с уклоном,обеспечивающим возможно полное опорожнение их в технологическую аппаратуру илидренажные емкости. Уклоны трубопроводов следует принимать, как правило, неменее:

для легкоподвижных жидких веществ - 0,002

для газообразных веществ - 0,003

для высоковязких и застывающих веществ - 0,02.

В обоснованных случаях допускается прокладка трубопроводов сменьшими уклонами или без уклона, но при этом должны быть предусмотренымероприятия, обеспечивающие их опорожнение.

14.3. Требования к конструкции трубопроводов.

14.3.1. Принятая в проекте конструкция трубопровода должнаобеспечивать:

- безопасную и надежную эксплуатацию в пределах нормативногосрока;

- ведение технологического процесса в соответствии спроектными параметрами;

- производство монтажных и ремонтных работ индустриальнымметодом с применением средств механизации;

- возможность выполнения всех видов работ по контролю итермической обработке сварных швов и испытанию;

- защиту трубопровода от коррозии, вторичных проявлениймолнии и статического электричества;

- предотвращение образования ледяных, гидратных и другихпробок в трубопроводе;

- возможность надзора за техническим состояниемтрубопровода.

14.3.2. Выбор диаметра трубопроводов должен производиться наосновании гидравлического расчета и с учетом его производительности, а такжевязкости транспортируемого продукта.

14.3.3. При определении диаметров технологическихтрубопроводов необходимо принимать рекомендуемые скорости движения потоков потрубам, приведенные в табл. 6.

 

Таблица 6

 

Наименование продукта и трубопровода	Рекомендуемая скорость, м/с
Газ горючий	5 - 20
Конденсат газовый нестабильный напорных трубопроводов	1,5 - 3,0/1,0 - 1,2
при движении самотеком	0,1 - 0,5
Вязкие жидкости:
при вязкости 0,000001 - 0,000006 м2/с (0,01 - 0,06 см2/с)	2,5/1,5
При вязкости 0,000006 - 0,000012 м2/с (0,06 - 0,12 см2/с)	2,2/1,4
При вязкости 0,000012 - 0,000072 м2/с (0,12 - 0,72 см2/с)	1,5/1,2
При вязкости 0,000072 - 0,000146 м2/с (0,72 - 1,46 см2/с)	1,2/1,1
При вязкости 0,000146 - 0,000438 м2/с (1,46 - 4,38 см2/с)	1,1/1,0
При вязкости 0,000438 - 0,000977 м2/с (4,38 - 9,77 см2/с)	1,0/0,8
Газ в приемном коллекторе поршневого компрессора	до 10,0
Газ в приемном газопроводе центробежного компрессора	до 15,0
Газ в нагнетательном газопроводе компрессора	до 20,0
Сжиженные газы во всасывающих трубопроводах насосов	до 1,2
Сжиженные газы в нагнетательных трубопроводах насосов	до 3,0
Топливный газ (к печам, котлам и пр.)	до 40,0
Жидкость (нефть, эмульсия, реагенты):
во всасывающих трубопроводах насосов	0,2 - 1,0
в нагнетательных трубопроводах насосов	1,2 - 3,0
в самотечных трубопроводах между аппаратами	0,2 - 0,5
Вода:
в трубопроводах циркуляционных систем охлаждения	до 2,0/1,0
в трубопроводах напорной канализации	1,0 - 1,5
в трубопроводах самотечной канализации	0,6 - 1,0
в трубопроводах подпитки котлоагрегатов	1,5 - 2,5/1,0 - 2,0
Пар водяной:
насыщенный	15,0 - 60,0
перегретый	50,0 - 70,0
Конденсат водяной	0,5 - 1,5
Сжатый воздух	7,5 - 12,5/5,5 - 10,0
Ингибиторы в трубопроводах	до 3,0
Масла смазочные	0,8 - 1,2/0,2 - 0,3
Насыщенные растворы аминов	0,6 - 0,9
Сероводородосодержащий газ	не выше 10,0

 

ПРИМЕЧАНИЕ: В числителе изнаменателе дробных значений в таблице 6 даны скорости соответственно длянагнетательных и всасывающих трубопроводов.

 

14.3.4. При проектировании технологических трубопроводов итепловых сетей следует применять следующие способы прокладки трубопроводов:

- надземный (на установках, на отдельно-стоящих высоких инизких опорах);

- подземный (в полупроходных, непроходных каналах, в тоннеляхили, в виде исключения, в грунте).

14.3.5. Размещение и способы прокладки трубопроводов должныобеспечивать безопасность их эксплуатации и возможность производства монтажныхи ремонтных работ с применением средств механизации.

14.3.6. Как правило, следует проектировать надземнуюпрокладку на несгораемых опорах и эстакадах. Предел огнестойкости колоннэстакад на высоту первого яруса должен быть не менее 1 часа.

Подземная прокладка технологических трубопроводов (крометрубопроводов воды и дренажных, связанных с подземными емкостями) может бытьдопущена только в обоснованных случаях. Для трубопроводов, транспортирующихгорючие газы, сжиженные газы (независимо от парциального давления насыщенныхпаров) и ЛВЖ (независимо от температуры кипения), как правило, разрешаетсятолько надземная прокладка. Для перечисленных сред допускается прокладкавсасывающих трубопроводов к насосам в непроходных каналах, засыпаемых сухимпеском и перекрываемых плитами.

14.3.7. Трубопроводы, прокладка которых не может бытьвыполнена надземно (например, дренажные и всасывающие трубопроводы к насосам),разрешается в пределах одной установки прокладывать в непроходных каналах илинепосредственно в грунте. При этом, в непроходных каналах должны прокладыватьсятрубопроводы, требующие наблюдения и трубопроводы с фланцевыми разъемами (связкими, застывающими или кристаллизирующими средствами), а непосредственно вгрунте можно прокладывать только трубопроводы, не требующие наблюдения и неимеющие фланцевых соединений.

14.3.8. Бесканальная (в грунте) прокладка допускается, какправило, для одиночных трубопроводов групп Бб и В с рабочей температуройтранспортируемого вещества не выше 150 °С. При этом в местах поворотовтрубопроводов, имеющих тепловую изоляцию, следует предусматривать каналы и специальныекомпенсаторные ниши.

14.3.9. Глубина заложения трубопровода (от поверхности землидо верха трубы или теплоизоляционной конструкции) в местах, где непредусматривается движение транспортных средств, должна быть не менее 0,6 м, ана остальных участках принимается из условия расчета трубопровода на прочность.

14.3.10. Трубопроводы, транспортирующие застывающие,увлажненные и конденсирующиеся вещества должны располагаться на 0,1 м нижеглубины промерзания с уклоном к конденсатосборникам, технологической аппаратуреили дренажным емкостям.

14.3.11. По возможности следует избегать пересечения исближения до расстояний менее 11 м подземных трубопроводов с рельсовыми путямиэлектрифицированных (на постоянном токе) дорог и другими источниками блуждающихтоков.

14.3.12. В стесненных условиях допускается уменьшениеуказанного расстояния при условии применения соответствующей защиты отблуждающих токов.

14.3.13. При одновременной прокладке в одной траншее двух иболее трубопроводов их следует располагать в один ряд (в одной горизонтальнойплоскости). Расстояние между ними в свету следует принимать при условныхдиаметрах трубопроводов:

до 300 мм - не менее 0,4 м

более 300 мм - не менее 0,5 м.

14.3.14. Подземные трубопроводы следует монтировать толькона сварных соединениях, за исключением присоединения фланцевой или муфтовойарматуры и фланцевых заглушек.

Арматуру и фланцевые заглушки на подземных трубопроводахнеобходимо устанавливать в специальных подземных камерах и колодцах. Вне камери колодцев можно размещать только приварные заглушки.

14.3.15. Подземные трубопроводы должны быть защищены отпочвенной коррозии специальной усиленной противокоррозионной изоляцией согласноГОСТ 9.602-89.

14.3.16. В непроходных каналах допускается прокладыватьтрубопроводы группы В, а также трубопроводы, траспортирующие вязкие,легкозастывающие и горючие жидкости (мазут, масло и т.п.) группы Бв. При этомдопускается их совместная прокладка, в том числе с трубопроводами сжатоговоздуха и инертных газов с давлением не более 1,6 МПа, а также с тепловымисетями, за исключением паропроводов I категории.

14.3.17. Не допускается в непроходных каналах прокладкатрубопроводов, транспортирующих углеводороды, совместно с паропроводами, атакже с силовыми осветительными и телефонными кабелями.

14.3.18. Допускается прокладка в каналах и тоннеляхтрубопроводов группы В совместно с силовыми, осветительными и телефоннымикабелями с учетом требований Правил устройства электроустановок (ПУЭ) [39].

14.3.19. Каналы и лотки, перекрытые плитами, в которых прокладываютсятехнологические трубопроводы, должны быть выполнены из несгораемых материалов ииметь через каждые 80 м гравийные или песчаные перемычки длиной не менее 4 м иуклон к колодцам, присоединенным через гидравлический затвор к канализации.

14.3.20. Прокладка трубопроводов в полупроходных каналахдопускается только на отдельных участках трассы, протяженностью не более 100 м,в основном при пересечении трубопроводами групп Бв и В внутризаводскихжелезнодорожных путей и автодорог с усовершенствованным покрытием. При этом вполупроходном канале должен быть предусмотрен проход шириной не менее 0,6 м ивысотой не менее 1,5 м до выступающих конструкций. На концах канала должны бытьпредусмотрены выходы и люки.

14.3.21. В тоннелях должен предусматриваться проход шириной,равной диаметру наибольшей трубы плюс 100 мм, но не менее 0,7 м и высотой неменее 1,8 м до выступающих конструкций.

Допускается местное, длиной не более 4 м, снижение высотыпрохода до 1,5 м.

14.3.22. Прокладку трубопроводов на эстакадах, высоких инизких опорах следует применять при любом сочетании трубопроводов независимо отсвойств и параметров транспортируемых веществ.

14.3.23. Прокладка трубопроводов на эстакадах можетприменяться в один, два или более ярусов.

Высота между ярусами должна приниматься из условий удобстваобслуживания прокладываемых трубопроводов, но должна быть не менее 1,2 м.

14.3.24. Расстояние между прокладываемыми параллельнотрубопроводами, а также между трубопроводом и строительными конструкциями какпо горизонтали, так и по вертикали следует выбирать с учетом возможностисборки, осмотра, нанесения тепловой изоляции и ремонта трубопроводов, а такжесмещения трубопроводов при температурной деформации, которая должна приниматьсяпо табл. 38. РД 38.13.004-86 [22,] и СН 527-80 [20].

14.3.25. При прокладке по эстакадам трубопроводов, требующихрегулярного обслуживания (не менее одного раза в смену), должныпредусматриваться проходные мостики шириной не менее 0,9 м и через каждые 200 млестницы.

14.3.26. При прокладке трубопроводов на эстакадах сколичеством ярусов два и более необходимо:

- трубопроводы кислот и агрессивных веществ прокладывать насамых нижних ярусах;

- трубопроводы групп Ба и Бб прокладывать в верхнем ярусе и,по возможности, у края эстакады.

14.3.27. Трубопроводы с веществами, смешений которых можетвызвать взрыв или пожар, прокладываются на максимально возможном удалении другот друга.

14.3.28. Неизолированные трубопроводы с сжиженнымиуглеводородными газами и трубопроводы, транспортирующие горячую среду, следуетрасполагать на противоположных сторонах яруса эстакады. Эти требования нераспространяются на обогревающие спутники рядом лежащих трубопроводов.

14.3.29. В целях использования несущей способноститрубопроводов допускается закреплять к ним трубопроводы меньших диаметров собязательным расчетом труб большого диаметра за допустимый прогиб.

14.3.30. Не разрешается закреплять трубопроводы малыхдиаметров к трубопроводам:

- транспортирующим высокоагрессивные, ядовитые, токсичныевещества и сжиженные газы (т.е. групп А, Ба, Бб);

- работающие под давлением от 6,3 МПа (63 кгс/см²)и выше;

- при температуре транспортируемой среды выше +300 °С и ниже-40 °С;

- если температура самовоспламенения веществ в прикрепляемомтрубопроводе ниже 0,8 значения температуры веществ в несущем трубопроводе.

14.3.31. Опоры и подвески для трубопроводов следуетрасполагать по возможности ближе к арматуре, тройникам и другим сосредоточеннымнагрузкам, а также к местам поворотов трассы.

14.3.32. В проекте должны быть указаны данные по регулировкепружинных опор и подвесок.

14.3.33. Для уменьшения трения между опорами и несущимиконструкциями на трубопроводах диаметров 300 мм и более, при прокладке их наотдельно стоящих опорах, рекомендуется применять катковые опоры, при этом уклонтрубопровода должен быть не более 0,05/r, где 0,05 -плечо трения качения по поверхности соприкосновения с корпусом и опорной плитойв см, r - радиус ролика в см.

14.3.34. Опоры трубопроводов, подверженных вибрации, следуетпринимать тугоподвижными (с хомутами) и располагать на специальных фундаментахили грунте. Подвески для этих трубопроводов допускается предусматривать тольков качестве дополнительных способов крепления.

14.3.35. При применении подвесок в проекте должна бытьуказана длина тяг в пределах от 150 до 2000 мм кратно 50 мм.

14.3.36. Технологические трубопроводы и металлическиезащитные покрытия теплоизоляции следует защищать от вторичных проявлений молнийи статического электричества в соответствии с требованиями, предусмотреннымиуказаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений, атакже специальными отраслевыми правилами.

14.3.37. Надземные трубопроводы на эстакадах или отдельностоящих опорах должны прокладываться с учетом пересечений их дорогами илипроходами. В местах пересечений трасс трубопроводов с дорогами или проходамирасстояние по высоте до низа труб или металлических конструкций должно быть неменее:

- для железных дорог - 5,6 м от головки рельса;

- для автомобильных дорог - 5,0 м от верха покрытия;

- для пешеходных проходов - 2,2 м от верха покрытия.

14.3.38. При пересечении высокими эстакадами железнодорожныхпутей и автодорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакадыдолжно быть не менее, м:

- до оси железнодорожного пути нормальной колеи - 2,45;

- до бордюра автодороги - 1,0.

14.3.39. При прокладке трубопроводов на эстакадах иливысоких опорах допускается размещать над проездами или дорогами П-образныекомпенсаторы, при невозможности или нецелесообразности их размещения в другихместах. В случае необходимости устройства отдельно-стоящих опор под П-образнымикомпенсаторами, для них на совмещенном плане коммуникаций должныпредусматриваться специальные места.

14.3.40. При надземном пересечении вне территориипредприятий технологическими трубопроводами с горючими и сжиженнымиуглеводородными газами, легковоспламеняющимися и горючими жидкостямижелезнодорожных и трамвайных путей, троллейбусных линий и автомобильных дорогобщего назначения, под трубопроводами должны устраиваться защитные металлическиелотки, выступающие на расстояние не менее 15 м от оси крайнего пути и 10 м отбровки земляного полотна автомобильных дорог. Трубопроводы в этих местах недолжны иметь арматуру и разъемные соединения.

14.3.41. При подземном пересечении технологическимитрубопроводами с указанными продуктами внутризаводских железнодорожных путей,автомобильных дорог и проездов трубопроводы должны быть заложены в футляры изстальных труб диаметром на 100 - 200 мм больше диаметров прокладываемых в нихтрубопроводов, и выступать на 2 м в каждую сторону от крайнего рельса или открая проезжей части автодороги.

14.3.42. Пересечения эстакад с воздушными линиямиэлектропередач, необходимо выполнять в соответствии с ПУЭ [39].

Воздушные линии электропередач на пересечениях с эстакадамидолжны проходить только над трубопроводами. Минимальное расстояние по вертикалиот верхних технологических трубопроводов эстакады до линий электропередач(нижних проводов с учетом их провисания), следует принимать в зависимости отнапряжения:

 

 

14.3.43. Над технологическими трубопроводами, проходящимипод линиями электропередач, необходимо предусматривать защитные устройства,предотвращающие попадание электропроводов при их обрыве на трубопроводы. Этизащитные устройства должны выступать за крайние провода линии электропередач неменее, чем на 5 м и быть из несгораемых материалов.

14.3.44. Расстояние по вертикали от железнодорожных путей илиний электропередач до технологических трубопроводов следует принимать дозащитных устройств этих трубопроводов.

14.3.45. Прокладку трубопроводов на отдельно стоящих низкихопорах следует принимать только в один ярус, при этом расстояние по высоте отуровня земли до низа труб должно быть не менее 200 мм.

14.3.46. Внутриплощадочные трубопроводы и арматурунеобходимо размещать с учетом необходимых проходов, в соответствии сдействующими нормами техники безопасности. Трубопроводы, прокладываемые вдольстен внутри здания, не должны пересекать оконные и дверные проемы.

14.3.47. При расположении и креплении технологическихтрубопроводов в зданиях следует учитывать возможность свободного перемещенияподъемо-транспортных устройств.

14.3.48. Не допускается прокладка трубопроводов с горючими,токсичными и агрессивными средами внутри административных, бытовых,хозяйственных помещений, в помещениях электрораспределительных устройств,электроустановок, щитов автоматизации, вентиляционных камер, тепловых пунктов,а также на путях эвакуации персонала (лестничных клетках, коридорах и т.п.).

14.3.49. Трубопроводы не должны проходить через стены,разделяющие помещения категории А и Б от помещений категорий В, Г и Д. Такаяпрокладка возможна только в особых случаях, когда это вызывается требованиямитехнологического процесса. Такие случаи должны быть обоснованы втехнологической части проекта. При этом со стороны ввода должна бытьотключающая арматура.

14.3.50. В местах прохождения через стены, перекрытия,перегородки технологические трубопроводы должны быть заключены в стальныегильзы из труб, внутренний диаметр которых на 10 - 20 мм больше наружногодиаметра трубопроводов или тепловой изоляции. Зазор между трубопроводом игильзой с обоих концов должен быть заполнен несгораемым материалом, допускающимперемещение трубопровода вдоль его продольной оси. Гильзы должны быть жесткозаделаны в строительной конструкции.

Размещать сварные стыки трубопровода внутри гильз недопускается.

14.3.51. Внутриплощадочные трубопроводы с условным проходом до100 мм допускается прокладывать по наружной поверхности глухих стенвспомогательных помещений.

14.3.52. Внутриплощадочные трубопроводы с условным проходомдо 200 мм допускается прокладывать по несгораемым участкам несущих стенпроизводственных зданий.

14.3.53. Такие трубопроводы должны располагаться на 0,5 мниже или выше оконных или дверных проемов (за исключением зданий, имеющихсплошное остекление).

Не допускается прокладка трубопроводов по стенам иограждающим конструкциям, сбрасываемым при воздействии взрывной волны.

14.3.54. При надземной групповой прокладке трубопроводов встенах и перекрытиях должны предусматриваться проемы с зазором не менее 100 мм.

14.3.55. Заделку зазоров между трубопроводами, а такжетрубопроводами и строительными конструкциями следует предусматривать плотнымиэластичными материалами.

14.3.56. Трубопроводы следует проектировать с учетомкомпенсации удлинений от изменения температуры стенок труб и воздействиявнутреннего давления.

14.3.57. В тех случаях, когда проектом предусматриваетсяпродувка трубопровода паром или промывка горячей водой, компенсирующаяспособность трубопровода должна быть рассчитана на эти условия.

14.3.58. Для восприятия температурных удлинений и удлинений,возникающих от внутреннего давления, должна быть использована самокомпенсацияудлинений за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов.

14.3.59. Установку на трубопроводах П-образных, линзовых иволнистых компенсаторов следует предусматривать при невозможности компенсацииудлинений за счет самокомпенсации.

14.3.60. Установка сальниковых компенсаторов натрубопроводах категорий А и Б не допускается.

14.3.61. Установка П-образных компенсаторов должнапредусматриваться, как правило, в горизонтальном положении с соблюдением уклонатрубопровода. При техническом обосновании допускается установка этихкомпенсаторов с соответствующими дренажными устройствами и воздушниками в любомположении.

14.3.62. При надземной прокладке трубопроводов П-образныекомпенсаторы допускается размещать над другими коммуникациями.

14.3.63. В проекте должны быть указаны места и величинынеобходимой предварительной растяжки или сжатия соответствующих участковтрубопроводов и компенсаторов, а также величина и направление предварительногосмещения подвижных опор и подвесок.

14.3.64. Для расчета поправок на температурные условия вмомент монтажа трубопровода в проекте должна быть указана расчетнаятемпература, для которой определена величина растяжки или сжатия компенсаторовтрубопроводов.

14.3.65. При необходимости продувки и дренажа трубопроводовна них должны быть предусмотрены специальные устройства.

14.3.66. Дренажные устройства постоянного действия следуетпредусматривать на газопроводах, в которых возможно образование конденсата впроцессе эксплуатации.

14.3.67. В качестве дренажных устройств могутпредусматриваться конденсатоотводчики, гидравлические затворы и т.п.

14.3.68. Отбор конденсата должен предусматриваться изспециального штуцера-кармана, привариваемого к трубопроводу. Отвод конденсатадолжен производиться, как правило, в закрытые системы.

14.3.69. В качестве дренажных устройств периодическогодействия должны предусматриваться сливные штуцеры с запорной арматурой иприспособлениями для подсоединения постоянных или съемных труб или шлангов.

14.3.70. При этом слив конденсата должен производиться вспециальные стационарные или передвижные емкости.

14.3.71. Конденсатотводящие устройства, конденсатосборники идренажные трубопроводы, размещаемые на открытом воздухе, должны быть защищеныот замерзания.

14.3.72. В необходимых случаях на трубопроводах должныпредусматриваться специальные штуцеры-воздушники, размещаемые в верхних точкахтрубопровода, а при необходимости продувки их в технологическую аппаратуру - вначальных и конечных точках трубопровода, за исключением случаев, когда возможноиспользование в качестве воздушников штуцеров аппаратов.

14.3.73. Диаметры дренажных устройств и воздушниковрекомендуется принимать в соответствии с Приложением № 3 СН 527-80 [20].

14.3.74. Обвязка трубопроводов должна обеспечивать аварийноеопорожнение их в дренажные, технологические, складские или аварийные емкости, атакже возможность продувки трубопроводов перед ремонтом.

14.3.75. Расчет трубопроводов на прочность следуетосуществлять в соответствии с требованиями инструкций по расчету стальных трубопроводовразличного назначения.

14.3.76. При выборе материалов и изделий для трубопроводовнеобходимо руководствоваться требованиями и рекомендациями "Инструкции попроектированию технологических стальных трубопроводов Р_у до 10,0МПа" СН 527-80 [20], дополнением к этой инструкции "Оптимальныйсортамент труб из углеродистой и низколегированной стали для технологическихтрубопроводов на Р_у до 10,0 МПа", "Инструкцией поприменению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности", а также"Руководящим документом по эксплуатации и ремонту технологическихтрубопроводов под давлением до 10,0 МПа" РД 38.13.004-86 [22].

14.3.77. При выборе трубопроводной арматуры необходиморуководствоваться требованиями и рекомендациями "Инструкции попроектированию технологических стальных трубопроводов Р_у до 10,0МПа" СН 527-80 [20] и "Руководящего документа по эксплуатации иремонту технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа" РД38.13.004-86 [22].

Выбранный тип и быстродействие запорного и (или) отсекающегоустройства должны обеспечивать:

- минимальный выброс в окружающую среду горючих ивзрывоопасных веществ при аварийной разгерметизации технологического блока,определяемый с учетом расчетной количественной оценки его относительногоэнергетического потенциала взрывоопасности;

- условия безопасного отсечения потока и исключениягидравлического удара.

14.3.78. Испытание трубопроводов необходимо предусматриватьв соответствии с требованиями раздела 8 СН 527-80 и раздела 14 РД 38.13.004-86[22].

14.3.79. Теплоизоляцию трубопроводов предусматривать всоответствии с требованиями СНиП 2.04.14-88. Она должна быть из несгораемыхматериалов и защищена от разрушения.

14.3.80. Температура наружных поверхностей оборудования итрубопроводов или кожухов их теплоизоляционных покрытий не должна превышатьтемпературы самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного продукта,используемого на установке, а в местах, доступных для обслуживающего персонала,должна быть не более 45 °С внутри помещений и 60 °С - на наружных установках.

14.4. Требования к предохранительным клапанам ифакельным трубопроводам.

14.4.1. При размещении предохранительных клапанов нааппаратах необходимо предусматривать свободный доступ к ним для обслуживания, атакже обеспечивать возможность их монтажа и демонтажа в условиях действующегоцеха.

14.4.2. Предохранительные клапаны должны устанавливатьсянепосредственно на патрубках (штуцерах) аппаратов, в наиболее высокой частисосуда (аппарата) с таким расчетом, чтобы в случае открытия (срабатывания)клапана из сосуда в первую очередь удалялись пары и газы.

14.4.3. Если по конструктивным особенностям это выполнитьневозможно, предохранительный клапан может быть установлен в непосредственнойблизости от аппарата, на трубопроводе или специальном патрубке, присоединенномк аппарату.

14.4.4. Диаметр штуцера на аппарате и трубопроводе,предназначенного для установки рабочего предохранительного клапана, должен бытьне менее диаметра входного патрубка клапана (т.е. Д_упредохранительного клапана).

14.4.5. При установке на одном патрубке (трубопроводе)нескольких предохранительных клапанов площадь поперечного сечения патрубка(трубопровода) должна быть не менее 1,25 суммарной площади сечений клапанов,установленных на нем.

Количество предохранительных клапанов определяется по формуле:

где: n - количествопредохранительных клапанов;

F - необходимая площадь сеченияклапана, мм²;

f_c- площадь проходного сечения выбранного клапана, мм².

Если получится больше единицы, следует принять клапанбольшего диаметра или установить несколько предохранительных клапанов меньшегодиаметра. В этом случае предохранительные клапаны рекомендуется устанавливатьодинакового условного прохода.

14.4.6. При установке предохранительного клапана необходимообеспечить максимальное снижение вертикальных и горизонтальных усилий на фланцыклапана, вызывающих в нем механические напряжения.

14.4.7. Кроме того, необходимо обеспечить отсутствиевибрации впускных и выхлопных трубопроводов предохранительного клапана.

14.4.8. Выполнение вышеуказанных требований достигаетсяправильным подбором креплений впускных и выхлопных трубопроводов, а такжеобеспечением гибкости системы этих трубопроводов.

14.4.9. Крепления предохранительных клапанов должны бытьрассчитаны на нагрузки от веса предохранительных клапанов и реактивных сил,возникающих при срабатывании клапана.

14.4.10. Запрещается устанавливать предохранительные клапанына участках трубопроводов, в которых наблюдается чрезмерная турбулентность.

14.4.11. Расстояния от устройств, вызывающих турбулентность,которые должны быть выдержаны при установке предохранительных клапанов натрубопроводах, приведены в таблице 6а.

 

Таблица 6а

 

 

14.4.12. Внутренний диаметр выхлопной трубы рабочегопредохранительного клапана должен быть не менее внутреннего диаметра выходногоштуцера клапана. В случае объединения выхлопных труб от несколькихпредохранительных клапанов, установленных на одном сосуде (аппарате) ирассчитанных на одновременную параллельную работу, площадь сечения выхлопногоколлектора должна определяться расчетом, но приниматься не менее суммы площадейвыхлопных патрубков этих клапанов.

14.4.13. Выхлопные трубы от каждого предохранительногоклапана до коллектора, к которому они подключаются, при необходимости должныбыть теплоизолированы и обогреты, чтобы избежать конденсации, кристаллизации,застывания и забивания проходного сечения в зависимости от химического состава,физических свойств и температуры сбрасываемого продукта.

14.4.14. Стояки, отводящие сбросы от предохранительныхклапанов непосредственно в атмосферу, также при необходимости теплоизолируютсяи обогреваются.

14.4.15. Теплоизоляция должна быть из несгораемыхматериалов.

14.4.16. В целях предотвращения замерзания влаги конструкциявыхлопного стояка от предохранительных клапанов в атмосферу должна исключатьвозможность попадания в него атмосферных осадков и воздействия реактивных силпри срабатывании клапана (например, Т-образный).

14.4.17. Выхлопной стояк около клапана, если возможнаконденсация паров в нем, должен иметь дренажное отверстие диаметром 20 - 50 ммс трубопроводом для отвода жидкости без установки на нем запорной арматуры.

14.4.18. Выхлопные стояки в атмосферу от предохранительныхклапанов с вредными и взрывоопасными веществами должны выводиться на высоту неменее 5 м от наиболее высокой точки здания или обслуживающих площадок аппаратовнаружной установки и размещаться по периметру в безопасном месте на максимальновозможном расстоянии от воздухозаборных труб вентсистем, 30 м отвспомогательных помещений, а также с учетом ветров преимущественногонаправления.

14.4.19. Выхлопные трубы от предохранительных клапанов согне- и взрывоопасными продуктами, должны находиться в зоне грозозащиты.

14.4.20. Горизонтальные участки объединенных коллекторовсброса паров после предохранительных клапанов должны прокладываться с уклоном ив нижней точке иметь дренажное устройство.

Врезку сбросных трубопроводов от предохранительных клапановв коллектор следует предусматривать сверху.

Гидравлические мешки на этих трубопроводах не допускаются.Сбор жидкости осуществлять в емкости.

14.4.21. Факельные коллекторы и трубопроводы должныудовлетворять требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатациифакельных систем" [58].

14.4.22. Устройство колодцев, приямков и других заглублений,а также размещение емкостей газового конденсата (сепараторы и другоеоборудование) в пределах ограждения территории вокруг факела не допускается.

 

15. АВТОМАТИЗАЦИЯТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

 

15.1.Общие требования

15.1.1. Проектируемые системы контроля и управления (СУ), втом числе поставляемые комплектно с оборудованием, должны отвечать требованиямнастоящих норм, действующей нормативно-технической документации, обеспечитьведение процесса без постоянного присутствия персонала в зоне оборудования,заданное качество продукции, экологическую безопасность производства,безопасные условия труда и минимальное количество ручных операций.

15.1.2. Для основных технологических установок ГПЗ следуетпредусматривать централизацию управления из единого центрального помещенияуправления (ЦПУ).

15.1.3. Объем автоматики по каждому из технологическихобъектов ГПЗ должен определяться руководящим документом "Основныеположения по автоматизации ГПЗ" [40].

15.1.4. Для сложного технологического оборудования(компрессоры, турбодетандеры, АВО, и т.д.), поставляемого комплектно с системойавтоматики (СА), в проекте выполняется ее привязка.

15.2. Требования к системе управления технологическимипроцессами.

