МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ОБЩЕСОЮЗНЫЕ НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ

ОНТП 1-86

Миннефтепром, Мингазпром

Москва 1986

Министерство нефтяной промышленности

Министерство газовой промышленности

ОБЩЕСОЮЗНЫЕ НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ

 

УТВЕРЖДЕНЫ

Приказом Миннефтепрома №186 от 26.03.86

и приказом Мингазпрома №132 от 09.06.86

по согласованию с Госстроем СССР и ГКНТ СССР

письмо от 25.12.85 №45-1191

СОГЛАСОВАНЫ:

Госгортехнадзором СССР письмо от 10.10.84 №04-20/568

ГУПО МВД СССР письмо от 25.12.85 №45-1191

Министерством здравоохранения СССР письмо от 29.04.85 №112-12/546-4

Министерством рыбного хозяйства письмо от 02.04.85 №13-3-06/1109

Министерством мелиорации и водного хозяйства письмо от 19.10.84 №13-3-06/1109

ЦК профсоюза нефтяной и газовой промышленности протокол от 11.04.85 №39

Москва 1986

Общесоюзные нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов  (в дальнейшем именуемые нормами) распространяются на проектирование новых, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих газоперерабатывающих заводов и отдельных технологических становок по переработке природного и нефтяного газа и углеводородного конденсата, а также на разработку предпроектных материалов.

При проектировании расширения, реконструкции или технологического перевооружения объекта Нормы распространяются только на расширяемую, реконструируемую или технически перевооружаемую его часть.

Настоящие Нормы не имеют обратного действия и не могут применяться в контрольном порядке к сооруженным по ранее действующим нормам объектам в качестве оценки их.

Отступления от норм допускаются с разрешения инстанции, их утвердившей, и при представлении технических обоснований, подтверждающих необходимость отступления. Отступления от Норм должны быть согласованы с заинтересованными организациями и соответствующими органами государственного надзора.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Проектирование новых, расширение, реконструкция и техническое перевооружение действующих газоперерабатывающих заводов и отдельных технологических установок по переработке газа и углеводородного конденсата и разработка предпроектных материалов должно осуществляться в соответствии со СНиП 1.02.01-85, "Указаниями о порядке разработки и утверждения технико-экономических обоснований строительства по крупным предприятиям и сооружениям (а при необходимости и по другим объектам)", утвержденными постановлением Госплана СССР и Госстроя СССР от 24 апреля 1985 г. №95/60, требованиями действующих общесоюзных нормативных документов по проектированию и строительству, утвержденных Госстроем СССР, государственных стандартов, правил устройства электроустановок, санитарных правил и противопожарных норм, правил по технике безопасности и охране труда, правил и норм по охране окружающей среды и настоящих Норм.

1.2. Проектирование объектов переработки газа и углеводородного конденсата должно вестись исходя из основных технических направлений в проектировании предприятий, зданий и сооружений газовой промышленности (переработка нефтяного и природного газа), на основе типизации и унификации проектных решений (технологических, объемно-планировочных, конструктивных и др.), максимального внедрения в разрабатываемые проекты научно-технических достижений в области технологии, оборудования, строительных конструкций, изделий и материалов, передового отечественного и зарубежного опыта, с тем, чтобы вновь построенные или реконструируемые ГПЗ ко времени ввода их в действие были технически передовыми, имели высокие технико-экономические показатели (ТЭП), обеспечивали выпуск продукции высокого качества, рациональное использование людских, материальных и топливно-энергетических ресурсов, охрану окружающей природной среды, нормальные санитарно-гигиенические и безопасные условия труда, а также сейсмостойкость, взрыво- и пожаробезопасность.

1.3. Проектирование объектов ГПЗ следует вести в направлении повышения уровня индустриализации их строительства и, в первую очередь, путем максимального применения блочно-комплектного, блочного и модульного оборудования.

1.4. Газоперерабатывающий завод в целом, а также отдельные его технологические установки и виды оборудования, здания и сооружения, входящие в его состав, должны удовлетворять современным требованиям технической эстетики и эргономики.

1.4.1. Требования технической эстетики следует реализовывать методами рациональной компоновки, художественного конструирования рабочего места, цветовым решением оборудования, цветографическим решением средств информации на рабочем месте.

1.4.2. Требования технической эстетики должны отражаться в техническом задании на разработку новых видов оборудования.

1.4.3. При выборе элементов технической эстетики на стадии проектирования ГПЗ, а также при выдаче технических заданий на разработку новых видов оборудования необходимо руководствоваться следующими нормативными документами и материалами: СН 181-70, ГОСТ 12.4.026-76, ГОСТ 12.4.027-75, ГОСТ 39-8-9-1-72, "Межотраслевыми требованиями и нормативными материалами по научной организации труда (НОТ), которые должны учитываться при проектировании новых и реконструкции действующих предприятий, разработке технологических процессов и оборудования", утвержденными Государственным Комитетом по труду и заработной плате (Госкомтруд), Государственным комитетом Совета Министров СССР по науке и технике (ГКНТ), Госстроем СССР, НЦСПС и согласованными Министерством здравоохранения СССР и Госгортехнадзором СССР, разработанными на их основе соответствующими отраслевыми Требованиями и нормативными материалами по НОТ и "Межотраслевыми требованиями по научной организации труда", производства и управления, утвержденными Госстроем СССР, ГКНТ СССР и Государственным комитетом СССР по социальным вопросам.

1.5. Здания и помещения: санитарно-бытовые, общественного питания, здравоохранения, культурного обслуживания, управления, конструкторских бюро, учебных заведений, общественных организаций и уборочного инвентаря, как отдельно стоящие, так и встраиваемые в промышленные и складские помещения газоперерабатывающих заводов, должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-92-76.

2. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ ГПЗ

2.1. Технологическая схема газоперерабатывающего предприятия и набор технологических установок должны определяться технологическим регламентом на проектирование исходя из состава перерабатываемого сырья, сырьевой и энергетической базы, транспортной схемы, качества и ассортимента готовой продукции, которая должна быть получена на предприятии в соответствии с утвержденным заданием на проектирование.

Набор технологических установок проектируемых ГПЗ должен обеспечить по возможности комплексную обработку нефтяного и природного газа, а также углеводородного конденсата с получением из них не только смеси сжиженных углеводородных газов и фракций индивидуальных углеводородов, но и этана, серы, галия и других сопутствующих компонентов.

Необходимость и целесообразность извлечения этана, галия, получения серы должна быть подтверждена технико-экономическими расчетами.

Необходимость и целесообразность извлечения серы должна быть подтверждена технико-экономическими расчетами с учетом предотвращения загрязнения окружающей среды.

2.2. технологические схемы ГПЗ должны обеспечивать:

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

гибкость, т.е. возможность работы в условиях изменения количества и параметров перерабатываемого сырья, ассортимента и количества вырабатываемых продуктов в зависимости от требований, оговоренных в задании на проектирование;

возможность ввода завода в эксплуатацию очередями и отдельными пусковыми комплексами;

удешевление стоимости строительства за счет максимального использования совмещения блоков, установок в одном здании, укрупнения мощности технологических установок, применения в проектах прогрессивной технологии и высокопроизводительного оборудования, автоматизации и механизации трудоемких процессов, максимального использования типовых проектов установок и сооружений.

2.3. Проектирование технологических схем отдельных установок переработки нефтяного и природного газа, а также углеводородного конденсата должно вестись в направлении:

экономически целесообразной комплексной переработки исходного сырья;

обеспечения безотходной и малоотходной технологии;

снижения стоимости, металлоемкости, энергоемкости и трудоемкости строительства;

снижения производственных затрат и себестоимости товарной продукции;

повышения термодинамической эффективности и снижения энергозатрат процессов;

повышения степени автоматизации управления технологическими процессами;

повышения надежности агрегатов;

комбинирования процессов;

увеличения длительности межремонтного пробега как всей установки в целом, так и отдельных ее агрегатов;

повышения производительности труда;

обеспечения максимальной безопасности установок.

2.4. При разработке технологических схем ГПЗ и отдельных установок должны предусматриваться все необходимые узлы для пуска, остановки, опорожнения, пропарки, промывки, продувки, опрессовки и заполнения систем аппаратов, оборудования и трубопроводов, обеспечивающие выполнение этих операций в расчетное время.

3. ФОНДЫ ВРЕМЕНИ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ МАШИН, ОБОРУДОВАНИЯ, ПРОИЗВОДСТВ, ПРЕДПРИЯТИЯ

3.1. для предприятий, перерабатывающих бессернистый нефтяной и природный газ или углеводородный конденсат, минимальное суммарное время в году, в течение которого технологические установки должны работать по схеме основного технологического процесса (фонд эффективности рабочего времени), необходимо принимать равным не менее 8400 часов (350 дней); для предприятий, перерабатывающих сероводородсодержащий нефтяной и природный газ или углеводородный конденсат – не менее 8000 часов (334 дня); для предприятий с гелиево-этановым производством и предприятий по сжижению природного или нефтяного газа - не менее 8000 часов (334 дня).

Примечания:

1. Под работой по схеме основного технологического процесса понимается время, в течение которого технологическая установка перерабатывает сырье и выдает товарную продукцию.

2. При реконструкции или техническом перевооружении установок минимально суммарное количество дней работы в году по схеме основного технологического процесса (фонд эффективного рабочего времени) должно быть определено заданием на проектирование и его следует принимать, как правило, не ниже того, которое предусматривается проектом ранее.

3.2. Режим работы машин и основного оборудования технологических установок ГПЗ - непрерывный, круглосуточный.

4. ТРЕБОВАНИЯ К ПАРАМЕТРАМ И КАЧЕСТВУ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

4.1. Сырьем газоперерабатывающих заводов являются:

попутный нефтяной газ после установок сепарации (разгазирования) нефти;

попутный нефтяной газ после установок сепарации и подготовки нефти, прошедший первичную подготовку (сушку и компримирование) на промысле;

природный газ, прошедший первичную обработку на промысловых установках, или без такой обработки;

нестабильный углеводородный конденсат с установок промысловой обработки газа;

продукты стабилизации нефти (широкая фракция легких углеводородов) и др.

4.2. Состав и параметры сырья, поступающего на завод, не регламентируются и должны приниматься в соответствии с заданием на проектирование.

Режим подачи сырья должен обеспечивать работу завода в соответствии с пунктом 3.1. настоящих норм.

4.3. При проектировании ГПЗ расчеты основных технологических процессов следует проводить на основании действительных данных о составе и качестве сырья на период не менее 10 лет с момента намечаемого пуска завода.

4.4. Номенклатура товарных продуктов ГПЗ должна устанавливаться заданием на проектирование исходя из состава исходного сырья и технико-экономической целесообразности получения товарных продуктов, определенной на основе утвержденных в установленном порядке схем развития и размещения отраслей народного хозяйства и отраслей промышленности.

4.5. качество товарных продуктов должно соответствовать действующим общесоюзным или отраслевым стандартам и техническим условиям, с учетом прогнозов по изменению показателей качества и параметров сырья.

4.6. Параметры товарных продуктов следует определять исходя из технических условий на их отгрузку и задания на проектирование.

5. ТРЕБОВАНИЯ К ПАРАМЕТРАМ И КАЧЕСТВУ ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ, ТОПЛИВА, ОБОРОТНОЙ ВОДЫ, ВОЗДУХА, АЗОТА

5.1. Требования к качеству используемых на ГПЗ реагентов, хладагентов, адсорбентов, абсорбентов, катализаторов, масел, смазок и вспомогательных материалов устанавливаются соответствующими действующими стандартами или техническими условиями.

5.2. При проектировании объектов газоперерабатывающего завода следует принимать и обеспечивать в сетях параметры топлива, оборотной воды, сжатого воздуха и азота (инертного газа), указанные в табл. 1

Таблица 1.

Наименование	Параметры на границе потребляющего объекта		Требования к качеству
	Давление избыточное	Температура
Топливный газ:
к газопотребляющим установкам (котельные, печи, РША, лаборатории и т.д.)	не ниже 0,6 МПа	не ниже минус 10°С	не регламентируются
к газомотокомпрессорам (ГМК) и газовым турбинам	Параметры и качество топливного газа обеспечиваются исходя из требований инструкции по эксплуатации заводов-изготовителей ГМК и турбин
Вода оборотная	Напор воды на вводах технологических установок должен приниматься по данным технологической части проекта и, как правило, не превышать 0,25-0,35 МПа	Температура оборотной воды, подаваемой на технологические установки, должна приниматься по данным технологической части проекта и, как правило, не должна превышать 25-30°С	1. Взвешенных вещество - не более 25 мг/л 2. Нефтепродуктов - не более 15 мг/л 3. Карбонатная жидкость – не более 3,0 мрэвк/л 4. общее солесодержание – не более 2000 мг/л 5. Хлориды – не более 300 мг/л
			6. Сульфаты – не более 500 мг/л
			7. РН – 6,5÷8,5
			8. БПК – не более 15 мг/л О2
			9. БПКПОЛН – не более 25 мг/л О2
Сжатый воздух для приборов контроля и автоматики (КиА)	не ниже 0,6 МПа	не выше 40°С	Давление и температура воздуха для приборов контроля и автоматизации и пневмоприводной аппаратуры должны соответствовать ГОСТ 13.053-76, а технические характеристики (класс загрязнения) ГОСТ 17433-80
Сжатый воздух общего назначения	не ниже 0,6 МПа	не выше 40°С	не регламентируется
Азот низкого давления	0,6 - 0,8 МПа	не выше 40°С	По физико-химическим показателям газообразный и жидкий азот должен соответствовать ГОСТ 9293-71 (первому сорту), с содержанием кислорода в нем по объему (%) не более 0,5
высокого давления	Принимается исходя из требований технологической части проекта

Примечание: Параметры пара, теплофикационной и химочищенной воды, теплоносителей приведены в разделе 37, а параметры электроэнергии в разделе 38.

6. РАСЧЕТНЫЕ НОРМЫ ПОТЕРЬ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

6.1 Под потерями газообразного и жидкого углеводородного сырья на технологических объектах ГПЗ следует понимать величину, на которую сумма масс газообразных и жидких продуктов, получаемых из сырья, меньше массы поступающего сырья.

Не относятся к потерям и в материальном балансе должны учитываться самостоятельно:

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

б) расход растворителей, реагентов, хладагентов, абсорбентов и т.п.;

в) некондиционная продукция, полуфабрикаты и отходы производства;

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

6.2. При расчетах в процессе проектирования товарных материальных балансов технологических установок следует закладывать потери сырья не более, указанных в табл. 2

Таблица 2.