15.2.1. Выбор системы управления по структуре, надежности,быстродействию, качеству измерительных систем и другим техническимхарактеристикам осуществляется проектной организацией, если это не оговореноЗаказчиком, с учетом особенностей технологического процесса, еговзрывоопасности, количества контролируемых параметров.

Возможны следующие варианты СУ:

- щитовой вариант системы управления на приборных средствахКиА (электронных, микропроцессорных, пневматических);

- автоматизированная, распределенная (децентрализованная)система управления (АСУТП) на базе микропроцессорных средств;

- комбинированный вариант системы управления, когдасовмещаются щитовой вариант и распределенная СУ.

15.2.1.1. В случае щитового варианта СУ диалог оператора спроцессом ведется через оперативный щит, где информация представляетсяцифровыми, стрелочными, самопишущими приборами и сигнальной аппаратурой,регулирование параметров процесса и управление оборудованием ведется отдельныминезависимыми контурами.

15.2.1.2. Распределенная (децентрализованная) системауправления (АСУТП), строится по иерархическому принципу и состоит из несколькихуровней:

- нижний уровень - уровень технологического процесса,содержащий датчики контроля параметров, исполнительные механизмы, средстваавтоматической защиты, микропроцессорные станции управления процессом;

- средний уровень - уровень контроля и управления,содержащий рабочие места оператора-технолога для осуществления диалога спроцессом, рабочее место сменного инженера и ЭВМ процесса (если этонеобходимо);

- верхний уровень - уровень диспетчера предприятия(необходимость разработки определяется заданием заказчика).

15.2.2. Системы автоматики сложного технологическогооборудования (компрессоров, турбодетандеров, АВО, и т.д.), поставляемыекомплектно, должны быть локальными подсистемами в иерархии АСУТП с возможностьюуправления с рабочего места оператора-технолога (РМОТ).

15.2.3. При проектировании ГПЗ, для которого принятараспределенная система управления, проект автоматизации является составнойчастью раздела "Техническое обеспечение АСУТП".

15.3. Функции системы управления

15.3.1. При проектировании системы управления ГПЗ необходимообеспечить выполнение ею следующих функций:

- контроль и регулирование параметров;

- сигнализацию аварийную и предаварийную отклоненияпараметров от допустимых пределов;

- управление (автоматическое и дистанционное) и сигнализациюсостояния технологического оборудования и запорной арматуры;

- местную индикацию необходимых технологических параметров;

- программное управление циклическими процессами;

- автоматическое включение резервного оборудования (гденеобходимо);

- автоматический контроль качества продуктов поточнымианализаторами;

- коммерческий учет сырья и готовой продукции (гденеобходимо);

- противоаварийную защиту (ПАЗ), подробно см. п. 15.5.

15.4. Требования к комплексу технических средств (КТС)системы управления.

15.4.1. Комплекс технических средств системы управленияпринимается проектной организацией по согласованию с заказчиком.

15.4.2. Приборы и средства автоматизации, предназначенныедля монтажа во взрывоопасных зонах, должны иметь взрывозащиту, соответствующуюкатегории и группе взрывоопасных смесей проектируемого объекта.

15.4.3. Приборы, регулирующая арматура, устанавливаемые наоткрытых площадках, должны иметь характеристики, позволяющие их эксплуатациюпри абсолютных минимальных температурах площадки строительства бездополнительного обогрева. Применение КИПиА, требующих обогрева, допускаетсятолько в обоснованных случаях. Применение пара для шкафов КИПиА не допускается.

15.4.4. Для контроля параметров, как правило, должныиспользоваться электронные датчики с нормализованными выходными сигналами.

Приборы с ртутным заполнением и радиоизотопные приборы всистемах управления применять не рекомендуется.

15.4.5. Все средства измерения: электрические,пневматические, электронные, микропроцессорные, используемые в системеуправления, должны быть аттестованы организациями Госстандарта России.

Требование об аттестации Госстандартом, как правило, должновыставляться и к средствам измерения, закупаемым по импорту.

15.4.6. Приборы и средства автоматизации, предназначенные дляэксплуатации в атмосфере среды, постоянно содержащей сероводород в объеме,превышающем 3 мг/м³ в смеси с углеводородными газами и 10 мг/м³в случае наличия только сероводорода, должны иметь коррозионностойкоеисполнение.

15.5. Требования к системампротивоаварийной защиты.

15.5.1. Система противоаварийной защиты технологическогопроцесса ГПЗ должна выполняться независимой подсистемой повышенной надежности.Основные функции безопасности (остановка и разгрузка оборудования,открытие/закрытие арматуры) выполняются независимо от работоспособности другихэлементов системы управления.

Контуры автоматических защит оборудования и процесса должныобеспечить защиту от ложных срабатываний и хранение первого параметра, покоторому произошла блокировка. Система запоминания блокировок должна исключатьсвободный доступ к ним.

Значение уставок параметров защит приводятся в проекте итехнологическом регламенте.

15.5.2. Срабатывание автоматической защиты (процесса,оборудования) должно предваряться предупредительной (предаварийной)сигнализацией в том случае, если промежуток времени между получениемпредупредительного сигнала и срабатыванием защиты даст возможностьоператору-технологу дистанционно вмешаться в процесс и не допустить достиженияаварийного значения параметра, или принять другие меры, снижающие потенциальнуюопасность аварийной остановки процесса.

В противном случае предупредительная сигнализация неэффективна и выполнять ее не требуется.

15.5.3. В случае отключения электропитания или прекращенияподачи сжатого воздуха КиП система безопасности должна обеспечить переводтехнологического объекта в безопасное состояние.

15.5.4. В случае применения блочного автоматизированногооборудования, системами автоматики которого предусмотрены не все блокировки,требуемые данными и другими нормами, эти блокировки должны предусматриватьсядополнительно при разработке проекта.

15.5.5. Для насосов, компрессоров, газодувок, АВО (или группуказанных аппаратов), перемещающих углеводородный газ, ЛВЖ и ГЖ, необходимопредусматривать дистанционное их отключение из помещения управления на случайаварии с выполнением информационной сигнализации, подтверждающей исполнениекоманды (перечень отключаемого оборудования определяется проектом).

15.5.6. Датчики-сигнализаторы автоматических защит не должнынести дополнительных функции по контролю и управлению процессом.

15.5.7. Исполнительные механизмы системы безопасности должныиметь устройства (конечные выключатели), позволяющие выполнять сигнализациюкрайних положений в помещении управления.

15.5.8. В состав системы безопасности входит подсистемаавтоматического непрерывного контроля утечек токсичных и взрывоопасных газов(ПДК и (или) НПВК) в производственных помещениях и на наружных технологическихплощадках с предоставлением информации (свет, звук) о появлении опасныхконцентраций в воздухе (ПДК, 20 % и 50 % НКПВ) в зону утечек, в помещениеуправления и на газоспасательную станцию. Места установки и количество датчиковгазосигнализаторов определяются проектом в соответствии с "Требованиями кустановке стационарных газоанализаторов в производственных помещениях и нанаружных площадках предприятий нефтяной и газовой промышленности" [36] итребованиями отраслевого стандарта "Газодобывающие предприятия.Эксплуатация установок по сбору и подготовке газа к транспорту. Требованиябезопасности". [100].

15.5.9. Автоматическая система контроля загазованностивоздушной среды в производственных помещениях одновременно с подачейпредупредительного сигнала (20 % НКПВ или ПДК) дает команду на автоматическоевключение аварийной вытяжной вентиляции и остановку компрессорного ивентиляционного оборудования при 50 % НКПВ.

15.6. Требования к энергообеспечению СУ.

15.6.1. Системы контроля и управления технологическимипроцессами по обеспечению надежности электроснабжения относятся кэлектроприемникам I категории.

15.6.2. Для питания пневматических средств автоматизации наГПЗ должны предусматриваться компрессорные установки сжатия воздуха. Требованияк качеству воздуха КиП должны соответствовать требованиям, изложенным в табл.2.

Должен быть предусмотрен часовой запас сжатого воздуха КиП,обеспечивающий работу средств автоматики при остановке воздушной компрессорной.В помещение управления должен выноситься светозвуковой сигнал понижениядавления сжатого воздуха КиП.

15.6.3. Допускается использование подготовленного инертногогаза для питания средств автоматизации, установленных только на открытыхтехнологических установках. Допускается использование природного и попутногонефтяного газа для указанных целей в случае сброса отработанного газа взакрытую систему.

15.7. Коммерческий и оперативный учет сырья и готовойпродукции.

15.7.1. При проектировании узлов коммерческого иоперативного учета природного и нефтяного газа и продуктов его переработкиследует руководствоваться "Правилами измерения расхода газа и жидкостейстандартными сужающими устройствами" РД 50-213-80 [41], "Руководствомпо проектированию газоизмерительных пунктов для систем учета нефтяногогаза" РД 39-0148306-422-89 [111], "Временным руководством попроектированию пунктов учета ШФЛУ" [42], а также "Единой системойучета нефтяного газа и продуктов его переработки от скважины допотребителя" РД 39-083-91 [43] или документами их заменяющими.

15.7.2. Пункты коммерческого учета жидких продуктов ГПЗпроектируются в случае непрерывной отгрузки их потребителю по продуктопроводу.В случае отгрузки жидких продуктов в товарный парк, на выходе технологическойустановки выполняется оперативный узел учета.

15.7.3. Количество рабочих измерительных линий узлов учетаопределяется проектом. На каждую группу измерительных линий, присоединенных кодному коллектору, необходимо предусматривать одну резервную измерительнуюлинию (касается узлов коммерческого учета).

15.7.4. Не допускается отбор газа на нужды ГПЗ из коллекторадо замерного устройства на потоке сырого газа и после замерного устройства напотоке товарного газа и жидких продуктов, исключение составляют отборы сырого исухого газа (из газопровода), необходимые для пуска ГПЗ.

15.7.5. Проекты узлов коммерческого учета, разработанные небазовой организацией, проходят метрологическую экспертизу в базовой организацииметрологической службы - НИПИГАЗПЕРЕРАБОТКЕ или в региональной базовойорганизации метрологической службы по месту строительства объекта.

Проект на узел коммерческого учета должен представлятьсязаказчику вместе с актом метрологической экспертизы, составление актавозлагается на базовую организацию метрологической службы.

15.7.6. Для создания комфортных условий эксплуатации КиПузлов коммерческого учета сырья, продуктов ГПЗ в климатических зонах с низкимитемпературами, могут быть установлены обогреваемые блок-боксы, удовлетворяющиеследующим требованиям:

- температура воздуха внутри бокса + 5 ¸ 45 °С;

- степень огнестойкости ограждающих конструкций 1 или 2 (³ 0,75 часа);

- наличие освещения бокса;

- дренажи КиП выводятся за пределы бокса;

- электрооборудование бокса во взрывозащищенном исполнении;

- наличие вытяжной вентиляции периодического действия,сблокированной с газосигнализатором (ПДК или 20 % НКПВ). У входа в бокс, снаружной стороны, монтируются сирена и светильник системы контролязагазованности.

15.8. Требования к качеству измерения параметров.

15.8.1. Качество измерения параметров должно обеспечитьрегламентное ведение процесса. Погрешность КиП не должна превышать:

- 1,5 % - для индикаторов, сигнализаторов;

- 1,0 % - для датчиков, вторичных приборов, регуляторов;

- 5,0 % - для анализаторов воздушной среды.

15.8.2. Погрешность измерения узлов коммерческого учета газане должна превышать ±2,5 %, жидкихпродуктов ±1,5 %.

15.9. Требования к надежности средств автоматизации.

15.9.1. Системы контроля и управления технологическимипроцессами ГПЗ должны обеспечить надежную эксплуатацию их в течениерегламентного отрезка времени (межремонтного пробега) как в нормальном режимеэксплуатации, так и в аварийных ситуациях.

15.9.2. Средняя наработка на отказ (для варианта АСУТП)должна составлять для функций контроля, регулирования, управления не менее20000 часов, для функций безопасности - не менее 40000 часов.

15.9.3. Средний срок службы приборов и средств автоматизации(в том числе оборудования АСУТП) должен быть, как правило, не менее 10 лет.

15.10. Требования к размещению и устройству помещенийуправления.

15.10.1. Центральные помещения управления (ЦПУ) как правилоразмещаются вне взрывоопасной зоны, отдельностоящими.

Кроме того, помещения управления, в которых предусмотренопостоянное пребывание персонала, должны размещаться с учетом устойчивости их квоздействию взрыва и быть одноэтажными.

При значительном территориальном разбросе комплексатехнологических установок и централизации управления ими из ЦПУ, в зонеудаленных технологических установок целесообразно предусматриватьнеобслуживаемые местные помещения (МПУ) для размещения неоперативных средствавтоматизации.

В соответствии с требованиями строительных норм и правил ПУотносятся к помещениям с категорией производства Г; эти помещения должны иметь1 или 2 степень огнестойкости. Для Западной Сибири допускается степеньогнестойкости ПУ-Ша.

Допускается, при соответствующем обосновании, пристраиватьПУ к зданиям со взрывоопасными зонами, выполнив мероприятия, предусмотренныеп.п. 7.3.80 ¸ 7.3.91 ПУЭ-86.

15.10.2. Запрещается:

- размещение помещений управления над (или под)взрывоопасными помещениями, приточными и вытяжными венткамерами, помещениями смокрыми процессами;

- размещение в помещении управления оборудования, несвязанного с системой управления технологическим процессом;

- транзитная прокладка трубопроводов, воздуховодов, кабелейи т.д. через помещения управления;

- ввод пожарных водопроводов, импульсных трубопроводов сгорючими, взрывоопасными и токсичными продуктами.

15.10.3. Помещения управления должны удовлетворять следующимтребованиям:

- окна в помещении управления (если они имеются) должны бытьнеоткрываемыми;

- светильники в зоне неоперативных щитов и за оперативнымщитом должны иметь индивидуальные выключатели;

- как правило, иметь воздушное отопление и установки длякондиционирования воздуха (необходимость кондиционирования воздуха МПУопределяется техническими характеристиками установленного оборудования);

- значения температуры, влажности и скорости движениявоздуха определяются ГОСТ 12.1.005-88 "Воздух рабочей зоны" (или егозаменяющим);

- полы в помещении управления должны быть теплыми инеэлектропроводными, при необходимости выполняется двойной пол либо каналы сосъемными перекрытиями (неэлектропроводными);

- при необходимости выполняется подвесной потолок совстроенными светильниками;

- "чистая" высота помещения управления принимаетсяв пределах 3,0 ¸ 3,6 м(определяется проектом). "Чистая" высота - высота от фальшпола доподвесного потолка.

15.11. Требования к пожаротушению помещенийуправления.

15.11.1. Средства или системы пожаротушения и степень ихавтоматизации должны соответствовать требованиям действующейнормативно-технической документации.

15.11.2. В помещении управления с приборным оперативнымщитом пожаротушение должно выполняться углекислотными огнетушителями.Количество огнетушителей - не менее двух штук на каждые 20 м²защищаемого помещения.

15.11.3. В помещениях управления с оборудованием системуправления на базе микропроцессорных средств могут предусматриваться установкигазового пожаротушения.

Необходимость установок газового пожаротушения определяетсязаданием на проектирование или специальным обоснованием.

15.11.4. В помещениях управления с круглосуточным дежурствомперсонала устройств автоматического пуска стационарных установок газовогопожаротушения не требуется.

15.11.5. При наличии в помещении управления и местномпомещении управления подпольного пространства объемом более 20 м³ внем устанавливаются датчики автоматической пожарной сигнализации с выносоминформации о пожаре оператору-технологу, в пождепо или диспетчеру предприятия.

 

16. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕСИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ

 

16.1.Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП).

16.1.1. При проектировании АСУТП основныхи вспомогательных объектов газоперерабатывающих заводов помимо настоящих нормнеобходимо руководствоваться следующими основными нормативно-техническимидокументами (НТД):

"Автоматизированные системы управления. Общиетребования" ГОСТ 34.601-90;

"Автоматизированные системы. Термины иопределения" ГОСТ 34.003-90;

"Автоматизированные системы. Стадии создания" ГОСТ34.601-90;

"Виды, комплектность и обозначение документов присоздании автоматизированных систем" ГОСТ 34.201-89;

"Методические указания. Автоматизированные системы.Требования к содержанию документов" РД 50-34.698-90;

"Комплекс стандартов на автоматизированные системы.Техническое задание на создание автоматизированной системы" ГОСТ34.602-89.

16.1.2. АСУТП ГПЗ относятся к многофункциональным,восстанавливаемым. Надежность реализации функций системы определяетсянадежностью применяемых технических и программных средств.

Оценка показателей надежности должна проводитьсяаналитическими методами на стадии технического проектирования. Принеобходимости, для обеспечения заданных показателей надежности, следуетприменять дублирование, троирование компонентов АСУТП. В числе вспомогательныхфункций должны предусматриваться самоконтроль и автодиагностика программных итехнических средств АСУТП.

16.1.3. АСУТП ГПЗ должна обладать высокой живучестью вусловиях воздействия внешней среды и отказов компонентов системы в заданныхпределах.

Система электропитания АСУТП, включая датчики иисполнительные механизмы, должна обеспечивать бесперебойную работу КТС послеисчезновения питания от внешнего источника, в течение времени, достаточного длясохранения управляемости и наблюдаемости автоматизируемых технологическихпроцессов и оборудования.

Для выполнения функций безопасности АСУТП ГПЗ, как правило,должна иметь систему противоаварийной защиты (ПАЗ), реализованную напрограммно-аппаратных средствах повышенной надежности, обеспечивающихвыполнение функций безопасности независимо от работоспособности другихкомпонентов АСУТП.

16.1.4. В состав КТС АСУТП должны входить приборы иустройства для наладки, проверки работоспособности КТС, а также программные итехнические средства для корректировки и разработки программного обеспечения,запасные приборы.

16.1.5. Архитектура АСУТП, отвечающая требованиям,предъявляемым к технологическим объектам управления газоперерабатывающихпредприятий, должна иметь вид программно и аппаратно распределенной системыуправления.

Для ввода информации, как правило, должны применятьсяиспользуемые в традиционных системах автоматизации датчики, преобразователи,сигнальные устройства, исполнительные механизмы, кабели, а такжеинтеллектуальные датчики, имеющие встроенный микропроцессор, позволяющийповысить точность и помехозащищенность измерений, вести программный диалогоператора-технолога с датчиком, изменять диапазон измерений с рабочего местаоператора-технолога.

Реализация информационных управляющих и вспомогательныхфункций АСУТП должна осуществляться на базе оборудования местных пунктовуправления, оборудования центрального пункта управления, объединенных в единуювычислительную систему магистральной шиной.

Оборудование местных пунктов управления должнореализовываться на микропроцессорных программируемых контроллерах впромышленном исполнении, включающих модули УСО, платы ввода/вывода, управляющиепроцессоры, интерфейс с магистральной шиной.

Оборудование центрального пункта управления включает, какправило, один или несколько дисплеев, блоки электроники, функциональныеклавиатуры, инженерную клавиатуру, накопитель на жестком диске, принтер,интерфейс с магистральной шиной.

Магистральная шина представляет собой резервированнуювысокоскоростную магистраль данных для организации локальной вычислительнойсети АСУТП.

АСУТП должна иметь программные и технические средства дляорганизации интерфейсов с АСУТП или компьютером верхнего уровня, а также дляорганизации интерфейса с другими АСУТП ГПЗ.

Все компоненты и АСУТП в целом должны иметь модульную структурус наиболее достижимой степенью взаимозаменяемости между платами.

Функциональное назначение плат должно, как правило,определяться программно загружаемой конфигурацией.

Местные пункты управления (МПУ), в зависимости оттерриториального расположения технологического оборудования объекта управления,могут располагаться как в помещениях МПУ, так и в помещении ЦПУ. Магистральнаяшина должна обеспечивать надежное функционирование всех компонентов АСУТП примаксимальном удалении от ЦПУ до 1500 м.

Интерфейс оператора-технолога, организованный программными итехническими средствами ЦПУ, должен, как правило, превосходить возможности,представляемые щитовой автоматикой и исключать необходимость применения щитов ипультов КиА.

16.1.6. Общее программное обеспечение АСУТП должно, какправило, поставляться со средствами вычислительной техники и должно включатьмодули операционной системы, системные обрабатывающие программы, библиотекистандартных программ, тестовые программы, системы подготовки программ иликонфигурирования и т.д.

Специальное программное обеспечение должно включать комплексприкладных программ, реализующих все функция АСУТП.

Программное обеспечение АСУТП должно обеспечиватьвозможность настройки его при изменениях технологического объекта управления впроцессе эксплуатации без изменения при этом набора выполняемых функций ивозможность наращивания функций АСУТП без внесения существенных изменений вранее разработанное программное обеспечение.

Распределение программного обеспечения между компонентамиАСУТП должно быть таковым, чтобы поддерживать работоспособность оборудованияМПУ и ЦПУ независимо от отказов других компонентов на магистральной шине.

16.2. Автоматизированная система управленияпредприятием (АСУП).

16.2.1. Автоматизированная система управления предприятиемдолжна повышать эффективность производственно-хозяйственной деятельностипредприятия. Подлежащими автоматизации в АСУП ГПЗ являются информационные ивспомогательные функции.

16.2.2. При проектировании АСУП газоперерабатывающегопредприятия следует руководствоваться НТД, указанной пп. 16.1.1. настоящихнорм.

16.2.3. АСУП ГПЗ должна иметь вид локальной вычислительнойсети (ЛВС) оффисного типа, абонентами которой являются реализованные на базеПЭВМ АРМ руководителя и специалистов предприятия АРМ-ы подразделений и службпредприятия и т.п., предназначенные для обеспечения автоматизациипроизводственно-хозяйственной, организационно-экономической, бухгалтерской идругих видов деятельности пользователей АРМ, а также для обеспеченияколлективного доступа конечных пользователей к ресурсам ЛВС и других АРМ.

16.2.4. Надежность ЛВС АСУП ГПЗ должна удовлетворятьследующим требованиям:

- выход из строя любой оконечной системы сети не долженвлиять на работоспособность сети в целом;

- ремонт, включение и выключение сетевых компонентов долженпроисходить без остановки сети в целом.

16.2.5. Программное обеспечение АРМ, входящих в АСУП, должнопредоставлять пользователям следующий набор функциональных средств:

- текстовая обработка;

- работа с электронными таблицами;

- графические средства;

- система управления базами данных;

- телекоммуникационные средства,

а также средства оргтехники:

- электронные записные книжки;

- картотеки;

- календари;

- справочники;

- электронные калькуляторы;

- получение оперативной информации средствами ЛВС.

16.2.6. Сетевое программное обеспечение должно бытьдостаточным для управления работой и взаимодействием всех узлов сети иреализовывать функции передачи и управления файлами и заданиями, функции электроннойпочты, информационной службы и т.п.

16.2.7. АСУП ГПЗ должна иметь программные и техническиесредства для организации интерфейсов с АСУ или компьютером верхнего уровня, атакже организации интерфейса с АСУТП ГПЗ.

16.3. Автоматическая система управления"ЭКОЛОГИЯ"

16.3.1. Система АСУ "Экология" должна представлятьсобой систему контроля количества и состава выбросов ГПЗ, загрязнения атмосферывыбросами при повреждении технологического оборудования, газовыделениями(дымовые газы), контроля качества очистки сточных вод ГПЗ и объектовинфраструктуры, контроля состояния грунтов, флоры и фауны, а также параметров,характеризующих условия труда эксплуатационного персонала.

16.3.2. Потребителями АСУ "Экология" должны бытьдиспетчерская служба и служба охраны окружающей среды ГПЗ.

16.3.3. АСУ "Экология" должна обеспечивать:

- организацию замеров контролируемых параметров;

- передачу значений параметров от датчиков в базу данных;

- хранение информации и обработки её по заданным алгоритмам;

- отображение результатов замеров;

- вывод отчетных документов на печать;

- формирование информации для передачи информации в высшуюили смежную АСУ ТП.

 

17. СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ

 

17.1. Система связи и сигнализации газоперерабатывающегозавода (ГПЗ) должна обеспечить:

- взаимодействие технических служб иадминистративно-хозяйственного аппарата в соответствии с разработаннойструктурой управления;

- выполнение требований по технике безопасности и пожарнойбезопасности.

17.2. Проектирование систем связи и сигнализации завода необходимовыполнять в соответствии с требованиями ведомственных нормативных документовМинтопэнерго, Минсвязи, а также строительных норм и правил и требованийнастоящего раздела.

17.3. Применяемые схемы организации связи должны обеспечитьнадежность, быстродействие, достоверность передаваемой информации, а такжевзаимозаменяемость. Надежность систем оперативной связи должна быть не ниженадежности систем управления (АСУП, АСУТП).

17.4. Сети производственной связи для выхода наобщегосударственную сеть должны удовлетворять единым техническим требованиям,предъявляемым к техническим средствам и каналам ЕАСС в объеме "Общихтребований к ведомственным сетям в части их увязки с общегосударственнымисетями ЕАСС" [49].

17.5. Система внутрипроизводственной связи должнаобеспечить:

- производственную автоматическую телефонную связь;

- оперативную связь директора завода;

- оперативную связь главного инженера завода;

- оперативную связь диспетчера (оператора) производства;

- оперативную связь дежурных пожарной части и газоспасательнойслужбы (ГСС);

- оперативную связь для подвижных объектов;

- связь оповещения о газовой опасности;

- радиотрансляционное вещание;

- распорядительно-поисковую или производственнуюгромкоговорящую связь;

- электрочасофикацию;

- промтелевидение.

17.6. Система пожарно-охранной и периметральной охраннойсигнализации должна обеспечить:

- обнаружение пожара и выдачу сигнала обслуживающемутехнологическому персоналу и противопожарной системе и службе;

- обнаружение проникновения посторонних лиц в специальныепомещения или преднамеренного нарушения периметра ограждения и выдачу сигналаслужбе охраны.

17.7. Система внешней связи должна обеспечить:

- прямую телефонную связь с поставщиком сырья;

- прямую телефонную связь с потребителем продукции;

- связь с диспетчерами подводящих инженерных сетей;

- связь административного персонала завода с вышестоящимипроизводственными и с территориальными органами.

17.8. Производственная административно-хозяйственнаятелефонная связь должна быть предусмотрена для аппарата управления,административно-хозяйственных и технических служб.

Для организации этого вида связи необходимо использоватьучрежденческо-производственные автоматические телефонные станции (АТС)требуемой емкости. АТС должна обеспечить работу во внутрипроизводственной илигосударственной телефонных сетях в качестве, как правило, оконечной станции.Предпочтительно применение квазиэлектронных или электронных АТС, использующихцифровую систему коммутаций. Применение этих станций обеспечивает высокоекачество передаваемой информации и предоставление отдельной категории абонентовдополнительных видов обслуживания.

17.9. Оперативная связь (директора, главного инженера,диспетчера, дежурного пожарной части и пр.) должна быть предусмотрена дляобмена информацией между абонентами, имеющими постоянные производственные итехнологические связи.

Организация оперативной телефонной связи должнаосуществляться с помощью специальной аппаратуры оперативной связи,устанавливаемой у директора, главного инженера, диспетчера (оператора),дежурного пождепо.

17.10. В качестве оперативной связи подвижных объектовдолжна использоваться радиосвязь. Этот вид связи обеспечивает обмен информациеймежду диспетчером (оператором) и подвязными объектами (обслуживающий персонална технологических установках, пожарные машины и др.).

Для организации радиосвязи должна быть предусмотрена базоваярадиостанция и абонентские (носимые или возимые) у обслуживающего персонала илив автомашинах.

17.11. Связь оповещения о газовой опасности предназначенадля выполнения специальных организационно-технических мероприятий в аварийныхситуациях. Этот вид связи должен быть предусмотрен на заводах по переработкегаза, содержащего сероводород и другие токсичные продукты.

Связь оповещения о газовой опасности должна осуществляться спомощью специального оборудования и системы оперативно-диспетчерской связиответственного дежурного поста газовой безопасности с аппаратом управления,диспетчером ГПЗ и оператором технологической установки.

Используется также оборудование оповещения,радиотрансляционные усилители. Подвижные объекты должны снабжаться мобильнымирадиостанциями для взаимодействия со стационарной радиостанцией в помещениидиспетчерской газоспасательной службы.

Для передачи сигнала тревоги и распоряжений на наружныхплощадках должны быть установлены электросирены и громкоговорители. Передачуинформации к радиофицированным объектам необходимо осуществить черезоборудования радиоузла.

17.12. Радиотрансляционное вещание должно быть предусмотренов служебных помещениях с постоянным присутствием обслуживающего персонала.

Радиотрансляционное вещание должно обеспечиваться по одномуиз следующих вариантов на основании технико-экономического расчета:

- путем подключения к ближайшему радиотрансляционному узлуМинсвязи по техническим условиям эксплуатационных служб;

- путем установки оборудования радиоузла в узле связи ГПЗ.

17.13. Распорядительно-поисковая и производственнаягромкоговорящая связь должна быть предусмотрена на тех участкахтехнологического производства, где необходима передача информации диспетчером(оператором) обслуживающему персоналу, находящемуся на открытых площадкахразмещения технологического оборудования или поиска часто перемещающихся лиц.

Для распорядительно-поисковой и громкоговорящей связи долженбыть предусмотрен радиотрансляционный усилитель у диспетчера (оператора).

17.14. Электрочасофикация предусматривается для отсчетаединого времени на территории ГПЗ.

Электрочасофикация обеспечивается путем установки первичныхэлектрочасов в помещении узла связи и вторичных - на объектах завода.

Возможна установка локальных электронных часов вобслуживаемых помещениях.

17.15. Промтелевидение может быть использовано длявизуального наблюдения диспетчером (оператором) отдельных технологических зон,в системе охранной сигнализации.

17.16. Пожарная сигнализация должна обеспечить своевременноеобнаружение очага возникшего пожара и принятие мер по его ликвидации.

Пожарной сигнализацией оборудуются технологические ивспомогательные помещения, а также площадки размещения оборудования наосновании утвержденных перечней Министерств и ведомств, к которым относятсязащищаемые объекты.

Техническое исполнение пожарной сигнализации должно быть всоответствии с рекомендациям СНиПа 2.04.09-84 "Пожарная автоматика зданийи сооружений" [99].

Тип автоматического пожарного извещателя должен быть выбранв зависимости от первичного признака (тепло, дым, пламя) возможного возгоранияв контролируемом помещении.

Ручные извещатели должны быть установлены:

- на наружных установках по периметру и у пешеходных дорожекна расстоянии не более 100 м друг от друга;

- на наружных стенах зданий у каждого выхода на расстояниине более 50 м друг от друга.

Размещать пожарные извещатели следует на высоте не более 1,5м. Должен быть обеспечен свободный доступ к ним и достаточная освещенность.Приемная станция пожарной сигнализации должна быть расположена в помещениидежурного в пожарном депо или, при отсутствии последнего, в помещении спостоянным пребыванием обслуживающего персонала. Приемная станция должна обеспечиватьвыдачу сигнала о пожаре в каждом шлейфе, формирование и выдачу команд на пускустановок пожаротушения, отключения технологического оборудования и вентиляциив очаге пожара.

На отдельных площадках размещения технологическогооборудования, складских помещений и пр. возможно создание локальных системпожарной сигнализации. Приемная станция в этом случае устанавливается воператорной, помещении охраны и других помещениях с постоянным пребываниемобслуживающего персонала. На приемную станцию в пождепо должен быть выданнерасшифрованный сигнал о пожаре.

17.17. Охранная сигнализация должна быть объектовой ипериметральной.

Объектовая сигнализация должна обеспечить выдачу сигналатревоги службе охраны при попытках проникновения на отдельные объекты завода(касса, складские помещения и пр.). Защите подлежат двери и окна помещений наразбитие и открывание.

Периметральная сигнализация должна обеспечить выдачу сигналатревоги при попытках проникновения на территории завода через ограждение.Защите подлежат элементы периметра ограждения: ворота, калитки, забор, здания,входящие в периметр ограждения, технологические эстакады, пересекающиеограждения.

В обоснованных случаях периметральная охранная сигнализацияможет быть совмещена с устройством телевидения, охранным освещением,радиооповещением, телефонной связью. Это совмещение выполняется на основаниисоответствующих нормативных документов.

Сигнал тревоги должен быть выдан на приемную станции,размещаемую в помещении охраны.

На площадках размещения ядовитых веществ (метанола),складских помещений (база оборудования) и пр. должна быть предусмотреналокальная система периметральной охранной сигнализации.

Требования к техническим средствам охраны изложены в:"Классификатор объектов народного хозяйства Министерства нефтянойпромышленности СССР, на которых выставляется ведомственная военизированная исторожевая охрана и основные технические требования при проектированиикомплекса инженерно-технических средств охраны и помещений для размещенияподразделений охраны" [50].

17.18. Для размещения оборудования связи должен бытьпредусмотрен заводской узел связи.

Размещать узлы связи следует в помещенияхадминистративно-технических зданий, в отдельных зданиях или блок-боксах. Этипомещения должны удовлетворять специальным требованиям, изложенным внормативной документации Минсвязи. Электроснабжение оборудования должноосуществляться по I категории.

В системе связи должно использоваться многофункциональноеоборудование, позволяющее обеспечить различные виды связи.

Тип абонентских устройств связи и извещателейохранно-пожарной сигнализации должен определяться назначением и местомустановки.

Оборудование связи и сигнализации должно обеспечитьнадежность работы при заданных климатических и производственных условиях.

Кроме того, для повышения надежности оборудования оно должнобыть по возможности с самодиагностикой и иметь модульное исполнение,позволяющее устранять неисправность путем замены блоков (элементов).

Оборудование, предназначенное для установки во взрывоопаснойзоне, должно иметь соответствующее исполнение.

17.19. Для подключения оконечных устройств к оборудованиюсвязи и сигнализации должны быть предусмотрены кабельные сети по промплощадке:

- комплексная телефонная сеть;

- искробезопасная телефонная сеть;

- сеть радиофикации и распорядительно-поисковой связи;

- сеть промтелевидения;

- сеть пожарной сигнализации;

- сеть периметральной охранной сигнализации.

Сети, как правило, выполняются кабельными с применениемкабелей соответствующего назначения. Кабели должны быть с медными жилами инегорючей оболочкой. Диаметр жил кабеля должен быть выбран исходя из норм позатуханию цепи связи или сопротивлению шлейфа сигнализации и специальныхтребований, связанных с взрывоопасностью зон.

Кабели должны прокладываться на полках или в лотках накабельных или технологических эстакадах совместно с электрическими иконтрольными кабелями. Взаимное расположение кабелей различного назначениядолжно удовлетворять требованиям норм, исключающих опасное и мешающее влияниена кабели связи. В обоснованных случаях кабели могут быть проложены в грунте,траншеях, засыпанных песком.

17.20. Для организации каналов внешней связи должна бытьпредусмотрена исходящая и входящая связь по ведомственной и общегосударственнойсети с возможностью выхода на междугородные каналы.

Каналы внешней связи должны иметь следующие направления:

- выход на сеть связи месторождения (КСП, промысловая КС идр.);

- выход на сеть связи подводящих трубопроводов;

- выход на сеть связи энергосистемы в районе обслуживающейГПЗ подстанции;

- выход на сеть связи подводимых к ГПЗ коммуникаций;

- выход на сеть связи Минсвязи.

Выход на существующие сети связи должен осуществляться наосновании технических условий эксплуатирующих эти сети служб.

Технические условия предоставляет заказчик как приложение кзаданию.

Для организации каналов должны быть использованы системакабельной или радиорелейной линий и при необходимости каналы спутниковой связи.Воздушные линии связи допускается предусматривать только в исключительныхслучаях.

Выбор типа линий связи должен быть обосновантехнико-экономическим расчетом.

17.21. Для обслуживания средств связи и сигнализации долженбыть предусмотрен эксплуатационный персонал на основании действующих нормативовчисленности и норм обслуживания предприятий связи Минтопэнерго.

 

18. МЕХАНИЗАЦИЯ ТРУДОЕМКИХРАБОТ

 

18.1. Для монтажа, демонтажа и ремонта оборудования,арматуры и трубопроводов на территории завода, на установках и впроизводственных помещениях проектом должны предусматриватьсяподъемно-транспортные средства и механизмы.

Выбор этих средств должен обосновываться характеристикойустанавливаемого оборудования, числом агрегатов, периодичностью ипродолжительностью ремонтных работ и т.д.

18.2. Загрузка и выгрузка реагентов, катализаторов иадсорбентов (сыпучих веществ) должны быть механизированы.

18.3. На наружных установках необходимо предусматриватьмаксимальное использование передвижных грузоподъемных транспортных средств нагусеничном или пневмоходу.

18.4. Для перемещения грузов массой 50 кг и более необходимопредусматривать механизмы или приспособления.

При массе грузов от 50 до 500 кг, перемещение которыхпроизводится не чаще 1 раза в год, допускается предусматривать переносные тали,ручные лебедки и тележки с устройством соответствующих конструкций для крепленияблоков.

18.5. При массе грузов 0,5 - 5 т необходимо предусматриватьстационарные подвесные грузоподъемные механизмы, обеспечивающие перемещениегрузов по вертикали и по горизонтали к монтажным проемам или к подъездамгрузового транспорта. Как правило, должны применяться электрические подвесныемеханизмы.

Ручные подвесные механизмы могут быть применены только в томслучае, когда расстояние перемещения грузов не более 18 метров.

18.6. Длина по фронту обслуживания одним электроприводныммеханизмом не должна превышать 50 м. При большей длине фронта обслуживанияустанавливать второй грузоподъемник.

18.7. Если агрегат имеет массу более 5 т, грузоподъемностьмеханизмов должна определяться из необходимости подъема наиболее тяжелой частиили узла агрегата. При массе агрегата менее 5 т грузоподъемность оборудованиядолжна обеспечивать подъем целого агрегата.

18.8. Выбор типа привода определять в зависимости от рабочейсреды и интенсивности работы грузоподъемного устройства.

18.9. Для ремонтных работ на колонном, теплообменном иемкостном оборудовании (смена тарелок, выемка трубных пучков, загрузка ивыгрузка насадки, снятие тяжелой арматуры и т.д.) необходимо предусматриватькран-укосину или блок на стационарном кронштейне, или специальное ремонтноеприспособление (экстракторы, домкратные болты для выемки трубных пучков ит.д.).

18.10. Для выполнения работ по монтажу, демонтажу и заменетрубных пучков теплообменников, холодильников, конденсаторов, змеевиков,регенераторов, замене труб в печах или отдельных участках коммуникаций,забалчивания и разбалчивания крышек, днищ, люков и т.п. должныпредусматриваться передвижные грузоподъемные механизмы, экстракторы, лебедки,тали; электрические или пневматические гайковерты, а также другиенестандартизированные средства и приспособления.

18.11. Ремонт оборудования, как правило, следуетпредусматривать агрегатно-узловым методом с применением передвижныхтранспортно-такелажных средств, гидравлических и циркуляционных методов очисткиаппаратуры.

 

19.ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЮ ГПЗ

 

19.1.Электроснабжение и электротехнические устройства.

19.1.1. Проект электротехнической частигазоперерабатывающего завода должен удовлетворять требованиям действующих"Правил устройства электроустановок" [39], "Правил техническойэксплуатации электроустановок потребителей и Правил техники безопасности приэксплуатации электроустановок" [52], СНиП 3.05.06-85"Электротехнические устройства" [53], "Правил защиты отстатического электричества в производствах химической, нефтехимической инефтеперерабатывающей промышленности" ВСН-10-72 [54], "Инструкции поустройству молниезащиты зданий и сооружений" - РД 34.21.122-87 [55],"Инструкции по проектированию электроснабжения промышленныхпредприятий" СН 174-75 [56], "Инструкции по проектированию силового иосветительного электрооборудования промышленных предприятий" СН 357-74СНиП II-4-79 ч. II глава 4 "Естественное иискуственное освещение" [57].

19.1.2. Схемы внешнего электроснабжения заводов должныразрабатываться одновременно с выполнением ТЭО строительства нового, расширениядействующего предприятия. При наличии технических условий предприятияэлектрических сетей, оговаривающих объем строительства и источникиэлектроэнергии - схема не разрабатывается.

19.1.3. Газоперерабатывающий завод, в целом, по обеспечениюнадежности электроснабжения, следует относить к потребителям Iкатегории и он должен обеспечиваться электроэнергией от двух независимыхисточников питания.

Категории конкретных электроприемников приведены вприложении 1.

19.1.4. Для возможности обеспечения электроэнергией наиболеежизненно-важных потребителей (см. приложение 2) в случае полного отключенияэлектроэнергии следует предусматривать третий (резервный) независимый источникпитания, в качестве которого можно использовать дизельные электростанции,газотурбинные электростанции.

При использовании дизельной электростанции в качестветретьего независимого источника должен предусматриваться суточный запастоплива. При использовании газотурбинной электростанции предусматриваетсяосновной и резервный источник газа.

19.1.5. Распределительный щит для потребителей, подключенныхк независимому источнику, должен устанавливаться в отдельном помещении.

19.1.6. Для систем безаварийной остановки завода,ответственных КиП, управляющих комплексов следует предусматривать агрегатыбесперебойного питания.

19.1.7. Надежность работы потребителей необходимообеспечивать следующими мероприятиями при проектировании схемыэлектроснабжения:

- выбором надежных источников питания;

- уменьшением числа ступеней схемы электроснабжения;

- применением специальных устройств, исключающих отключениеэлектроприемников I категории в случаях кратковременныхперерывов или провалов напряжения, в том числе использование самозапуска,автоматического повторного пуска, автоматического включения резерва, если этодопускается конструкцией оборудования и технологическим процессом;

- высокой квалификацией обслуживающего персонала;

- совершенствованием обслуживания и ремонтаэлектрооборудования.

19.1.8. При наличии в схеме электроснабжения автономныхисточников должны предусматриваться блокировки от несинхронного включения.

19.1.9. Расчет электрических нагрузок рекомендуетсяопределять: для технологических потребителей - на основании технологическихрасчетных данных по отдельным машинам, аппаратам и механизмам в зависимости отзагрузки, для прочих потребителей - согласно РТМ 36.18.32.4-92 "Расчетэлектрических нагрузок" [59].

19.1.10. Для распределения электроэнергии по заводупредпочтительными являются следующие напряжения: 10000 В, 660 В, 380 В. Применениенапряжения 6000 В должно быть обосновано.

19.1.11. Линии электропередач по территории заводарекомендуется выполнять кабелями, проложенными на эстакадах, тросах, стенамзданий, избегая, по возможности, прокладки в подземных кабельных сооружениях (каналах,блоках, тоннелях) и траншеях.

19.1.12. Кабели, прокладываемые по территориитехнологических установок и производств, должны иметь изоляцию и оболочку изматериалов, не распространяющих горение. Выбор изоляции и оболочек долженпроизводиться с учетом вредного воздействия на них паров продуктов, имеющихся взоне прокладки. Запрещается применение проводов и кабелей с полиэтиленовойизоляцией или оболочкой.

19.1.13. Для питания электроприводов запорной арматуры примощности электропривода до 4,5 кВт, и если сечение проводника обеспечиваетотключение однофазных коротких замыканий, рекомендуется силовые цепи совмещатьв общих контрольных кабелях к этим приводам. При мощности электропривода свыше4,5 кВт во всех случаях силовые и контрольные цепи должны прокладыватьсяотдельно.

19.1.14. Подключение электродвигателей, установленных навиброоснованиях, должно осуществляться с применением гибкого ввода.

19.1.15. Наружное освещение рекомендуется выполнятькомбинированным:

- с применением ртутных или люминесцентных ламп дляосвещения дорог;

- с применением прожекторов для больших территорий;

- охранное освещение территории при условии постоянноговключения в ночное время - газоразрядными лампами, при нормально погашенномохранном освещении - лампами накаливания.

19.1.16. Для ремонтного освещения технологическогооборудования следует пользоваться взрывозащищенными аккумуляторами и фонарями.

19.1.17. Наименьшая освещенность площадокгазоперерабатывающих заводов должна соответствовать приведенным в таблице 7.

 

Таблица 7

 

 

19.1.18. Объем диспетчерского управления и контроля заработой электроустановок должен соответствовать, требованиям СН-174-75"Инструкции по проектированию электроснабжения промышленныхпредприятий" [56].

19.1.19. Подземные металлические коммуникации и сооружения,располагаемые в грунтах с весьма высокой, высокой и повышенной коррозийнойактивностью, следует защищать от почвенной коррозии изоляционными покрытиями икатодной поляризацией согласно ГОСТ 9.015-74.

Сооружения и коммуникации, расположенные в зонах сблуждающими токами, должны защищаться катодной поляризацией независимо откоррозионной активности грунтов.

19.1.20. Физическое размещение средств электрохимзащитывзрывоопасных сооружений должно соответствовать СНиП 2.04.08-87"Газоснабжение" [24].

19.2. Теплоснабжение

19.2.1. При проектировании систем теплоснабжения ГПЗ, помимонастоящих норм, следует руководствоваться требованиями следующих нормативныхдокументов:

- Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых иводогрейных котлов [4];

- Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводовпара и горячей воды [21];

- СНиП II-35-76 "Котельные установки" [60];

- СНиП 2.04.07-86 "Тепловые сети" [61];

19.2.2. Для обеспечения нужд ГПЗ в тепле следуетпроектировать котельные, установки нагрева теплоносителя, установки утилизациитепла на технологических печах со сравнительно постоянной тепловой нагрузкой.

19.2.3. При использовании в качестве привода газовых турбинна выхлопе необходимо устанавливать котлы-утилизаторы для получения пара илитеплофикационные теплообменники.

19.2.4. Для теплоснабжения технологических установоквозможно использование технологических печей с целью повышения коэффициентаиспользования топлива за счет доохлаждения обратного теплоносителя.

19.2.5. При теплоснабжении от технологических печей илиустановок нагрева теплоносителя с постоянными параметрами теплоносителя навыходе, в центральном тепловом пункте должно быть обеспечено качественноерегулирование температуры теплофикационной воды в зависимости от температурынаружного воздуха.

19.2.6. Для теплоснабжения газоперерабатывающих заводов, какправило, применяются теплоносители, перечисленные в табл. 8.

 

Табл. 8

 

Наименование теплоносителя	Параметры		Применение теплоносителя	Источники теплоносителя
	давление, МПа	Температура, °С
Насыщенный или перегретый пар	2,5 ¸ 4	225 - 250	Технологические нужды	Котельные, котлы-утилизаторы
			Турбинный привод
Насыщенный пар	1,0 - 1,4	159 - 196	Технологические нужды	-"-
Насыщенный пар	0,4 ¸ 0,7	143 - 174	Технологические нужды, обогрев аппаратов, трубопроводов. Пропарки аппаратов. Как вариант - теплоноситель для целей отопления и вентиляции. Первичный теплоноситель для нужд горячего водоснабжения. Паротушение.	-"-
Дизельное топливо, керосин	0,2 - 1,2	100 - 250	Технологические нужды, первичный теплоноситель для теплофикационной воды или антифриза отдельных установок и сооружений.	-"-
Теплофикационная вода	0,2 - 1,2	150 - 70	Отопление, вентиляция. Первичный теплоноситель для нужд горячего водоснабжения. Обогрев трубопроводов, аппаратов, шкафов, полов	Котельные. Тепловые пункты. Установки утилизации тепла.
		130 - 70
		115 - 70
Антифриз (водные растворы этиленгликоля и диэтиленгликоля)	0,2 - 0,7	120 - 70	Отопление, вентиляция, обогрев трубопроводов, аппаратов, шкафов, полов. Первичный теплоноситель для получения воды 95-70°С	-"-

 

19.2.7. Пар высокого давления, получаемый накотлах-утилизаторах, должен быть максимально использован для внутризаводскихнужд, избыток его после редуцирования следует направлять в заводскую сеть паранизкого давления.

19.2.8. Для питания котлов-утилизаторов и для охлажденияперегретого пара в заводских редукционно-охладительных устройствах (РОУ)следует использовать паровой конденсат, образующийся на заводских установках.

Схемой должен предусматриваться подвод химочищенной воды дляподпитки систем и первоначального заполнения системы питания котлов -утилизаторов.

Качество воды, используемой для питания котлов-утилизаторовдолжно соответствовать требованиям ОСТ 108.034-79 "Нормы качествапитательной воды и пара".

В баках - сборниках конденсата, используемых для питаниякотлов-утилизаторов, необходимо предусматривать устройства для удаления СО₂.

19.2.9. Химочищенная вода для нужд ГПЗ должна, как правило,приготавливаться в котельной.

19.2.10. Схемой пароснабжения должна предусматриватьсяцентрализованная закрытая система сбора, очистки и возврата конденсата взаводскую котельную.

Безвозвратный расход пара и конденсата допускается, если этотребуется по условиям протекания технологического процесса.

19.2.11. Схема установки очистки парового конденсата принеобходимости должна предусматривать:

а/ отстой конденсата от нефтепродуктов и разгазирование егов резервуарах, емкость которых должна соответствовать 3 часам отстоя;

б/ очистку от химических примесей и растворенныхуглеводородов методом адсорбции;

в/ охлаждение конденсата, не подлежащего очистке передсбросом в производственную канализацию;

г/ аналитический контроль качества конденсата.

19.2.12. Для котельных и печей, использующих в качестветоплива газ, резервное жидкое топливо независимо от мощности котельных и печейне предусматривается.

Для бесперебойной подачи газа предусматриваетсярезервирование от магистрального газопровода или при необходимости от установокрегазификации.

19.2.13. В кательных, ЦТП, установках, как правило,предусматривается учет тепловой энергии. Конкретные требования определяютсязаданием на проектирование.

19.2.14. Как правило, необходимо предусматривать надземнуюпрокладку тепловых сетей, совмещенную с технологическими трубопроводами.

19.2.15. Расчетный расход антифриза для подпитки тепловыхсетей принимать равным 0,02 ¸0,025 % в час от емкости системы.

В качестве ингибиторов коррозии рекомендуется применятьмоноэтаноламин в количестве 0,1 ¸0,5 г/л.

19.2.16. Удельный объем теплоносителя в трубопроводахтепловых сетей ГПЗ, с учетом объема в подогревательных устройствах и местныхсистемах, принимать равным 15 м³/Гкал.

19.3. Газоснабжение

19.3.1. Требования настоящего раздела распространяются насистемы газоснабжения с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженныхуглеводородных газов с избыточным давлением до 1,6 МПа, включая потребителей,использующих эти газы в качестве топлива.

19.3.2. Проектирование систем газоснабжения должнопредусматриваться в соответствии с требованиями СНиП 2.04.08-87 [24] и Правилбезопасности в газовом хозяйстве [82].

19.3.3. Газ, предусматриваемый для использования в качестветоплива для оборудования, расположенного в помещениях, должен быть одорирован.

Допускается подача неодорированного газа при условииустановки сигнализаторов загазованности в помещениях, где расположено газовоеоборудование.

19.3.4. Для газопроводов должны приниматься трубы бесшовные,прямошовные, спиральношовные из стали группы В, Г, изготовленные измалоуглеродистой стали спокойной выплавки или легированной стали.

Трубы электросварные спиральношовные следует применятьтолько для прямых участков газопровода.

19.3.5. При использовании в качестве резервного топливанеосушенного газа должны быть предусмотрены сепараторы.

19.3.5. Прокладка газопроводов предусматривается, какправило, надземная совместно с технологическими трубопроводами.

19.4. Отопление, вентиляция и кондиционирование

19.4.1. Раздел распространяется на здания и сооруженияпроизводственной и складской зон проектируемых и реконструируемыхгазоперерабатывающих заводов (ГПЗ), на здания и сооружения, имеющиезаглубленные объемы - на всей территории ГПЗ и за его пределами на расстоянии 100м.

Раздел не распространяется на проектирование систем защитыперсонала и оборудования от воздействия H₂S и меркаптанов в аварийных ситуациях.

Отопление, вентиляцию (ОB) икондиционирование воздуха (КВ) выполнять в соответствии с действующиминормативными документами, а в указанных границах - в соответствии с настоящиминормами, СНиП 2.04.05-91 и ПУЭ.

19.4.2. Системы отопления, вентиляции и кондиционированиявоздуха должны с заданной степенью обеспеченности:

- поддерживать требуемые по технологии, при ремонтах -допустимые параметры воздуха в производственных помещениях без постоянногоприсутствия обслуживающего персонала. Скорость движения воздуха в рабочей зонедопускается принимать до 1 м/с, в производственных помещениях объемом до 500 м³и высотой до 4 м - не нормируется;

- поддерживать допустимые параметры воздуха вадминистративных, бытовых помещениях, в обслуживаемой зоне производственныхпомещений с постоянным присутствием (более 2 часов непрерывно, более 50 %рабочего времени) обслуживающего персонала;

- поддерживать оптимальные параметры воздуха на постоянныхрабочих местах в помещениях управления (ПУ, ЦПУ);

- предотвращать загазованность производственных помещенийпри локальных выбросах;

- предохранять от загазованности заглубленные объемы зданий исооружений;

- защищать от загазованности электропомещения, бытовые ипроизводственные помещения категорий В, Г, Д, сблокированные с помещениямикатегорий А, Б или расположенные в зонах возможного загазования;

- обеспечить продув и защиту подпором воздухавзрывозащищенных электродвигателей в продуваемом исполнении;

- для заглубленных объемов категорий А, Б и производственныхпомещений категорий А, Б допускать загазованность не более 20 % НКПРП.

19.4.3. Раздел ориентирован на применение серийногообщепромышленного отопительно-вентиляционного оборудования отечественногопроизводства; нового оборудования, успешно прошедшего испытания иопытно-промышленную эксплуатацию; импортного оборудования, изготовленного постандартам, соответствующим требуемым условиям эксплуатации, и имеющегогарантии изготовителя.

19.4.4. При необходимости нового отопительно-вентиляционногооборудования для конкретного объекта, требования на его разработку должныориентироваться на создание в перспективе нового ряда оборудования, не уступающеголучшим зарубежным аналогам:

- многофункциональные малогабаритные комплектные блоки,допускающие установку в обслуживаемых помещениях всех категорий, наружнуюустановку при расчетной температуре минус 50 ° и ниже, при пыльных бурях;

- герметичные теплообменники, допускающие использование вкачестве теплоносителей горючих и 3 класса опасности жидкостей;

- автономные и бытовые кондиционеры с отдельными воздушнымиконденсаторами во взрывозащищенном исполнении и допускающими наружнуюустановку;

- холодильные машины глубокого регулирования дляобслуживания нескольких систем кондиционирования без разделительной емкости дляпромежуточного холодоносителя;

- безвентиляторные необслуживаемые воздухозаборы при пыльныхбурях и т.п.

19.4.5. В качестве теплоносителя применять, как правило,воду.

Допускается применение водных растворов гликолей, керосина,масла в качестве теплоносителей для приборных систем отопления впроизводственных помещениях с периодическим пребыванием обслуживающегоперсонала, если аналогичные жидкости обращаются в технологии.

При этом трубную систему проектировать по нормам насоответствующие технологические трубопроводы, а в качестве нагревательныхприборов применять гладкие трубы.

19.4.6. В тепломатериалопроводах (ТМП) ГПЗ следует:обеспечивать для всех потребителей достаточный располагаемый напортеплоносителей, в том числе залива систем ОВ; давление обратного теплоносителяне должно превышать допустимого для систем ОВ; выполнять регулированиетемпературы прямого теплоносителя по отопительному графику со срезкой или наподдержание температуры обратного теплоносителя не более 80 °С; максимальную температуру прямоготеплоносителя выдерживать на 20 % ниже температуры самовоспламенения веществ,находящихся в помещениях.

Хозрасчетный учет тепловой энергии выполнять только в целомдля ГПЗ и при отпуске энергии для посторонних потребителей.

Подключение всех потребителей ГПЗ предусматривать зависимым,прямым.

19.4.7. Для каждого потребителя предусматриватьиндивидуальный тепловой пункт (ИТП).

Для группы мелких объектов с суммарным потребителем до 0,2МВт допускается устройство одного общего ИТП.

ИТП следует размещать непосредственно на вводетеплоносителей в отдельном помещении, примыкающем к наружной стене, на 1 этаже- для многоэтажных зданий.

Допускается наружное размещение ИТП с ГЖ и в обслуживаемыхпомещениях категорий А, Б, В одноэтажных производственных зданий. ИТП степлоносителем "вода" допускается размещать в обслуживаемыхпроизводственных помещениях и приточных вентиляционных камерах, обслуживающихпомещения любых категорий.

Не следует размещать ИТП в помещениях для наполнения ихранения баллонов со сжатым или сжиженным газом, кладовых, складах.

19.4.8. Грязевики на подающих трубопроводах устанавливатьпри наличии регуляторов в ИТП или в обвязках калориферов систем ОВ.

В ИТП предусматривать бобышки и переносные приборы контроля,полный комплект приборов контроля устанавливать при наличии регуляторов в ИТПили системах ОВ.

19.4.9. Приборное отопление с теплоносителем"вода" предусматривать, как правило, везде, где возможно и допустимо.

Когда приборная система недостаточна для дежурного отопленияили возмещения теплопотерь через наружные ограждающие конструкции на высоту 4м, количество отопительных приборов принимать максимально конструктивно возможным.

Тепловыделения оборудования и трубопроводов при расчетедежурных систем приборного отопления не учитывать.

В электропомещениях, ПУ, ЦПУ все соединения системприборного отопления выполнять на сварке, в качестве нагревательных приборовприменять регистры из гладких труб с укрытием, защищающим оборудование от брызгпри авариях, запорную и сливную арматуру выносить в соседние помещения, взащитовом пространстве нагревательные приборы не устанавливать, перекрытия надэлектропомещениями, ПУ, ЦПУ гидроизолировать.

Прокладка транзитных трубопроводов в указанных помещениях недопускается.

19.4.10. Обогрев полов наружных установок и в помещениях спостоянным пребыванием людей в производственных и административно-бытовыхзданиях, кроме душевых и раздевалок, не предусматривать.

Защиту от заноса снегом наружных установок и теплозащитуполов в зданиях на 1 этажах выполнять строительными решениями.

19.4.11. Воздушное отопление рециркуляционнымивоздухонагревателями для помещений, не требующих механической приточной вентиляции,и приточно-рецяркуляционными установками для помещений, не требующих подпора,следует проектировать в качестве дополнительных к приборным системам отопления,или как основных, резервных, местных.

Допускается использовать воздушно-тепловые завесы в системахвоздушного отопления.

Для производственных помещений категорий А, Б циркуляциявоздуха допускается в пределах одного помещения.

Общие системы рециркуляционного нагрева воздуха допускаетсяпроектировать для групп производственных помещений одной из категории В, Г, Д.Для помещений с влажным режимом на наружных дверях и воротах предусматриватьвоздушно-тепловые завесы. Системы с особой категорией надежностиэлектроснабжения не объединять с другими системами.

19.4.12. В районах с расчетной температурой напроектирование отопления минус 40 °С и ниже, в дополнение к приборным системамотопления, для административно-бытовых и производственных зданий с постояннымпребыванием людей суммарную мощность тепловых завес предусматривать достаточнойна возмещение теплопотерь здания до 5 этажей включительно при закрытых дверях иворотах.

При этом расчетную наружную температуру воздуха принимать посредней температуре наиболее холодного месяца, расчетную внутреннюю - плюс 10°С. Допускается, при необходимости, дополнительно устанавливатьрециркуляционные воздухонагреватели.

Весь воздух раздавать в коридоры 1 этажа с температурой неболее плюс 50 °С.

19.4.13. Для выпуска воды из систем вадминистративно-бытовых помещениях устанавливать водоразборную арматуру.

Регулирующую арматуру для отопительных приборов допускаетсяне устанавливать. Установку чугунных секционных радиаторов не предусматривать.

Трубопроводы прокладывать открыто, у ворот допускаетсяпрокладка в каналах размером не более 400´400мм, засыпанных песком и перекрытых съемными плитами. Прокладку трубопроводовчерез воздухозаборные камеры систем вентиляции не предусматривать.

В административно-бытовых зданиях допускается устройствоподпольных каналов, при этом дно каналов должно быть выше планировочной отметкиземли на 150 мм.

Арматуру возле наружных дверей и ворот не устанавливать,трубопроводы над воротами и в подпольных каналах теплоизолировать.

Водоподогреватель для нужд горячего водоснабженияустанавливать в ИТП, расположенных в отдельных помещениях, или в ПВК категорииД. Допускается наружная установка с выносом всей арматуры в отапливаемоепомещение. Индивидуальные подогреватели устанавливать в душевых кабинах,предусматривая для этого дополнительное место.

При устройстве двойных тамбуров в северной и приравненной кней зонам следует отапливать внутренний тамбур.

19.4.14. Применение электроэнергии для нужд отоплениядопускается для обогрева выпусков канализации и вводов водопровода, небольших(до 10 кВт) одиночных потребителей удаленных от ТМП на 100 м и более.

Допускается, при согласовании с энергонадзором,предусматривать резервную с аккумулятором и электронагревателями системугорячего водоснабжения для столовой для использования ее при остановкекотельной на ремонт.

Для предотвращения конденсации влаги из токоведущих деталейи подсушки электроизоляции в ЗРУ предусматривать, в районах с расчетнойотопительной температурой минус 40 °С и ниже, периодическую подачу наружногоподогретого воздуха. Допускаются системы местного электроподогрева.