Наименование установок	Потери, % мас. от перерабатываемого сырья, не выше
Отдельно стоящие компрессорные станции	0,3
Отдельно стоящие установки по очистке газа от сероводорода с помощью этаноламинов	0,4
Отдельно стоящие установки осушки или в контакторах с помощью гликолей	0,5
Установки переработки газа по схеме низкотемпературной абсорбции (НТА), включая компримирование и осушку газа	0,5
Установки переработки газа по схеме низкотемпературной конденсации (НТК), включая компримирование и осушку газа	0,5
Отдельно стоящие газофракционирующие установки (ГФУ), с получением индивидуальных фракций сжиженных углеводородов (этановой, пропановой, бутановой, пентановой, гексановой и др.)	0,5
Установки переработки углеводородного конденсата	1,0
Установки получения серы по способу Клауса (без узла очистки хвостовых газов)	0,5 - 1,0
Установки глубокой переработки газа с извлечением гелия	1,0
Установки глубокой переработки газа с извлечением гелия, этана, широкой фракции легких углеводородов, с очисткой и осушкой их на адсорбентах	2,0

Примечания: 1. Потери для установок, не вошедших в таблицу 2, устанавливаются проектной организацией при проектировании конкретных установок

2. При наличии в технологической цепочке газоперерабатывающего завода нескольких установок, указанных в табл. 2, общие потери определяются суммированием.

6.3. При проектировании сырьевых, промежуточных и товарных парков, сливо-наливных эстакад и газонаполнительных станций для сжиженных углеводородных газов (СУГ) и легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) потери следует принимать:

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

для сливо-наливных эстакад и газонаполнительных станций - не более 0,1% мас. от отгружаемой продукции.

Потери других нефтепродуктов в резервуарах при их хранении, внутризаводских перекачках, а также при сливе и наливе в железнодорожные и автомобильные цистерны следует определять по действующим "Нормам естественной убыли нефти и нефтепродуктов при приеме, отпуске, хранении и транспортировании", введенным Госпланом СССР.

7. НОРМЫ РАСХОДА ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ

Для ГПЗ, перерабатывающих нефтяной газ

7.1. Настоящие расходные показатели для газоперерабатывающего завода со следующей характеристикой:

производительность технологической линии по переработке сырого нефтяного газа - 1,0 млрд. м³/год;

принятая технологий отбензинивания газа - схема низкотемпературной конденсации (НТК) с турбодетандером;

способ осушки газа и жидких углеводородов (компрессата и конденсата) - на твердых адсорбентах (цеолитах);

перерабатываемое сырье - нефтяной газ с содержанием сероводорода не более 1,5 г/нм³ газа и целевых компонентов С_3+выше от 350 до 500 г/м³;

получаемая товарная продукция: сухой отбензиненный газ и широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ);

давление сырого нефтяного газа на входе ГПЗ - 0,2+0,25 МПа, давление сухого отбензиненного газа на выходе с ГПЗ - 5,5 МПа;

основное применяемое оборудование: центробежные компрессоры К-890 в качестве сырьевых компрессоров, компрессоры 4ГП2-109/18-76

в качестве дожимных компрессоров сухого отбензиненного газа, пропановая холодильная установка на изотерме испарения пропана минус 30ºС или минус 38ºС, аппараты воздушного охлаждения (АВО) для охлаждения основных технологических потоков продуктов.

7.2. При проектировании ГПЗ с указанной в п.7.1 характеристикой расходные показатели по адсорбентам, хладагентам, вспомогательным материалам и энергоресурсам следует принимать в соответствие с приведенными в табл. 3 и 4.

Таблица 3

Наименование	Расход
	На 100 м3 перерабатываемого газа	На 106 ккал/ч получаемого холода
Цеолиты, г, не более	120
Пропан-хладагент, кг, не более	-
при изотерме:
минус 40 и ниже	-	4,0
минус 30 и выше	-	3,0
Уголь активный, марки АГ-3, г, не более	2,0	-

Таблица 4

Наименование энергоресурсов	Расход на 1000 м3 перерабатываемого газа
Электроэнергия, квт/час, не более	320
Топливный газ, кг у.т., не более	2,6
Теплоэнергия, ГДж, не более	0,22
Вода свежая на производственные нужды, м3, не более	0,04

7.3. При проектировании установок осушки газа гликолями, установок осушки воздуха силикагелями и установок сероочистки нефтяного газа моноэтаноламином (МЭА) при расчете норм расхода следует руководствоваться методиками, разработанными Всесоюзным научно-исследовательским институтом организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности (ВНИИОЭНГ).

7.4. При переработке сероводородсодержащего нефтяного газа и наличии в составе ГПЗ установок сероочистки газа диэтаноламином … печах Клаусса расходные показатели по диэтаноламину, катализатору для печей клауса, аммиаку (для дегазации получаемой серы) могут определяться интерполяцией в соответствии с табл. 5.

Для ГПЗ, перерабатывающих природный газ

7.5. Настоящие нормы расхода установлены для газоперерабатывающих заводов с технологической схемой очистки природного газа от сероводорода диэтаноламином и осушки захолаживанием с впрыском ингибитора гидратообразования, совмещающий процесс осушки с отбензиниванием тяжелых углеводородов. В качестве ингибитора гидратообразования используется моноэтиленгликоль. Давление исходного газа не менее 5,8 МПа. Нормы даны для 2-х случаев: при содержании сероводорода в исходном газе 2% и 25% об. При другом содержании сероводорода в исходном газе нормы расхода могут определяться интерполяцией.

7.6. В табл. 5 приведены нормы расхода на основные химреагенты и материалы.

Таблица 5.

Примечание: Расходы катализатора для печей Клауса приведены для случая, когда содержание сероводорода в перерабатываемом кислом газе не менее 50% объемных.

7.7. Дополнительно к расходу химреагентов и материалов по п. 7.6 следует учитывать их расход по установкам доочистки хвостовых газов печей Клауса в зависимости от принятого проектом метода доочистки.

7.8. Расходные нормы энергоресурсов приводятся для газоперерабатывающего завода мощностью по перерабатываемому природному газу 15 млрд. м³/год, при давлении сырого газа 5,8 МПа и содержании сероводорода в нем 2% объемных, углекислого газа 0,5% объемных и нестабильного углеводородного конденсата 90 г/м³, вырабатывающего товарный газ, элементарную серу, стабильный конденсат и широкую фракцию легких углеводородов. Расход энергоресурсов на переработку стабильного конденсата и широкой фракции легких углеводородов в товарную продукцию настоящими нормами не учитывается.

7.9. В табл. 6 приведены нормы расхода энергоресурсов для газоперерабатывающего завода с характеристикой, указанной в п.7.8.

Наименование	На 1000 м3 товарного газа	На 1 тонну
		товарной серы	нестабильность конденсата
Электроэнергия, квт/ч	35	103	18
Теплоэнергия, ГДж	49,0	153,0	60,0
Топливной газ, кг у.т.	1,15	230	-

Примечания:

1. На товарный газ отнесены расходы установок сепарации газа, очистки газа от сероводорода, двуокиси углерода и сернистых соединений, отбензинивания и осушки газа.

На товарную серу отнесены расходы установок получения серы, ее дегазации и хранения.

На переработку отсепарированного углеводородного конденсата отнесены расходы установок разделения сырья на стабильный конденсат и широкую фракцию легких углеводородов и очистки газа стабилизации. Принималось, что газы стабилизации конденсата используются на месте и поэтому расходы для их компримирования не учитывались.

2. При определении расходов принималось, что все приводы машин являются электрическими. В случае применения паровых турбин, работающих на паре среднего давления котлов-утилизаторов, должны вноситься соответствующие коррективы в нормы.

3. При определении норм учитывалось, что потенциальная энергия циркулирующих растворов в абсорберах высокого давления используется в гидравлических турбинах к насосам.

7.10. При разработке предпроектных материалов, обосновывающих целесообразность проектирования ГПЗ, нормы расходов энергоресурсов по табл. 6 могут приниматься для газоперерабатывающих заводов с иной мощностью и иными показателями по исходному сырью. Норму расхода электроэнергии не товарный газ и товарную серу рекомендуется корректировать при помощи следующих коэффициентов изменения:

	Коэффициент изменения нормы расхода электроэнергии при мощности завода по перерабатываемому газу в млрд. нм3/год
	6	15	30	45
на товарный газ К1=	1,1	1	0,9	0,8
на товарную серу К2=	1,05	1	0,975	0,95
	Коэффициент изменения нормы расхода электроэнергии при содержании сероводорода в исходном газе в объемных процентах
	2	5	15	25
на товарный газ К3=	1	1,05	1,128	1,3
на товарную серу К4=	1	0,98	0,89	0,8

Норма расхода определяется произведениями:

Ног=НгК₁К₃

Нос=НсК₂К₄

где Ног и Нос - определяемая норма расхода электроэнергии на товарный газ и товарную серу соответственно:

Нг и Нс - норма расхода по табл. 6.

7.11. При определении потребности пара со стороны или от собственной котельной необходимо учитывать выработку пара котлами-утилизаторами печей Клауса для завода с характеристикой, приведенной в пункте 7.8. в количестве:

среднего давления (Р=2,2 МПа) - 0,73 т/т серы;

низкого давления (0,5 МПа)- 1,23 т/т серы.

При использовании оборудования, производящего водяной пар с другими параметрами, количество вырабатываемого пара должно быть соответственно скорректировано.

7.12. Потребность завода, с характеристикой, приведенной в пункте 7.8., в воде определяется следующими нормами:

м³/1000м³ перерабатываемого газа

Вода оборотная                                                               4,00

Вода свежая                                                                     0,41

в т.ч.

техническая                                                                     0,40

питьевая                                                                           0,01

Нормы учитывают расход воды только на объекты основного производственного назначения, непосредственно связанные с переработкой газа, конденсата и производственной серы.

Для заводов другой производительности, перерабатывающих исходное сырье другого состава, с технологическими схемами переработки газа и конденсата, отличными от указанных в пункте 7.8. нормы расхода воды должны быть соответственно скорректированы. В первом приближении корректировка может производиться прямо пропорционально производительности завода по исходному газу и содержанию в нем кислых компонентов (сероводорода и углекислоты).

8. НОРМЫ ЗАПАСОВ И СКЛАДИРОВАНИЯ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

8.1. Общий объем емкостей для хранения каждого из видов жидкого сырья должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течение не менее:

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

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

8.2. Общий объем емкостей для хранения каждого из видов готовой продукции в товарном парке должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течении не менее:

а) 3-х - суток - при отгрузке железнодорожным транспортом;

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

8.3. Общий объем емкостей для хранения сырья или готовой продукции в промежуточных парках не должен превышать 16 часового запаса для каждого из видов продуктов.

8.4. При необходимости применения емкостей под давлением в качестве оперативного запаса при изотермическом хранении газа их общий объем следует определять с учетом неравномерности сливо-заливных операций и мощности транспортных средств и в размере не более односуточного хранения.

8.5. Общий объем емкостей для хранения стабильного конденсата с упругостью паров не более 93,6 кПа (700 мм. рт. ст.) при температуре 20ºС, перерабатываемого в виде сырья и отгружаемого в виде готовой продукции на заводах по переработке природного газа, с учетом комплекса подземных хранилищ должен обеспечивать работу завода не менее, чем на 7 суток при трубопроводном транспорте и 15 суток при железнодорожном транспорте.

8.6. В тех случаях, когда поступление сырья и сбыт готовой продукции проектируется по трубопроводам и предусматривается мероприятия по увеличению надежности транспортно-распределительной системы (наличие нескольких источников производства и поступления сырья, сдвоенная система трубопроводов или сдвоенные участки на сложных местах трассы, наличие достаточного резервуарного парка у поставщиков или потребителей), общий объем емкостей для хранения запасов сырья и готовой продукции при соответствующем технико-экономическом обосновании может быть уменьшен или парки совсем не предусматриваться.

8.7. При возможности организации подземного хранения сжиженных углеводородных газов в хранилищах шахтного типа или соляных куполах запас хранения может быть увеличен до 30 суток.

8.8. Расчет объемов парков в процессе проектирования следует производить исходя из полезного объема резервуаров (емкостей) с учетом не использующейся зоны и мертвого остатка.

9. НОРМЫ ЗАПАСОВ И СКЛАДИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ

9.1. Реагентное хозяйство газоперерабатывающего завода должно обеспечивать возможность хранения запасов реагентов в соответствии с табл. 7.

Таблица 7.

Название реагента	Запас, выраженный в сутках
Этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль	30
Моноэтаноламин, диэтаноламин	30
Метанол	30
Аммиак, хлор	В соответствии с "Санитарными правилами проектирования оборудования и содержания складов для хранения сильно действующих ядов (СДЯВ)"
Кислоты	30
Соли: каустическая и кальцинированная	25
Ингибитор коррозии	20
Гипохлорид Са	30
Активированный уголь	30
Прочие реагенты (присадки, тринатрийфосфат и др.)	30

Примечание. При поставке химреагентов по импорту допускается увеличивать запасы:

основных химреагентов (гликолей, аминов и т.д.) в 3 раза;

ингибиторов коррозии в 6 раз против указанного в табл. 7

9.2. Запасы катализаторов, адсорбентов, адсорбантов, хладагентов и т.п., веществ, потребляемых установками газоперерабатывающего завода, устанавливаются исходя из 30 суточного текущего расхода их плюс одна загрузка для полной замены их в системе (так называемый аварийный запас).

Примечание. Если на заводе имеется несколько однотипных установок, то аварийный запас катализаторов, адсорбентов, адсорбантов, хладагентов и т.п. предусматривается для полной замены его только на одной, наиболее крупной установке.

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

при поступлении в железнодорожных цистернах - до 20 суток, но не менее объема одной железнодорожной цистерны;

при отгрузке в таре - до 30 суток;

при доставке только водным путем - годовой.

9.4. Неснижаемые запасы масла каждой марки, которые должны храниться на складе компрессорного отделения, устанавливаются: для компрессорных машин в объеме 50% масляной системы установленного парка машин плюс запас на доливки (пополнение системы) в объеме 45-дневной потребности.

9.5. Для внутрицеховых подстанций следует предусматривать запас трансформаторного масла не менее 110% объема наиболее маслоемкого электроаппарата.

Для главных понизительных подстанций запас трансформаторного масла следует предусматривать в соответствии с нормами технологического проектирования подстанций 35-750 кВ.

9.6. При доставке только водным путем запас реагентов, адсорбентов и хладагентов следует предусматривать исходя из годового их расхода плюс одна загрузка для полной их замены в системе (аварийный запас).

9.7. Запасы веществ, являющихся сырьем для производства катализаторов, цеолитов и контактных материалов, на газоперерабатывающем предприятии не должны превышать 30 суток.