19.4.15. Производственные помещения категорий В, Г, Д,административно-бытовые помещения, сблокированные с производственными категорийА, Б или удаленные от помещений со взрывоопасными зонами и наружныхвзрывоопасных установок на расстояния менее указанных в таблице 7.3.13 ПУЭ (длятяжелых или сжиженных горючих газов для закрытых РУ), считать расположенными взоне возможного загазования.

В указанной зоне помещения должны обеспечиваться приточнойвентиляцией с трехкратным обменом в час по полному объему помещения от постояннодействующей вентсистемы. При наличии вытяжной вентиляции с механическимпобуждением объем притока должен превышать вытяжку на 3 крата.

Для этих же помещений за пределами указанной зоны на всейтерритории ГПЗ объем вытяжки с механическим побуждением полностьюкомпенсировать приточной вентиляцией с механическим побуждением без резервныхвентиляторов, если они не требуются по другим условиям.

19.4.16. Вентиляцию электропомещений выполнять всоответствии с ПУЭ. При необходимости охлаждения электропомещений увеличиватькратность притока, допуская максимальную разность температур уходящего ипоступающего воздуха 15 °С и устанавливая клапаны выпуска воздуха на расходсверх 10 крат потока. Допускается предусматривать для электропомещений системыкосвенного испарительного охлаждения.

В ПУ, ЦПУ обеспечивать 5-кратный приток наружного воздуха отпостоянно действующей системы независимо от их расположения на территории ГПЗ.

Для помещений аккумуляторных батарей, кислотной, электроднойвыполнять вентиляцию в соответствии с ПУЭ автономными системами. Удалениевоздуха из аккумуляторных категорий А, Б осуществлять посредством эжекторов.Подачу первичного воздуха предусматривать от приточной установки. Эжекторыустанавливать снаружи. Для аккумуляторных, расположенных в зонах возможногозагазования, предусматривать системы непрерывного действия с 5-ти кратнымподпором.

19.4.17. Помещения с производствами категорий В, Г, Д,расположенные на территории ГПЗ и имеющие на 1 м и более заглубленные нижепланировочной отметки земли, объемы должны обеспечиваться приточной вентиляциейс трехкратным обменом в час по полному объему от постоянно действующейвентсистемы. При наличии вытяжной вентиляции с механическим побуждением объемпритока должен превышать вытяжку на 3 крата.

Небольшие, до 300 м³, наземные помещения спериодическим обслуживанием и сообщающиеся с подземными объемами категорий В,Г, Д, расположенные на территории ГПЗ и за пределами до 100 м, относить поисполнению электрооборудования к категории А и оборудовать их приборным илиэлектроотоплением и восьмикратной вытяжкой от периодически действующейвентсистемы. При этом установка резервных вентиляторов не требуется.

При необходимости установки оборудования в нормальномисполнении, весь объем следует размещать выше планировочной отметки земли илиобеспечивать трехкратный приток наружным воздухом от постоянно действующейсистемы.

Заглубленные более 0,5 м объемы в помещениях спроизводствами категорий А, Б, расположенных на территории ГПЗ, должныобеспечиваться приточной вентиляцией с механическим побуждением от постояннодействующей вентсистемы, кратность принимать по основному помещению. Принеобходимости устройства аварийной вентиляции допускается использоватьрезервный вентилятор приточной системы.

Те же объемы, требующие регулярного обслуживания,дополнительно оборудуются постоянно действующей вытяжной вентиляцией смеханическим побуждением с такой же кратностью воздухообмена.

Для аварийной вентиляции в этом случае используетсярезервный вентилятор вытяжной вентсистемы.

Небольшие, до 300 м³, наземные помещения спериодическим обслуживанием и сообщающиеся с подземными объемами категорий А,Б, допускается обеспечивать восьмикратной вытяжкой от периодически действующейвентсистемы, совмещенной с аварийной.

Все подземные объемы, наземные помещения категорий А, Бобеспечивать однократной вытяжкой из верхней зоны с естественным побуждением, ав помещениях высотой более 6 м - не менее 6 м³/ч на 1 м²помещения.

Заглубленные объемы без оборудования, не сообщающиеся сназемными помещениями, с эпизодическим обслуживанием стационарнымивентсистемами не оборудуются.

19.4.18. В зданиях объемом свыше 500 м³во всех помещениях с производством категорий А, Б, и категорий В, Г, Д, длякоторых воздухообмен определен по выделениям вредных веществ 1, 2 классаопасности, предусматривать приточную и вытяжную вентиляцию с механическимпобуждением и вытяжную с естественным побуждением из верхней зоны наоднократный воздухообмен. В теплый период года производительность системвентиляции с естественным побуждением допускается снижать в помещениях высотойболее 6 м до 6 м³/ч на 1 м² помещения, 50 % дефлекторовпредусматривать с заслонками с ручным управлением во взрывобезопасномисполнении, остальные выполнять неотключаемыми.

Вентсистемы с механическим побуждением предусматриватьнепрерывного действия с резервными вентиляторами или резервными системами.

Независимо от состава газов, выделяющихся в помещения, дветрети удаляемого воздуха забирать из нижней зоны помещения, приточный воздухподавать в рабочую зону.

При теплоизбытках более 20 ккал/м³ допускаетсяснижать забор воздуха из нижней зоны помещения до одной трети, повышатьпроизводительность систем с естественным побуждением при сохранении общегообъема воздухообмена.

19.4.19. Для помещений объемом более 500 м³воздухообмен определять расчетом на основании количества выделяющихся вредныхвеществ, задаваемых технологом процесса, но не менее кратностей по таблице 9,при этом:

- принимать высоту помещения фактическую, но не более 6 м;

- наличие сернистых соединений учитывать, если содержаниесероводорода в смеси с углеводородами в газах и парах более 0,05 г/м³,жидкие нефтепродукты - с содержанием серы 1 % и более по весу.

 

Таблица 9

 

№ пп	Продукты применяемые в производстве	Кратность воздухообмена, крат/час
		при отсутствии сернистых соединений	при наличии сернистых соединений	к-т увеличения кратности для продуктов с температ. выше 80 °С
1.	Нефтяной попутный газ с удельным весом 0,8 и менее по отношению к воздуху	4	10	-
2.	Тоже, с относительным удельным весом более 0,8	8	12	-
3.	ШФЛУ	10	12	1,2
4.	Водород, метан, бутилен, этан, пропан, бутан, этилен, пропилен, и др. вредные вещества с ПДК р.з. более 50 мг/м3	8	10	1,2
5.	Полиэтилен, полипропилен, ксилол, толуол, пентан, этилированный бензин, селективные растворители и др. вредные вещества с ПДК р.з. более 5 мг/м3 до 50 мг/м3 включительно	10	12	1,2
6.	Бензол, метанол, и др. вещества с ПДК р.з. более 0,5 мг/м3 до 5 мг/м3 включительно	12	-	1,2
7.	Тоже, в насосных	18	-	1,2
8.	Хлор, ацетилен и др. вещества с ПДК р.з. менее 0,5 мг/м3	15	-	1,2
9.	Бензин, керосин, лигроин, печное топливо	6	8	1,5
10.	Моторное топливо, мазут, битум	3	7	1,5
11.	Смазочные масла	4	-	1,5
12.	Регенерируемые масла	12	-	1,5
13.	ЭГ, ДЭГ, насыщенный углеводородами	12	-	1,5
14.	Растворы ЭГ, ДЭГ	3	-	1,6
15.	Растворы МЭА, ДЭА	4	8	1,6
16.	Растворы щелочей	3	-	1,6

 

19.4.20. Аварийную вентиляцию в помещениях объемом 500 м³и более выполнять, при необходимости, по заданию технолога процесса.

Если объем поступлений вредностей, выделяющихся во времяаварии время удержания загазованности не более 50 % НКПРП не оговорены,аварийную вентиляцию предусматривать за счет включения на параллельную работурезервных вентиляторов систем общеобменной вытяжной вентиляции, при этом:

- системы должны обслуживать только одно помещение;

- характеристики вентиляторов и сетей позволяют привключении резерва увеличить производительность систем в 1,5 раза не менее;

- расположение воздухозаборных отверстий и относительнаяпроизводительность систем на вытяжку из верхней или нижней зон определяются поработе систем в штатном режиме.

Если общеобменная вытяжная система обслуживает несколькопомещений, то следует предусматривать для каждого помещения, если требуется,самостоятельные системы аварийной вентиляции.

19.4.21. Для отдельно стоящих производственных зданийобъемом 500 м³ и менее категорий А, Б с периодическим обслуживаниемследует проектировать вытяжную вентиляцию из верхней зоны на 1 крат по полномуобъему помещения с естественным побуждением и вытяжную периодического действияна 8 крат из нижней зоны по полному объему помещения с механическимпобуждением.

Вытяжную вентсистему блокировать с датчиком НКПРП ипредусматривать дистанционное управление снаружи у входа.

Резервный вентилятор для вытяжной вентсистемы, дополнительнаясистема аварийной вентиляции и приточная вентсистема не предусматриваются.

19.4.22. Вентиляцию электродвигателей с видом взрывозащиты"заполнение или продувка оболочки под избыточным давлением" выполнятьв соответствии с требованиями ПУЭ и техническими условиямизаводов-изготовителей.

Системы вентиляции принимать индивидуальные для каждогоэлектродвигателя.

Вентустановку для замкнутого цикла вентиляции принимать срезервными вентиляторами и регулирующими клапанами.

АВР предусматривать двойное: по падению давления в подающемвоздуховоде и при отсутствии напряжения на обмотках двигателя рабочеговентилятора.

Для регулирующего клапана вентустановки допускаетсяпредусматривать два положения, совмещая режимы "продув" и"рабочий".

Допускается вентустановку принимать без регулирующегоклапана с 3 вентиляторами, предусматривая для режима "герметизация"параллельную работу двух вентиляторов.

Автоматизацию вентсистем выполнять в соответствии синструкциями по монтажу и эксплуатации обслуживаемых агрегатов, предусматриваяпереход из режима "герметизация" в "рабочий" после запускаротора агрегата.

Вентустановки при разомкнутом цикле вентиляцииэлектродвигателей принимать с резервными вентиляторами, двойным АВР,нерегулируемые.

Воздуховоды выполнять из электросварных труб или сварными изстали толщиной не менее 1,4 мм, прокладку предусматривать открытой, безфланцевых соединений в помещениях категории А, Б и в зонах В-1г, подключения кфундаментным ямам или корпусу двигателя допускается фланцевое.

Воздуховоды прокладывать снаружи здания и только вобслуживаемых помещениях, обеспечивая в помещениях категорий А, Б предел ихогнестойкости 0,5 ч.

Воздухозаборы предусматривать самостоятельными, допускаютсяобщие с системам, обслуживающими помещения с производством категорий В, Г, Д.

В узлах воздухозаборов для систем вентиляцииэлектродвигателей предусматривать групповые установки обеспыливания воздуха,регулируемого нагрева до плюс 5 °С, камеры постоянного статического давления.

Выброс воздуха при разомкнутом цикле вентиляцииэлектродвигателей предусматривать вне помещений категорий А, Б, зон В-1г, вышекровли на 1 м.

19.4.23. Размещение приточных, вытяжных, рециркуляционных иаварийных установок и местных отсосов допускается в обслуживаемыхпроизводственных помещениях всех категорий, если они обслуживают толькопомещение, в котором установлены, и если это не противоречит технологическимтребованиям и санитарным нормам.

Оборудование приточных систем, обслуживающих несколькопомещений с производством категорий А, Б, складов категорий А, Б, В размещать вотдельных помещениях (ПВК) с самостоятельным выходом наружу.

Вентоборудование систем вентиляции электродвигателей,оборудование систем кондиционирования воздуха размещать в ПВК категории Д.

Оборудование вытяжных и аварийных вентсистем присоответствующем климатическом исполнении допускается принимать к наружнойустановке, предусматривая защиту от заноса снегом, не допуская конденсациитранспортируемой среды, защищая электродвигатели от прямого облучения солнцем.На кровлях помещений категории А, Б устанавливать оборудование, обслуживающеетолько данное помещение.

В районах с расчетной температурой холодной пятидневки минус40 °С и ниже не следует размещать вентоборудование на кровлях зданий.

Ко всем помещениям с вентоборудованием и местам наружнойустановки вентоборудования обеспечивать возможность подъезда автотранспорта.

Для обслуживания вентоборудования на кровле необходимоустройство лестниц и ограждаемых площадок, допускающих транспорт оборудованияпри его замене. Для обслуживания узлов прохода покрытий во взрывобезопасномисполнении допускается предусматривать вертикальные лестницы и ходовые мостикис односторонним ограждением.

Размещение приточных венткамер над электропомещениями,приточных и вытяжных венткамер над помещениями КИП не допускается. Допускаетсяразмещение ПВК под ПУ без постоянно присутствующего персонала.

Взрывобезопасное вентоборудование принимать при установкеего в помещениях категорий А, Б при транспортировке взрывоопасных сред 10 %НКПРП и более, а также в любых случаях, если:

- венткамера пристроена к зданию, на покрытии которого илиэтажерке размещены аппараты или емкости со взрывоопасными продуктами;

- вентоборудование устанавливается в незащищенном подпоромзаглубленном или сообщающемся с ним объеме, см. п. 19.4.18.

В венткамерах категории Д, сблокированных с помещениямикатегории А, Б, оконные проемы не предусматривать, двери располагать нарасстоянии 4 м от нераскрывающихся окон и 6 м от дверей помещений категорий А,Б. Уровень безопасности эксплуатации, обслуживания и ремонта вентсистем,установленных в помещениях категорий А, Б должен быть не ниже основногообслуживаемого технологического оборудования.

19.4.24. Кондиционирование воздуха (KB)предусматривать для ПУ, ЦПУ второго класса, если заданием не оговорен 1 класс.

Системы KB совмещать с системамиподпора наружным воздухом, при этом расход наружного воздуха предусматриватьнерегулируемым и постоянным в течении всего года независимо от технологическогосостояния системы KB и режимов ее эксплуатации.

Предусматривать возможность работы систем в двух режимах:

- летний - на период года, когда теплопоступления превышаюттеплопотери, в работе все системы, расход рециркуляционного воздуха постоянныйи нерегулируемый;

- зимний - система KB отключена, системаподпора совмещена с воздушным отоплением, рециркуляция сокращена или выключена.

Переключения режимов обеспечивать отключением части рабочихвентиляторов, при частичном сохранении рециркуляции дополнительнопредусматривать клапаны на наружном и рециркуляционном воздухе, переставляемыев положение "лето", "зима". Положение клапанов ирегулировку потолочных воздухораспределителей выполнять при наладке системы исдаче ее в эксплуатацию.

Систему KB проектироватьоднозональной, ориентированной на рабочее место операторов, при необходимостикорректировки параметров воздуха по помещениям следует проектировать доводчики.

Теплоноситель для доводчиков - вода с постоянными сниженнымипараметрами от самостоятельной системы, не зависимо подключаемой к ТМП. Приневозможности круглогодичного теплоснабжения доводчиков от ТМП допускаетсяпроектировать электродоводчики.

В качестве основного оборудования предусматривать, какправило, автономные кондиционеры. В районах с расчетной температурой холоднойпятидневки минус 40 °С и ниже кондиционеры принимать с воздушнымиконденсаторами. Воздушные конденсаторы заказывать во взрывозащищенномисполнении или располагать ЦПУ таким образом, чтобы воздухозабор дляконденсаторов был удален от взрывоопасных установок на расстояния, указанные втаблице 7.3.13 ПУЭ.

В районах с умеренным климатом допускается приниматьконденсаторы холодильных машин с охлаждением оборотной водой через градирни.При установке неавтономных и центральных кондиционеров предусматриватьвозможность их работы по схеме косвенного испарительного охлаждения черезградирни систем оборотного водоснабжения при отключении холодильных машин.

Для градирен предусматривать условия для безаварийнойкруглогодичной работы.

19.4.25. Использование вторичных тепловых ресурсов предусматривать,как правило, максимальным допустимым охлаждением обратного теплоносителя ТМПили промежуточных теплоносителей утилизационных технологических контуров.

Доохлаждение теплоносителя выполнять в блокахпредварительного нагрева воздуха (ПНВ), выделяемых в крупных (более 10 тыс. м³/чпо воздуху) калориферных установках нагрева наружного воздуха непрерывногодействия.

В качестве теплоносителя использовать воду. Допускаетсяпринимать на установки ПНВ жидкости 3 категории опасности и ГЖ умеренныхпараметров с устройством собственного циркуляционного конца с промежуточнымтеплоносителем - вода.

Допускается, при экономической целесообразности, совмещатьПНВ с установками утилизации тепла вытяжного воздуха в одном контурепромежуточного теплоносителя.

Самостоятельные установки утилизации тепла вытяжного воздухадопускается предусматривать для районов с расчетной температурой холоднойпятидневки минус 25 °С и выше.

19.4.26. При конструировании систем вентиляции предотвращатьвозможность загазования помещений, смежных с помещениями с производствомкатегорий А, Б, и воздуховодов систем вентиляции в штатных ситуациях и прислучайных остановках непрерывно действующих систем.

Для помещений с производством категорий А, Б непредусматривать систем воздуховодов с огнезадерживающими клапанами.

К системам вентиляции группы помещений с производствомкатегорий А, Б допускается подключать в одноэтажных зданиях помещения другихкатегорий, кроме ПВК вентиляции электродвигателей, ПУ, ЦПУ, электропомещений,общей площадью не более 200 м² при условии установкивзрывозащищенного обратного клапана на воздуховоде подключаемых помещений инаружном обводе воздуховодами ограждений с нормируемым пределом огнестойкости.

Системы с особой категорией надежности электроснабжения необъединять с другими системами.

19.4.27. При конструировании воздуховодов приточных ивытяжных систем периодического и непрерывного действия, обслуживающих помещенияс производством категорий А, Б, не допускать, "мешков" для тяжелых илегких газов, для чего в верхних и нижних точках воздуховодов предусматриватьвоздухозаборные или воздуховыпускные патрубки, достаточные длясамопроветривания воздуховодов при остановке.

Наружную горизонтальную прокладку воздуховодов, в которыхвозможна конденсация транспортируемой среды, не допускать, выпуск конденсатапредусматривать через дренируемый в отапливаемом помещении участок воздуховода,выпуск воздуха выполнить вертикально вверх со скоростью не менее 10 м/c через утепленные шахты.

Прокладку воздуховодов предусматривать, как правило, внутрипомещений, допускается снаружи по кровлям и стенам зданий и эстакадам.

В северной и приравненной к ней зонах воздуховоды на кровляхне прокладывать, в остальных зонах обеспечивать исключение снеготаяния ильдообразования на поверхности теплоизоляции воздуховодов.

При прокладке по стенам, к которым обращен скат кровли, а всеверной и приравненной к ней зонах во всех случаях, над воздуховодамипредусматривать защитные козырьки.

Толщину листовой стали для воздуховодов наружной прокладкипринимать удвоенную по приложению № 21 СНиП 2.04.05-91, опоры приниматьхомутового типа, пролет между опорами - 6 м для теплоизолированныхвоздуховодов, а в северной и приравненной к ней зонам - во всех случаях, неболее 3 м.

Воздухозаборы принимать с высоты 2 м над уровнем кровли, ноне менее 5 м от уровня земли, на горизонтальном удалении 20 м отпредохранительных клапанов, свечей технологических систем и выбросныхвоздуховодов систем аварийной вентиляции.

В районах подверженных пыльным бурям, воздухозаборы для системвентиляции электродвигателей, ЦПУ, ПУ и основных электропомещений принимать свысоты не менее 15 м.

19.4.28. Местные отсосы, как правило, должны бытьвстроенными и составлять часть технологического оборудования. При необходимостиконструирования местных отсосов, следует выполнять их, как правило, в видесплошного укрытия с минимальными проемами для производства работ иобслуживания.

Скорость воздух в сечении открытого проема принимать 0,5 м/спри ПДК газов и паров более 50 мг/м³, 0,7 м/с при ПДК от 5 до 50мг/м³, 1,3 м/с при ПДК менее 5 мг/м³.

Постоянно открытые проемы в сплошных укрытиях, при наличиивредных веществ 1 и 2 класса опасности следует шиберовать приточным воздухом отсистемы, обслуживающей только рассматриваемое помещение.

При невозможности устройства сплошных укрытий или шкафовдопускается устройство зонтов для отсоса водяных паров и легких газов 4 классаопасности при наличии теплоизбытков, скорость воздуха в приемном сечении зонтапринимать 1 м/с.

19.4.29. К особой группе электропотребителей 1-й категориинадежности электроснабжения с резервированием от автономного источникаэлектроэнергии по заданиям технолога процесса относить:

- системы вентиляции электродвигателей;

- аварийную вентиляцию помещений с производством категорииА, Б. Сюда не относятся системы противодымной защиты и удаления инертного газапосле срабатывания систем газового пожаротушения;

- системы, обеспечивающие подпор воздуха вэлектропомещениях, ПУ, ЦПУ, в зонах возможного загазования.

Сюда не относятся системы воздушного и испарительногоохлаждения электропомещений, системы КВ для ПУ и ЦПУ.

Системы воздушного отопления в объеме, достаточном дляподдержания заданной температуры внутри оговоренных заданием помещений.

Самозапуск электродвигателей после кратковременного перерываподачи электроэнергии или переключения на автономный источник энергииобеспечивать для систем вентиляции электродвигателей.

Местное управление предусматривать для всех систем ОВ.

Дистанционное управление от кнопок, расположенных в местахудобных для обслуживания, дополнительно предусматривать для систем:

- расположенных выше рабочей зоны или на кровле;

- помещениях с затрудненным доступом (ВВК с входом изпомещений со взрывоопасным производством, склады);

- периодического действия, расположенных в рабочей зоне иудаленных от мест обслуживания (местные отсосы, вытяжные шкафы, ВВК наружнойустановки).

Дистанционное управление от единой кнопки, расположеннойснаружи у основного эвакуационного выхода, предусматривать для всех системаварийной вентиляции обслуживаемого помещения, для вытяжных систем помещенийкатегории А, Б объемом 500 м³ и менее, для всех вентсистемпериодического действия, обслуживающих помещения, сообщающиеся с подземнымиобъемам.

Дистанционное отключение от единой кнопки у основногоэвакуационного выхода предусматривать для всех систем ОВ, обслуживающих здание,за исключением систем вентиляции тамбуршлюзов, электродвигателей ипротиводымной защиты, на случай возникновения пожара в одном из помещений любойкатегории.

Все автоматические блокировки выполнять в соответствии соСНиП 2.04.05-91, дополнительно предусматривать:

- блокировку створок вытяжных шкафов с вытяжной вентиляцией,при работе с веществами 1 и 2 категории опасности;

- блокировку вентсистем на их отключение при срабатываниипожарных извещателей на пожар;

- блокировку зарядного устройства в аккумуляторных свентсистемами периодического действия по п. 4.4.12 ПУЭ;

- если устанавливаются датчики загазованности - отключение изапрет на включение всех систем ОВ здания при достижении 50 % НКПРП внутриодного из помещений, 20 % НКПРП в зоне воздухозабора или воздухозаборной шахте- для объектов основного и подсобно-производственного назначения. Установкадатчика должна обеспечивать возможность его обслуживания и замены безотключения и остановки вентсистем.

Автоматическое регулирование выполнять в системахкондиционирования, холодоснабжения, вентиляции электродвигателей, охлажденияэлектропомещений, для калориферных установок, установленных последовательно сПНВ, в остальных случаях - по технологическим требованиям.

Автоматическую защиту калориферов от замораживанияпредусматривать для блоков ПНВ, для периодически действующих систем, для системс автоматическим регулированием температуры приточного воздуха.

Защиту калорифера для нерегулируемых систем периодическогодействия выполнять отключением вентиляторов.

Для регулируемых систем периодического действияпредусматривать остановку регулирования, затем вентилятора.

Возврат к режиму регулирования допускается предусматриватьручным. Электроклапаны на наружном воздухе в этом случае не устанавливать.

Для регулируемых систем непрерывного действия защитукалориферов предусматривать остановкой регулирования и переходом на режим"прогрев", с ручным восстановлением регулирования.

Защиту блоков ПНВ выполнять подмешиванием прямоготеплоносителя.

Сигнал об отклонении параметров от заданных пределоввыносить в операторные, ПУ, ЦПУ для производственных объектов, в диспетчерскуюзавода для прочих объектов, по следующим параметрам:

- падение температуры обратного теплоносителя ниже заданнойдля калориферных установок в системах периодического действия и внерегулируемых системах непрерывного действия;

- включение режима "прогрев" для калориферныхустановок в регулируемых системах непрерывного действия и для блоков ПНВ;

- контроль по протоку воздуха в напорном воздуховодеприточных и вытяжных систем непрерывного действия, для вытяжных системдопускается предусматривать сигнал о действии электродвигателя;

- режимы "в работе" и "отключен" дляэлектродвигателей вентиляторов в системах периодического действия,обслуживающих производственные объекты, для прочих объектов - по п. 9.9 СНиП2.04.05-91;

- обобщенный сигнал неисправности для системкондиционирования и холодоснабжения;

- ввод АВР в системах вентиляции электродвигателей.

Общий объем средств контроля и автоматизации предусматриватьминимально-необходимым для обеспечения безаварийной эксплуатации систем безпостоянного присутствия обслуживающего персонала.

АСУ систем OB, KB,холодоснабжения совместно с системами ТС допускается проектировать каксоставную часть АСУ предприятия с задачами и в объеме, оговоренными заданием напроектирование.

19.5. Водоснабжение и канализация

19.5.1. Общие положения

19.5.1.1. При разработке раздела "Водоснабжение иканализация" следует руководствоваться главами СНиП: по проектированиюнаружных сетей и сооружений водоснабжения, наружных сетей и сооруженийканализации, внутреннего водопровода и канализации зданий; санитарными нормами,правилами охраны поверхностных вод от загрязнения. Основами водногозаконодательства.

19.5.1.2. С целью сокращения расходов воды необходимоприменять оборотные системы водоснабжения с использованием аппаратов воздушногоохлаждения, создавать (по возможности) бессточные системы техническоговодоснабжения, исключать применение питьевой воды для технических целей.

19.5.1.3. При проектировании объектов водоснабжения иканализации следует применять типовые проекты зданий и сооружений. Для севернойклиматологической зоны следует применять комплектно-блочные здания и сооруженияпо "Перечням БКУ" специализированных институтов.

19.5.1.4. Водопроводные и канализационные насосные станции,как правило, должны проектироваться автоматическими, без постоянногообслуживающего персонала. Допускается дистанционное управление насоснымистанциями I, II подъемов,артезианскими скважинами.

19.5.1.5. Измерение расходов воды следует предусматривать наводозаборах, подводящих водоводах к объектам-потребителям, в точках передачиводы сторонним организациям, на подпиточных водоводах оборотных системводоснабжения. Виды измерения:

- оперативный - для потребителей завода;

- коммерческий - для сторонних потребителей.

19.5.1.6. Насосные станции, заглубленные более чем на 0,5 ми расположенные на территории ГПЗ, должны оборудоваться газоанализаторами савтоматической сигнализацией и блокировкой на включение аварийной вентиляции.

19.5.1.7. Категорию надежности электроснабжения объектовводоснабжения и канализации принимать в соответствии с Приложением 1 настоящихнорм.

19.5.2. Водоснабжение

19.5.2.1. Выбор схем и систем централизованноговодоснабжения следует производить на основании сопоставлениятехнико-экономических данных с учетом наличия источников водоснабжения,подтвержденной кооперации и технических условий на водоснабжение. Как правило,на ГПЗ должны проектироваться следующие системы водоснабжения:

- хозяйственно-питьевая;

- производственно-противопожарная;

- оборотного водоснабжения.

19.5.2.2. ГПЗ по степени обеспеченности подачи водыотносятся к 1-й категории. При отсутствии кооперации в составе ГПЗ необходимопроектировать насосные станции хозяйственно-питьевого ипроизводственно-противопожарного водоснабжения с резервуарами. Емкостирезервуаров принимаются на основании расчетов в соответствии с требованиямиСНиП 2.04.02-84 п.п. 8.4 и 9.1 - 9.8.

Сооружения системы водоснабжения должны иметь резервпроизводительности, достаточный для обеспечения возросших потребностей в водепри расширении производства.

19.5.2.3. Напор в сетях производственного водопровода навводах технологических установок должен приниматься по технологическимтребованиям, но не должен быть менее 30 м. в. ст.

Давление в сети должно поддерживаться за счет работающегонасоса производственного водоснабжения или пневмобака.

При снижений давления в сети да 0,20 MПa автоматически должны включаться пожарные насосы (Р = 0,9МПа).

Требования к противопожарному водоснабжению и пожаротушениюизложены в разделе 34 "Пожарная безопасность производства".

19.5.2.4. Расчет открытых систем оборотного водоснабжения сприменением градирен, установок по предотвращению карбонатных, сульфатныхотложений и биологических обрастаний в теплообменной аппаратуре, системпредотвращения коррозии необходимо производить на основании СНиП 2.04.02-84"Водоснабжение. Наружные сети и сооружения" [62].

19.5.2.5. Для восполнения потерь воды в открытых оборотныхсистемах водоснабжения могут использоваться очищенные сточные воды системыканализации после их биохимической очистки.

При этом качество оборотной воды должно соответствоватьнижеперечисленным показателям:

- нефтепродукты                                                                            -не более 25 мг/л;

- взвешенные вещества                                                                -не более 25 мг/л;

- сульфаты                                                                                       -не более 500 мг/л SO₄²;

- хлориды                                                                                         -не более 300 мг/л Сl¢;

- общее солесодержание                                                             -не более 1000 мг/л;

- постоянная жесткость                                                                -не более 15 мг/экв/л;

- БПК₅                                                                                               -не более 15 мг/л О₂;

- БПК_полн.                                                                                           -не более 25 мг/л O₂;

- рН                                                                                                   -7 ¸ 8,5.

19.5.2.6. При использовании свежей технической воды дляподпитки оборотных систем качество подпиточной воды должно соответствоватьнижеперечисленным показателям:

нефтепродукты                                                                              -не более 5 мг/л;

взвешенные вещества                                                                  -не более 25 мг/л;

сульфаты                                                                                         -не более 130 мг/л SO₄²;

хлориды                                                                                           -не более 50 мг/л Сl¢;

общее солесодержание                                                               -не более 500 мг/л;

карбонатная жесткость                                                                -не более 3,0 мг-экв/л;

БПК₅                                                                                                  -не более 6 мг/л О₂;

БПК_полн.                                                                                             -не более 10 мг/л О₂;

рН                                                                                                      -6,5 ¸ 8,5

19.5.2.7. Сети хозяйственно-питьевого,производственно-противопожарного и оборотного водоснабжения на ГПЗ должны бытькольцевыми.

Напорные трубопроводы от насосных до соответствующихкольцевых сетей должны прокладываться в две нитки, каждая из которых должнарассчитываться на 100 % расчетный расход воды.

19.5.2.8. На кольцевых сетях водопровода должныустанавливаться задвижки в колодцах.

Привод задвижек должен быть:

- ручной в колодце с колонкой управления (штурвал у люкаколодца) для задвижек 50 ¸ 400мм;

- с электроприводом для задвижек диаметром свыше 400 мм. Видуправления местный.

19.5.3. Канализация

19.5.3.1. На ГПЗ количество сетей производственнойканализации следует определять исходя из состава, расходов сточных вод,возможности их повторного использования и необходимости локальной очистки.

Как правило, на ГПЗ должны предусматриваться следующиераздельные системы канализации:

- бытовая;

- производственно-ливневая;

- солесодержащих сточных вод химводоочисток котельных ипродувочных вод котлов.

При наличии в составе ГПЗ установок сероочистки и доочисткихвостовых газов растворами аминов необходимо предусматривать сети и сооруженияпо сбору и очистке стоков, содержащих МДЭА, ДЭА (аминосодержащих стоков).Очистка и утилизация указанных стоков должна решаться по технологическимрегламентам научно-исследовательских институтов.

19.5.3.2. Пропускная способность производственно-дождевойсети должна быть рассчитана на прием производственных сточных вод имаксимальный расчетный приток дождевых вод или 50 % пожарного расхода воды,если последний больше расчетного дождевого расхода, поступающего в канализацию.

19.5.3.3. При проектировании сетей канализации необходимоучитывать следующие особые требования:

- подбор материала труб производить в зависимости от составастоков, агрессивности грунтовых вод, температуры стоков (не более 40 °С) итемпературы окружающего воздуха. Сеть должна выполняться из несгораемыхматериалов;

- выбор типа основания под сети канализации, в зависимости отхарактеристики грунтов в зоне их укладки;

- в особых условиях указывать требования по заделке стыковыхсоединений раструбных труб, исключающие возможность фильтрации (инфильтрации)стоков;

- на выпусках из зданий производственной канализации, свозможным содержанием в них СУГ, ЛВЖ и ГЖ и на линейной части сетипромканализации в интервале через 400 м необходимо предусматривать колодцы сгидрозатворами.

В колодцах с гидрозатворами на линейной части сетинеобходимо так же предусматривать вентиляционные стояки диаметром 300 мм,высотой 5 м;

- минимальный диаметр труб производственно-дождевойканализаций, транспортирующей стоки с загрязнениями нефтепродуктами, долженбыть не менее 200 мм;

- сеть производственной канализации должна быть закрытой(применение открытых лотков запрещается).

19.5.3.4. Для выпуска атмосферных вод с обордюренныхплощадок наружных технологических установок и вод с обвалованных площадок(огражденных стенами) резервуарных парков с ЛВЖ, ГЖ и СУГ, за пределамиобвалования в сухих колодцах должны устанавливаться задвижки (нормальноеположение задвижек "закрыто", открытие задвижек под наблюдениемпроизводственного персонала).

19.5.3.5. Сбрасывать взрывопожароопасные продукты вканализацию, даже в аварийных случаях, не допускается.

19.5.3.6. Крышки люков водопроводных и канализационныхколодцев, расположенных в зоне радиусом до 50 м от зданий и сооружений ГПЗ,отнесенных по взрывоопасности к зонам классов В-1а и В-1г с газом удельнымвесом более 0,8 по отношению к воздуху, должны быть оборудованы стальнымиобечайками диаметром 1 м, высотой 15 см и засыпаны песком до верхней образующейобечайки.

В северной климатологической зоне колодцы на сетяхводоснабжения и канализаций должны проектироваться с двумя крышками.

Пространство между крышками должно заполнятьсятеплоизолирующим материалом.

19.5.3.7. В канализационных насосных станцияхпроизводственных сточных вод допускается установка в одном помещении насосовдля перекачки производственных сточных вод, насосов уловленной нефти, насосовперекачки осадков из очистных сооружений, а так же насосов для перекачкибытовых сточных вод.

Электродвигатели в насосных станциях должныпредусматриваться во взрывозащищенном исполнении. Приемные резервуары дляперечисленных выше стоков (кроме бытовых) должны располагаться вне зданиянасосных на расстояние не менее 10 м (приемный резервуар для бытовых стоковможет располагаться в совмещенном здании насосной).

19.5.3.8. Очищенные производственно-дождевые стоки исолесодержащие сточные воды химводоочисток котельных и продувочных вод котловследует использовать для заводнения нефтяных пластов.

Степень очистки сточных вод для использования их в системезаводнения принимается по данным проекта разработка нефтяного месторождения.

19.5.3.9. Закачка бытовых сточных вод ГПЗ (совместно спроизводственно-дождевыми) для целей заводнения допускается только после полнойих биологической очистки и обезвреживания при расходе бытовых стоков не более100 м³/сут. и согласовании приема с промысловым объединением иинститутом-разработчиком проекта разработки месторождения.

19.5.3.10. При отсутствии в районе размещения ГПЗ системзаводнения нефтяных пластов утилизацию очищенных сточных вод ГПЗ можно решатьследующими путями:

- повторно использовать очищенные сточные воды дляпроизводственных целей ГПЗ;

- сбросить очищенные стоки в водоемы.

19.5.3.11. В качестве сооружений для очистки и доочисткипроизводственно-дождевых сточных вод в варианте повторного использования стоковдля нужд ГПЗ могут служить резервуары динамического отстоя (время отстоя 8 ¸ 16 ч), напорные фильтры с однослойными двухслойными загрузками (кварцевый песок, антрацитовая, мраморная крошка,керамзит). Скорость фильтрации принимать при нормальном режиме - 5 м/ч, прифорсированном 6 ¸ 7 м/ч.

Качество очищенных сточных вод при этом должно быть:

содержание нефтепродуктов - 5 ¸10 мг/л

взвешенных веществ - 5 ¸10 мг/л.

19.5.3.12. Состав сооружений и возможность отведения сточныхвод в варианте сброса сточных вод в водоемы определяется в каждом конкретномслучае в соответствии с требованиями "Правил охраны поверхностных вод отзагрязнения" и обосновывается расчетами влияния сбрасываемых стоков накачество воды водоема.

19.5.3.13. Земляные канализационные сооружения(пруды-отстойники, пруды-испарители, аварийные амбары, шламонакопители) должныиметь противофильтрационную защиту откосов и днищ (полимерные пленки),исключающую загрязнение нефтью и нефтепродуктами почвы и подземных вод.

19.6. Обеспечение производства сжатым воздухом

19.6.1. При проектировании воздушных компрессорных станцийнеобходимо руководствоваться "Правилами устройства и безопаснойэксплуатации стационарных компрессорных установок, воздуховодов игазопроводов" [8].

19.6.2. Воздушные компрессорные станции в составе ГПЗпредназначаются:

а) для бесперебойного снабжения сжатым очищенным и осушеннымвоздухом приборов КиП и А;

б) для снабжения сжатым воздухом пневматическогоинструмента;

в) для очистки сжатым воздухом технологическогооборудования;

г) для приготовления растворов реагентов (перемешивания);

д) для технологического процесса (например, окислениемеркаптанов в дисульфиды в процессах типа "Меррокс").

19.6.3. Для пневматических систем контроля, управления и ПАЗдолжны предусматриваться специальные установки и отдельные сети сжатоговоздуха.

19.6.4. В составе воздушной компрессорной должнапредусматриваться установка осушки воздуха.

Требования к параметрам и качеству воздуха на ГПЗ приведеныв табл. 2 настоящих норм.

19.6.5. Количество и размещение компрессорных на заводедолжно быть таким, чтобы потери давления в сети до потребителей не превышали0,2 МПа (2,0 кг/см²).

19.6.6. Подача воздуха КиП и А и технического воздуха изустановки должна осуществляться по раздельным трубопроводам. Отбор техническоговоздуха следует осуществлять перед ресивером компрессорной. Между отводом иресивером должен быть установлен обратный клапан.

19.6.7. Если в составе ГПЗ проектируются две и болеевоздушных компрессорных станций, то должна применяться коллекторная системаснабжения завода сжатым воздухом.

19.6.8. Размещение воздушной компрессорной станции иустройств для забора воздуха на территории завода должно определяться всоответствии с инструкцией на эксплуатацию компрессоров.

19.6.9. Воздух для воздушных компрессоров должен быть очищенот пыли, масла, влаги.

19.6.10. Питающие сети сжатого воздуха КиП и А должны иметьбуферные емкости (ресиверы), обеспечивающие питание воздухом системы контроля,управления и ПАЗ в течение не менее 1 часа при остановке компрессоров.

Ресиверы должны быть оснащены приборами КиП и А,позволяющими постоянно контролировать давление воздуха в них.

При понижении давления воздуха в сети ниже допускаемогодолжна включаться световая и звуковая сигнализация, которую необходимовыполнять независимо от сигнализации, характеризующей отклонениетехнологических параметров на установке.

Запрещается использование сжатого воздуха не по назначению.

19.6.11. Трубопроводы на обвязке компрессоров во избежаниевибрации должны быть надежно закреплены.

19.6.12. Для периодической очистки воздуховодов от масляныхотложений следует предусматривать промывку их водным раствором поташа.

19.7. Обеспечение производства инертным газом.

19.7.1. В составе ГПЗ следует, как правило, предусматриватьнеобходимые мощности по выработке инертного газа.

19.7.2. Инертный газ на ГПЗ используется:

для технологических нужд (создание инертных"подушек", передавливание пожаро- и взрывоопасных сред);

для целей газового пожаротушения;

для продувки и испытания на герметичность систем аппаратов итрубопроводов.

19.7.3. Инертный газ должен быть осушен до остаточнойабсолютной влажности, исключающей выпадение влаги в трубопроводах в зимнихусловиях при его транспортировке и редуцировании из реципиентов (емкости дляхранения), а также допустимой по условиям технологии производства.

19.7.4. На ГПЗ необходимо предусматривать две системыинертного газа: низкого и высокого давления.

Система низкого давления должна иметь давление до 0,8 МПа(8,0 кг/см²).

Давление в системе высокого давления определяется проектом вкаждом конкретном случае и должно быть не менее давления, требующегося дляпневматического испытания на плотность аппаратов и трубопроводов по условиямпроизводства.

19.7.5. Общий объем инертного газа, необходимого для завода,с учетом пожаротушения следует определять исходя из среднего расхода его всемиустановками, но он должен быть не менее максимального расхода его двумяустановками, одна из которых является наибольшим потребителем инертного газа.

19.7.6. Потребность установки в продувочном инертном газедолжна определяться как произведения K´V, где К - кратностьпродувки системы аппаратов и трубопроводов, V -геометрический объем продуваемой системы.

Кратность продувки при атмосферном давлении рекомендуетсяпринимать равной 3 ¸ 5.

19.7.7. Объем склада для хранения инертного газа на ГПЗследует определять исходя из 5-кратного суммарного геометрического объемааппаратов, оборудования и трубопроводов, требующих продувки инертным газомперед пуском, ремонтом, с учетом расхода его на пожаротушение и на испытание нагерметичность наибольшего по объему аппарата высокого давления.

19.7.8. Запас сжатого инертного газа в реципиентах, какправило, храниться под максимальным избыточным давлением, создаваемымкомпрессорами (рекомендуемое давление 20 МПа).

Для подачи инертного газа на установки из реципиентов должныустанавливаться автоматические регулирующие органы и защитные устройства,исключающие возможность повышения давления в заводской сети сверх допустимого.

При этом должен быть проведен поверочный расчеттрубопроводов по условиям стойкости материала труб к низким температурам (попоказателю ударной вязкости) и при необходимости предусмотрены меры противпонижения температуры трубопроводов от холода дросселирования, а также противпоступления переохлажденного инертного газа в технологические аппараты.

19.7.9. По стационарному трубопроводу инертный газ долженбыть подведен ко всем установкам, в которых по условиям безопасности необходимоприменение инертного газа.

При этом должны быть соблюдены следующие условия:

а) сечение распределительного трубопровода и магистралейдолжно быть рассчитано на максимальный расход инертного газа каждымпотребителем с учетом коэффициента одновременности загрузки установок (цехов)не менее 0,7;

б) на каждом вводе расходной магистрали инертного газа наустановку (или цех) необходимо предусматривать установку манометра, запорногооргана и обратного клапана.

19.7.10. На каждом стационарном подводе инертного газа ваппарат, агрегат или трубопровод необходимо устанавливать манометр, запорнуюарматуру и обратный клапан. Манометр устанавливается первым по ходу газа (передарматурой).

19.7.11. Подключение трубопроводов инертного газа каппаратам или газовым магистралям с целью продувки следует выполнять толькочерез разъемные соединения, за исключением систем с автоматической продувкой.

19.7.12. Ответвления газопроводов, подводящие инертный газ каппаратам и агрегатам, рассчитанным на давление ниже, чем давление вмагистральном газопроводе инертного газа, должны быть снабжены манометром иредуцирующими устройствами или регуляторами давления на подводящихтрубопроводах, а также манометром и предохранительным клапаном, установленнымина стороне низкого давления после редуцирующего устройства. Автоматическоередуцирующее устройство и предохранительный клапан должны быть отрегулированына расчетное давление аппаратов, потребляющих инертный газ.

19.7.13. Проектирование производства инертного газаразделением воздуха следует выполнять по схемам и с использованием оборудования(блоков), разработанным специализированными организациями (предпочтительно надиафрагмах - разделителях).

 

20. ЗАЩИТА ОБОРУДОВАНИЯ ИТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

 

20.1. В проектах технологических установок и установокэнергетического назначения (водоснабжения, теплоснабжения и др.) на которыхобращаются продукты (потоки), содержащие кислые компоненты, или применяютсяреагенты, вызывающие коррозию, необходимо предусматривать мероприятия по защитетехнологического оборудования, аппаратуры и трубопроводов от коррозии и эрозии.

В зависимости от коррозионных свойств среды, условийэксплуатации и коррозионной стойкости материалов для защиты оборудования,аппаратов и трубопроводов от коррозии и эрозии в условиях ГПЗ должныпредусматриваться следующие основные способы:

а/ применение коррозионностойких материалов;

б/ ингибирование;

в/ применение антикоррозионных покрытий (лакокрасочных,эпоксидных и др.);

г/ термообработка аппаратов, труб и сварных швов;

д/ химическая нейтрализация агрессивной среды;

е/ защита систем от контакта с кислородом воздуха (инертные"подушки" и т.п.);

ж/ фильтрация потоков от механических примесей.

20.2. Защита оборудования и трубопроводов от коррозии должнавыполняться в соответствии с требованиями СН 527-80 [20], ГОСТ 9.602-89, ГОСТ25812-83.

На технологических установках ГПЗ для защиты отсероводородной коррозии теплообменного оборудования и трубопроводоврекомендуется применять ингибиторы типа "Нефтехим","ГИПХ-4", "Тюмень", "Нефтегаз", для стабилизацииводы оборотных блоков с целью уменьшения коррозии, отложения солей и биообростанияцинк - бихроматполифосфат - нихроматный ингибитор коррозии (в соответствии с РД39-0148306-403-86) [63] и ингибитор на основе комплексов (в соответствии с РД39-23-1148-84) [64], а в качестве антикоррозийных покрытий - покрытия на основеэпоксидных материале (ЭП-5116, ЭП-607).

20.3. При конструировании технологических аппаратов ипроектирования обвязки их трубопроводами в целях предотвращения коррозии иэрозии необходимо избегать образования застойных зон в процессе эксплуатации,не допускать участков с резким изменением скорости технологической среды, зонповышенной турбулентности и эрозионного воздействия на конструкционныематериалы.

20.4. Проектом должны предусматриваться соответствующиетехнические средства и мероприятия, обеспечивающие в процессе эксплуатацииконтроль за скоростью коррозии оборудования, аппаратов, трубопроводов иарматуры, конструкций зданий и сооружений, а также за эффективностью примененияпротивокоррозийной защиты.

20.5. Защиту от коррозии наружной поверхности надземныхтрубопроводов, а также трубопроводов, прокладываемых в каналах, тоннелях игалереях, следует предусматривать в соответствии с требованиями государственныхстандартов и главы СНиП по проектированию защиты от коррозии строительныхконструкций.

20.6. При бесканальной прокладке подземных трубопроводовпроектирование средств защиты от почвенной коррозии и коррозии, вызываемойблуждающими токами, следует осуществлять:

для трубопроводов без тепловой изоляции, транспортирующихвещества с температурой до 70 °С, - в соответствии с требованиями ГОСТ9.602-89;

для трубопроводов без тепловой изоляции, транспортирующихвещества с температурой свыше 70 °С, - в соответствии с требованиями главы СНиПпо проектировании тепловых сетей.

20.7. При проектировании средств защиты от коррозиикоммуникаций компрессорных и перекачивающих станций, размещаемых на территорияхпромышленных площадок, а также способов защиты и изоляционных покрытийтрубопроводов, прокладываемых в скальных грунтах, следует руководствоватьсятребованиями главы СНиП по проектированию магистральных трубопроводов.

20.8. Подземные трубопроводы в местах пересечения с путямиэлектрифицированных железных дорог должны иметь изоляцию усиленного типа всоответствии с ГОСТ 9.602-89, выступающую на 3 м из футляра, и укладываться нацентрирующие диэлектрические прокладки.

20.9. При изменении условий прокладки (например, отподземной к наземной) и соответственно способов защиты от коррозии должнопредусматриваться перекрытие защитных покрытий внахлест не менее 0,5 м.

20.10. Трубопроводы, транспортирующие вещества с температуройниже 20 °С и подлежащие теплоизоляции, должны защищаться от коррозии кактрубопроводы без тепловой изоляции.

 

21. ТРЕБОВАНИЯ К ОХРАНЕОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И РАЦИОНАЛЬНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПРИРОДНЫХ, МАТЕРИАЛЬНЫХ ИТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ

 

21.1.Охрана окружающей природной среды

21.1.1. Общие положения

21.1.1.1. При проектировании ГПЗ должны быть предусмотренымероприятия, обеспечивающие выполнение требований Законов и Основзаконодательства об охране атмосферного воздуха, о здравоохранении, о недрах, обохране животного мира, Основ земельного и лесного законодательств,нормативно-технических документов, содержащих требования природоохранногозаконодательства (СНиПов, ГОСТов, СН, указаний и инструкций).

Разрабатываемые мероприятия должны быть направлены насокращение вредных выбросов в атмосферу, в водоемы, на почву и на рациональноеиспользование природных материальных и топливно-энергетических ресурсов.

В задании на проектирование должны быть указаны основныедокументы по охране окружающей среды, выполнение которых обязательно припроектировании ГПЗ.

21.1.1.2. Раздел проекта (рабочего проекта) "Охранаокружающей природной среды" следует разрабатывать с использованиемсоответствующего пособия "Охрана окружающей природной среды" [65] (кСНиП 1.02.01-85), разработанного институтом ЦНИИпроект Госстроя СССР (1989 г.)и включать следующие подразделы:

- "Охрана атмосферного воздуха от загрязнения"(защита атмосферы);

- "Охрана поверхностных и подземных вод от загрязненияи истощения" (защита водного бассейна);

- "Восстановление (рекультивация) земельного участка,использование плодородного слоя почвы, охрана недр и животного мира (Защитапочвы)".

21.1.1.3. При проектировании новых, расширении,реконструкции и техническом перевооружении действующих ГПЗ и отдельныхтехнологических установок должна проводиться оценка воздействия планируемойдеятельности на окружающую среду (ОВОС), ставящая задачей выбор и разработкуэкологически оптимального варианта проекта.

Требования к содержанию ОВОС и форме ее представления в составепроектной документации определяются "Инструкцией о порядке проведенияоценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) при разработке материалов повыбору площадки (трассы), технико-экономических обоснований инвестиций ипроектов строительства народнохозяйственных объектов и комплексов" [66] и"Временными методическими указаниями по составлению раздела "Оценкавоздействия на окружающую среду" в схемах размещения, ТЭО (ТЭР) и проектахразработки месторождений и строительства объектов нефтегазовой промышленности",утвержденными Миннефтегазпромом 24.12.91 г. [67].

21.1.2. Защита атмосферы

21.1.2.1. Газоперерабатывающий завод сам по себе являетсяприродоохранным объектом, строительство которого достигает две цели: повышениестепени рационального использования природных ресурсов и снижение степенизагрязнения окружающей природной среды ингредиентами, образующимися присжигании неутилизированного нефтяного газа, за счет вовлечения в переработкунефтяного газа.

Загрязняющими ингредиентами на ГПЗ могут быть следующиекомпоненты: углеводороды, сероводород, сернистый газ, окись углерода, сажа,меркаптаны, окислы азота и другие компоненты, присутствующее в сырье, продуктахпереработки газа, а также в продуктах сжигания топлива в печах и сбросных газахна факелах.

21.1.2.2. Каждый ГПЗ, как правило, в своем составе должениметь:

а) систему сбора и утилизации газовых выбросов отпредохранительных клапанов, регулирующих, продувочных и сбросных органов или/ифакельную систему для сжигания этих выбросов;

б) систему сброса, отстоя и возврата в производство жидкихгорючих веществ и химреагентов;

в) систему сбора и утилизации сильно загрязненных стоков иотходов производства;

г) систему аварийного быстрого опорожнения технологическихблоков (стадий) при АРБ.

21.1.2.3. Выбросы вредных веществ в атмосферу на ГПЗскладываются из постоянных (организованных и неорганизованных) выбросов ипериодических.

К неорганизованным выбросам следует относить:

- утечки в уплотнениях и соединениях технологическихаппаратов и агрегатов, трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры;

- выбросы при продувке пробоотборник устройств и отборепроб;

- выбросы вентиляционных систем технологических насосных,газовых компрессорных и других помещений с оборудованием, содержащим вредныевещества;

- выбросы при операциях слива и налива на эстакадах и т.п.

К постоянным организованным выбросам следует относить:

- дымовые газы от сжигания топлива в печах;

- дымовые газы от сжигания хвостовых газов установокпроизводства серы; установок термического обезвреживания отходов и т.п.;

- дымовые газы от котельной.

К периодическим относятся выбросы:

- от предохранительных клапанов (залповые);

- от разгрузочных устройств машин (компрессоров) иоборудования при отключениях (залповые);

- факельные при аварии и освобождении систем;

- от разгрузочных устройств при опорожнении систем передремонтом и т.п.

21.1.2.4. При оценке влияния предприятия на экологическуюобстановку следует учитывать как постоянные, так и периодические, в том числезалповые, аварийные, выбросы вредных веществ в атмосферу.

При расчете уровня загрязнения атмосферы вредными веществамидля установления размеров санитарно-защитной зоны следует учитыватьрегламентные выбросы, к которым относятся постоянные и регулярные периодическиевыбросы от стационарных и передвижных источников, включая неорганизованныевыбросы.

Залповые выбросы в расчет санитарно-защитной зоны невключаются, если суммарная продолжительность залповых выбросов от всех объектовне превышает 1000 часов в год.

В противном случае в расчет санитарно-защитной зоны следуетвключать наиболее мощный источник или группу источников, выбросы от которыхосуществляются одновременно.

В любом случае плановые залповые выбросы должны включаться впроект нормативов ПДВ и для наиболее опасного из них (или для группы источников,выбросы от которых осуществляются одновременно) производится расчет рассеиванияс целью оценки возможного уровня загрязнения атмосферы. Такой же расчет долженпроизводиться и для аварийных выбросов.

Результаты расчетов в необходимых случаях используются дляразработки дополнительных мероприятий по защите населения.

В объем аварийных выбросов для указанных расчетов должнытакже включаться соответствующие выбросы от концевых участков продуктопроводовсырья.

21.1.2.5. В целях сокращения вредных выбросов в атмосферу оттехнологических процессов при разработке новых и реконструкции действующих ГПЗнеобходимо в проекты закладывать такие решения как:

- уменьшение количества технологических переделов (стадий);

- применение непрерывных процессов взамен периодических там,где это возможно;

- схемы прямого питания исходным сырьем технологическихустановок и откачки готовой продукции в товарные парки без промежуточныхемкостей;

- более совершенное аппаратурное оформление технологическихпроцессов, разработанное с учетом требований экологии (оборудование повышеннойнадежности, повышенной мощности, бессальниковые насосы, насосы с двойнымиторцевыми уплотнениями и т.п.);

- системы оборотного водоснабжения со схемамицентрализованного сбора сточных вод, содержащих углеводороды, в специальныерезервуары, закрытые системы оборотного водоснабжения (взамен"мокрых" градирен);

- автоматические системы контроля и регулирования процессагорения в топках технологических печей и на факелах;

- системы контроля степени загрязнения окружающей природнойсреды;

- системы противоаварийной защиты процесса и оборудования;

- системы технической диагностики состояния оборудования итрубопроводов и противокоррозионной защиты;

- системы быстрого отключения (локализации) АРБ иопорожнения блока с целью снижения энергетического потенциала взрывоопасноститехнологического блока.

21.1.2.6. Газообразные среды разгрузки и продувки аппаратовследует направлять в соответствующие системы сброса предохранительных устройствэтих же аппаратов.

21.1.2.7. Для сокращения потерь газа и защиты воздушногобассейна от вредных выбросов на ГПЗ в составе факельного хозяйства следуетпредусматривать, в случае экономической целесообразности, установки сбора иутилизации углеводородных газов, назначение которых:

- сбор и кратковременное хранение сбросных газов отпредохранительных клапанов, регулирующих, продувочных и др. органов;

- возврат газа и углеводородного конденсата на завод длядальнейшего использования.

21.1.2.8. При определении источников газовыделений ирасчетах выбросов вредных веществ в атмосферный воздух, а также дальности ихрассеивания и установления санитарно-защитной зоны завода следует учитыватьпланируемое наращивание мощности и изменение состава продуктов переработки ГПЗ,все возможные источники организованных и неорганизованных выбросов.

Расчеты должны учитывать "фоновые" загрязненияатмосферного воздуха и учитывать эффект суммации действия вредных веществ,загрязняющих атмосферный воздух.

21.1.2.9. При проектирования заводов, перерабатывающих газ свысоким содержанием сероводорода, размер санитарно-защитной зоны долженопределяться индивидуально для каждого завода по согласованию сГосударственными органами надзора.

21.1.2.10. При проектировании ГПЗ, перерабатывающих газ свысоким содержанием сероводорода, должна предусматриваться система комплексногомониторинга окружающей природной среды в рабочей, санитарно-защитной и особоконтролируемой зонах, обеспечивающая постоянное наблюдение (контроль) затекущим состоянием приземного слоя атмосферного воздуха, водной среды и почв. Всоставе таких ГПЗ следует также предусматривать лабораторию по контролюокружающей природной среды.

Лаборатория должна быть оснащена оборудованием, необходимымдля осуществления контроля за содержанием вредных веществ в воздухепроизводственных площадок и за их пределами, в сточных водах и водныхбассейнах.

21.1.2.11. При разработке технико-экономических обоснованийстроительства и проектов ГПЗ или отдельных технологических установок следуетучитывать специфические характеристики перерабатываемого сырья, условияпривязки завода или установки к конкретному региону, местности, влияниевоздействия ГПЗ на окружающую природную среду.

Разработанные проектные решения должны обеспечиватьминимальное загрязнение окружающей природной среды, как главного условиястроительства завода (установки) в каждом конкретном регионе.

21.1.3. Защита водного бассейна

21.1.3.1. С целью рационального использования водныхресурсов следует предусматривать следующие мероприятия:

- максимальное использование воздушного охлаждения;

- использование оборотных систем водоснабжения (открытого изакрытого циклов) для охлаждения технологического оборудования (насосов,компрессоров, теплообменников);

- повторное использование воды и очищенных сточных вод;

- устройство ливневой канализации с очисткой ливневыхстоков;

- использование водомерных устройств во всех цехахпредприятия;

- очистку сточных вод до нормативных требований;

- кооперирование предприятий промышленного узла посооружению водозаборов, станций очистки вод, магистральных водоводов, очистныхсооружений с учетом генеральной схемы водоснабжения и канализации промузла исхемы комплексного использования водных ресурсов.

21.1.3.2. При сбросе сточных вод в водоемы производитьрасчет норм ПДС в соответствии с "Инструкцией по нормированию выбросов(сбросов) загрязняющих веществ в атмосферу и водные объекты".

21.1.3.3. Если в результате оценки состояние поверхностныхвод окажется неблагоприятным для размещения проектируемого производства,необходимо рассмотреть альтернативные варианты размещения объекта илиразработать мероприятия по улучшению состояния поверхностных вод районаразмещения до реализации проекта.

21.1.3.4. Состав раздела определяется в строгом соответствиис СНиП 1.02.01-85 "Пособие по составлению раздела проекта. Охранаокружающей среды", раздел 3 [65].

21.1.3.5. Кроме раздела охрана поверхностных и подземных водот загрязнения и истощения выполняется оценка воздействия на водные ресурсы всоответствии с требованиями "Временной инструкции по экологическомуобоснованию хозяйственной деятельности в предпроектных и проектныхматериалах".

21.1.4. Защита почвы.

21.1.4.1. Разработку мероприятий по защите почвы следуетвыполнять на основании требований следующих документов:

- Охрана природы. Почвы. Требования к охране плодородногослоя почвы при производстве земляных работ. ГОСТ 17.4.3.02-85.

- Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивацииземель. ГОСТ 17.5.3.04-83.

- Охрана природы. Почвы. Общие требования к методамопределения загрязняющих веществ, ГОСТ 17.4.3.03-85.

- Временный классификатор токсичных промышленных отходов иметодические рекомендации по определению класса токсичности промышленныхотходов [68].

21.1.4.2. Техническая и биологическая рекультивация должныбыть выполнены на основании технических условий, выданных землепользователем.

21.1.4.3. Мероприятия по рекультивации нарушенных изагрязненных почв должны приниматься с учетом технологических процессов ипроизводств, оказывающих как непосредственное, так и вторичное воздействие напочву.

21.2. Рациональное использование природных,материальных, топливно-энергетических и вторичных энергетических ресурсов

21.2.1. Технологическая схема ГПЗ, место его размещениядолжны обеспечивать минимальное потребление энергетических средств при максимальномвыходе товарной продукции за перерабатываемое сырье.

21.2.2 При выборе технологических процессов и оборудованияпредпочтение следует отдавать процессам, обеспечивающим минимум стоков,направляемых в канализационные сооружения.