9.8. При доставке реагентов и масел железнодорожным транспортом объем одной емкости для хранения каждого вида реагентов и масел должен быть не менее объема железнодорожной цистерны, а количество емкостей – не менее двух.

10. АППАРАТУРА И ОБОРУДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

10.1. При проектировании сосудов и аппаратов следует руководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением", утвержденных Госгортехнадзором СССР, ГОСТ 14249-80 и ГОСТ 24306-80.

10.2. Выбор сосудов и аппаратов следует производить согласно требованиям "Инструкции по выбору сосудов и аппаратов, работающих под давлением до 100 кгс/см² и защите их от превышения давления", согласованной Госгортехнадзором СССР, и с учетом климатических условий.

При выборе оборудования и аппаратуры необходимо максимально использовать серийно выпускаемое типовое оборудование с унифицированными узлами, по возможности ограничивая типоразмеры с целью повышения эффективности агрегатно-узлового метода ремонта.

10.3. При проектировании нестандартизированного оборудования и аппаратуры необходимо:

максимально использовать стандартизированные и нормализованные узлы и детали;

увязывать их конструкцию с унифицированными строительными параметрами и габаритами;

предусматривать возможность их монтажа с предварительно выполненной укрупнительной сборкой, обвязкой трубопроводами, и нанесенной теплоизоляцией;

предусматривать постановку аппаратуры с максимальной степенью комплектности (КИП, арматура), с такелажными захватами, приспособлениями и устройствами для крепления изоляции, футеровки, металлоконструкций, обслуживающих площадок и лестниц, подъемных приспособлений.

10.4. При выборе материалов аппаратуры, оборудования, арматуры и трубопроводов следует учитывать присутствие сероводорода в рабочих средах технологических потоков и предусматривать мероприятия против общей коррозии и сульфидного растрескивания.

Примечание. Мероприятия против сульфидного растрескивания необходимо предусматривать в случае наличия свободной воды при парциальном давлении сероводорода в газовой фазе более 0,0001 МПа (0,001 кг/см²).

10.5. Для сероводородосодержащих сред с парциальным давлением сероводорода менее 0,0003 МПа (0,003 кг/см²) разрешается применять стандартизованные аппараты и оборудование на углеродистых и низколегированных сталей при условии, что предусматриваются мероприятия против общей коррозии (ингибирование, покрытия и др.)

10.6. Для сероводородосодержащих сред с парциальным давлением сероводорода более 0,0003 МПа (0,003 кг/см²) аппараты, оборудование, арматура и трубопроводы должны изготавливаться из сталей, стойких против сульфидного растрескивания (низколегированные: 20 ЮЧ, 09ХГ2НА6Г и др., высоколегированные хромоникельмолибденовые стали и сплавы: Х17Н13М3Т, 03Х22Н6М, ЭЛ-543 и др.), и предусматриваться мероприятия против общей коррозии и наводораживания (ингибирование, покрытия и др.).

10.7. Подбор аппаратов и оборудования из углеродистых и низколегированных сталей для сред с парциальным давлением сероводорода более 0003 МПа (0,003 кг/см²) следует производить из условия:

2,2 Р^о_раб<Р_раб

где: Р^о_раб - рабочее давление при сероводородсодержащей среде;

Р_раб – разрешенное рабочее давление стандартизированного аппарата.

Стандартизированные аппараты и оборудование из легированной стали могут применяться на расчетные предельные параметры по температуре стенки и давлению среды.

10.8. Применение для сероводородсодержащих сред стандартизированных аппаратов и оборудования должно быть согласовано с организацией-разработчиком аппарата или оборудования.

Конструирование нестандартизированных аппаратов и оборудования для сероводородсодержащих сред должно производиться только специализированными организациями (КБ, НИИ и др.).

10.9. При размещении на наружных установках аппаратуры и оборудования следует предусматривать:

необходимые средства дистанционного управления агрегатами;

системы для быстрой эвакуации воды и застывающих жидкостей из аппаратов при прекращении их работы;

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

защиту оборудования от коррозии, вызываемой атмосферными осадками;

необходимые укрытия, требующиеся по условиям работы для обслуживания аппаратуры и оборудования, а также приборов контроля и автоматического регулирования;

площадки, лестницы и грузоподъемные устройства, необходимые для проведения работ по замене изношенных пучков теплообменников, снятию и установке предохранительных клапанов для ремонта и тарировки, проведению внутренних осмотров сосудов, демонтажу внутренних устройств и др.

10.10. Конструкция технологического оборудования (дренажные емкоси, аппараты и т.п.), устанавливаемого в засыпных приямках, должна исключать расположение разъемных соединений (фланцы, арматура и т.п.) в местах, скрытых от наблюдения.

10.11. При обвязке теплообменных аппаратов охлаждаемый продукт следует подавать в верхний штуцер, нагреваемый в нижний штуцер. Вода и водяной пар, как правило, должны подаваться в трубный пучок.

10.12. В обвязках трубопроводов, в которых возможно выделение и накопление влаги, кристаллогидратов и др. низкозастывающих продуктов, следует избегать тупиковых участков. При невозможности их исключения необходимо предусматривать обогрев тупиковых участков.

В случае появления тупиковых участков при отключении крайних их параллельно соединенных аппаратов проектом должны предусматриваться мероприятия по предотвращению их замораживания при работе в зимних условиях.

10.13. обогревающие спутники трубопроводов, аппаратов, арматуры и приборов для заводов, располагаемых в районе Сибири и Севера, следует предусматривать на незамерзающем теплоносителе (антифризе), с устройством теплоизоляции.

10.14. Обвязка аппаратов запорной арматурой и трубопроводами должна предусматривать возможность подачи в аппараты и выпуска из них азота, пара и воды при подготовке аппаратов к ремонту.

При необходимости в проектах следует предусматривать штуцеры с запорной арматурой для присоединения съемных участков линий азота, пара и воды.

10.15. Для продувки, просушки или пропарки технологического оборудования в зависимости от применяющихся в производстве веществ необходимо предусматривать стационарную разводку трубопроводов азота, пара и воды.

Следует предусматривать установку манометров в запорной арматуре, (а на паропроводах дополнительно и дренажей), на каждом ответвлении трубопроводов азота, пара, воздуха и воды для этих целей.

10.16. Вопросы установки запорной арматуры на подводящих и отводящих трубопроводах аппаратов и сосудов должны решаться при проектировании, исходя из требований технологического процесса, рода и параметров перекачиваемой жидкости или газа, запаса жидкости в аппарате или сосуде, протяженности трубопровода и т.п., обеспечения безопасной эксплуатации.

10.17. Байпасы на теплообменных аппаратах должны устанавливаться при двух и более аппаратах или в случае, если возможна нормальная работа без этого аппарата.

Компрессоры

10.18. Настоящий раздел норм распространяется:

на компрессоры, предназначенные для компримирования попутного нефтяного газа с целью подачи его на дальнейшую переработку или использования в качестве энергетического топлива;

на дожимные компрессоры для подачи отбензиненного газа в магистральные газопроводы.

10.19. Проектирование газокомпрессорной станции должно производиться в технологической увязке с газопроводом компримированного газа и объектами переработки газа.

10.20. Скорости газа в технологических трубопроводах на обвязке компрессоров следует определять, исходя из допустимых потерь и рекомендуемых скоростей (см. табл. 8).

10.21. Качество охлаждающей жидкости должно соответствовать техническим условиям на поставку компрессоров и вспомогательного оборудования для них (насосного, холодильного и др.).

10.22. При многоступенчатом компримировании нефтяного газа, с промежуточным его олаждением, необходимо производить расчеты на выпадание конденсата углеводородов после охлаждения газа на каждой из ступеней сжатия в наиболее холодный период времени года. Учитывая возможность выпадения жидкости, на каждой ступени после холодильников следует предусматривать установку сепараторов. Расчет макступенчатого и другого оборудования следует производить на паспортную производительность компрессора.

10.23. технологическая схема компрессорного отделения должна обеспечивать:

очистку компримируемого газа от механических примесей и канальной жидкости;

необходимую степень сжатия транспортируемого газа;

пуск, нормальную работу, нормальную и аварийную остановку газоперекачивающих аппаратов (ГПА);

нормальную и аварийную остановку всей компрессорной станции;

одновременную работу расчетного количества агрегатов;

охлаждение газа (межступенчатое и после последней ступени нагнетания);

сбор механических примесей и жидкостей, уловленных в приемном, промежуточном и концевом сепараторах;

работу вспомогательных систем в нормальном режиме и при аварийных ситуациях;

послеремонтную обкатку любого агрегата без остановки работающих агрегатов.

10.24. Выбор компрессоров следует производить на основании технологических расчетов из числа серийно выпускаемых машин на основании технико-экономических ограничений.

Выбор компрессоров по производительности должен производиться с учетом динамики поступления газа по годам на ГПЗ.

В случае, если серийно выпускаемые машины не удовлетворяют современным требованиям развития подотрасли, целесообразно, на основании технико-экономических обоснований разрабатывать новые конструкции компрессоров.

10.25. Компрессоры для компримирования газов, указанных в п.10.18, должны быть специально предназначены для этих целей. Применение в проектах ГПЗ компрессоров, пригодных для компримирования этих газов, но не предназначенные специально для них, должно быть согласовано с заводом-изготовителем.

10.26. Управление и контроль за рабочими параметрами компрессорных установок и их систем должен быть местным и дистанционным. Преимущество следует отдавать машинам, которые не требуют специального пребывания обслуживающего персонала.

10.27. При использовании газомотокомпрессоров в режиме, отличающемся от установленного в технических условиях завода-изготовителя, технологические расчеты по определению производительности машин и потребной мощности двигателя привода следует согласовывать с заводом-изготовителем.

При использовании центробежных компрессоров в режиме, отличающемся от установленного в технических условиях завода-изготовителя, производительность и другие параметры работы машина определяются заводом-изготовителем по опросному листу.

10.28. Газ, поступающий на прием компрессоров, должен быть очищен, как правило, с помощью сепараторов от капельных включений нефти, воды, углеводородного конденсата и с помощью пылеуловителей или фильтров от пыли, окалины, окислов железа и других твердых включений.

Установка пылеуловителей или фильтров на приеме газа перед компрессорами обязательна при следующих условиях:

для выполнения требований инструкции по эксплуатации завода-изготовителя компрессоров;

при компримировании газа, содержащего сероводород.

10.29. При проектировании компрессорных станций, предназначенных для компримирования газа, содержащего сероводород, следует соблюдать следующие условия:

а) применение компрессоров должно быть согласовано с заводом-изготовителем, если они не предназначены для компримирования сероводородсодержащего газа;

б) применение аппаратов компрессорной станции, предназначенной для работы с газом, в которых содержится сероводород с парциальным давлением более 0,0003 МПа (0,003 кг/см²), в обязательном порядке должно быть согласовано с ЦКБН или другой специализированной организацией;

в) оборудование, аппаратура и обвязочные трубопроводы должны быть изготовлены в соответствии с техническими требованиями работы сосудов в сероводородсодержащей среде (применение коррозионностойких материалов, термообработка труб, сварных швов, ингибирование и др.).

10.30. Проектом должны быть предусмотрены технические решения, исключающие замерзание жидкости в приемных, промежуточных и выкидных сепараторах и в линиях дренажа из них (обогрев, изоляция).

10.31. Размещение компрессоров должно быть, как правило, однородное. В помещениях компрессорных не допускается размещать аппаратуру и оборудование, конструктивно или технологически не связанное с работой компрессоров.

10.32. Приемные и нагнетательные коллекторы компрессоров должны располагаться вне здания компрессоров, причем приемные коллекторы должны быть уложены с уклоном, обеспечивающим их самотечное опорожнение от жидкости. Укладку коллекторов следует принимать надземной. Необходимо предусматривать дренаж приемного коллектора от жидкости.

10.33. Нагнетательный и приемный газопроводы каждой ступени сжатия должны быть соединены между собой (через запорную арматуру) газопроводом, обеспечивающим возможность пуска компрессора в работу и регулирование его производительности за счет перепуска части газа с нагнетания на прием в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

10.34. Для обеспечения удаления газа из компрессора (при ремонте, ревизии и т.д.) на приемном газопроводе каждой ступени компрессора, между отключающей задвижкой и цилиндром каждой ступени, должна быть предусмотрена продувочная свеча с установкой на ней запорной арматуры высокой степени герметичности.

Примечания:

1. При наличии нескольких цилиндров на одной ступени сжатия компрессора допускается сброс газа производить на одну общую для них свечу.

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

3. При отсутствии между ступенями запорной арматуры допускается установка одной продувной свечи на любой ступени компрессора.

10.35. Каждый компрессорный агрегат должен иметь соответствующую арматуру на всасывающих и нагнетательных трубопроводах, позволяющую надежно и безопасно отключать его от сборных коллекторов.

10.36. Компрессорные агрегаты должны быть снабжены обратными клапанами, устанавливаемыми на линии нагнетения каждой ступени между нагнетательными патрубками и запорной арматурой. Если компрессорный агрегат имеет устройство для промежуточного отбора газа, то обратный клапан должен быть установлен также и на линии, отводящей от компрессора газ промежуточного давления.

10.37. Газомоторные компрессоры (ГМК) должны быть обеспечены свечами для удаления газа:

от протечек сальников компрессорных цилиндров;

из фонаря компрессорных цилиндров;

из картера газомоторного двигателя.

Примечания:

1. Допускается сбрасывать на общую свечу газ от протечек сальников и газ из фонаря компрессорных цилиндров.

2. Каждая свеча должна быть выведена на 2 м и выше конька крыши здания и снабжена огнепреградителем.

3. Запорная арматура на свечах не ставится.

10.38. На трубопроводах подвода топливного газа к газомоторным компрессорам должен быть установлен регулятор давления.

10.39. В компрессорных отделениях, оборудованных поршневыми компрессорами, для гашения пульсации газового потока, уменьшения вибрации и резонансных колебаний газопроводов на всасывании и нагнетании необходимо предусматривать сборные газовые коллекторы и не допускать большого числа поворотов при проектировании обвязочных трубопроводов.

10.40. В конце сборных нагнетательных газопроводов после поршневых компрессоров для улавливания масла должны устанавливаться маслоотделители перед ними.

10.41. Конфигурация трубопроводов от компрессоров к коллекторам и самих коллекторов, а также размещение и характер опор должны проектироваться таким образом, чтобы обеспечить компенсацию температурных деформаций во время работы машин.

10.42. Для запуска газомоторных поршневых агрегатов следует проектировать систему пускового воздуха, включающую компрессор, ресивер и трубопроводы.