21.2.3. В схемах технологических установок необходимопредусматривать рекуперацию и утилизацию вторичных источников тепла (дымовыхгазов печей, выхлопных газов газомотокомпрессоров и газовых турбин,компримированного газа, вытяжного воздуха в системах вентиляции, горячего воздухаАВО и т.п.) при технической возможности и экономической целесообразности.

21.2.4. При проектировании нового ГПЗ или расширениидействующего, после определения тепловых нагрузок и выявления потребности внизкопотенциальном тепле, следует рассматривать возможность его покрытия засчет вторичных энергетических ресурсов (ВЭР).

21.2.5. В проектах необходимо предусматривать учет с помощьюприборов потребления топлива, пара, воды, воздуха, инертного газа и т.д. какдля ГПЗ в целом, так и для отдельных его установок, сооружений и агрегатов.

21.2.6. При проектировании систем опорожнения оборудованияот продукта следует предусматривать возврат продуктов в технологическую системудля повторной переработки или использования.

21.3. Факельное хозяйство

21.3.1. При проектировании факельного хозяйства ГПЗнеобходимо руководствоваться "Правилами устройства и безопаснойэксплуатации факельных систем" ПУ и БЭФ-91 [58] (в объеме требований, непротиворечащих настоящим нормам) и настоящими нормами.

21.3.2. Для ГПЗ следует, как правило, предусматривать общуюфакельную систему, состоящую из одного факельного коллектора и двух факельныхустановок.

21.3.3. При проектировании ГПЗ технологическими линиямиединичной мощностью 2 млрд. м³ в год по сырому газу с использованиемцентробежных компрессоров для каждой КТЛ следует предусматривать двесамостоятельные факельные системы:

- высокого давления - для сброса газа с компрессоров приразгрузке. Противодавление в факельной системе не ограничивается и определяетсягидравлическим расчетом;

- низкого давления - для сброса газа с предохранительныхклапанов, а также для всех других постоянных, периодических и аварийныхсбросов. Противодавление в факельной системе следует принимать 0,1 МПа (изб.).

При проектировании ГПЗ бессернистого и сернистого газа (наодной территории) для сброса сероводородсодержащего газа предусматривать третьюфакельную систему (при содержании сероводорода в сбросных газах более 8 %объемных).

21.3.4. При аварийной остановке ГПЗ (при отключенииэлектроэнергии) сброс сырьевого газа в объеме 25 % от номинального направлятьна факел низкого давления. Отбор газа выполнять до отключающей (отсекающей)арматуры с установкой хозрасчетного узла замера.

21.3.5 Сбросы углеводородных газов из емкостейтоварно-сырьевых парков сжиженных углеводородных газов следует направлять вфакельную систему ГПЗ (при давлении в системе равном и ниже 0,5 кг/см²(изб.) или в отдельную факельную систему.

21.3.6. Для отвода углеводородного конденсата из факельнойустановки предпочтение следует отдавать системе передавливания жидкости газомчерез дренажную емкость с установкой арматуры с автоматическим управлением налиниях дренажа жидкости из факельного сепаратора, дыхательной, передавливания илинии возврата жидкости в технологическую систему на утилизацию отмаксимального уровня в дренажной емкости.

21.3.7. В случае отвода углеводородного конденсата(жидкости) из сепаратора факельной установки с помощью насосов необходимопредусматривать установку резервного насоса.

21.3.8. Производительность рабочего насоса выбирается изусловия работы насоса по времени 20-30 мин., в течение которых объем жидкости,находящийся между минимальным и уровнем откачки должен быть удален.

Допускается производительность насоса выбирать из условийболее продолжительного времени откачки углеводородного конденсата изсепараторов в зависимости от условий его приема и переработки.

21.3.9. Допускается установка отключающей арматуры награнице установки для возможности отключения установки от факельной системызавода.

Конструкция арматуры должна исключать самопроизвольноезакрытие.

На работающей установке арматура должна быть опломбирована воткрытом состоянии.

 

22. НОРМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ИХРАНЕНИЯ ОТХОДОВ

 

22.1. При проектировании ГПЗ должны применятьсяпрогрессивные безотходные и малоотходные технологические процессы.

22.2. В проектах в обязательном порядке должныпредусматриваться технические решения по рациональному превращению образующихсяотходов в готовую продукцию или в полупродукты, пригодные для дальнейшейпереработки на других предприятиях, по утилизации, обезвреживанию и захоронениютоксичных промышленных отходов.

22.3. Материальные балансы технологических процессовнеобходимо составлять с учетом всех твердых, жидких и газообразных отходовпроизводства.

22.4. Отработанные масла должны собираться ирегенерироваться (если возможно восстановление их качества) на специальнопредусматриваемых в проекте установках или в установленном порядке, всоответствии с "Временной инструкцией по сбору, приему, хранению,рациональному использованию и транспортировке отработанных нефтепродуктов"[69].

22.5. Отработанные катализаторы и адсорбенты (сыпучиематериалы: силикагель, алюмогель, цеолиты, активированный уголь, катализаторыКлауса и т.п.) должны собираться и, в случае невозможности восстановления ихсвойств, передаваться предприятиям других отраслей для использования в качествесырья (например, в цементной промышленности, в дорожном строительстве).

22.6. Хранение отработанных катализаторови адсорбентов должно предусматриваться на специальных площадках, а твердыхпримесей, образующихся в системах оборотного водоснабжения и канализации - вшлаконакопителях, оборудованных противофильтрационным экраном.

22.7. Размеры указанных в п. 22.6 сооружений следуетпредусматривать, исходя из времени накопления отходов в течение 1 - 2 лет.

22.8. Расчет сооружений по хранению отходов необходимопроизводить:

- для отработанных катализаторов и адсорбентов - потехнологической загрузке оборудования с учетом режима их замены;

- для шлама - исходя из его содержания в сточных водах 200 -400 мг/л.

22.9. Кубовые остатки (смолистые вещества) с установокрегенерации адсорбентов и гликолей следует собирать в бочки и отправлять их наутилизацию или регенерацию другим потребителям или вывозить для сжигания вспециально предназначенном месте.

22.10. Проектом должны определяться места для складированияи хранения и способы утилизации отходов.

22.11. При отсутствии возможности или целесообразностиутилизации отходов производства необходимо проводить их обработку,обеспечивающую получение продукта и возможность его складирования илизахоронения без ущерба для окружающей среды.

Проектирование полигонов по обезвреживанию и захоронениютоксичных промышленных отходов следует осуществлять в соответствии стребованиями СНиП 2.01.28-85 [70].

 

23. НОРМЫ УТИЛИЗАЦИИ ИВЫБРОСА ВРЕДНЫХ ОТХОДОВ

 

23.1. Вредными отходами производства газоперерабатывающихзаводов являются:

а/ отходящие газы установок переработки уловленногосероводорода в товарную серу или другие продукты;

б/ углеводородные газы, сбрасываемые из аппаратов,трубопроводов при выводе установок на режим, аварийных остановках и остановкахна ремонт;

в/ сточные воды производственно-ливневой ихозяйственно-бытовой канализации;

г/ химически загрязненные стоки, не поддающиесябиологической очистке;

д/ дымовые газы технологических печей и др.

23.2. Получаемый в процессе переработкисероводородсодержащего газа в качестве отхода сероводород следуетутилизировать.

23.3. Общая степень извлечения серы при переработкеуловленного сероводорода должна указываться в задания на проектирование.

23.4. Периодические сбросы углеводородных газов приаварийных остановках установок, остановках на ремонт и выводе установок нарежим подлежат утилизации или сжиганию на факелах.

Сброс углеводородных газов на свечу рассеивания в атмосферудопускается только от предохранительных клапанов в обоснованных случаях,предусмотренных действующими нормами и правилами.

23.5. В проектной документации должны быть определены исогласованы с Федеральной службой по Гидрометеорологии и мониторингу окружающейсреды России предельно-допустимые валовые выбросы вредных веществ в атмосферу.

Расчет их должен производиться в соответствии с"Методикой расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ,содержащихся в выбросах предприятий" ОНД 86/Госкомгидромет [71], илиметодикой, заменившей вышеуказанную на момент проектирования.

23.6. Производственно-ливневые и хозяйственно-бытовые стокидолжны очищаться до норм, позволяющих осуществлять их повторное использование воборотных системах водоснабжения, системах поддержания пластового давления, наземледельческих полях орошения или сброс в реки и закрытые водоемы с учетомтребований, изложенных в "Правилах охраны поверхностных вод от загрязнениясточными водами" [72].

23.7. Химически загрязненные сточные воды, не поддающиесяочистке, подлежат обезвреживанию или захоронению в глубокие поглощающиегоризонты по согласованию с органами геологии и органами санэпидемнадзора.

23.8. Объекты производственного и вспомогательногоназначения необходимо располагать за пределами водоохранной зоны.

23.9. Периодические сбросы углеводородныхсероводородосодержащих газов при выводах на режим и остановках технологическихустановок, а также сбросы от предохранительных устройств должны утилизироватьсяили подлежат обязательному сжиганию на факеле.

Сброс углеводородных сероводородосодержащих газов на свечурассеивания в атмосферу во всех случаях не допускается.

 

24. СКЛАДЫ СЖИЖЕННЫХУГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

 

24.1. При проектировании складов для сжиженных углеводородныхгазов (СУГ) необходимо руководствоваться СНиП 2.04.08-87"Газоснабжение", "Правилами безопасности в газовомхозяйстве" [82], "Правилами безопасности при эксплуатации ГПЗ"[13], ВУПП-88 "Ведомственными указаниями по противопожарномупроектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей инефтехимической промышленности" [6], "Нормами технологическогопроектирования резервуарных парков сжиженных углеводородных газов (СУГ)"[73].

24.2. Склады предназначаются для приемки, хранения и отпускапотребителям СУГ, нестабильного бензина (или других углеводородных фракций супругостью паров при температуре 50 °С выше 760 мм рт. ст.) по трубопроводам,железнодорожными и автомобильными цистернами.

24.3. В соответствии с технологическими процессами приема,хранения и отпуска СУГ в состав складов могут входить следующие технологическиесооружения:

- резервуарный парк для приема и хранения;

- насосная (насосно-компрессорное отделение) для перекачкиСУГ потребителю и внутрискладских перекачек;

- внутриплощадочные технологические трубопроводы;

- факельная система и свеча рассеивания;

- сливо-наливная железнодорожная эстакада;

- колонки для наполнения автомобильных цистерн СУГ;

- одоризация сжиженных газов.

В составе склада могут предусматриваться емкости для храненияпропана-хладагента.

24.4. При хранении СУГ в емкостях под давлением на каждыйпродукт необходимо предусматривать не менее 3-х емкостей.

24.5. Каждая емкость со сжиженными углеводородными газамидолжна снабжаться:

а) не менее, чем тремя измерителями уровня;

б) сигнализаторами верхнего и нижнего уровней и верхнегоаварийного (предельного) уровня с выводом сигналов в операторную. Сигнализацияверхнего предельного уровня должна осуществляться от двух измерителей уровня;

в) сигнализатором предельного давления в газовомпространстве с выводом сигнала в операторную;

г) измерителем температуры жидкого продукта.

Измерители уровня, давления и температуры должны быть поместу и дистанционными.

24.6. Каждая емкость для СУГ должна отключаться отколлекторов арматурой с дистанционным приводом и дублирующей арматурой с ручнымприводом (коренной), устанавливаемой в непосредственной близости от емкости.

24.7. На входе в емкость СУГ должен устанавливаться обратныйклапан.

Допускается установка одного обратного клапана на каждойобщей линии, по которой сжиженный газ подается в группу емкостей.

24.8. На подводящих трубопроводах сжиженных газов на входе врезервуарный парк должна быть установлена арматура с дистанционным управлением.

На трубопроводах, отводящих продукт со склада, должнаустанавливаться отключающая арматура с дистанционным управлением и обратныйклапан.

Дистанционное управление запорной арматурой необходимопредусматривать из операторной и дублировать по месту.

24.9. При подключении резервуаров к факельному коллектору, кколлектору уравнительной линии, дренажной системе следует предусматриватьустановку дублирующей арматуры.

24.10. Вывод подтоварной воды из емкостей в канализациюразрешается только после удаления из нее углеводородов (отстой, разгазированиеи т.п.).

Уловленные нефтепродукты долины возвращаться в систему, агаз разгазирования направляться на сжигание на факел.

24.11. Одоризация сжиженных газов (при необходимости) должнапредусматриваться на потоке, направляемом со склада насосами в продуктопроводили на наливную эстакаду.

24.12. На емкостях сладов СУГ необходимо устанавливатьрабочие и резервные предохранительные клапаны со сбросом в факельную систему.До и после предохранительных клапонов должна быть предусмотрена отключающаяарматура с блокировочным устройством, исключающим возможность одновременногоотключения рабочих и резервных предохранительных клапанов, или трехходовойкран.

24.13. Технологическая схема резервуарного парка должнаобеспечивать возможность внутрипарковой перекачки продукта из одной емкости вдругую емкость.

24.14. Для обеспечения зачистки резервуаров (емкостей),аппаратов и трубопроводов перед ремонтом должна быть предусмотрена дренажнаяемкость с возвратом продукта в систему.

24.15. В случае направления сбросов углеводородных газов семкостей складов СУГ (и др.) в факельную систему ГПЗ на границе склада следуетустанавливать факельный сепаратор.

24.16. Запрещается использовать железнодорожные цистерны,находящиеся на железнодорожных путях, в качестве стационарных, складских (расходных)емкостей для СУГ, ЛВЖ и ГЖ.

 

25. СКЛАДЫ МОТОРНЫХ ТОПЛИВ ИСТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА

 

25.1. При проектировании складов для моторных топлив истабильного конденсата необходимо руководствоваться требованиями СНиП2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы",ВУПП-88 "Ведомственные указания по противопожарному проектированиюпредприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимическойпромышленности" [6] и настоящими нормами.

25.2. Склады предназначаются для приема, хранения и отпускапотребителям автобензинов, дизельных топлив, стабильного конденсата и другихуглеводородных фракций с упругостью паров не более 95,6 КПа (700 мм рт. ст.)при температуре 311 °К (38 °С), вырабатываемых на ГПЗ.

Отправка продуктов потребителям может быть предусмотрена потрубопроводам, железнодорожным и автомобильным транспортом.

25.3. В комплекс складского хозяйства могут входить:

- резервуарный парк;

- насосная для перекачки продукции потребителям,внутрипарковых перекачек и возврата некондиционных продуктов на завод;

- внутриплощадочные технологические трубопроводы;

- наливная железнодорожная эстакада;

- колонки для наполнения автомобильных цистерн;

- смешение фракций и ввода добавок (для получения заданногооктанового числа и т.п.).

25.4. Емкости с ЛВЖ должны, как правило, оснащаться неменее, чем тремя измерителями уровня. Сигнализация предельного верхнего уровнядолжна осуществляться от двух измерителей уровня.

25.5. Для проведения операций по приему, хранению и отпускунефтепродуктов емкости (резервуары) должны оснащаться специальной арматурой иоборудованием, обеспечивающей:

наполнение и опорожнение резервуаров;

зачистку и ремонт резервуаров;

поддержание давления в резервуарах в безопасных пределах;

отстой и удаление подтоварной воды;

замер уровня;

отбор проб;

пожаротушение и охлаждение резервуаров.

25.6. Для наполнения продуктом и опорожнения резервуарыдолжны оборудоваться приемо-раздаточными устройствам.

Допустимые скорости движения жидких углеводородов потрубопроводам и истечения их в резервуары устанавливаются в каждом отдельномслучае в зависимости от свойств жидкости, диаметра трубопровода и егоматериала, качества обработки и т.д.

Максимальная производительность закачки и откачки длярезервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивается допустимой скоростьюдвижения понтона (плавающей крыши), которая не должна превышать 6 м/ч.

При этом скорость понтона при сдвиге не должна превышать 2,5м/ч.

25.7. Удаление подтоварной воды резервуаров, предназначенныхдля хранения нефтепродуктов, необходимо осуществлять через сифонные краны илидренажные незамерзающие клапаны.

25.8. Поддержание давления в резервуарах должнообеспечиваться установкой дыхательной и предохранительной арматуры. От проскокапламени внутрь резервуары оборудуются огнепреградителями.

Пропускная способность дыхательной арматуры должнаопределяться в зависимости от максимальной производительности заполнения иопорожнения резервуара с учетом проведения пропарки резервуаров, а также сучетом температурного расширения паро-воздушной смеси.

На резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами, должныустанавливаться предохранительные клапаны равнозначной пропускной способности.

Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются насамостоятельных патрубках.

 

26. СЛИВО-НАЛИВНЫЕ ЭСТАКАДЫ

 

26.1. При проектировании сливо-наливных железнодорожныхэстакад необходимо руководствоваться ВУП СНЭ-87 "Ведомственные указания попроектированию железнодорожных сливо-наливных эстакад ЛВЖ и ГЖ и СУГ"[74], "Инструкцией по наливу, сливу и перевозке СУГ в железнодорожныхвагонах-цистернах" [75].

26.2. Сливо-наливные железнодорожные эстакады на ГПЗпредусматриваются:

а/ для отгрузки товарной продукции ГПЗ: ШФЛУ, индивидуальныеуглеводороды (пропан, бутаны и их смеси), стабильный и нестабильный бензин,жидкая сера.

б/ для приема на ГПЗ широкой фракции легких углеводородов,пропана (хладагента), химреагентов (амины, метанол, гликоли и т.п.) и другихпродуктов.

26.3. Запрещается использовать железнодорожные цистерны сСУГ, ЛВЖ и ГЖ, находящихся на железнодорожных путях, в качестве стационарных,складских (расходных) емкостей.

26.4. Для исключения перелива цистерн сливо-наливные пунктыСУГ, ЛВЖ и ГЖ должны оборудоваться надежными, преимущественно автоматическимиустройствами.

26.5. Как правило, сливо-наливные эстакады СУГ, ЛВЖ и ГЖпроектируются в составе складов для хранения указанных продуктов.

26.6. На сливо-наливных эстакадах не допускается применениерезиновых и резино-тканевых рукавов.

 

27. ОБЩЕЗАВОДСКИЕ СКЛАДЫ ДЛЯХРАНЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ

 

27.1. Строительство материальных складов следуетпредусматривать в начальный период строительства газоперерабатывающих заводов сцелью использования их под базы дирекции строительства с последующей передачейих законченному строительством заводу.

27.2. Потребность в складах и площадках открытого храненияопределяется на основе норм расчетных запасов материалов, норм удельныхзагрузок и коэффициентов использования площадей складов, приведенных в табл.10.

Удельные нормы приведены для газоперерабатывающего заводамощностью 1 млрд. м³/год перерабатываемого газа.

Для заводов иных мощностей нормы расчетных запасовматериалов определяются по следующей формуле:

Нх = Н×Ех×к,

где:

Нх - определяемая норма запаса материала;

Н - норма расчетного запаса материала, выбираемая по табл.10;

Ех - мощность завода в млрд. м³/год, для которогоопределяются нормы запасов материалов;

к - коэффициент изменения запасов в зависимости от мощностизавода, выбираемый по табл. 11.

Табл. 10

 

Наименование материалов	Норма расчетных запасов материалов, Н	Норма удельных нагрузок на рабочую пл. склада, т/м2	Коэф-т использования площади склада, Ки	Тип складского помещения
Трубы, т
а) легированные	12	1,6	0,35	навес
б) теплообменные	9	1,6	0,84	навес
в) нефтепроводные (бесшовные катанные и сварные углеродистые)	4,5	1,6	0,35	навес
г) чугунные	1,5	1,1	0,6	открытая площ.
Фитинги стальные, чугунные и фланцы, т	10,5	5	0,45	неотапливаемый склад
Сталь углеродистая, т
а) толстолистовая	42	4,5	0,6	навес
б) сталь тонколистовая кровельная и жесть	7,5	4,0	0,55	неотапливаемый склад
в) сортовой и фасонный прокат	33	2,0	0,55	навес
Сталь качественная и высококачественная, т
а) листы	4,5	4,0	0,5	неотапливаемый склад
б) сортовой и фасонный прокат	6	3,0	0,45	то же
Цветные металлы, т
а) листы	1,5	4,5	0,5	неотапливаемый склад
б) сортовой и фасонный прокат	2	4,0	0,5	то же
в) трубы	3,5	3,0	0,35	-"-
Метизы, в т.ч. электроды и крепежные изделия, т,	9	3,5	0,25	неотапливаемый склад
Арматура, т
а) бронзовая	0,7	1,8	0,35	-"-
б) чугунная	3	1,2	0,40	-"-
в) стальная	11	1,2	0,40	-"-
Строительные материалы
а) лесоматериалы и столярные изделия (для производственных нужд, ремонта оборудования и текущего ремонта зданий), м3	45	1,0	0,5	навес
б) стекло, м2	350	1,0	0,65	то же
в) цемент в бумажной таре, т	15	1,5	0,5	неотапливаемый склад
г) лакокрасочные материалы, т	2	0,8	0,5	то же
Электроматериалы, слаботочное оборудование и контрольно-измерительные приборы, т	4,5	0,3	0,45	то же
Кабельные изделия	2	0,4	0,4	то же
Скобяные изделия, сантехническое и коммунальное оборудование, т	3,5	0,7	0,45	то же
Прокладочные, изоляционные и набивные материалы	2	0,4	0,4	то же
Технические материалы и мыло хозяйственное, т	0,7	1,0	0,65	неотапливаемый склад
Лабораторное оборудование и посуда, т	0,3	0,4	0,45	то же
Спецодежда и спецобувь:
а) спецодежда, комплектов	300	0,3	0,4	то же
б) спецобувь, пар	150	0,3	0,4	то же
Газоперерабатывающее и резервуарное оборудование:
а) пучки теплообменной аппаратуры, запасные части и газоаппаратура, т	90	2,0	0,4	навес
б) форсунки, печное литье, т	9	1,2	0,4	неотапливаемый склад
в) резервуарное оборудование, т	4,5	1,0	0,4	навес
Теплосиловое оборудование:
Турбины приводные и запасные части к ним, котельное оборудование, дизели и запчасти к ним, т	3	0,4	0,5
Электрооборудование, электродвигатели, трансформаторы, аппараты высокого напряжения, эл. сварочное оборудование, т	20	0,4	0,5	навес, неотапливаемый склад
Насосы, компрессоры, вентиляторы, запасные части к ним, т	30	0,75	0,5	то же
Механическое оборудование:
станки, кузнечно-прессовое, литейное оборудование, аппаратура и инструмент для автогенной сварки	2	0,4	0,5	то же
Подъемно-транспортное оборудование	4	0,4	0,5	то же
Противопожарное и прочее оборудование, т	0,7	1,0	0,4	то же

 

ПРИМЕЧАНИЕ:

Нормы расчетных запасовматериалов, приведенные в таблице, могут служить только для определениямаксимально-допустимых площадей материальных складов без учета особенностейсостава ГПЗ, но не для составления спецификаций хранимых материалов.

 

27.3. Коэффициент изменения запасов (К) в зависимости отмощности газоперерабатывающего завода (Ех) следует принимать по таблице 11.

 

Таблица 11

 

Мощность Ех, млрд. м3/год	0,5	1	2
К	1,2	1,0	0,8

 

28. РЕМОНТНОЕ ХОЗЯЙСТВО

 

28.1. Ремонтное хозяйство газоперерабатывающего завода должнообеспечить техническое обслуживание и текущий ремонт технологического,электротехнического оборудования и приборов КиА.

Средний и капитальный ремонты оборудования как правило,производятся на договорных началах силами специализированных ремонтных организаций.

28.2. Состав ремонтного хозяйства определяется на основанииноменклатуры подлежащего ремонту оборудования, графика проведенияпланово-предупредительного ремонта, принятой трудоемкости его проведения,технических характеристик ремонтного оборудования.

28.3. Численность ремонтного персонала определяется наосновании "Нормативов численности рабочих газоперерабатывающих заводовнефтяной промышленности" [92].

 

29. СЕБЕСТОИМОСТЬ ПРОДУКЦИИИ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

 

29.1. Себестоимость продукции газоперерабатывающего заводаследует определять путем составления сметы эксплуатационных расходов попроизводству на годовой объем переработки сырья.

За расчетную единицу мощности ГПЗ принимать 1000 м³газа, поступающего в переработку.

29.2. Себестоимость продукции ГПЗ определяется всоответствии с "Положением о составе затрат по производству и реализациипродукции (работ, услуг), включаемых в себестоимость продукции (работ, услуг) ио порядке формирования финансовых результатов, учитываемых при налогообложенииприбыли" [88].

Стоимость сырья, вспомогательных материалов и энергоресурсовопределяется в действующих на момент выполнения проекта ценах.

29.3. Фонд заработной платы следует определять по фактическисложившемуся уровню заработной платы на аналогичных производствах.

Отчисления от фонда заработной платы рассчитываются всоответствии с действующими на момент выполнения проекта законодательнымиактами.

29.4. Амортизация рассчитывается по "Единым нормамамортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народногохозяйства СССР", введенных с 1 января 1991 года [89].

29.5. Отчисление на текущий и капитальный ремонт следуетопределять по фактически сложившимся на аналогичных предприятиях соотношениюэтих затрат к стоимости основных промышленно-производственных фондов.

29.6. Затраты, связанные с различными налогами, платами,входящими в состав статей себестоимости продукции, такие как плата за недра,инвестиционный фонд, плата за экологию, налог на землю и т.д., должныопределяться правительственными нормативными актами, действующими на моментвыполнения проекта.

29.7. Экономическую эффективность проектагазоперерабатывающего завода следует рассчитывать в динамике, согласно загрузкесырьем, за период не менее чем 15 лет после окончания строительства.

При расчете экономической эффективности необходиморуководствоваться "Методикой разработки экономической части предпроектнойи проектной документации в условиях перехода к рыночной экономике",АСПОпроект, Москва 1993 г.

 

30. НАУЧНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯТРУДА РАБОЧИХ И СЛУЖАЩИХ. УПРАВЛЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЕМ

 

30.1.Управление предприятием

30.1.1. Статус проектируемого предприятия указываетсязаказчиком в задании на проектирование.

При отсутствии таковых данных в задании на проектированиегазоперерабатывающий завод рекомендуется рассматривать как самостоятельноепредприятие.

30.1.2. За основу схемы организационнойструктуры управления газоперерабатывающего предприятия рекомендуется принимать"Типовую структуру и нормативы численности инженерно-техническихработников и служащих ГПЗ нефтяной промышленности" [91], с изменениемотдельных факторов, определяющих нормативы.

К таким факторам относятся:

30.1.2.1. Объем валовой продукции, которыйследует учитывать на момент выполнения проектов в сравнении с приведенным втаблицах "Типовой структуры…" [91].

30.1.2.2. Количество технологических установок, котороеопределяется в разрабатываемых проектах по количеству помещений управления(операторных).

30.1.2.3. Общая мощность компрессоров. С учетом большойединичной мощности компрессоров, предусматриваемых при проектировании,компрессорную службу в схеме организационной структуры управления ГПЗрекомендуется не предусматривать.

30.1.2.4. Стоимость активной части основныхпромышленно-производственных фондов. В проектируемых ГПЗ ее следует привести всопоставимый вид с данными таблицы "Типовой структуры..."

30.1.2.5. Установленная мощность электрооборудования.

При проектировании следует учитывать применениеэлектрооборудования, единичная мощность которого значительно превышаетзаложенную в норматив.

30.1.2.6. Объем капитальных вложений (см. п. 30.1.2.1).

30.1.3. В составе организационной структуры рекомендуетсяпредусматривать энергетическую службу в составе:

- участок паро-, тепло-, водоснабжения, и канализации;

- участок электротехнический и связи;

- участок по обслуживанию сооружений по получению сжатоговоздуха и ингаза.

30.1.4. При разработке схемы организационной структурыпредусматривается диспетчерская служба ГПЗ.

30.1.5. При разработке в составе проекта ГПЗ АСУП численныйи квалификационный состав персонала и его функции определяются в разделе"Организационное обеспечение" проекта АСУП.

30.1.6. При разработке схемы оперативного управления ГПЗследует указывать источники информации, виды информации и способы ее передачи.

30.2. Научная организация труда

30.2.1. Ввиду непрерывности технологических процессовпереработки газа на газоперерабатывающих заводах для основных и частивспомогательных категорий рабочих, занятых на обслуживании технологическихпроцессов, принимается сменный характер работы.

30.2.2. Продолжительность смены при круглосуточной работеГПЗ следует принимать равной 8 часам, а в случае, если в составе завода имеютсяустановки сероочистки, получения серы и другие производства с вреднымиусловиями труда - 6 часам.

30.2.3. Для обеспечения непрерывной работы производств с8-часовой рабочей сменой следует считать наиболее приемлемым 4-х бригадныйграфик рабочего времени с месячным фондом рабочего времени 182,4 часа длякаждого работающего.

30.2.4. Для обеспечения непрерывной работы производств с6-часовой рабочей сменой следует считать наиболее приемлемым 5-бригадныйграфик, с недельным фондом рабочего времени 36 часов и месячным фондом рабочеговремени 152,5 часа для каждого работающего.

30.2.5. В производствах с периодическими процессами, ккоторым относятся большинство вспомогательных (ремонтно-механические,ремонтно-строительные, ремонт КиП и А и др.), а также для ИТР и служащихследует принимать 5-дневную рабочую неделю с 2-мя выходными днями.

30.2.6. При определении общей численности обслуживающегоперсонала ГПЗ следует учитывать явочный и списочный состав работающих.

30.2.7. При определении численности персонала ГПЗрекомендуется руководствоваться следующими нормативными документами:

Типовой структурой и нормативами численностиинженерно-технических работников и служащих газоперерабатывающих заводовнефтяной промышленности [91], с учетом изменения нормативов, изложенных в п.30.1.2. - для определения численности АУП, ИТР и служащих.

Нормативами численности рабочих газоперерабатывающих заводовнефтяной промышленности [92] - для определения численности рабочих по видамвыполняемых работ.

30.2.8. При разработке АСУТП и АСУП численность персонала повидам работ должна быть увязана с проектами указанных автоматизированных системуправления.

30.2.9. В разделе "Организация труда" проектовследует указывать функции персонала по видам работ с учетом регламентовобслуживания оборудования по данным, указанным в инструкциях по эксплуатацииоборудования, и отсутствия рабочих мест непосредственно в зоне размещенияоборудования.

 

31. СПЕЦИАЛИЗАЦИЯ ИКООПЕРИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВА

 

31.1. Газоперерабатывающие заводы, использующие в качествесырья нефтяной газ, должны проектироваться преимущественно комплектнымитехнологическими линиями (КТЛ) мощностью 0,5; 1,0 и 2,0 млрд. м³/год.Ввод КТЛ должен предусматриваться очередями в соответствии с намечаемой подачейсырья на ГПЗ с промыслов.

31.2. При проектировании ГПЗ должна обеспечиваться широкаякооперация объектов подсобно-вспомогательного назначения, инженерных сооруженийи коммуникаций со строящимися и действующими в составе промышленного узлапредприятиями и сооружениями.

Предпочтение следует отдавать внутрирайонномукооперированию, а также кооперированию объектов общезаводского хозяйства ГПЗ ицентральных пунктов сбора (ЦПС) нефти и газа, в первую очередь, в частиводоснабжения, очистки и сброса промышленных и хозбытовых стоков, электро-тепло- и воздухоснабжения, лабораторного контроля, связи, ремонтного искладского хозяйства, хозбытовых и вспомогательных помещений.

 

32. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН

 

32.1. При разработке генеральных планов ГПЗ следуетруководствоваться кроме настоящих Норм требованиями следующих нормативныхдокументов:

- "Генеральные планы промышленных предприятий"[38];

- "Правила устройства электроустановок" [39];

- "Санитарные нормы проектирования промышленныхпредприятий" [93];

- "Промышленный транспорт" [76];

- "Автомобильные дороги" [77];

- ВУПП-88 - "Ведомственные указания по противопожарномупроектированию предприятий зданий и сооружений нефтеперерабатывающей инефтехимической промышленности" [6].

Рекомендациями и указаниями по пожарной защите,разработанными ВНИИПО МВД Российской Федерации, и другими действующиминормативными документами.

32.2. Выбор площадки для строительства ГПЗ следуетпроизводить с учетом соблюдения противопожарных и санитарных разрывов дососедних предприятий, возможного максимального приближения к источникам сырья,а также оценки экологических и социальных последствий осуществления проекта.

Размеры площадки под строительство предприятия определяютсяиз условия размещения технологических установок, производственных,подсобно-вспомогательных, административно-хозяйственных, складских зданий исооружений, инженерных коммуникаций с учетом требований противопожарных и санитарныхнорм.

32.3. ГПЗ следует располагать вне селитебной территориинаселенных пунктов, с подветренной стороны для ветров преобладающегонаправления по отношению к жилым районам.

32.4. Размещение ГПЗ у берегов рек и других водоемов должнобыть согласовано с природоохранными органами.

Участки под застройку должны располагаться, как правило,ниже (по течению) населенных пунктов, пристаней, речных вокзалов,гидроэлектростанций, судоремонтных и судостроительных заводов, мостов и т.п.сооружений на расстоянии не менее 300 м от них, если от указанных объектовдействующими для их проектирования нормативными документами не требуетсябольшего расстояния.

В случае необходимости расположения предприятия по течениюреки выше указанных объектов участки под застройку должны размещаться нарасстоянии от них не менее 3000 м.

32.5. Планировочные решения генерального плана ГПЗ должныразрабатываться с учетом технологического зонирования установок, блоков, зданийи сооружений.

Размещение производственных, подсобно-вспомогательных искладских зданий и сооружений в зонах необходимо производить по ихфункциональному и технологическому назначению с учетом взрывной, взрывопожарнойи пожарной опасности их, направления ветра и рельефа местности. Наименьшеерасстояние между зданиями и сооружениями следует принимать по табл. 2 ВУПП-88[6].

Плотность застройки площадки предприятия должна быть неменее 35 %.

32.6. Вертикальная планировка территории предприятия должна:

- не допускать наличия на территории естественных оврагов,выемок, низин и устройство открытых траншей, котлованов, приямков и т.п., вкоторых возможно скопление взрывопожароопасных паров и газов;

- предотвращать попадание продуктов при аварийном розливе сучастков одних объектов на участки других;

- обеспечивать организацию отвода разлившихся продуктов,атмосферных осадков и защиту территории от попадания извне талых и ливневыхвод.

32.7. При размещении предприятия на прибрежных участках реки других водоемов для определения планировочной отметки площадки строительстваза расчетный горизонт надлежит принимать наивысший уровень воды с вероятностьюего превышения один раз в 50 лет.

32.8. Внутриплощадочные автомобильные дороги следуетпроектировать с твердым покрытием и располагать от зданий и сооруженийкатегорий А, Б и В на расстоянии не менее 5 м.

Поперечный профиль дорог, как правило, следуетпредусматривать с обочинами в малых насыпях, с учетом проектных отметоквертикальной планировки.

32.9. С территории ГПЗ должно быть не менее двух выездов наавтомобильные дороги общего пользования или на тупиковые подъезды к территориипредприятия.

32.10. В пределах обочины внутриплощадочных автомобильныхдорог допускается прокладка подземных сетей противопожарного водопровода,связи, сигнализации, наружного освещения и силовых электрокабелей.

32.11. Автомобильные дороги, предназначенные для проездапожарных машин, следует проектировать с покрытием "переходного типа",с проезжей частью шириной не менее 3,5 м.

Подъезд пожарных машин к технологическим установкам долженбыть обеспечен со всех сторон.

Подъезд пожарных машин к зданиям и сооружениям внутритехнологической установки, представляющей собой единое технологическое целое,не предусматривается.

32.12. Вводы железнодорожных путей допускается устраивать вовсе производственные помещения, независимо от категорий.

Въезд локомотива в помещения категории А, Б и В недопускается.

32.13. Территория ГПЗ должна быть ограждена проветриваемойоградой из негорючих материалов высотой не менее 2 м.

Расстояние от ограждения до установок, сооружений, производственных,подсобно-вспомогательных зданий, оборудования должны приниматься с учетомвозможности свободного проезда пожарных машин и создания охранной зоны, но неменее 5 м до объектов с производствами категорий А, Б, В.

32.14. На незастроенных свободных площадках территории ГПЗ вадминистративной и вспомогательной зонах могут быть посажены деревья икустарники только лиственных пород, устойчивых к вредным выделениямпредприятия, устроены газоны, клумбы и т.п.

Расстояние от зданий, сооружений и ограждения до деревьев икустарников должно быть не менее 5 м.

 

33. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ ПООХРАНЕ ТРУДА И ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ

 

33.1.Охрана труда и техника безопасности

33.1.1. В проекте должны быть разработаны мероприятия,обеспечивающие взрыво- и пожаробезопасность производств, газовую безопасность,выполнение норм и правил по промышленной санитарии и охране труда.

33.1.2. При разработке проектной документации ГПЗ иотдельных технологических установок в части безопасности производств, охранытруда и промышленной санитарии необходимо руководствоваться следующимиосновными нормативными документами и материалами:

- "Правилами безопасности при эксплуатации ГПЗ"[13];

- "Правилами пожарной безопасности при эксплуатацииГПЗ" [23];

- "Правилами устройства электроустановок" (ПУЭ)[39];

- "Правилами устройства и безопасной эксплуатациисосудов, работающих под давлением" [17];

- "Правилами безопасности в газовом хозяйстве"[82];

- "Ведомственными указаниями по противопожарномупроектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей инефтехимической промышленности" (ВУПП-88) [6];

- "Санитарными нормами проектирования промышленныхпредприятий" СН 245-71 [93];

- "Санитарными правилами организации технологическихпроцессов и гигиеническими требованиями к производственному оборудованию"[78];

- ОСТ 51.125-84 "ССБТ. Процессы производственные попереработке бессернистого газа на газоперерабатывающих заводах. Общиетребования безопасности" [79];

- "Правилами использования взрывозащищенного ирудничного электрооборудования", (ПИВРЭ) [80];

- "Временными правилами защиты от проявлениястатического электричества на производственных установках и сооруженияхнефтяной и газовой промышленности" РД 39-22-113-78 [81];

- "Инструкцией по устройству молниезащиты зданий исооружений" РД-34.21.122-87 [55];

- "Правилами технической эксплуатации электроустановокпотребителей и Правилами техники безопасности при эксплуатацииэлектроустановок" [52];

- "Правилами безопасности для складов хранениясжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей поддавлением" [83];

- "Правилами устройства и безопасной эксплуатациистационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов" [8];

- "Нормативами техники безопасности и промышленнойсанитарии на холодильное оборудование для химических и нефтехимическихпроизводств" [5];

- "Нормативами по технике безопасности на различныетипы насосов, перекачивающих ядовитые, огне- и взрывоопасные жидкости"[84];

- "Нормативами по технике безопасности на центробежныенасосы, перекачивающие сжиженные газы" [109];

- "Правилами устройства и безопасной эксплуатациифакельных систем (ПУ и БЭФ-91) [58];

- "Правилами устройства и безопасности эксплуатациитрубопроводов пара и горячей воды" [21];

- "Правилами устройства и безопасной эксплуатациипаровых и водогрейных котлов" [4];

- "Правилами технической эксплуатации теплоиспользующихустановок и тепловых сетей и Правилами техники безопасности при эксплуатациитеплоиспользующих установок и тепловых сетей" [85];

- "Требованиями к установке датчиков стационарныхгазоанализаторов в производственных помещениях и на наружных площадкахпредприятий нефтяной и газовой промышленности" ТУнефтегаз, РДБТ39-0147171-003-88 [36];

- Соответствующими главами СНиП;

- Системой стандартов безопасности труда (ССБТ);

- "Перечнем нормативно-технической документации (НТД)по технике безопасности, обязательной для нефтяной и газовойпромышленности".

33.1.3. Для ГПЗ следует предусматривать газоспасательнуюслужбу.

Структура и численность газоспасательной службы на вновьпроектируемых ГПЗ определяется проектной организацией.

33.1.4. Условия для обслуживающего персонала должнысоответствовать действующим санитарным зонам, предельные-допустимыеконцентрации вредных веществ на рабочем месте - не выше предусматриваемых ГОСТ12.1.005-88 "ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздухурабочей зоны".

33.1.5. В технологической части проекта должны указываться:

а/ Группа производственного процесса по санитарнойхарактеристике в соответствии со СНиП 2.09.04-87 "Административные и бытовыездания";

б/ Категории помещений и зданий по взрывопожарной и пожарнойопасности, устанавливаемые в соответствии с ОНТП-24-86 "Определениекатегории помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности",утвержденными МВД или специальным Перечнем, утвержденным в установленномпорядке;

в/ Категории взрывоопасности и группы взрывоопасных смесейпо ГОСТ 12.1.010-76.

33.1.6. При перекачке вредных веществ 1, 2 и 3 классовопасности, легковоспламеняющихся жидкостей, сжиженных газов следует применятьбессальниковые насосы или насосы торцевыми уплотнениями.

33.1.7. Устройство местных отсосов от торцевых уплотненийнасосов, перекачивающих вредные вещества 1, 2 и 3 классов опасности, ЛВЖ, ГЖ исжиженные газы, не требуется при условии оснащения производственных помещений,в которых насосы установлены, газоанализаторами и сигнализаторами,сблокированными для автоматического включения аварийной вентиляции и отключениянасоса или группы насосов, находящихся в зоне загазованности.

33.1.8. Насосы, перекачивающие сжиженные газы, ЛВЖ и ГЖ,вредные жидкости, а также компрессоры, нагнетатели, газодувки и т.п.,работающие непрерывно, должны быть оснащены средствами сигнализации,извещающими об их остановке, а по параметрам расходов, давления, температуры ивибрации компьютерным контролем.

33.1.9. Следует предусматривать автоматическое включениерезервного насоса в случае остановки рабочего, подающего жидкость в двойныеторцевые уплотнения валов насосов и перемешивающих устройств.

33.1.10. При размещении насосов вне здания должныпредусматриваться мероприятия, исключающее возможность застывания илизамерзания перекачиваемой жидкости в насосе или трубопроводе (продувка,прокачка и т.п.).

33.1.11. На установках газоразделения и ректификации следуетпредусматривать:

- устройство сигнализации о подъеме давления в колонне вышедопустимого;

- блокировку (закрытие регулирующего клапана) подачитеплоносителя (пара) в кипятильник при подъеме давления в колонне вышедопустимого.

33.1.12. Приемные емкости установок должны иметь блокировку,прекращающую подачу в них (поступление) СУГ, ЛВЖ и ГЖ и вредных жидкостей приповышении уровня в емкостях выше допустимого.

33.1.13. Каждый компрессор должен иметь предупредительнуюсигнализацию отклонения параметров от нормальных рабочих значений, а также, какправило, автоматическую защиту (блокировку), отключающую компрессор приповышении давления и температуры сжимаемого газа (воздуха) на конечных ступеняхсжатия, при прекращении подачи воды (охлаждающей жидкости), падении давлениягаза на приеме и падении давления в системе смазки и уплотнения.

33.2. Категории производственных помещений попожаровзрывоопасности.

33.2.1. Категории основных помещений и зданий повзрывопожарной и пожарной опасности, классов взрывоопасных и пожароопасных зонследует принимать по таблице 1 Руководящего документа "Классификаторпомещений, зданий, сооружений и наружных установок предприятий нефтяной игазовой промышленности по взрывопожароопасности" [87] в соответствии схарактеристиками технологических процессов и обращающимися в производствевеществами.

33.2.2. При отличии или отсутствии в классификаторетехнологических процессов и обращающихся в производстве веществ оценкавзрывопожарной и пожарной опасности сооружений, зданий и помещений, классазащиты обслуживающего персонала и строительных конструкций объектов ГПЗопределяется расчетным путем на основании и в соответствии с требованиями:

- Руководящего документа "Классификатор помещений,зданий, сооружений и наружных установок предприятий нефтяной и газовойпромышленности по взрывопожароопасности" [87];

- Общесоюзных норм технологического проектирования"Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарнойопасности" ОНТП 24-86 [94];

- Правил устройства электроустановок, ПУЭ [39];

33.3. Требования по снижению опасности производствапри аварийных ситуациях.

33.3.1. На стадии проектирования должны быть проведеныанализ безопасности производственных процессов и оценка риска при эксплуатацииГПЗ или отдельной технологической установки.

33.3.2. На определенных этапах проектирования необходиморассмотреть:

а) какую опасность представляют имеющиеся на производстве -сырье, реагенты, катализаторы, промежуточные и целевые продукты, отходыпроизводства;

б) какие опасные производственные операции проводятся впроцессе эксплуатации, при подготовке и проведении ремонтных работ;

в) какие аварийные ситуации возможны на производстве попричине прекращения снабжения его различного вида энергоресурсами(электроэнергией, водой, теплоносителями, воздухом КиА и т.п.), отклонений отнормальных технологических режимов, выхода из строя отдельных видовоборудования, сбоев или отказов в работе систем автоматической защиты(блокировок), организационных и человеческих ошибок, внешних причин,воздействия сил природы (стихийных бедствий) и др.;

г) каковы, будут последствия пожара, взрыва и выбросовпродуктов на эксплуатационный персонал и население близлежащей местности, наокружающую природную среду и для всего предприятия в целом;

д) требования к технологическому процессу и проекту в целомв части безопасности, охраны труда и промсанитарии, экологичности;

е) нормы, правила, стандарты и другие руководящие материалы,требования которых должны быть соблюдены;

ж) генплан ГПЗ (технологической установки) и размещениеоборудования;

з) надежность обеспечения энергоресурсами;

и) системы защиты аппаратов, оборудования и трубопроводов отповышения давления;

к) системы обнаружения токсичных и горючих веществ;

л) систему автоматизированной остановки ГПЗ (технологическойустановки);

м) системы защиты и борьбы с пожарами;

н) способы защиты от коррозии;

о) материальное исполнение аппаратов, оборудования итрубопроводов.

33.3.3. По результатам рассмотрения и анализа безопасноститехнологического процесса и оценки эксплуатационного риска должны быть разработанытехнические решения и мероприятия, направленные на обеспечение безопаснойэксплуатации ГПЗ (установки) путем предотвращения, уменьшения или защиты отфакторов риска, а также на сведение к минимуму последствий материального ущербаот аварий, взрывов и пожаров.

33.3.4. Для ГПЗ (технологической установки) необходимопредусматривать систему противоаварийной защиты, состоящую в общем из:

а) системы аварийной остановки;

б) системы сброса давления паров и газов;

в) системы дренирования жидких продуктов и их сбора;

г) системы обнаружения пожара;

д) системы обнаружения утечки газов;

е) системы борьбы с пожарами;

ж) системы блокирования источников повышения давления;

з) аварийных источников снабжения электроэнергией, воздухом,и другими видами энергоносителей.

Набор систем определяется при конкретном проектировании.

33.3.5. Проектирование системы противоаварийной защиты исистемы безопасности осуществляется с учетом особенностей технологическогопроцесса, на основе анализа возможных аварийных ситуаций и в зависимости ототносительного энергетического потенциала взрывоопасности технологическихблоков.

33.3.6. Пропускную способность системы сброса давления изотдельного аппарата необходимо выбирать с таким расчетом, чтобы обеспечивалисьвозможность снижения давления до величины, составляющей 50 % от расчетногодавления аппарата, в течение 15 мин.

33.3.7. Быстродействие отсечной арматуры систем аварийнойостановки и систем безопасности (соленоиды, клапаны КиА, краны, электрозадвижкии т.п.) должно быть достаточным для обеспечения минимального выброса горючих,взрывоопасных и токсичных веществ в окружающую среду и безопасного отсеченияпотока.

33.3.8. При выборе запорной арматуры, предназначенной длясистем безопасности и аварийной остановки, кроме быстродействий, должны бытьтакже рассмотрены и учтены такие основные критерии как:

а) герметичность затвора;

б) безопасность расположения;

в) способ управления (автоматизированный, через редуктор ит.п.);

г) простота технического обслуживания.

33.3.9. Системы сигнализации и защиты (блокировок) отдельныхвидов оборудования должны отвечать следующим основным требованиям:

а) быть независимыми от всех других систем контроля иавтоматизации технологического процесса;

б) конечный исполнительный механизм (регулирующий клапан,привод запорной арматуры и т.п.) при потере контрольного сигнала оттехнологического процесса (или сбое) должен оказываться в безопасном положении,т.е. приходить к положению, при котором не создастся опасность длятехнологического процесса (так называемый принцип"отказоустойчивости");

в) все электрические компоненты (элементы) схем защит должныбыть запитаны от одного и того же источника или индивидуальной цепи;

г) схемы защиты и их отдельные компоненты (элементы) должныбыть спроектированы таким образом, что при потере питания их энергией, они,задействовав конечную операцию, приводили технологический процесс к безопасномусостоянию (тот же принцип "отказоустойчивости");

д) сигнализаторы, сигнальные устройства, сигнальные лампы иэлектрические приборы, за исключением тех, которые связаны с системой защит,должны быть запитаны независимо от системы защит;

е) каждый параметр, для которого предусматривается защита(блокировка), должен обеспечиваться двумя сигналами:

сигналом предварительного оповещения об отклонении параметраот требуемой величины (или предупредительным сигналом), срабатывающим заранее,до того как защита прийдет в действие, и сигналом, срабатывающим одновременно сзащитой одного и того же датчика;

ж) системы аварийных защит и сигнализации должны проектироватьсятаким образом, чтобы можно было бы проводить регулярные проверки отдельныхкомпонентов (элементов) этих систем во время ведения технологического процессаили работы оборудования ("на ходу").

33.3.10. Системы автоматизации технологических процессовдолжны быть выполнены таким образом, чтобы выход из строя отдельных их узлов иэлементов или их неисправность (сбой) позволили безаварийно остановить завод(установку) по месту или дистанционно.

33.3.11. Все технологические установки должны быть обеспеченысигнализирующими устройствами о падении (снижении) давления на вводе (входе) наустановку: сжатого воздуха КиА, пара (теплоносителя), воды (охлаждающейжидкости), инертного газа (азота).

33.3.12. При проектировании систем обнаружения утечки газовнеобходимо руководствоваться РДБТ-39-0147171-003-88 ТУ нефтегаз, позволяющимопределить тип газосигнализатора, необходимое количество и места установкидатчиков с учетом состава технологических сред и используемых реагентов,технологических особенностей производства и климатических условий, и настоящиминормами.

33.3.13. При отсутствии приборов автоматического контроля засодержанием вредных веществ в воздухе рабочей зоны и в атмосферном воздухе ГПЗпроектом должны быть предусмотрены мероприятия по организации аналитическогоконтроля переносными полуавтоматическими приборами, методами экспресс-анализаили обычными физико-химическими методами.

33.3.14. Территория ГПЗ, перерабатывающихсероводородосодержащий газ, должна быть разбита на зоны, с максимально возможнымвыделением и отделением зон, обладающих газовой сероводородной опасностью, сцелью обеспечения эвакуации работающих при аварии из опасных зон в минимальнокороткое время.

33.3.15. Границы зон сероводородной газовой опасности,должны проходить, как правило, по границам установки и ограничиваться колонкамиаварийной сигнализации, оснащенными сигнальной лампой, звуковым сигналом,двухсторонней громкоговорящей связью с операторной и газоспасательной станцией.

33.3.16. Сеть сигнализации сероводородной газовой опасностикаждой зоны должна срабатывать от кнопки любой колонки, относящейся к даннойзоне. Одновременно сигнал о сероводородной газовой опасности в зоне долженпередаваться в центральное помещение управления и в газоспасательную станцию.

33.3.17. Схема сигнализации сероводородной опасности должнапозволять диспетчеру (оператору) и дежурному газоспасательной станции включатьгромкоговорящую связь, световую и звуковую сигнализацию в любой зоне завода ипо всему заводу в целом.

33.3.18. Колонки аварийной сероводородной сигнализациидолжна располагаться, как правило, на границах установки, но не реже, чем через100 м, с таким расчетом, чтобы работающие, покидающие аварийную зону, встречалина своем пути сигнализационную установку.

33.3.19. На установках, имеющих кислоты, щелочи, и другиевредные вещества, требующие немедленного смыва, необходимо устанавливатьдушевые или фонтанчики.

 

34.ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА. ПОЖАРОТУШЕНИЕ.

 

34.1. Проектом должен предусматриваться комплексмероприятий, обеспечивающий пожарную безопасность производств, зданий исооружений газоперерабатывающих заводов.

34.2. При проектировании противопожарных мероприятий на ГПЗследует руководствоваться требованиями следующих нормативных документов:

СНиП 2.01.02-85 "Противопожарные нормы" [96];

СНиП 2.09.02-85 "Производственные зданияпредприятий" [97];

СНиП 2.09.03-85 "Сооружения промышленныхпредприятий" [98];

СНиП 2.04.09-84 "Пожарная автоматика зданий исооружений" [99];

СНиП 2.04.02-84 "Водоснабжение. Наружные сети исооружения";

СНиП 2.04.01-85 "Внутренний водопровод и канализациязданий" [102];

СНиП 2.09.04-87 "Административные и бытовыездания";

СНиП 2.11.01-85 "Складские здания" [103];

ВУПП-88 "Противопожарные нормы проектированияпредприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности" [6];

У-ТБ-07-89 "Указания по проектированию системпожаротушения на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях"[104];

СНиП 2.04.08-87 "Газоснабжение" [24];

СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов.Противопожарные нормы" [25];

СНиП II-89-80 "Генеральные планы промышленныхпредприятий" [38];

ВУП СНЭ-87 "Ведомственные указания по проектированиюжелезнодорожных сливо-наливных эстакад ЛВЖ, ГЖ и СУГ" [74];

СН 512-78 "Инструкция по проектированию зданий ипомещений для электронно-вычислительных машин" [106]

и настоящих норм.

34.3. Автоматические установки пожаротушения иавтоматические установки пожарной сигнализации на объектах ГПЗ необходимопредусматривать в соответствии с требованиями отраслевых перечней зданий ипомещений, подлежащих оборудованию установками пожарной автоматики.

34.4. На ГПЗ следует предусматривать строительство пожарныхдепо исходя из допустимых радиусов обслуживания, в соответствии с требованиямиСНиП II-89-80 [38].

Вид подразделений, тип и количество специальных автомобилейдля пожарного депо определяются заказчиком проекта по согласованию стерриториальными службами пожарного надзора.

34.5. Газоперерабатывающие предприятия должны бытьобеспечены первичными средствами пожаротушения в соответствии с "Нормамиположенности средств пожаротушения", приведенными в "Правилахпожарной безопасности при эксплуатации ГПЗ" [23].

Приобретение и комплектование объектов первичными средствамипожаротушения осуществляется заказчиком проектов за счет главы "Прочиеработы и затраты" сводного сметного расчета.

34.6. На площадках ГПЗ, как правило, следует проектироватьобъединенную систему производственно-противопожарного водопровода собъединенной насосной производственно-противопожарного водоснабжения.

Давление в сети объединенного водопровода должнообеспечиваться насосами производственного водоснабжения и составлять 0,3 - 0,6МПа.

При пожаре должны включаться пожарные насосы - повысители(автоматически или дистанционно) и обеспечивать давление в сети не менее 0,9МПа.

34.7. Расход воды на пожаротушение из сети противопожарноговодопровода должен приниматься из расчета двух одновременных пожаров напредприятии:

одного пожара в производственной зоне (на одной изустановок)

второго пожара - в зоне сырьевых и товарных парков (в одномиз парков).

34.8. Расход воды на противопожарную защиту и пожаротушениеиз сети противопожарного водопровода, а так же производительностьпротивопожарного водопровода определяется из расчета:

- обеспечения работы стационарных установок водяного орошения;

- максимального расхода воды на внутреннее пожаротушениедиктующего здания;

- подачи воды не менее 50 л/с для передвижной пожарнойтехники или одновременной работы двух лафетных стволов.

В случаях, когда расход воды на одновременную работу двухлафетных стволов превышает 50 л/с, необходимо установить расход воды только дляработы двух лафетных стволов.

34.9. Расход воды на пожаротушение определяется расчетом, нодолжен приниматься не менее:

для производственной зоны - 170 л/с;

для товарно-сырьевых складов (парков) - 200 л/с.

34.10. Расход воды на стационарные установки водяногоорошения оборудования колонного типа открытых технологических установокопределяется исходя из суммы расходов воды на охлаждение условно горящейколонны и смежных с ней колонн, расположенных на расстоянии менее двухдиаметров наибольшей из колонн.

34.11. Интенсивность подачи воды на охлаждение поверхностиоборудования для стационарных установок орошения должна приниматься всоответствии с таблицей 12.

 

Таблица 12

 

 

34.12. Расстояние от оросительного кольца до защищаемойповерхности должно быть не менее 0,8 м.

34.13. Для систем орошения должны применяться дренчерныеоросители или перфорированные трубы с диаметром отверстий не менее 5 мм.

Для аппаратов вертикального типа (колонны и т.п.) ось факелаводяной струи от оросителей должна быть направлена вниз под углом 50 ¸ 60° к орошаемой поверхности.

34.14. Защита коленных аппаратов технологических установокна высоту до 30 м должна производиться лафетными стволами.

При высоте колонных аппаратов более 30 м защита их должнапроизводиться комбинированно (до высоты 30 м - лафетными стволами, свыше 30 м -стационарными установками водяного орошения).

34.15. Число и расположение лафетных стволов для защитыоборудования, расположенного на наружной установке, определяется графически,исходя из условия орошения защищаемого оборудования одной компактной струей.

34.16. Лафетные стволы на наружных технологическихустановках должны располагаться вне габаритов защищаемых ими объектов, нарасстоянии не менее 15 м от аппаратов, сооружений и трубопроводов с ЛВЖ и СУГ.В отдельных случаях при стесненных условиях площадки, допускается эторасстояние уменьшать до 10 м.

При невозможности размещения лафетных стволов на указанныхрасстояниях от аппаратов, сооружений и трубопроводов, лафетные стволыдопускается устанавливать на меньших расстояниях (а также устанавливать наплощадках обслуживания колонн, этажерок и на кровле зданий) при условии, еслибудут установлены дублирующие стволы или обеспечено дистанционное управлениестволами.

34.17. Для защиты оборудования, расположенного на высоте до20 м лафетные стволы могут устанавливаться на земле на высоте 1,2 м отпланировочной отметки.

Для защиты оборудования, расположенного на этажерках высотойболее 20 м лафетные стволы могут устанавливаться на специальных лафетных вышкахвысотой до 2,5 м. Площадки для обслуживания лафетных стволов должны бытьразмером 2,7 ´ 2,7 м и иметьограждение.

34.18. Лафетные стволы для защиты оборудования наружныхустановок следует применять с диаметром насадки не менее 28 мм.

Выбор диаметра насадки лафетных стволов следует производитьв зависимости от получения необходимого радиуса действия компактной струи сучетом напора в сети противопожарного водопровода.

Напор у насадка должен быть не менее 0,4 МПа.

34.19. Наружные установки высотой 10 м и более должны бытьоборудованы стояками - сухотрубами диаметром не менее 80 мм со стационарнымиподключениями к сетям водопровода (пенопровода) для сокращения времени подачиогнегасящих веществ.

На каждой этажерке наружной установки длиной более 80 мдолжно быть не менее двух стояков, расположенных у маршей лестниц.

На стояке - сухотрубе, на каждом этаже, должна быть запорнаяи соединительная арматура, рассчитанная на работу рукавов Ду 80.

На стояках - сухотрубах следует предусматривать спускныекраны для опорожнения их от воды.

34.20. Для зданий высотой более 15 м вдоль пожарных лестницдля подъема на кровлю следует предусматривать устройство сухотрубов диаметромне менее 80 мм с соединительными головками на обоих концах трубопровода длясокращения времени подачи огнегасящих веществ.

34.21. Категорию надежности электроснабжения противопожарнойнасосной следует принимать в соответствии с приложением 1.

34.22. Неприкосновенный запас воды при насосныхпожаротушения следует принимать из расчета продолжительности тушения пожара втечение 3-х часов и хранить его не менее чем в двух резервуарах.

34.23. Расчетное время восполнения неприкосновенногопротивопожарного запаса воды в резервуарах после пожара должно быть дляобъектов ГПЗ - 24 часа.

34.24. На сетях противопожарного водопровода следуетустанавливать пожарные гидранты с интервалом 100 м друг от друга.

У пожарных гидрантов и водоемов должны устанавливатьсясветовые или флюоресцентные указатели в соответствии с требованиями ГОСТ12.04.009-83.

34.25. В дополнение к противопожарному водопроводу наплощадках ГПЗ следует предусматривать строительство противопожарных водоемовобъемом не менее 250 м³ с интервалом размещения не более 500 м другот друга.

34.26. Расстояние от места забора воды из пожарных водоемовдолжно быть:

до зданий категории А, Б, В по пожарной опасности - 20 м;

от наружных дворов технологических установок - 40 м.

34.27. Каждый пожарный водоем должен иметь колодец длязабора воды объемом 3 ¸ 5 м³,соединенный с водоемом трубой диаметра не менее 200 мм и площадку с твердымпокрытием размером в плане 12 ´12 для стоянки пожарных автомобилей.