10.43. Система пускового воздуха должна быть выполнена в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов", утвержденных Гостехнадзором СССР.

10.44. На линиях подвода азота (инертного газа) к компрессорам, используемых для систематического заполнения и продувки, следует устанавливать по два запорных органа и обратный клапан. Между запорными органами необходимо предусматривать дренажное устройство с условным проходом не менее 25 см, имеющее выход в атмосферу.

10.45. Для уменьшения влияния вибраций, вызываемых работой компрессоров, необходимо предусматривать соблюдение следующих условий:

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

площадки между смежными фундаментами компрессоров должны быть вставными, свободно опирающиеся на собственные фундаменты;

трубопроводы, присоединяемые к машине, не должны иметь жесткого крепления к конструкциям зданий.

При наличии таких креплений необходимо предусматривать соответствующие компенсирующие устройства.

10.46. На случай аварийного отключения электроэнергии в проектах масляной системы турбокомпрессоров и нагнетателей необходимо предусматривать резервную емкость для масла, обеспечивающую самотечную подачу масла к уплотнениям и подшипникам агрегатов.

Объем резервной емкости должен обеспечивать маслом агрегат в течении времени, необходимого для полной его остановки (выбеге ротора).

10.47. материалы для изготовления трубопроводов на обвязке компрессорных агрегатов должны выбираться по действующим государственным стандартам и техническим условиям и с учетом свойств и параметров (давления и температуры) рабочего газа.

10.48. При проектировании трубопроводов на обвязке компрессорных агрегатов число фланцевых соединений должно быть минимальным, обеспечивающим удобство сборки и разборки.

На всасывающем трубопроводе, в непосредственной близости от компрессора, необходимо предусматривать фланцевое соединение для продувки приемного трубопровода и установки временного фильтра.

10.49. трубопроводы дроссельных и продувочных линий, в которых возможно замерзание или отложение легкозастывающих жидкостей (веществ), а также запорная арматура на этих трубопроводах, должны иметь устройства для их обогрева.

10.50. Арматура на линиях аварийного сброса давления должна иметь помимо ручного дистанционное управление.

10.51. Запорная арматура, устанавливаемая на высоте, должна иметь дистанционное управление или доступ (лестницы, площадки).

10.52. Компрессорные агрегаты, устанавливаемые на открытых площадках или в неотапливаемых помещениях, должны иметь обогрев масляной системы.

Трубчатые печи

10.53. Трубчатые печи должны проектироваться с учетом требований соответствующих разделов "Правил безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих заводов" и "Правил безопасности при эксплуатации нефтегазоперерабатывающих заводов" (ПТБ НП-73), утвержденных Госгортехнадзором СССР.

Конструкция печи определяется специализированной организацией-разработчиком (ЦКБН Минхиммаша) по опросному листу и должна обеспечивать индустриальный монтаж блоков агрегированного оборудования, узлов и секций трубопроводов.

10.54. На входе потока продукта в печь и на выходе из печи необходимо устанавливать запорную арматуру.

На входе потока продукта в печь необходимо устанавливать обратный клапан.

Первой по ходу потока устанавливается запорная арматура, вторым - обратный клапан.

На многопоточных трубчатых печах запорную арматуру на входе в печь и на выходе из печи, а также обратный клапан на входе в печь необходимо устанавливать на каждом потоке.

10.55. На трубопроводах, подводящих продукт в печь, необходимо устанавливать дополнительно к запорной арматуре, указанной в п.10.54, запорную арматуру с дистанционным управлением. Для многопоточных трубчатых печей запорная аппаратура с дистанционным управлением устанавливается на общем потоке на входе в печь (до разветвления потоков).

Необходимость дополнительной установки запорной арматуры с дистанционным управлением и обратного клапана на выходе продукта из печи, а также как следствие предохранительного клапана, должна определяться в каждом конкретном случае проектной организацией в зависимости от технологической схемы соединения печи с другими аппаратами.

10.56. При применении многопоточных змеевиков должны предусматриваться узлы равномерного распределения продукта по потокам; управление задвижками распределения потоков должно быть предусмотрено из безопасного места. На каждом потоке необходимо устанавливать регулятор расхода. При многопоточном змеевике допускается устройство распределительной гребенки с установкой общей задвижки перед гребенкой.

10.57. К трубчатым печам для продувки змеевика необходимо предусматривать подвод азота или водяного пара. На трубопроводе подвода азота или пара перед их подключением к змеевику, должны быть установлены обратный клапан и два запорных устройства, между которыми необходимо предусматривать установку продувочного вентиля в атмосферу - для контроля за плотностью запорной арматуры и спуска конденсата.

Вторая по ходу пара или азота задвижка должна устанавливаться с электро- или пневмоприводом.

Обратный клапан должен устанавливаться первым со стороны змеевика печи и непосредственно в месте врезки пара или азота в змеевик.

Для многопоточных печей необходимо предусматривать подвод азота или водяного пара для продувки каждого потока.

10.58. На трубопроводе, подводящем топливный газ к печам, должен быть установлен сепаратор-отбойник и подогреватель во избежание попадания конденсата в топку.

10.59. на трубопроводе, подводящем топливный газ к печам, после последнего (по ходу газа) отключающего устройства, непосредственно перед форсунками, должны быть предусмотрены манометр и линия продувки системы топливного газа со сбросом на свечу и на факел.

10.60. На общем трубопроводе, подводящем топливный газ к печам, должны устанавливаться манометр, замерная диафрагма, быстродействующий отсекающий клапан и регулятор давления топливного газа.

10.61. Системой автоматики печи должна быть предусмотрена блокировка (отсечка топлива) в следующих случаях:

при понижении давления топлива ниже установленного предела;

при уменьшении общего расхода продукта в печь ниже установленного предела;

при повышении температуры дымовых газов на выходе из печи выше допустимых пределов;

при погасании пламени в топке.

10.62. печи должны быть оборудованы системами пожаротушения, паровой или газовой завесы и безопасной работы в соответствии с действующими нормами и правилами по технике безопасности.

АППАРАТЫ ВОЗДУШНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ (АВО)

10.63. На газоперерабатывающих заводах охлаждение и конденсация технологических потоков должны осуществляться, как правило, в воздушных холодильниках.

Водяное охлаждение следует применять в тех случаях, когда воздушное охлаждение экономически нецелесообразно или невозможно по технологическим причинам.

В случаях, когда по климатическим условиям воздушные холодильники не могут обеспечить необходимое охлаждение продукта, следует рассматривать вариант комбинированного охлаждения:

сочетание воздушного охлаждения, снимающего основное количество тепла более высокого потенциала, и доохлаждение продукта в концевых водяных холодильниках.

10.64. Расчетная температура воздуха должна определяться исходя из климатических условий в наиболее жаркий период года в данной местности (в соответствии с главой СНиП 2.01.01-82). При определении расчетной температуры следует пользоваться следующей формулой:

t_p=t₁₃+0,25(t_max-t₁₃)

где t₁₃ - средняя температура воздуха в 13 часов самого жаркого месяца, ºС;

t_max – абсолютная максимальная температура воздуха, ºС.

10.65. Аппараты воздушного охлаждения должны рассчитываться и подбираться согласно "Методики теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения", ВНИИНефтемаша, действующей на момент проектирования.

10.66. Воздушное охлаждение продуктов рекомендуется вести до температуры, которая не менее, чем на 10ºС превышает расчетную, определяемую согласно п.10.64. настоящего раздела.

10.67. аппараты воздушного охлаждения рекомендуется оснащать механизмами дистанционного регулирования расхода воздуха в зависимости от температуры охлаждаемого продукта или температуры окружающего воздуха.

10.68. Для обеспечения нормального течения технологического процесса в летнее время рекомендуется оборудовать аппараты воздушного охлаждения устройствами увлажнения воздуха.

Система подачи воды должна обеспечивать увлажнение воздуха в течении не менее 8 часов в сутки. Годовое время работы системы и количество воды определяется методикой, оговоренной в п.10.65.

10.69. Для охлаждения продуктов с высокой температурой застывания (замерзания) или продуктов, способных образовать кристаллогидраты, необходимо применять аппараты воздушного охлаждения (АВО) с подогревателем или устройством рециркуляции охлаждающего воздуха. Аппараты воздушного охлаждения при проектировании следует выбирать в соответствии с требованиями ГОСТ 25630-83.

ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

10.70. все сосуды и аппараты, работающие под избыточным давлением свыше 0,07 Мпа (0,7 кгс/см²), или группа таких сосудов, соединенных между собой без отключающей арматуры между ними, не которые распространяются требования "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" Госгортехнадхора СССР, должны быть защищены от повышения в них давления выше расчетного предохранительными устройствами. Защита сосудов аппаратов и трубопроводов от превышения в них давления должно осуществляться путем установки на них предохранительных клапанов или мембранных предохранительных устройств (пластин).

Защита сосудов и трубопроводов не предусматривается, если давление питающего источника не превышает расчетное давление и если исключена возможность повышения давления в сосуде и трубопроводе вследствие нагрева или химической реакции.

10.71. Обогреваемые трубопроводы со сжиженными газами и легковоспламеняющимися жидкостями (ЛВЖ) с температурой начала кипения до 45ºС, имеющие отключающую арматуру на концевых участках, независимо от диаметров необходимо защищать от возможности повышения давления за счет испарения находящейся в них жидкости путем установки на них предохранительных устройств.

10.72. Стандартные аппараты, снабженные предохранительными устройствами и рассчитанные на условное давление, должны иметь пределы применения по давлению в зависимости от температуры. При этом должно указываться расчетное давление при определенной температуре и рабочее давление.

10.73. Выбор, расчет, установку и регулировку (тарировку) предохранительных клапанов следует производить в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» Госгортехнадзора СССР, ГОСТ 12.2.085-82 и «Инструкцией по выбору сосудов и аппаратов, работающих под давлением до 100 кгс/см² и защите их от превышения давления», согласованной Госгортехнадзором СССР.

10.74. Расчет и установку предохранительных мембран (пластин) следует производить в соответствии с «Указаниями по применению мембранных предохранительных устройств», согласованных Госгортехнадзором СССР.

10.75. Установочное давление предохранительного клапана должно определяться в зависимости от величины расчетного давления и противодавления в системе сброса.

Для предохранительных устройств, давление открытия которых зависит от противодавления, следует принимать противодавление за предохранительными клапанами в системе сброса следующее:

для устройств со сбросом на местную свечу или в факельную систему низкого давления - 0,05 МПа (0,5 кгс/см²) изб.;

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

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

10.76. Для сосудов и аппаратов, предназначенных для огне- и взрывоопасных сред и токсичных веществ возможно применение одной системы предохранительных клапанов (рабочий + резервный) при условии:

обеспечения каждым из клапанов в отдельности защиты сосуда или аппарата от превышения давления;

установки блокировочного устройства, не допускающего одновременное отключение рабочего и резервного предохранительного клапана от сосуда или аппарата;

осуществления сброса взрывоопасных, взрывопожароопасных и ядовитых паров или газов от рабочего и резервного предохранительного клапанов в закрытую систему на улавливание или сжигание на факеле.

Допускается установка одной системы предохранительных клапанов (без резерва), со сбросом газа в факельную систему или в закрытую систему на улавливание или сжигание на факеле, на компрессорных агрегатах при количестве установленных машин 2 и больше.

10.77. Сбросы газов и паров от предохранительных устройств, установленных на сосудах и аппаратах с взрывоопасными и взрывопожароопасными средами, где при срабатывании предохранительных устройств возможен значительный унос жидкости, следует направлять в закрытую систему (сепаратор, дренажную емкость и т. п.) и далее на факел или на свечу.

10.78. Сбросы от предохранительных устройств, установленных на сосудах с токсичными средами, следует направлять в специальную закрытую систему, из которой пары сброса должны возвращаться в производство. В случае невозможности осуществления такой схемы по условиям процесса, сбрасываемые пары допускается направлять в атмосферу, но перед этим они должны быть обязательно обезврежены в специальном поглощающем устройстве.

10.79. Во всех случаях, когда это возможно по условиям технологического процесса, сбросы от предохранительных устройств, установленных на сосудах со взрывоопасными и взрывопожароопасными и токсичными средами, следует направлять в сосуды той же системы, но работающие под меньшим рабочим давлением и оборудованные предохранительными устройствами.

10.80. Сбросы жидкостей от предохранительных устройств, установленных на трубопроводах или аппаратах, полностью заполненных жидкостью, следует направлять в сосуды и аппараты той же системы, но работающие под меньшим рабочим давлением и оборудованные предохранительными устройствами, установленными на этих сосудах в зоне паровой (газовой) фазы, если это не вызовет опасных последствий или нарушений технологического режима, или в специально предназначенные для этих целей емкости.

При сбросе жидкостей в закрытую систему в этом случае следует учитывать противодавление, равное расчетному давлению в этой системе плюс гидравлическое сопротивление сбросного трубопровода.

11. ТРУБОПРОВОДЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК.

11.1. При проектировании технологических трубопроводов ГПЗ необходимо руководствоваться следующими нормативными документами: СН 527-80, СНиП II-36-73 (П-Г.1073), СНиП II-37-76, СНиП II-45-75 (раздел «Защита стальных магистральных трубопроводов от коррозии»), «Руководящими указаниями по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке технологических трубопроводов под давлением до 100 кгс/с²» РУ-75, согласованными Госгортехнадзором СССР, «Правилами безопасности в газовом хозяйстве», утвержденными Госгортехнадзором СССР, «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды», утвержденными Госгортехнадзором СССР, и противопожарными нормами проектирования.

11.2. Выбор диаметра трубопровода должен производиться на основании гидравлического расчета и с учетом его производительности, а также вязкости транспортируемого продукта.

11.3. При определении диаметров технологических трубопроводов необходимо принимать рекомендуемые скорости движения потоков по трубам, приведенные в табл. 8.

Таблица 8

Наименование продукта и трубопровода	Рекомендуемая скорость, м/с
Газ горячий	5 - 20
Конденсат газовый нестабильный:
в трубопроводах насосов	1,5 - 3,0/1,0 - 1,2
при движении самотеком	0,1 - 0,5
Вязкие жидкости:
при вязкости 0,000001 - 0,00006 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 0,000028 - 0,000072 м2/с (0,28 - 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
Сероводородсодержащий газ	не выше 10

Примечание. В числителе и знаменателе дробных значений в табл. 8 даны скорости соответственно для нагнетательных и всасывающих трубопроводов.

11.4. Выбор направлений трассировки трубопроводов должен соответствовать требованиям технологической схемы и условиям экономической целесообразности.

11.5. При проектировании технологических трубопроводов и тепловых сетей следует применять следующие способы прокладки:

надземный, на эстакадах, на отдельно стоящих высоких и низких опорах;

шпальный;

подземный в непроходных каналах и, в виде исключения, в грунте.

Размещение и способы прокладки трубопроводов должны обеспечивать безопасность его эксплуатации и возможность производства монтажных и ремонтных работ с применением средств механизации.

11.6. Как правило, следует проектировать надземную прокладку. Подземная прокладка сооружаемых технологических трубопроводов (кроме трубопроводов воды и дренажных трубопроводов, связанных с подземными емкостями) может быть допущена только в обоснованных проектом случаях. Для трубопроводов, транспортирующих горючие газы, сжиженные газы (независимо от парциального давления насыщенных паров) и ЛВЖ (независимо от температуры кипения) разрешается только надземная прокладка. Для перечисленных сред допускается прокладка всасывающих трубопроводов к насосам в непроходных каналах, засыпаемых сухим песком и перекрываемых плитами.

11.7. Прокладку трубопроводов на отдельно стоящих низких опорах следует применять только в один ярус, при этом расстояние по высоте от уровня земли до низа труб должно быть не менее 200 м.

11.8. Трубопроводы, прокладка которых не может быть выполнена надземно (например, дренажные и всасывающие трубопроводы к насосам), разрешается в пределах одной установки прокладывать в непроходных каналах или непосредственно в грунте. При этом, в непроходных каналах должны прокладываться трубопроводы, требующие наблюдения, и трубопроводы с фланцевыми разъемами (с вязкими, застывающими или кристаллизирующимися средами), а непосредственно в грунте можно прокладывать только трубопроводы, не требующие наблюдения и не имеющие фланцевых разъемов.

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

11.9. Не допускается прокладка трубопроводов, транспортирующих углеводороды, совместно с паропроводами, а также с силовыми, осветительными и телефонными кабелями в непроходных каналах.

11.10. Прокладка трубопроводов на эстакадах может применяться в один, два и более яруса.

При прокладке трубопроводов на эстакадах с количеством ярусов два и более на верхнем ярусе следует прокладывать, как правило, трубопроводы большого диаметра, а на нижнем - трубопроводы малого диаметра и трубопроводы с агрессивными средами.

Высота между ярусами должна приниматься из условий удобства обслуживания прокладываемых трубопроводов, но должна быть не менее 1,2 м. На многоярусных эстакадах рекомендуется предусматривать проходные мостики для осмотра и обслуживания и ремонта трубопроводов и их изоляции.

11.11. Надземные трубопроводы на эстакадах или отдельно стоящих высоких опорах должны прокладываться с учетом пересечений их дорогами или проходами. В местах пересечений трасс трубопроводов с дорогами или проходами расстояние по высоте до низа труб или механических конструкций должно быть не менее:

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

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

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

11.12. Необходимо максимально использовать несущую способность труб, дополнительно нагружая трубы большого диаметра трубами малого диаметра, с обязательной проверкой расчетом труб на допускаемый прогиб.

Не разрешается закрепление трубопроводов малых диаметров к трубопроводам, транспортирующим:

а) сжиженные горючие газы;

б) среды под давлением выше 6,4 МПа (64 кгс/см²);

в) горючие газы с токсическими свойствами;

г) среды с температурой выше 300 °С.

11.13. Трубопроводы не должны проходить через стены, разделяющие помещения категории А и Б от помещений категории В, Г и Д. Не разрешается проход транзитных трубопроводов через электротехнические помещения и помещения КиП.

11.14. При установке линзовых и волнистых компенсаторов на горизонтальных газопроводах с конденсирующимися газами из каждой линзы должен предусматриваться дренаж конденсата.

11.15. Для уменьшения трения между опорами и несущими конструкциями на трубопроводах диаметром 300 мм и более, при прокладке их на отдельно стоящих опорах, рекомендуется применять катковые опоры; при этом уклон трубопровода должен быть не более , где:

0,05 - плечо трения качения по поверхности соприкосновения катка с корпусом и опорной плитой в см;

r - радиус ролика в см.

11.16. При групповой прокладке трубопровода на общих опорных конструкциях или эстакадах в тех случаях, когда эти конструкции не рассчитаны на нагрузки, возникающие при одновременном гидравлическом испытании всех трубопроводов, в проекте должна быть оговорена последовательность его проведения.

11.17. Трубопроводы для сжиженных горючих газов должны быть выполнены только из бесшовных труб.

11.18. Спиральношовные трубы не допускается применять для обвязочных трубопроводов компрессорных отделений, а также для изготовления секторных отводов и П-образных компенсаторов.

11.19. При проектировании технологических трубопроводов следует применять преимущественно детали заводского изготовления.

11.20. Трубопроводы, в том числе для сжиженных газов и вакуумные, как правило, должны выполняться на сварке, фланцевые соединения на трубопроводах допускаются для присоединения к фланцевой арматуре, к штуцерам оборудования и к узлам контрольно-измерительных приборов.

Муфтовые соединения на трубопроводах разрешаются лишь для присоединения стальной арматуры малого диаметра и контрольно-измерительных приборов.

11.21. Выбор крепежных деталей для фланцевых соединений и материалов для них следует производить в зависимости от рабочих условий по табл. 14 РУ-75 и табл. 2 СН-527-80.

11.22. Выбор прокладок и прокладочных материалов для уплотнения фланцевых соединений следует производить с учетом свойств транспортируемых веществ, их рабочих параметров и типа уплотнительной поверхности фланцев по табл. 16 РУ-75.

11.23. Рекомендуется фланцевые соединения трубопроводов располагать по возможности непосредственно у опор. Расположение сварных стыков в толщах стен, перегородок или перекрытий, а также ближе 50 мм от трубопроводных опор и подвесок не допускается.

11.24. Расстояние от поперечного сварного шва трубопровода до начала гнутого закругления должно быть равно наружному диаметру трубы, но не менее 100 мм.

Длина прямого участка между сварными швами двух соседних изгибов должна составлять не менее 100 мм при условном диаметре трубопровода менее 150 мм и 200 мм - при условном диаметре от 150 мм и выше.

Допускается сварка двух крутоизогнутых отводов под любым углом плоскости без прямого участка между ними.

11.25. В случае отсутствия в номенклатуре штампованных тройников необходимых типоразмеров допускается предусматривать в соответствии с нормами машиностроения сварные тройники или непосредственную вварку ответвления в основную трубу с применением в необходимых случаях укрепляющих элементов.

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

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

11.27. На вводах на установку горючих и сжиженных газов, в том числе нестабильного конденсата, (вне здания на расстоянии не менее 3 м и не более 50 м от стены здания или ближайшего аппарата, стоящего на улице) следует устанавливать отключающую арматуру с дистанционным управлением, независимо от сечения трубопровода.

На вводах на установку трубопроводов с легковоспламеняющимися жидкостями (ЛВЖ) и горючими жидкостями (ГЖ) следует устанавливать отключающую арматуру:

а) для арматуры с условным диаметром до 200 мм - с ручным управлением;

б) для арматуры с условным диаметром 200 мм и более - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом.

11.28. На трубопроводах вывода с установки горючих и сжиженных газов, ЛВЖ следует устанавливать обратный клапан и отключающую арматуру:

а) для арматуры с условным диаметром до 200 мм - с ручным управлением;

б) для арматуры с условным диаметром 200 мм и более - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом.

12. НОРМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ И НОРМЫ РАБОЧЕЙ ПЛОЩАДИ НА МАШИНУ, АГРЕГАТ, УСТАНОВКУ. КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ.

12.1. При размещении технологических установок, зданий и сооружений газоперерабатывающих заводов, а также отдельных машин, аппаратов и оборудования в зданиях и на наружных площадках, при определении максимально допустимых площадей отдельно стоящих наружных установок следует руководствоваться «Правилами безопасности во взрывоопасных и взрывопожароопасных химических и нефтехимических производствах ПБВХП-74», утвержденных Госгортехнадзором СССР, «Правилами устройства электроустановок», СНиП II-37-76 и противопожарными нормами проектирования.

12.2. Рабочие площади на отдельные машины, агрегаты, аппараты и оборудование не нормируются и должны выбираться исходя из обвязки, безопасности, удобства их обслуживания и ремонта.

12.3. При проектировании объектов необходимо предусматривать максимально возможное размещение аппаратов и оборудования на открытых площадках.

Технологическое оборудование необходимо, как правило, располагать вне здания. В закрытых зданиях и помещениях допускается его размещение только в тех случаях, когда это вызывается особенностью технологического процесса или невозможностью конструктивного изготовления оборудования для его работы на наружной установке.

12.4. При размещении технологического оборудования в здании крупногабаритное оборудование следует располагать в его центральной части или у стен без проемов, а малогабаритное - со стороны оконных проемов.

12.5. При компоновке технологического оборудования необходимо располагать его так, чтобы приборы контроля и автоматики, запорная и предохранительная арматура были доступны для эксплуатации, ревизии и осмотра, для чего в необходимых случаях должны предусматриваться постоянные площадки и лестницы.

При разработке компоновки необходимо также учитывать особенности технического обслуживания оборудования. Оборудование, требующее регулярного обслуживания и частого ремонта, должно иметь свободный доступ.

Разборное оборудование должно быть размещено таким образом, чтобы его демонтаж не вызвал необходимости разборки окружающих трубопроводов.

Необходимо также предусматривать свободное пространство, позволяющее осуществить подъем оборудования.

12.6. Одним из основных принципов размещения аппаратов и оборудования самой технологической установки следует считать общее направление подачи сырья по этапам его переработки вплоть до отгрузки готового продукта.

12.7. Как можно шире следует использовать принцип блочной компоновки. Вся территория установки ГПЗ должна разделяться на отдельные блоки, пространства между которыми бы препятствовали развитию пожара и повышали эффективность его тушения.

12.8. Печи следует располагать в одном из углов площадки с наветренной стороны.

12.9. Емкостное оборудование, вмещающее большие объемы жидкостей, должно располагаться на минимальной высоте, желательно на нулевой отметке.

12.10. Компоновка оборудования должна обеспечивать его монтаж и демонтаж в любой последовательности.

12.11. Монтажная обвязка аппаратуры и оборудования должна обеспечивать:

удобство и безопасность обслуживания арматуры и первичных приборов контроля и автоматики (КиА);

возможность быстрого и полного освобождения аппаратуры, оборудования и трубопроводов от продуктов;

возможность проведения гидравлического испытания, продувки, пропарки, промывки и чистки аппаратуры, оборудования и трубопроводов;

удобство и простоту монтажа и демонтажа аппаратов, оборудования и трубопроводов, возможность механизации трудоемких работ;

герметичность системы с установкой заглушек на всех воздушниках и дренажах (спускниках);

отсутствие вибрации трубопроводов, максимальную самокомпенсацию трубопроводов.

13. НОРМЫ РЕЗЕРВИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ И МЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

13.1. Основная технологическая аппаратура, как правило, не должна резервироваться. Проектом технологических установок должен предусматриваться определенный запас производительности аппаратов в соответствии с заданными колебаниями в количестве и составе поступающего сырья.

13.2. Следует принимать резерв для аппаратов, режим работы которых требует более частых остановок, чем это предусмотрено регламентом работы самих установок, и только в том случае, если остановка указанных аппаратов требует отключения всей установки.

13.3. Для нижеследующих позиций насосов следует принимать один резервный насос при одном и двух рабочих насосах и один резервный насос на три рабочих насоса:

а) подача абсорбента в абсорберы;

б) подача гликоля на осушку газа;

в) подача питания и орошения в регенерационные и ректификационные колонны;

г) циркуляция теплоносителей или продуктов через трубчатые печи;

д) непрерывная откачка продукта с низа колонны;

е) непрерывная откачка продуктов на товарные склады;

ж) подача питательной воды к котлам-утилизаторам и к конденсаторам серы;

з) другие позиции, особая ответственность которых выявляется в процессе проектирования.

13.4. Насосы для откачки готовой продукции с товарных складов потребителям и насосы для сливо-наливных операций на железнодорожных эстакадах должны иметь минимально 25 % резерв. При этом допускается общий резерв для насосов, перекачивающих продукты, близкие по углеводородному или химическому составу.

13.5. Насосы или маслостанции для подачи жидкости на торцевые уплотнения и в гидравлические системы должны иметь 100 % резерв.

13.6. Насосы, работающие периодически, должны устанавливаться без резерва, если их работа не связана жестким графиком работы установки или регламентом времени какой-либо регулярной операции.

13.7. Нормы резервирования компрессоров и газодувок, обеспечивающих непрерывность технологического процесса, устанавливаются в зависимости от технической характеристики указанного оборудования:

для агрегатов, у которых доремонтный ресурс меньше времени межремонтного пробега установки, следует устанавливать резерв из расчета один резервный агрегат на 1 - 5 работающих на одной технологической операции;

для агрегатов, у которых доремонтный ресурс превышает время межремонтного пробега установки, резерв, как правило, предусматривать не следует.

Примечания:

1. Время межремонтного пробега установки следует принимать равным фонду эффективного рабочего времени в соответствии с разделом 3 настоящих норм.

2. Для компрессоров высокой единичной производительности (более 0,5 млрд. м³/год), перекачивающих нефтяной газ, необходимость резервирования в каждом отдельном случае должна обосновываться в проекте технико-экономическими расчетами.

13.8. Количество компрессоров для воздушных компрессорных принимается минимальным, но дающим возможность производить ремонт компрессоров без ущерба для снабжения предприятия сжатым воздухом. При расчете принимать резерв только к тому количеству воздуха, без которого нарушается нормальная работа предприятия.

14. ОТДЕЛЕНИЯ СЕПАРАЦИИ ГАЗА ОТ КАПЕЛЬНОЙ ЖИДКОСТИ И МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ.

14.1. Отделение сепарации газа от капельной жидкости и механических примесей необходимо предусматривать, как правило, в начале (по ходу) технологической схемы ГПЗ.

14.2. Отделение сепарации газа от капельной жидкости и механических примесей должно обеспечивать очистку газа от механических примесей, а также от жидких углеводородов, свободной влаги, ингибиторов коррозии и гидратообразования со степенью эффективности, необходимой для нормальной работы последующего технологического оборудования установок (замерных пунктов сырого товарного газа и др.), и во всем заданном диапазоне изменения параметров сырого газа, в том числе при максимальной производительности по газу в условиях неэффективной работы промысловых установок подготовки газа к транспорту.

Кроме основного назначения отделение сепарации может выполнять такие дополнительные функции, как:

смешение нескольких газовых потоков;

циркуляцию газовых потоков и стабилизацию давления газа на выходе из отделения.