 

 

35. ПРИНЯТЫЕ В ТЕКСТЕСОКРАЩЕНИЯ

 

АВО - Аппараты воздушного охлаждения

АВР - аварийное включение резерва

АРМ - автоматизированное рабочее место

АСУ - автоматизированная система управления

АСУП - автоматизированная система управления производством

АСУТП - автоматизированная система управлениятехнологическим процессом

АТС - автоматизированная телефонная станция

АРБ - аварийная разгерметизация блока

БКУ - блочно-комплектные устройства

БПК - биологическая потребность в кислороде

ВВК - вытяжная вентиляционная камера

ВЭР - вторичные энергоресурсы

ГПЗ - газоперерабатывающий завод

ГЖ - горючая жидкость

ГСС - газоспасательная служба

ГМК - газомоторный компрессор

ГПА - газоперекачивающий агрегат

ГУПО МВД - государственное управление пожарной охраныМинистерства внутренних дел

ГФУ - газофракционирующая установка

ДВК - довзрывная концентрация

ДЭА - диэтаноламин

ДЭГ - диэтиленгликоль

ЕАСС - единая автоматизированная система связи

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

ИТП - индивидуальный тепловой пункт

КИП - контрольно-измерительный прибор

КС - компрессорная станция

КСП - комплексный сборный пункт

КТЛ - комплектная технологическая линия

КТС - комплекс технических средств

KB - кондиционирование воздуха

ЛВС - локальная вычислительная сеть

ЛВЖ - легковоспламеняющаяся жидкость

МЭА - моноэтаноламин

МПУ - местное помещение управления

МДЭА - метилдиэтаноламин

НКПРП - нижний концентрационный предел распространенияпламени

HПBK -нижний предел взрывоопасной концентрации

НТК - низкотемпературная конденсация

НТА - низкотемпературная абсорбция

НТД - нормативно-техническая документация

ОВ - отопление и вентиляция

ОВОС - оценка воздействия на окружающую среду

ПАЗ - противоаварийная защита

ПУ - помещение управления

ПНВ - предварительный нагрев воздуха

ПАВ - поверхностно-активные вещества

ПВК - приточная вентиляционная камера

ПДК - предельно-допустимая концентрация

ПК - предохранительный клапан

ПЭВМ - персональная электронно-вычислительная машина

ПУЭ - правила устройства электроустановок

ПДВ - предельно-допустимый выброс

РОУ - редукционное охлаждающее устройство

РМОТ - рабочее место оператора-технолога

РД - руководящий документ

СА - система автоматизации

СУ - система управления

СУГ - сжиженный углеводородный газ

ТЗ - техническое задание

ТМП - тепломатериалопровод

ТС - теплоснабжение

ТЭГ - триэтиленгликоль

УСО - устройство связи с объектом

ЦТП - центральный тепловой пункт

ЦПУ - центральное помещение управления

ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов

ЭГ – этиленгликоль

 

 

Приложение 1

 

КАТЕГОРИИ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

 

Наименование установок, зданий и сооружений	Основные электроприемники	Категория по ПУЭ
1. Объекты основного производственного назначения
1.1. Установка переработки газа
1.1.1. Компрессорная	Компрессоры, насосы, вентиляторы, средства автоматизации, электрозадвижки, электроклапаны	I см. примечание
1.1.2. Наружное оборудование и осушка	Насосы, аппараты воздушного охлаждения, электрозадвижки, вентиляторы насосной	I
1.1.3. Холодильная компрессорная	Компрессоры, насосы, масляные насосы компрессоров, вентиляторы, средства автоматизации	I
1.1.4. НТК и наружное оборудование	Аппараты воздушного охлаждения, насосы, электрозадвижки	I
1.1.5. Центральное помещение управления	Насосы циркуляционные, вентиляторы, средства автоматизации	I
1.2. Установка получения пропана	Аппараты воздушного охлаждения, насосы	I
1.3. Факельное хоз-во	Электрозадвижки, средства автоматизации	I
1.4. Реагентное хоз-во	Насосы, вентиляторы, электрозадвижки, средства автоматизации	III
1.5. Установка инертного газа
1.5.1. Азотно-кислородная станция	Компрессоры, газодувки, насосы, электронагреватели, вентиляторы электрозадвижки	II
1.5.2. Наружное оборудование	Насосы, аппараты воздушного охлаждения	II
1.6. Продуктопровод	Электрозадвижки, средства автоматизации	I
1.7. Газопровод сухого газа	Средства автоматизации	I
2. Объекты подсобного и обслуживающего назначения
2.1. Административно-бытовой корпус	Насосы, вентиляторы и др.	III
2.2. Ремонтно-механическая мастерская	Станки, компрессоры, насосы, стенды, прессы, краны, вентиляторы и др.	III
2.3. Склад грузов длительного хранения	Краны подвесные, вентиляторы	III
2.4. Склад этиленгликоля	Насосы, краны подвесные, вентиляторы	III
2.5. Склад ЛВЖ	Насосы, вентиляторы	III
2.6. Склад метанола	Насосы, вентиляторы	III
2.7. Воздушная компрессорная	Компрессоры, насосы, средства автоматизации	I
3. Объекты транспортного хозяйства и связи
3.1. Гараж	Компрессоры, насосы, станки, прессы, краны и др.	III
3.2. Пождепо	Компрессоры, насосы	II
	Вентиляторы	III
	Средства автоматизации и связи	I
3.3. Автоматическая установка пожарной сигнализации промплощадки	Аппараты пожарной сигнализации и связи	I
3.4. Диспетчеризация	Аппараты систем телемеханики, автоматики и связи	I
4. Сооружения водоснабжения, канализации, теплоснабжения и газоснабжения
4.1. Насосная станция хозяйственно-питьевого водоснабжения	Водяные насосы, вентиляторы, средства автоматизации	II
4.2. Насосная станция производственно-противопожарного водоснабжения	Водяные насосы, пожарные насосы, средства автоматизации	I
4.3. Водозабор	Насосы, электропечи	II
4.4. Канализационная насосная станция производственно-дождевых стоков	Насосы	II
	Вентиляторы заглубленных КНС, средства автоматизации	I
4.5. Канализационная насосная станция бытовых стоков	Насосы	II
	Вентиляторы заглубленных КНС, средств автоматизации	I
4.6. Станция биологической очистки	Насосы, воздуходувки, вентиляторы, средства автоматизации	II
4.7. Очистные сооружения производственно-дождевой канализации	Насосы, вентиляторы, средства автоматизации	II
4.8. Котельная	Насосы, дымососы, дутьевые вентиляторы, средства автоматизации	I
4.9. Канализационная насосная станция очищенных сточных вод	Насосы	II
	Вентиляторы заглубленных КНС, средства автоматизации	I
4.10. Станция обезжелезивания воды	Насосы, воздуходувки, вентиляторы, средства автоматизации	II
4.11. Установка нагрева теплоносителя	Насосы, электрозадвижки, средства автоматизации	I
4.12. Установка очистки парового конденсата	Насосы, электрозадвижки средства автоматизации	I
4.13. Станция перекачки конденсата	Насосы, электрозадвижки, средства автоматизации	I
4.14. Водоподогревательная установка (бойлерная)	Насосы, электрозадвижки, средства автоматизации	I
4.15. Водоподготовка (химводоочистка)	Насосы, электрозадвижки, средства автоматизации	II

 

ПРИМЕЧАНИЯ

1. В связи с невозможностьюосуществления самозапуска или автоматического повторного пуска синхронныхэлектродвигателей сырьевых и дожимных компрессоров, I категориюэлектроснабжения последних следует относить к питающим шинам подстанции, а не ксамим электродвигателям, т.к. даже автоматическое восстановление напряжения нашинах, потерявших питание, все равно ведет к нарушению непрерывноготехнологического процесса.

2. Если необходимо обеспечитьнепрерывность технологического процесса при потере источника электроэнергии,выходе из строя электродвигателя, его коммутационной аппаратуры или линии,непосредственно питающей электродвигатель, резервирование следует осуществлятьпутем установки резервного технологического механизма, запитываемого от второгонезависимого источника питания.

 

 

Приложение 2

 

ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКИ НАИБОЛЕЕЖИЗНЕННО-ВАЖНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

 

 

 

ПЕРЕЧЕНЬ

нормативно-технических документов, положения которыхучтены в нормах и даны ссылки.

 

1. "Положение о системе технического обслуживания иремонта технологического оборудования и аппаратов объектов сбора, транспорта ипереработки нефтяного газа". РД 39-095-91, Миннефтегазпром, 1991 г.

2. ВНТП 01/87/04-84 "Нормы технологическогопроектирования объектов нефтяной и газовой промышленности, выполненных сприменением блочных и блочно-комплектных устройств" утвержденыМиннефтегазстроем, Мингазпром, 1984 г.

3. Типовая инструкция по организации безопасности проведенияогневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах, утвержденаГосгортехнадзором, 1974 г.

4. Правила устройства и безопаснойэксплуатации паровых и водогрейных котлов, утверждены Госгортехнадзором, 1988г.

5. Нормативы техники безопасности ипромышленной санитарии на холодильное оборудование для химических инефтехимических производств, Минхиммаш, 1970 г.

6. ВУПП-88 "Ведомственные указания попротивопожарному проектированию предприятий, зданий и сооруженийнефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности", Миннефтехимпром,1988 г.

7. Правила устройства и безопасной эксплуатациипоршневых компрессоров, работающих на взрывоопасных и токсичных газах,утверждены Госгортехнадзором, 1977 г.

8. Правила устройства и безопаснойэксплуатации стационарных компрессорных установок, воздуховодов и газопроводов,утверждены Госгортехнадзором, 1975 г.

9. ВСН-6-75 "Инструкция попроектированию производства газообразных и сжиженных продуктов разделениявоздуха", Минхимпром, 1975 г.

10. ИБТВ-2-001-82 "Типовая отраслеваяинструкция о порядке получения, перевозки, хранения, отпуска и примененияметанола, Миннефтепром, 1982 г.

11. Инструкция по выбору сосудов иаппаратов, работающих под давлением до 100 кг/см² и защите их отпревышения давления, Миннефтехимпром, 1978 г.

12. PTM-26-02-63-83"Технические требования к конструкции и изготовлению сосудов, аппаратов итехнических блоков установок подготовки и переработки нефти и газа, содержащихсероводород", Союзнефтехиммаш, 1983 г.

13. Правила безопасности при эксплуатациигазоперерабатывающих заводов, утверждены Госгортехнадзором СССР, 1986 г.

14. Инструкция по выбору нефтяныхцентробежных насосов, ВНИИнефтемаш, 1980 г.

15. РД-03-15-92 "Требования кразработке, изготовлению и применению мембранных предохранительныхустройств", Госгортехнадзор, 1992 г.

16. Регламент проведения в зимнее времяпуска, остановки и испытания на прочность химических, нефтеперерабатывающих инефтехимических заводов, а также промыслов и ГПЗ, Министерство химического инефтяного машиностроения, 1972 г.

17. Правила устройства и безопаснойэксплуатации сосудов, работающих под давлением, утверждены Госгортехнадзором,1987 г.

18. СНиП 2.01.01-82 "Строительные климатология игеофизика", Госстрой СССР, 1982 г.

19. СНиП 3.05.35-84 "Технологическоеоборудование и технологические трубопроводы", утвержден Госстроем СССР,1984 г.

20. СН 527-80 Инструкция по проектированиютехнологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа", утверждены ГосстроемСССР, 1981.

21. Правила устройства и безопаснойэксплуатация трубопроводов пара и горячей воды, утверждены ГоспроматомнадзоромСССР, 1990 г.

22. РД 38.13.004-86 "Эксплуатация иремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см²)".Миннефтепром, 1986 г.

23. Правила пожарной безопасности приэксплуатации ГПЗ, утверждены Миннефтепромом, 1981 г.

24. СНиП 2.04.08-87 "Газоснабжение",утвержден Госстроем СССР, 1987 г.

25. СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти инефтепродуктов. Противопожарные нормы", Госстрой России, 1993 г.

26. ОСТ 36-24-77 "Детали трубопроводов Ду 500-1400 ммсварные из углеродистой стали на Ру £2,5 МПа (25 кгс/см²). Тройники сварные. Размеры",Минмонтажспецстрой, 1977.

27. ОСТ 36-45-81 "Детали трубопроводов из углеродистойстали сварные и гнутые Ду до 500 мм на Ру до 10 МПа (100 кгс/см²).Ответвления. Конструкция и размеры", Минмонтажспецстрой СССР, 1977 г.

28. ОСТ 36-46-81 "Детали трубопроводов из углеродистойстали сварные и гнутые Ду до 500 мм на Ру до 10 МПа (100 кгс/см²).Тройники сварные. Конструкция и размеры", Минмонтажспецстрой, 1981 г.

29. ОСТ 36-47-81 "Детали трубопроводов из углеродистойстали сварные и гнутые Ду до 500 мм на Ру до 10 МПа (100 кгс/см²).Заглушки плоские, деструкция и размеры", Минмонтажспецстрой, 1981 г.

30. ОСТ 36-48-81 "Детали трубопроводов из углеродистойстали сварные и гнутые Ду 500 мм за Ру до 10 МПа (10 кгс/см²).Заглушки ребристые. Конструкция и размеры", Минмонтажспецстрой СССР, 1981г.

31. ОСТ 36-42-81 "Детали трубопроводов из углеродистойстали сварные и гнутые Ду до 500 мм на Ру до 10 МПа (100 кгс/см²).Отводы гнутые. Конструкция и размеры", Минмонтажспецстрой СССР, 1981 г.

32. ОСТ 36-43-81 "Детали трубопроводов из углеродистойстали сварные и гнутые Ду до 500 мм на Ру до 10 МПа (100 кгс/см²).Отводы сварные. Конструкция и размеры", Минмонтажспецстрой СССР, 1981 г.

33. ОСТ 36-44-81 "Детали трубопроводов из углеродистойстали сварные и гнутые Ду до 500 мм на Ру до 10 МПа (100 кгс/см²).Переходы сварные. Конструкция и размеры", Минмонтажспецстрой СССР, 1981 г.

34. ОСТ 36-21-77 "Детали трубопроводов Ду 500 ¸ 1400 мм сварные из углеродистой сталина Ру £ 2,5 МПа (25 кгс/см²).Отводы штампосварные R = 1,5 Ду под углом 90°.Размеры", Минмонтажспецстрой СССР, 1977 г.

35. ОСТ 36-22-77 "Детали трубопроводов Ду 500 ¸ 1400 мм сварные из углеродистой сталина Ру £ 2,5 МПа (25 кгс/см²).Переходы концентрические и эксцентрические. Размеры" МинмонтажспецстройСССР, 1977 г.

36. Требования к установке датчиковстационарных газосигнализаторов в производственных помещениях и на наружныхплощадках предприятий нефтяной и газовой промышленности, утвержденыГосгортехзадзором, 1988 г.

37. Пособие по расчету на прочность технологических стальныхтрубопроводов за Ру до 10 МПа (к СН 527-80), ВНИИмонтажспецстрой, 1989 г.

38. СНиП II-89-80 "Генеральные планыпромышленных предприятий", утвержден Госстроем, 1980 г.

39. Правила устройства электроустановок,утверждены Минэнерго СССР, 1986 г.

40. РД 39-0148306-002-87"Автоматизация технологических процессов объектов переработки нефтяногогаза. Основные положения", Миннефтепром, 1987 г.

41. РД 50-213-80 "Правила измерениярасхода газа и жидкостей стандартными сужающими устройствами", ГосстандартСССР, 1982 г.

42. Временное руководство попроектированию пунктов учета ШФЛУ, НИПИгазпереработка, 1990 г.

43. РД 39-083-91 "Единая системаучета нефтяного газа и продуктов его переработки от скважины допотребителя", Миннефтегазпром, 1990 г.

44. ГОСТ 34.003-90 "Автоматизированные системы. Терминыи определения", утвержден Госстандартом, 1990 г.

45. ГОСТ 34.601.90 "Автоматизированные системы. Стадиисоздания", утвержден Госстандартом, 1990 г.

46. ГОСТ 34.201-89 "Виды, комплектность и обозначениедокументов при создании автоматизированных систем", утвержденГосстандартом, 1989 г.

47. РД 50-34.698-90 "Методические указания.Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов",Утверждены Госстандартом СССР, 1990 г.

48. ГОСТ 34.602-89 "Комплекс стандартов наавтоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированнойсистемы", утвержден Госстандартом, 1987 г.

49. Общие требования к ведомственным сетямв части их увязки с общегосударственными сетями ЕАСС, утверждены Минсвязи, 1982г.

50. Классификатор объектов народногохозяйства Министерства нефтяной промышленности СССР, на которых выставляетсяведомственная военизированная и сторожевая охрана и основные техническиетребования при проектировании комплекса инженерно-технических средств охраны ипомещений для размещения подразделений охраны, МНП, 1989 г.

51. Правила устройства и безопасной эксплуатациигрузоподъемных кранов, утверждены Госгортехнадзором, 1984 г.

52. Правила технической эксплуатацииэлектроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатацииэлектроустановок, утверждены Минэнерго СССР, 1984 г.

53. СНиП 3.05.06-85"Электротехнические устройства", утвержден Госстроем СССР, 1985 г.

54. ВСН-10-72 "Правила защиты отстатического электричества в производствах химической, нефтехимической инефтеперерабатывающей промышленности", Минхимпром, Миннефтепром, 1973 г.

55. РД 34.21.122-87 "Инструкция поустройству молниезащиты зданий и сооружений", утверждена Минэнерго СССР,1987 г.

56. СН 174-75 "Инструкция попроектированию электроснабжения промышленных предприятий", утвержденГосстроем СССР, 1975 г.

57. СНиП II-4-79 "Естественное иискусственное освещение" утвержден Госстроем СССР, 1979 г.

58. ПУ и БЭФ-91. "Правило устройстваи безопасной эксплуатация факельных систем", утвержденыГоспроматомнадзором, 1991 года.

59. РTM 36.18.32.4-92 "Расчетэлектрических нагрузок", Тяжпромэлектропроект, 1992 г.

60. СНиП II-35-76 "Котельныеустановки", утвержден Госстроем СССР, 1976 г.

61. СНиП 2.04.07-86 "Тепловыесети", утвержден Госстроем СССР, 1986 г.

62. СНиП 2.04.02-84 "Водоснабжение.Наружные сети и сооружения", утвержден Госстроем СССР, 1984 г.

63. РД 39-0148306-403-86 "Инструкцияпо защите оборудования замкнутых систем водооборота от коррозии нитрохроматнымингибитором", Утвержден Миннефтепромом, 1986 г.

64. РД 39-23-1148-84 "Инструкция позащите от коррозии оборудования закрытых водоблоков с температурой воды до 70 °С с цинкхроматполифосфатнымингибитором", утвержден Миннефтепромом, 1964 г.

65. Пособие к СНиП 1.02.01-85 "Охранаокружающей природной среды", Госстрой СССР, 1989 г.

66. Инструкция о порядке проведения оценкивоздействия на окружающую среду при разработке материалов по выбору площадки(трассы), технико-экономических обоснований инвестиций и проектов строительстванароднохозяйственных объектов и комплексов", утверждена Госкомприродой,1992 г.

67. Временные методические указания посоставлению раздела "Оценка воздействия на окружающую среду в схемахразмещения, ТЭО (ТЭР) и проектах разработки месторождений и строительстваобъектов нефтегазовой промышленности", утверждены Миннефтегазпромом, 1991г.

68. Временный классификатор токсичныхпромышленных отходов и методические рекомендации по определению классатоксичности промышленных отходов, утвержден Минздравом СССР, 1987 г.

69. Временная инструкция по сбору, приему,хранению, рациональному использованию и транспортировке отработанныхнефтепродуктов, утверждена Госснабом СССР.

70. СНиП 2.01.28-85 "Полигоны пообезвреживанию и захоронению токсичных промышленных отходов. Основные положенияпо проектированию", Госстрой СССР, 1985 г.

71. ОНД 86 "Методика расчетаконцентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросахпредприятий", утверждена Госкомгидрометом, 1986 г.

72. Правила охраны поверхностных вод отзагрязнения сточными водами, Минздрав СССР, Минрыбхоз СССР, 1975 г.

73. Нормы технологического проектированиярезервуарных парков, сжиженных углеводородных газов (СУГ), НИПИгазпереработка,1993 г. (проект).

74. ВУП СНЭ-87 "Ведомственные указанияпо проектированию железнодорожных сливо-наливных эстакад ЛВЖ, ГЖ и СУГ",Миннефтехимпром, 1986 г.

75. Инструкция по наливу, сливу иперевозке СУГ в железнодорожных вагонах-цистернах", Мингазпром, 1979 г.

76. СНиП 2.05.07-91 "Промышленныйтранспорт", Минстрой России, 1991 г.

77. СНиП 2.05.02-85 "Автомобильныедороги" Госстрой СССР, 1985 г.

78. Санитарные правила организацийтехнологических процессов и гигиенические требования к производственномуоборудованию, Минздрав СССР, 1971 г.

79. ОСТ 51.125-84 "ССБТ. Процессыпроизводственные по переработке бессернистого газа на газоперерабатывающихзаводах. Общие требования безопасности", Мингазпром, 1984 г.

80. Правила использованиявзрывозащищенного и рудничного электрооборудования, М, Энергия, 1969 г.

81. РД 39-22-113-78 "Временныеправила защиты от проявления статического электричества на производственныхустановках и сооружениях нефтяной и газовой промышленности", Миннефтепром,1978 г.

82. Привила безопасности в газовомхозяйстве, утверждены Госгортехнадзором, 1991 г.

83. Правила безопасности для складовхранения сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей поддавлением", НТЦ Госгортехнадзора России, 1992 г. (проект).

84. Нормативы по технике безопасности наразличные типы насосов, перекачивающих ядовитые, огне- и взрывоопасныежидкости, ВНИИгидромаш, 1968 г.

85. Правила технической эксплуатациитеплоиспользующих установок и тепловых сетей и Правила техники безопасности приэксплуатации теплоиспользующих установок и тепловых сетей, Госэнергонадзор,1973 г.

86. СНиП 2.02.04-68 "Основания и фундаменты навечномерзлых грунтах", Госстрой СССР, 1988 г.

87. РД-39-00-148317-001-94. Классификаторпомещений, зданий, сооружений и наружных установок предприятий нефтяной игазовой промышленности по взрывопожароопасности, Роснефть, 1994 г.

88. Положение о составе затрат попроизводству и реализации продукции (работ, услуг), включаемых в себестоимостьпродукции (работ, услуг), и о порядке формирования финансовых результатов,учитываемых при налогообложении прибыли, утверждено постановлениемПравительства Российской Федерации от 5 августа 1992 г. № 552.

89. Единые нормы амортизационныхотчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР,введены с 1.01.1991 г.

90. Временная типовая методика определения экономическойэффективности, создания и деятельности на территории СССР современныхпредприятий с участием предприятий и организаций СССР и других стран-членовСЭВ, также организаций и фирм капиталистических и развивающихся стран", 1988г.

91. Типовая структура и нормативычисленности инженерно-технических работников и служащих ГПЗ нефтянойпромышленности, ВНИИОЭНГ, 1983 г.

92. Нормативы численности рабочихгазоперерабатывающих заводов нефтяной промышленности, Миннефтепром, 1988 г.

93. СН 245-71"Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий", ГосстройСССР, 1971 г.

94. ОНТП 24-86 "Определение категорийпомещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности", МВД СССР, 1986г.

95. "Общие правила взрывобезопасностидля взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающихпроизводств", утверждены Госгортехнадзором, 1988 г.

96. СНиП 2.01.02-85 "Противопожарныенормы", Госстрой СССР, 1985 г.

97. СНиП 2.09.02-85 "Производственныездания", Госстрой СССР, 1985 г.

98. СНиП 2.09.03-85 "Сооруженияпромышленных предприятий", Госстрой СССР, 1985 г.

99. СНиП 2.04.09-84 "Пожарнаяавтоматика зданий и сооружений", Госстрой СССР, 1984 г.

100. ОСТ 51-45-76 "Газодобывающиепредприятия. Эксплуатация установок по сбору и подготовке газа к транспорту.Требования безопасности", Мингазпром, 1976 г.

101. ГОСТ 12.1.044-89 "ССБТ. Пожаровзрывоопасностьвеществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения",Госстандарт СССР, 1989 г.

102. СНиП 2.04.01-85 "Внутренний водопроводи канализация зданий", Госстрой СССР, 1985 г.

103. СНиП 2.11.01-85 "Складскиездания", Госстрой СССР, 1985 г.

104. У-ТБ-07-89 "Указания попроектированию систем пожаротушения на нефтеперерабатывающих и нефтехимическихпредприятия", Миннефтехимпром, 1989 г.

105. ВНТПОЗ/170/567-87 "Противопожарные нормыпроектирования объектов Западно-Сибирского нефтегазового комплекса",утверждены Миннефтегазстроем, 1987 г.

106. СН 512-78 "Инструкция попроектированию зданий и помещений для электронно-вычислительных машин",Госстрой СССР, 1978 г.

107. ОСТ 36-49-81 "Детали трубопроводов из углеродистойстали сварные и гнутые Ду до 500 мм на Ру до 10 МПа (100 кг/см²).Технические условия", утверждены Минмонтажспецстроем СССР, 1981 г.

108. Нормативы по технике безопасности на центробежныенасосы, перекачивающие сжиженные газы", ВНИИнефтемаш, 1976 г.

109. ГОСТ 12.2.085-82 ССБТ "Сосуды,работающие под давлением. Клапаны предохранительные. Требованиябезопасности", Госстандарт СССР, 1982 г.

110. РД 51-0220570-2-93 "Клапаныпредохранительные. Выбор, установка, расчет", РАО "Газпром",1993 г.

111. РД 39-0148306-422-89"Руководство по проектированию газоизмерительных пунктов для систем учетанефтяного газа", Миннефтегазпром, 1989 г.

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. Общие положения

2. Основные понятия, термины иопределения

3. Требования к параметрам, качествусырья и готовой продукции ГПЗ

4. Фонды времени и режимы работыпредприятия, производств, оборудования

5. Расчетные нормы потерь сырья иготовой продукции

6. Требования к параметрам и качествуосновных и вспомогательных материалов, топлива, оборотной воды, воздуха, азота

7. Нормы запасов и складирования сырья иготовой продукции

8. Нормы запасов и складированияреагентов и вспомогательных материалов

9. Требования к технологической схемеГПЗ

10. требования к технологическимустановкам

10.1. Сепарациягаза от капельной жидкости и механических примесей

10.2. Установкиочистки газа от кислых компонентов.

10.3. Осушкагаза.

10.4.Переработка газа.

10.5.Переработка углеводородного конденсата

10.6.Производство серы.

10.7. Доочисткаотходящих газов производства серы.

10.8. Дегазация,хранение и отгрузка товарной серы.

10.9.Холодильные установки.

10.10. Пункткоммерческого и оперативного учета сырья и готовой продукции.

10.11.Производство моторных топлив.

10.12.Газофракционирующие установки (ГФУ).

10.13. ОчисткаСУГ от меркаптанов.

10.14. Очисткагаза от меркаптанов

11. Требования к размещению оборудования

11.1. Требованияк компоновке оборудования наружных установок.

11.2. Требованияк компоновке оборудования насосных.

11.3. Требованияк компоновке оборудования компрессорных.

11.4. Требованияк компоновке оборудования вспомогательных сооружений.

12. Нормы резервированиятехнологического оборудования

13. Аппаратура и оборудованиетехнологических установок

13.1. Общиетребования

13.2.Компрессоры

13.3. Трубчатыепечи

13.4. Аппаратывоздушного охлаждения (АВО)

13.5. Насосы

13.6.Предохранительные устройства

13.7. Аппаратыколонного типа

13.8. Емкости

13.9.Теплообменная аппаратура

14. Трубопроводы технологическихустановок

14.1. Общиеположения

14.2. Требованияк прокладке трубопроводов.

14.3. Требованияк конструкции трубопроводов.

14.4. Требованияк предохранительным клапанам и факельным трубопроводам.

15. Автоматизация технологическихпроцессов

15.1. Общиетребования

15.2. Требованияк системе управления технологическими процессами.

15.3. Функциисистемы управления

15.4. Требованияк комплексу технических средств (КТС) системы управления.

15.5. Требованияк системам противоаварийной защиты.

15.6. Требованияк энергообеспечению СУ.

15.7.Коммерческий и оперативный учет сырья и готовой продукции.

15.8. Требованияк качеству измерения параметров.

15.9. Требованияк надежности средств автоматизации.

15.10.Требования к размещению и устройству помещений управления.

15.11.Требования к пожаротушению помещений управления.

16. Автоматизированные системыуправления

16.1.Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП).

16.2.Автоматизированная система управления предприятием (АСУП).

16.3.Автоматическая система управления "Экология"

17. Связь и сигнализация

18. Механизация трудоемких работ

19. Требования к энергообеспечению ГПЗ

19.1.Электроснабжение и электротехнические устройства.

19.2.Теплоснабжение

19.3.Газоснабжение

19.4. Отопление,вентиляция и кондиционирование

19.5.Водоснабжение и канализация

19.6.Обеспечение производства сжатым воздухом

19.7.Обеспечение производства инертным газом.

20. Защита оборудования и трубопроводовот коррозии

21. Требования к охране окружающей средыи рациональному использованию природных, материальных и топливно-энергетическихресурсов

21.1. Охранаокружающей природной среды

21.2.Рациональное использование природных, материальных, топливно-энергетических ивторичных энергетических ресурсов

21.3. Факельноехозяйство

22. Нормы использования и храненияотходов

23. Нормы утилизации и выброса вредныхотходов

24. Склады сжиженных углеводородныхгазов

25. Склады моторных топлив и стабильногоконденсата

26. Сливо-наливные эстакады

27. Общезаводские склады для храненияоборудования и материалов

28. Ремонтное хозяйство

29. Себестоимость продукции иэкономическая эффективность

30. Научная организация труда рабочих ислужащих. управление предприятием

30.1. Управлениепредприятием

30.2. Научнаяорганизация труда

31. Специализация и кооперированиепроизводства

32. Генеральный план

33. Общие требования по охране труда итехнике безопасности

33.1. Охранатруда и техника безопасности

33.2. Категориипроизводственных помещений по пожаровзрывоопасности.

33.3. Требованияпо снижению опасности производства при аварийных ситуациях.

34. Пожарная безопасность производства.Пожаротушение.

35. Принятые в тексте сокращения

Приложение 1 Категории электроприемниковпо обеспечению надежности электроснабжения

Приложение 2 Электроприемники наиболеежизненно-важных потребителей электроэнергии

Перечень нормативно-технических документов, положениякоторых учтены в нормах и даны ссылки.