14.3. На конце газопровода подачи сырого нефтяного газа на ГПЗ, непосредственно перед отделением сепарации необходимо устанавливать отделитель нефтяных и конденсатных пробок.

14.4. Для предотвращения конденсации паров воды из окружающей атмосферы на металлические поверхности все оборудование и коммуникации отделения сепарации газа с температурой среды ниже средней температуры воздуха по мокрому термометру в 13 часов наиболее жаркого месяца при относительной влажности воздуха не ниже 70 % подлежат теплоизоляции с устройством пароизоляционного слоя.

14.5. На газопроводах природного газа, подводящих сырой газ к сепараторам, на расстоянии 500 - 700 м от границы предприятия, должна предусматриваться установка быстродействующей охранной арматуры, управляемой дистанционно из операторной и автоматически в аварийной ситуации.

15. ПУНКТЫ УЧЕТА СЫРОГО И ТОВАРНОГО ГАЗА.

15.1. При проектировании пунктов учета сырого и товарного газов следует руководствоваться «Правилами измерения расхода газа и жидкостей стандартными сужающими устройствами» РД 50-213-80.

15.2. Пункт учета должен обеспечивать измерение и учет количество сырого газа, поступающего на переработку или товарного газа, передаваемого потребителю, с точностью, необходимой для осуществления хозяйственного расчета.

Кроме основного назначения пункт учета может выполнять такие дополнительные функции, как:

смешение нескольких газовых потоков;

распределение газа между потребителями.

15.3. В зависимости от направления транспорта газовых потоков следует предусматривать объединенный пункт учета или раздельные пункты учета для сырого и товарного газов.

Пункт учета может выделяться в отдельный объект или входить в состав основной установки.

15.4. Пункт учета сырого газа должен располагаться по ходу потока газа и, как правило, после узла сепарации газа от капельной влаги и мехпримесей.

15.5. Для каждого обособленного источника или потребителя газа, требующего индивидуального измерения, должен предусматриваться отдельный коллектор.

15.6. Измерительная нитка должна оборудоваться запорной арматурой, позволяющей производить замену первичных элементов расходомеров при работающем пункте учета.

15.7. Количество рабочих измерительных ниток следует обосновывать технико-экономическим расчетом. На каждую группу измерительных ниток, к одному коллектору, необходимо предусматривать одну резервную измерительную нитку.

Примечание. При применении первичных элементов расходомеров, позволяющих проводить смену служащих устройств без прекращения потока продукта, резервные измерительные нитки не предусматриваются.

15.8. Не допускается отбор газа на нужды ГПЗ из коллектора до замерного устройства на потоке сырого газа и после замерного устройства на потоке товарного газа.

15.9. Для пунктов учета, совмещенных с отделением сепарации газа от механических примесей, прокладка трубопроводов измерительных ниток должна осуществляться надземно, на низких опорах.

15.10. На отводящих газопроводах товарного газа ГПЗ, перерабатывающих природный газ, на расстоянии 500 - 700 м от границы предприятия должна предусматриваться установка быстродействующей охранной арматуры, управляемой дистанционно из операторной и автоматически в аварийных ситуациях.

16. УСТАНОВКИ ОЧИСТКИ ГАЗА ОТ СЕРОВОДОРОДА.

16.1. Требования настоящего раздела распространяются на проектирование технологической части установок очистки газа от сероводорода с помощью этаноламинов (моноэтаноламина (МЭА) и диэтаноламина (ДЭА)).

16.2. Проектирование установок очистки газа от кислых компонентов (сероводорода, углекислого газа, меркаптанов и т. п.), установок производства серы, доочистки хвостовых газов и др. должно, как правило, осуществляться специализированным институтом «Гипрогазоочистка» Минхиммаша.

При необходимости проектирования этих установок проектными институтами Миннефтепрома и Мингазпрома основные технические решения по очистке газа должны быть в процессе проектирования согласованы с «Гипрогазоочисткой».

16.3. Выбор растворителя для аминовой очистки газа от сероводорода должен основываться на содержании сероводорода и других сернистых примесей в очищаемом газе, требуемой полноты их удаления и на экономических соображениях и, в первую очередь, на таких наиболее важных расходных показателях, как капитальные вложения, потребность энергии на абсорбцию (растворение), циркуляцию растворителя и его реенерацию, потери амина в процессе.

Если в исходном сырьевом газе содержится значительное количество сероокиси углерода (COS), сульфида углерода (CS₂) и меркаптанов (RSH), с которыми моноэтаноламин реагируя образует необратимые соединения, то в этом случае рекомендуется применять для очистки газа от сероводорода растворы диэтаноламина (ДЭА), которые стабильны в присутствии указанных выше соединений.

16.4. Природный или нефтяной газ, подаваемый в качестве сырья на установку очистки газа от сероводорода, должен пройти предварительно сепарацию от капельной жидкости и механических примесей.

16.5. Содержание сероводорода и других сернистых соединений в очищенном газе должно соответствовать требованиям к товарному газу, регламентируемому действующими государственными стандартами и нормативами.

16.6. Очистку газа от сероводорода следует при необходимости совмещать с очисткой его от двуокиси углерода (CO₂). Содержание двуокиси углерода в очищенном газе должно определяться требованиями основных потребителей газа и условиями его транспорта по трубопроводам, а также требованиями технологии переработки газа на последующих установках завода.

16.7. Нормальная работа установки сероочистки должна обеспечиваться при колебаниях в подаче газа от 50 % до 115 % номинальной производительности.

16.8. Установки очистки газа от сероводорода природного газа следует проектировать отдельными самостоятельными блоками, мощность которых, как правило, должна приниматься 5 - 7 млрд. нм³/газа в год.

Каждый такой блок, как правило, должен включать параллельные технологические линии абсорбции производительностью 2,5 - 3,5 млрд. нм³/газа в год, отделение регенерации этаноламина и блок насосов  для подачи регенерированного амина в абсорберы.

16.9. В составе установок очистки газа должны быть предусмотрены узел фильтрации и узел оперативного хранения раствора этаноламина. Производительность узла фильтрации должна составлять не менее 10 % максимальной циркуляции этаноламина.

Допускается предусматривать один узел фильтрации, обслуживающий не более трех установок сероочистки одновременно.

Объем емкостей оперативного хранения этаноламина должен быть рассчитан на прием всего количества раствора, циркулирующего в системе.

16.10. Схемой установок следует предусматривать оборудование для приготовления растворов антивспенивающего агента, содового или щелочного раствора и для подачи их в систему циркуляции амина.

16.11. Для приготовления свежего раствора этаноламина и его подачи в систему циркуляции на ГПЗ, перерабатывающих природный газ, следует предусмотреть отдельную общезаводскую установку, сблокированную со складом этаноламина.

16.12. Для уменьшения окисления аминов кислородом воздуха необходимо предусматривать создание «подушек» в емкостях хранения раствора этаноламина путем подачи в них инертного газа низкого давления (преимущественно азота) или очищенного углеводородного газа.

16.13. В составе установки очистки газа от сероводорода следует предусматривать дренажную систему для слива амина из аппаратов и трубопроводов и для возврата его на вторичное использование.

Возврат раствора в систему циркуляции следует осуществлять через узел фильтрации амина. Объем дренажной емкости должен быть рассчитан на прием всего количества раствора в аппаратах и трубопроводах.

16.14. После каждого абсорбера необходимо предусматривать сепаратор для улавливания амина из уходящего после очистки газа и возврата его на регенерацию.

16.15. Насыщенный раствор этаноламина из абсорбера должен направляться в промежуточную емкость, предназначенную для выделения растворенных углеводородов. При очистке газа с давлением ниже 1,5 МПа установка промежуточной емкости не обязательна.

16.16. Скорость циркуляции этаноламинного раствора рекомендуется выбирать из условия, что она должна обеспечивать концентрацию кислых газов в насыщенном растворе на выходе его из абсорбера не выше 0,3 моля на моль амина при очистке раствором МЭА и не выше 0,4 моля на моль амина при очистке ДЭА.

Допускается увеличивать концентрацию кислых газов в насыщенном растворе до одного моля на моль амина при соответствующем технико-экономическом обосновании.

16.17. Температуру раствора этаноламина, подаваемого на верх абсорбера, следует принимать на 2 - 6 °С выше температуры выходящего из абсорбера газа.

16.18. Температуру насыщенного раствора этаноламина на выходе из абсорбера при совместной очистке газа от сероводорода и двуокиси углерода следует принимать не ниже 49 °С.

17. УСТАНОВКИ ОСУШКИ ГАЗА.

17.1. Осушка углеводородных газов и жидких углеводородов от влаги должна предусматриваться предпочтительно с помощью регенерируемых реагентов.

17.2. Метод осушки газа следует выбирать в зависимости от температурного уровня принятого технологического процесса, а также требований, предъявляемых к газу (точка росы по влаге) при его транспортировке.

17.3. Для технологических процессов переработки газа методом НТК и НТА, при температуре в процессе охлаждения газа не ниже минус 23 °С следует применять осушку методом впрыска этиленгликоля с последующей его регенерацией.

17.4. В тех случаях, когда необходимо достигнуть более низкой точки росы по влаге (в схеме НТК с турбодетандером, НТК с этановым охлаждением и др.), следует предусматривать осушку на твердых поглотителях.

17.5. При двух установках осушки и более количество установок регенерации раствора гликоля следует принимать не менее двух.

При двух установках регенерации раствора гликоля каждая должна быть рассчитана на переработку не менее 75 % всего поступающего регенерируемого гликоля.

17.6. При осушке газа впрыском этиленгликоля следует использовать растворы с пределами концентрации 70 - 90 %.

17.7. Рассчитанное теоретическое количество регенерированного раствора этиленгликоля, подаваемое на впрыск в систему осушки, должно увеличиваться в 2 раза.

В случае, если газ охлаждается, проходя последовательно ряд теплообменников, раствор этиленгликоля необходимо впрыскивать на вход в каждый теплообменник пропорционально количеству конденсирующейся в нем влаги.

17.8. Форсунки для впрыска гликоля следует монтировать в камерах теплообменников на входе газа таким образом, чтобы мелкораспыленный этиленгликоль охватывал всю трубную решетку и распределялся равномерно во все трубки теплообменника.

17.9. На линии подачи этиленгликоля перед форсунками необходимо устанавливать фильтры (рабочий + резервный).

17.10. Разделение газа, конденсата углеводородов и насыщенного раствора этиленгликоля после охлаждения в теплообменниках при осушке впрыском, как правило, должно производиться в фазном разделителе.

Диаметр разделителя следует принимать таким, чтобы при нормальном уровне жидкости в разделителе скорость газа над всей поверхностью не вызывала механического уноса жидкости, а время отстоя превышало не менее, чем на 5 % время разрушения эмульсии типа «гликоль в углеводородном конденсате» и «углеводородный конденсат в гликоле».

17.11. В случае разделения смеси «газ - углеводородный конденсат - раствор гликоля» при низких температурах, необходимо в схеме предусматривать сепаратор для разделения жидкой фазы на гликоль и углеводородный конденсат.

17.12. Разделение смеси раствора этиленгликоля и жидких углеводородов следует производить в сепараторе-отстойнике. Время разделения следует принимать не менее 1 часа.

С целью интенсификации процесса разделения раствора этиленгликоля от углеводородов необходимо предусматривать подогрев смеси в сепараторе-отстойнике до температуры 0 - 20 °С в зависимости от типа гликоля и его концентрации.

Допускается совмещение фазного разделителя и сепаратора в одном аппарате.

17.13. На линии выхода насыщенного раствора гликоля из абсорберов или фазных сепараторов-разделителей необходимо предусматривать дополнительный нагрев раствора гликоля до температуры 60 - 70 °С и выветриватель, где происходит отделение из раствора насыщенного гликоля растворенных в нем углеводородов.

17.14. Степень насыщения гликоля водой следует принимать при контактном способе осушки 1,5 - 2,5 %, при осушке впрыском - 5 - 10 %.

17.15. На выходящих из абсорберов потоках осушенного газа, газа охлаждения и регенерации следует устанавливать фильтры (рабочий + резервный) для очистки газа от механических примесей.

17.16. При проектировании абсорбционной осушки режим работы абсорберов следует определять с учетом обеспечения непрерывной работы печи подогрева газа регенерации.

17.17. Температуру гликоля на входе в контактор следует принимать на 5 - 8 °С выше температуры входящего газа.

17.18. При температуре газа, направляемого на абсорбционную осушку, ниже 288 К необходимо предусматривать его предварительный подогрев до температуры контакта.

18. УСТАНОВКИ ПРОИЗВОДСТВА СЕРЫ.

18.1. Требования настоящего раздела распространяются на проектирование технологической части установок для производства газовой серы по методу Клауса из кислых газов, извлекаемых в процессе очистки газа и конденсата от сероводорода растворами аминов.

При проектировании установок производства серы следует также руководствоваться «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», утвержденных Госгортехнадзором СССР.

18.2. Установки производства серы должны быть максимально укрупнены, однако их количество необходимо принимать не менее двух при двух и более установках сероочистки газа.

18.3. Установка производства серы должна обеспечить гарантированное количество серы с сохранением нормального действия всего оборудования и автоматики при уменьшении подачи кислого газа до 33 % и увеличении до 115 % по отношению к номинальной производительности. При остановке одной из установок оставшиеся в работе должны обеспечить переработку не менее 70 % общего максимального количества кислого газа.

18.4. Установки, как правило, должны оснащаться системами оптимизации процесса, поддерживающими стехиометрическое соотношение «сероводород - сернистый ангидрид» на выходе из камеры сгорания.

18.5. Для полноты протекания процесса конверсии принятое количество ступеней конверсии должно быть не менее двух. Целесообразность дополнительных ступеней конверсии необходимо решать технико-экономическим обоснованием, с учетом принятой схемы установки доочистки отходящих газов и требований к защите окружающей среды.

18.6. На центральном щите управления всеми установками должна быть предусмотрена световая сигнализация работы агрегатов (насосов, воздуходувок и т. д.) и звуковая при аварийной остановке и включении резервных агрегатов.

Как правило, должен быть предусмотрен автоматический ввод резервных воздуходувок, газодувок и насосов; автоматическое выполнение последовательности операций при пуске и остановке агрегатов; необходимые автоматические блокировки; местная и дистанционная (из операторной) аварийная остановка агрегатов, а также возможность дистанционного (из операторной) и местного пуска агрегатов, необходимых для непрерывного ведения технологического процесса.

18.7. На входе «кислого» газа на установки производства серы должен устанавливаться сепаратор. Дренаж «кислых» вод из сепаратора необходимо возвращать в процесс установки сероочистки через дренажную систему.

18.8. Для регенерации катализатора на установке должна быть предусмотрена возможность производства или получения перегретого пара, а также подачи его в конверторы.

18.9. Жидкая сера, поступающая из конденсаторов, должна направляться в серную яму по серопроводу с паровой рубашкой через гидрозатворы.

Серопровод не должен иметь «пониженных» точек и должен проектироваться с постоянным уклоном в сторону серной ямы.

18.10. Бетонные резервуары для жидкой серы должны иметь объем, вмещающей не менее суточного производства серы.

19. УСТАНОВКИ ДООЧИСТКИ ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ ПРОИЗВОДСТВА СЕРЫ ПО МЕТОДУ КЛАУСА И УСТАНОВКИ ХРАНЕНИЯ, ДЕГАЗАЦИИ И ПОГРУЗКИ СЕРЫ.

Установки доочистки отходящих газов производства серы по методу Клауса.

19.1. Установка доочистки отходящих газов должна обеспечивать улавливание вредных и неприятно пахнущих веществ, исключающее повышение концентраций этих веществ при рассеивании газовых выбросов предприятия в атмосфере воздуха выше предельно допустимых.

19.2. Установка доочистки отходящих газов может выделяться в отдельный объект или входить в состав комбинированной установки совместно с установкой производства серы.

19.3. Для выполнения технологических функций, указанных в п. 19.1 настоящих норм, на установке доочистки отходящих газов должны осуществляться процессы сжигания вредных примесей, а также могут предусматриваться следующие технологические процессы:

деструкция сероорганических соединений до сероводорода;

завершение реакции Клауса;

окисление избыточного сероводорода до серы.

Вне зависимости от выбранной схемы установки доочистки отходящих газов наличие печи дожига в ее составе обязательно.

19.4. Высота дымовой трубы должна определяться расчетом из условия поддержания содержания вредных веществ в приземном слое воздуха на уровне, не превышающем предельно допустимой концентрации этих веществ (с учетом суммации действия) при рассеивании выхлопных газов установки доочистки в атмосфере.

19.5. Производительность оборудования установок доочистки должна обеспечивать переработку всего количества отходящих газов установок производства серы, работающих на максимальном режиме. Резерв по производительности для установок доочистки, как правило, не предусматривается.

19.6. Параллельно установке доочистки отходящих газов должен предусматриваться газопровод (с запорной арматурой), байпасирующий все оборудование до печи дожига отходящих газов.

19.7. Печь дожига должна обеспечивать полное сжигание всех примесей отходящих газов до воды, двуокиси углерода и двуокиси серы во всех возможных режимах работы установки, в том числе при байпасировании оборудования установки доочистки отходящих газов. Температура в печи дожига должна поддерживаться не ниже 873 °С, если горение обычное, и на уровне, оговоренном паспортом аппарата, если горение каталитическое.

19.8. На установке доочистки отходящих газов необходимо предусматривать стационарные автоматические газоанализаторы для контроля за содержанием примесей в выхлопных газах, подаваемых в дымовую трубу (сероводород, сернистый газ, серный газ, сероокись углерода и др.). До освоения отечественной промышленностью серийного выпуска стационарных автоматических газоанализаторов допускается предусматривать лабораторный анализ проб выхлопных газов с периодичностью 1 раз в смену или два раза в сутки соответственно при расчетной температуре воздуха в районе размещения ГПЗ выше или ниже минус 45 °С.

19.9. Серу, полученную на установке доочистки отходящих газов, необходимо передавать на установку хранения, дегазации и погрузки серы в жидком виде через гидрозатвор.

19.10. Конденсат пара, применяемого для обогрева серного гидрозатвора и серопроводов, должен иметь перед конденсатоотводчиком избыточное давление не ниже 0,14 МПа (1,4 кгс/см²).

Установки хранения, дегазации и погрузки серы.

19.11. Установки хранения, дегазации и погрузки серы предназначаются для создания необходимого запаса полупродукта либо продукта и подготовки серы к железнодорожному транспорту.

19.12. Набор технологических объектов и сооружений этих установок, как правило, должен включать:

ямы недегазированной серы;

ямы дегазации;

ямы хранения дегазированной серы;

налив жидкой серы;

склад комовой серы.

Ямы недегазированной серы.

Ямы недегазированной серы предназначены для хранения жидкой серы, получаемой по методу Клауса.

Емкость ям должна соответствовать суточному объему производимой серы.

Количество ям определяется расчетом в зависимости от конструкции ям, но в любом случае должно быть не менее двух.

19.14. Ямы недегазированной серы должны иметь герметичные крыши. Газы дыхания следует отводить в дымовую трубу либо на свечу высотой не ниже 3 м над самой высокой точкой здания, цеха или рабочей площадки (считая в радиусе 15 м), но не менее 6 м от уровня земли.

19.15. Ямы должны быть оборудованы погружными змеевиками для поддержания температуры жидкой серы.

Ямы дегазации.

19.16. Ямы дегазации предназначены для удаления растворенного сероводорода из жидкой серы, они должны обеспечивать обработку суточного производства серы. Количество ям определяется расчетом из условия, что время дегазации составляет в среднем 14 ÷ 18 часов, а суммарное время загрузки и разгрузки ямы - 6 часов.

Свободное пространство ямы дегазации должно составлять не менее 35 % от ее общего объема.

19.17. Жидкая сера перед подачей в ямы хранения, помещения затвердевания серы, на эстакады налива и на склад комовой серы должна пройти предварительно дегазацию от сероводорода до остаточного содержания последнего не выше 10 мг/кг серы (10 ррм).

19.18. Производительность насосов, устанавливаемых на каждой яме, должна обеспечивать не менее, чем 4-х кратную циркуляцию всего объема жидкой серы, находящейся в яме, при этом один насос должен быть резервным. Опорожнение ямы осуществляется этим насосом.

19.19. Для улучшения процесса дегазации должна быть предусмотрена подача аммиака на всас насосов в количестве не менее 150 г на тонну перекачиваемой серы.

19.20. Отвод газов дегазации должен осуществляться по газоходам из алюминия в дымовую трубу. Газоходы должны иметь максимум через каждые 30 метров люки для периодической очистки.

Кратность воздухообмена в яме дегазации должна определяться расчетом, исходя из того, что содержание сероводорода в газовой фазе необходимо поддерживать ниже взрывоопасного уровня.

Контроль среды должен быть обеспечен автоматическим анализатором с дистанционной сигнализацией в операторную.

Ямы дегазации должны иметь окна, обеспечивающие подвод воздуху, и оборудованы змеевиками подогрева.

Ямы хранения дегазированной серы.

19.21. Емкость ям дегазированной серы должна соответствовать 5-ти суточному производству серы при максимальной производительности установок.

19.22. Ямы должны быть оборудованы насосами со 100 % резервированием, производительность которых должна определяться мощностями наливных устройств, установок затвердевания, склада комовой серы.

19.23. Количество серы, получаемой в жидком и твердом виде, определяется заданием на проектирование.

При наличии установок затвердевания серы необходимо предусматривать устройства автоматизированной погрузки серы в железнодорожные вагоны через бункерную галерею. Емкость бункеров должна соответствовать 5-ти суточной производительности установок затвердевания.

19.24. Склад комовой серы, как правило, должен выполнять функцию аварийного, заполнение его производится только при неисправности установок завода либо перебоях в железнодорожном транспорте. Заполнение склада производится через сливные стояки с паровой рубашкой. Метод разлива должен обеспечивать по возможности равномерное распределение серы по площади склада. Емкость склада принимается не менее 10 суток производства всего завода.

19.25. Погрузка комовой серы должна быть максимально механизирована.

19.26. При расчете емкости склада должны быть выполнены следующие условия: толщина слоя серы, образующегося в результате одной заливки, - не более 0,1 м; продолжительность затвердевания слоя серы однократной заливки - не менее 6 часов; продолжительность охлаждения серного блока - не менее 5 ÷ 7 суток.

19.27. На складе комовой серы необходимо предусматривать подвод воды для пожаротушения.

19.28. Для сокращения потерь твердой серы при транспортировке в открытых вагонах и на платформах рекомендуется предусматривать установку для нанесения в загруженных вагонах тонкой пленки жидкой серы, образующей после застывания сплошную корку.

19.29. В целях облегчения условий труда в проектах желательно предусматривать получение твердой серы на установках, оборудованных специальными транспортерами непрерывного охлаждения серы, или предусматривать установки грануляции, а также установки автоматического налива жидкой серы.

Установки автоматического налива жидкой серы должны иметь не менее 6 стояков для ручного налива серы в случае неполадок в работе автоматического стояка.

20. УСТАНОВКИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ГАЗА.

20.1. Выбор схемы переработки нефтяного газа должен определяться технико-экономическими расчетами в каждом конкретном случае в зависимости от содержания целевых углеводородов С_3+выше в сыром газе и требуемой степени извлечения этана и пропана.

20.2. При проектировании ГПЗ предпочтение следует отдавать схеме низкотемпературной конденсации (НТК) с турбодетандером как наиболее перспективной и прогрессивной на данном этапе развития технологии и техники переработки нефтяного газа.

20.3. При проектировании низкотемпературных процессов переработки нефтяного газа, содержащего двуокись углерода, следует рассматривать необходимость очистки сырого газа от двуокиси углерода во избежание образования «сухого льда» в системах.

20.4. Разрешается легкие углеводороды (метан-этан) с температурой ниже минус 30 °С и не содержащие сероводород от предохранительных клапанов (при срабатывании последних) отводить непосредственно в атмосферу.

20.5. В схеме НТК с турбодетандером должна быть предусмотрена подача метанола в точки наиболее возможного образования гидратов.

20.6. Перед поступлением газа на турбодетандер необходимо устанавливать сепаратор для отделения жидкости и предусматривать блокировку (остановку) турбодетандера по высокому уровню в этом сепараторе.

20.7. В схемах НТК с турбодетандером для теплообмена на чистых средах (не содержащих механических примесей) следует применять пластинчатые теплообменники.

21. УСТАНОВКИ ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА.

21.1. Номенклатура продуктов переработки конденсата должна определяться на основании задания на проектирование объекта, составленного в соответствии с результатами технико-экономических расчетов, учитывающих количество и состав исходного сырья, потребности народного хозяйства в различных нефтепродуктах, наличие потребителей и другие факторы.

21.2. В процессе переработки конденсата могут быть получены следующие продукты:

а) стабильный конденсат (фракция С_5+в);

б) фракция сжиженных газов: пропана и бутана, либо смеси этих газов, пропан-бутановая фракция (С₃ - С₄), широкая фракция легких углеводородов (С₃ - С₅);

в) метан-этановая фракция (С₁ - С₂), либо раздельные фракции этих газов.

21.3. Метановая (метан-этановая) фракция, как правило, должна использоваться в качестве топливного газа для газоснабжения завода, местных тепловых электростанций обеспечивающих газоперерабатывающий комплекс теплом и электроэнергией, и других местных потребителей. Направление использования топливного газа должно быть обосновано технико-экономическими расчетами и утверждено Госпланом СССР.

21.4. Процесс переработки конденсата может включать:

а) обезвоживание и обессоливание поступающего конденсата;

б) стабилизацию конденсата;

в) очистку от сероводорода;

г) разделение на углеводородные фракции;

д) очистку продуктов переработки конденсата от различных примесей в соответствии с требованиями к их качеству.

Схема переработки должна выбираться на основании технико-экономических проработок, учитывающих состав и параметры сырья, заданную номенклатуру и качество продуктов, наличие и рациональное использование материальных и энергетических (пар, электроэнергия, холод, вода охлаждения) ресурсов завода, возможность увязки процессов переработки конденсата с технологией очистки и переработки газа.

21.5. Системы регенерации и циркуляции химреагентов, утилизации кислых газов, циркуляции хладагента следует, как правило, объединять с аналогичными системами газоперерабатывающих установок завода.

21.6. Установки переработки конденсата следует проектировать отдельными самостоятельными блоками или технологическими линиями. Суммарная мощность блоков должна обеспечить переработку всего количества конденсата, добываемого при максимальной производительности газоперерабатывающего комплекса, и дополнительного количества конденсата, поступающего из сырьевых парков, подземных хранилищ, емкостей для хранения некондиционных продуктов или других возможных источников, определенных заданием на проектирование. Установки должны обеспечивать работу при изменении количества подаваемого исходного конденсата от 33 % до 115 % номинальной производительности.

21.7. Для завода, состоящего из одного газоперерабатывающего блока мощностью не более млрд. нм³/год сырого газа, следует предусматривать один блок переработки конденсата.

Для завода, в составе которого имеется два или более газоперерабатывающих блоков, должно быть предусмотрено не менее двух технологических линий или блоков переработки конденсата общей производительностью, определенной согласно пункту 21.6 настоящих норм. Мощность каждого блока должна быть рассчитана таким образом, чтобы при остановке одного из них обеспечивалась переработка не менее 75 % конденсата, поступающего при номинальной производительности газоперерабатывающего комплекса.

21.8. При наличии в составе установки одной колонны стабилизации последняя должна иметь не менее двух испарителей, каждый из которых должен обеспечивать нормальную работу колонны при номинальной нагрузке.

21.9. В составе установки следует предусматривать специальное оборудование для разгазирования сырого конденсата, поступающего на установку, в случае остановки одного из ее блоков. Разгазированный конденсат должен направляться на склад некондиционных продуктов. Производительность оборудования должна соответствовать номинальной мощности одного блока стабилизации.

Указанное оборудование следует также использовать для приема и откачки на склад некондиционных продуктов либо на рекуперации жидких углеводородов из дренажных систем заводских установок.

21.10. Для слива продуктов из аппаратов, трубопроводов и насосов следует предусматривать на установке закрытую дренажную систему, обеспечивающую прием, разгазирование и откачку углеводородов на повторную переработку либо на склад некондиции.

22. ХОЛОДИЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ.

22.1. Требования настоящей главы распространяется на нормы проектирования технологической части холодильных установок, работающих на базе турбокомпрессорных машин.

22.2. Холодопроизводительность холодильной установки должна определяться расчетом, исходя из потребности в холоде каждого потребителя и с учетом холодопотерь. Холодопотери следует принимать по данным, приведенным в табл. 9.

Таблица 9

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 60 °С и ниже
Максимально допустимые потери (в летнее время), %	8	12	15	20	25

22.3. Поверхность конденсаторов пропана должна рассчитываться на полную холодопроизводительность всех рабочих машин.

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

22.4. На холодильной станции сборные коллекторы всасывания и нагнетания необходимо укладывать вне помещения машзала.

22.5. Каждый турбокомпрессор должен отключаться от коллекторов при помощи запорной арматуры. Запорная арматура должна управляться дистанционно, с обязательным дублированием ручным управлением, располагаемым непосредственно у арматуры.

22.6. Все отключаемые аппараты холодильной установки, а также отключаемые участки системы должны быть оснащены приспособлениями для продувки инертным газом. Подсоединение инертного газа к коллекторам должно быть не стационарное.

22.7. Оборудование установки должно максимально размещаться на открытом воздухе, на постаментах, фундаментах и этажерках. Исключение составляют турбокомпрессорные агрегаты и вспомогательный компрессор, которые должны располагаться в машзале с температурой воздуха не ниже 10 °С и не выше 40 °С.

22.8. Конденсация хладагента должна производиться, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения.

22.9. Холодильная установка должна быть оборудована вспомогательным компрессорно-конденсационным агрегатом для откачки хладагента из коммуникаций и аппаратов перед ремонтными работами.

22.10. При проектировании холодильной установки должны быть предусмотрены технические решения по выводу из холодильного агента низкокипящих и высококипящих примесей.

22.11. Аппараты и сосуды должны быть рассчитаны на давление согласно «Нормативам техники безопасности и промышленной санитарии на холодильное оборудование для химических и нефтехимических производств», согласованных Госгортехнадзором СССР.

22.12. Емкость линейных ресиверов должна приниматься из расчета 5 - 10 минутного количества циркулирующего хладагента в системе. Максимальная емкость одного ресивера не должна превышать 50 м³.

Общая емкость линейных ресиверов должна вмещать все количество жидкого холодильного агента системы, включая испарители. Коэффициент заполнения ресиверов при этом не должен превышать 0,7.

22.13. Холодильная установка должна быть оборудована необходимой предохранительной арматурой. Предохранительные клапаны должны иметь устройства, позволяющие производить их смену во время работы установки.

22.14. Холодильная установка должна работать в автоматическом режиме. Объем контроля автоматического управления и автоматического регулирования должны обеспечивать нормальную работу всей холодильной установки без постоянного присутствия дежурного персонала в машзале и у наружного оборудования.

22.15. Контроль параметров и сигнализации о нарушении работы агрегатов и наружного оборудования должны быть предусмотрены на центральном и местном щитах оператора. Аварийное состояние работы агрегатов и наружного оборудования должно дублироваться звуковым и световым сигналами в операторной.

22.16. Все трубопроводы и аппараты, в которых циркулирует холодильный агент с температурой ниже, чем температура окружающей среды в теплое время года, а также все всасывающие трубопроводы необходимо изолировать.

Тип и толщина изоляции должны определяться расчетом, исходя из экономически наивыгоднейшей толщины слоя изоляции. Принятая толщина изоляции должна проверяться на отсутствие конденсации паров холодильного агента при минимальной температуре наружного воздуха.

22.17. Конструкции изоляции должны соответствовать типовым деталям серии 2.400-3 «Типовые детали тепловой изоляции трубопроводов и оборудования».

22.18. Трубопроводы на линиях нагнетания компрессоров изоляции не подлежат. Однако, во избежание ожогов их следует прокладывать в местах, неопасных для обслуживающего персонала, а отдельные места ограждать или изолировать.

22.19. Холодильный агент должен храниться в жидком виде на общезаводских складах вместе с другими сжиженными газами, а в отдельных случаях на специальных пунктах приема хладагента. Объем емкостей для хранения холодильного агента должен быть рассчитан на хранение запаса, необходимого для пополнения системы холодильной установки и определяемого согласно п. 9.2 настоящих норм, а также на прием всего количества холодильного агента, поступающего с одной, наибольшей по объему холодильной установки завода.

22.20. Холодильный агент должен поступать со склада (пункта приема) на холодильную установку и возвращаться на склад по трубопроводу в жидком виде.

Между линейными ресиверами холодильной установки и емкостями склада (пункта приема) хранения холодильного агента должна быть предусмотрена уравнительная линия.

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

22.21. Освобождение отдельных технологических аппаратов холодильной установки, а также установок-потребителей от жидкого агента следует производить в дренажный ресивер, установленный на холодильной установке.

22.22. При полной остановке цеха или установки-потребителя освобождение от жидкого хладагента следует производить через холодильную установку на склад или пункт приема жидкого хладагента. Кроме того, должна быть также предусмотрена возможность передавливания жидкого хладагента из дренажного ресивера в линейные ресиверы или на склад.

22.23. При полной остановке холодильной установки освобождение системы аппаратов и трубопроводов от жидкого хладагента следует производить на склад, пункт приема жидкого хладагента или в линейный ресивер.

22.24. Объем дренажных емкостей для жидкого хладагента принимается из расчета полного освобождения одного из наибольшего по объему холодоносителя цеха или установки-потребителя.

23. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ.

23.1. Проектирование ГПЗ необходимо выполнять исходя из того, что на них должна осуществляться комплексная автоматизация технологических процессов, под которой понимается максимально возможная и экономически оправданная на данной стадии развития техники автоматизация технологических процессов как средства безопасного ведения технологического процесса, значительного повышения производительности труда, снижения себестоимости продукции, улучшения условий труда и повышения культуры обслуживания производства, сокращения потребности в трудовых ресурсах.

23.2. Основные требования к объему автоматизации объектов переработки нефтяного газа определены отраслевым руководящим документом Миннефтепрома «Автоматизация технологических процессов объектов переработки газа. Основные положения».

Объем контроля и автоматизации объектов переработки природного газа должен соответствовать в целом требованиям отраслевого руководящего документа Мингазпрома «Основные положения по комплексной автоматизации объектов газовой промышленности (раздел ГПЗ)».

23.3. Уровень автоматизации устанавливается по формуле:

или

где К_А - коэффициент уровня системы автоматизации;

n = число контуров схемы автоматизации, соответственно уровня 1, 2, 3 и т. д.

Уровень автоматизации газоперерабатывающего завода должен быть не менее 0,4 - 0,5.

Значение коэффициента уровня автоматизации К_А определяется с помощью табл. 10.

Таблица 10

Уровень системы автоматизации	Техническая характеристика	Коэффициент уровня автоматизации КА
	Ручное управление технологическими параметрами без приборов	0
	Ручное управление с визуальным контролем по измерительным приборам	0,1
	Дистанционное управление с визуальным контролем по измерительным приборам	0,3
	Автоматический контроль и измерение отдельных технологических параметров	0,4
	Локальная автоматическая стабилизация с помощью регуляторов	0,5
	Автоматический контроль и регулирование качества сырья и продуктов	0,5
	Каскадное регулирование	0,7
	Многосвязное регулирование	0,8
	Локальная автоматическая оптимизация с помощью локальных оптимизаторов	0,9
	Автоматическая оптимизация с применением ЭВМ	1,0

23.4. Проектирование схем и систем автоматизации объектов с новой неосвоенной или особо сложной технологией производства должно производиться в соответствии с утвержденными в установленном порядке рекомендациями научно-исследовательских организаций.

23.5. В схеме автоматизации следует предусматривать, как правило, минимальную номенклатуру приборов и средств автоматизации.

23.6. При необходимости разработки новых средств автоматизации, неосвоенных отечественной промышленностью, следует подготовить заявку и исходные требования на их разработку, которые утверждаются в установленном порядке и передаются Минприбору. Эта работа должна быть закончена до начала разработки проекта ГПЗ или технологической установки.

Не допускается, как правило, применение в схемах автоматизации ГПЗ технических средств автоматизации, не прошедших приемочных испытаний и не имеющих рекомендаций к серийному производству.

23.7. Схемы автоматизации по всем проектируемым сооружениям ГПЗ, кроме случаев, оговоренных требованиями инструкций по эксплуатации технологического оборудования, должны предусматривать работу ГПЗ в условиях нормальной эксплуатации без постоянного присутствия обслуживающего персонала непосредственно на установках, у агрегатов и аппаратов.

23.8. Схемы автоматизации технологических процессов в общем случае должны предусматривать:

а) контроль параметров, характеризующих технологический процесс;

б) регистрацию параметров, необходимых для отчетности и анализа работы технологических узлов и отдельных агрегатов;

в) автоматическое регулирование параметров в характерных точках процессов;

г) автоматическую защиту технологического оборудования в аварийных ситуациях;

д) автоматический ввод резервных агрегатов (ВР) при выходе из строя рабочих агрегатов в случаях, когда прекращение работы агрегата может привести к возникновению аварийной ситуации;

е) световую и звуковую сигнализацию (предупредительную и аварийную) отклонения основных технологических параметров от заданных значений;

ж) дистанционное управление приводной запорной арматурой;

з) сигнализацию (световую) состояния электроприводов оборудования и запорной арматуры, управление которыми производится из помещения управления (ПУ);

и) контроль за состоянием воздушной среды в производственных помещениях и на открытых площадках, имеющих определенную зону по классу взрывопожароопасности;

к) возможность обеспечения при необходимости дистанционного (из диспетчерской) управления остановкой основных технологических установок ГПЗ.

23.9. Системы аварийной сигнализации и блокировок по особо важным параметрам, связанным с остановкой производства в целом, не должны, как правило, нести каких-либо дополнительных функций по контролю и управлению процессом. Для этих систем, как правило, должны предусматриваться независимые приборы и средства автоматики, где это технически возможно.

Совмещение в одной системе функции контроля и управления и функций аварийной сигнализации и блокировок допускается для не особо ответственных параметров, не связанных с остановкой производства в целом.

Во всех случаях системы аварийной сигнализации и блокировок должны иметь независящую от системы управления и контроля аппаратуру оповещения о возникновении аварийной ситуации и самостоятельные исполнительные механизмы, где они требуются.

23.10. Срабатывание схемы защиты агрегата (установки) должно предваряться предупредительной сигнализацией и сопровождаться аварийной (с запоминанием первого сигнала защиты).

При составлении технических требований на разработку систем автоматики, входящих в комплектную поставку агрегата (установки) заводом-изготовителем агрегата (установки), следует учитывать указанное требование.

23.11. Принятые для реализации схем автоматизации приборы и регуляторы должны, как правило, входить в Государственную систему приборов (ГСП).

23.12. При выборе приборов и средств автоматизации должны учитываться классы взрывоопасности зон, в которых устанавливаются принимаемые приборы и средства автоматизации, а также требования «Правил устройства электроустановок» ПУЭ-76.

23.13. В схеме автоматизации должно предусматриваться минимальное количество видов и величин внешних питающих напряжений, унификация аппаратуры контроля, управления, сигнализации и других устройств автоматизации.

23.14. В качестве основной системы приборов для целей дистанционного контроля и регулирования взрыво-пожароопасных технологических процессов рекомендуется применять пневматическую ветвь системы «Старт».

23.15. Приборы, входящие в контур регулирования, как правило, не должны использоваться для целей автоматической защиты.

23.16. Приборы защиты аппаратов по уровню и датчики регуляторов уровня должны, как правило, подключаться к различным штуцерам аппарата.

23.17. Емкостная аппаратура для сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) с температурой начала кипения до 45 °С и вредных веществ 1 и 2-го классов опасности должна оборудоваться сигнализаторами верхнего предельного (аварийного) уровня, не связанными, как правило, с приборами измерения или регулирования уровня и подключаемыми к отдельному штуцеру на аппарате.

23.18. Емкостная аппаратура для легковоспламеняющихся жидкостей с температурой начала кипения выше 45 °С и горючих жидкостей, а также вредных веществ III и IV классов опасности должна оснащаться указателем уровня и сигнализатором верхнего уровня.

23.19. В системах охлаждения продуктов непосредственным испарением жидкого хладагента кроме установки на аппарате регулятора уровня должна предусматриваться звуковая и световая сигнализация предельного (аварийного) верхнего уровня хладагента от независимого сигнализатора.

23.20. Приборы с ртутным заполнением в схемах автоматизации применять не рекомендуется.

23.21. Приборы КиА (датчики, регулирующие клапаны и др.), требующие для нормальной эксплуатации создания микроклиматических условий, следует, как правило, располагать максимально в производственных помещениях и местах, имеющих минимальную температуру воздуха не ниже + 5 °С и защищенных от атмосферных осадков.

Средства автоматизации, устанавливаемые на наружных площадках, должны быть защищены от атмосферных осадков и соответствовать по своему исполнению климатическим условиям в месте установки.

Для создания нормальных условий эксплуатации приборы и датчики следует устанавливать в утепленных обогреваемых шкафах и кожухах с обеспечением возможности удобного доступа к ним для снятия показаний и обслуживания.

23.22. Управление основными технологическими процессами объектов переработки газа рекомендуется осуществлять, как правило, из одного помещения управления (ПУ).

При необходимости могут быть предусмотрены необслуживаемые помещения КиП и А для размещения датчиков, релейной аппаратуры и приборов неоперативного контроля.

23.23. ПУ должны размещаться в изолированных помещениях, пристраиваемых к производственным помещениям, или в отдельно стоящих зданиях в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» ПУЭ-76 (раздел VII).

При размещении ПУ следует также руководствоваться требованиями противопожарных норм и «Инструкцией по проектированию электроустановок систем автоматизации технологических процессов» ВСН 205-84, Минмонтажспецстрой СССР.

23.24. При расположении ПУ на территории установок, вне зависимости от расстояний до источников выделений взрывоопасных и ядовитых веществ, а также при пристройке их к взрывоопасным помещениям требования к устройству приточно-вытяжной вентиляции в ПУ должно соответствовать требованиям главы VII-3 ПУЭ-76 и правилам безопасности при работе с сильнодействующими ядовитыми веществами (СДЯВ).

23.25. Не допускается располагать помещения КиП и А над и под помещениями категорий А, Б, Е, вентиляционными камерами, под душевыми и санузлами, под помещениями с мокрым технологическим процессом.

23.26. В помещение управления не допускается ввод импульсных и других трубопроводов с горючими, взрывоопасными, ядовитыми, токсичными и едкими веществами.

23.27. Не допускается прокладка через помещения управления любых транзитных трубопроводов.

23.28. Не допускается вводить в помещения щитов автоматизации пожарные водопроводы, а также устанавливать шкафы для пожарных кранов и рукавов.

23.29. При проектировании ПУ должно удовлетворять следующим требованиям:

а) ПУ должны быть отнесены к группе помещений I, разряду зрительной работы IV, подразряду «а» по СНиП II-4-79;

б) уровень шума в ПУ не должен превышать допустимых значений для помещения управления в соответствии с таблицей ГОСТ 12.1.003-83;

в) высота помещения управления (в чистоте) должна быть, как правило, не менее 3,6 м;

г) проходы к помещениям (коридоры, лестничные клетки, тамбуры) не должны затруднять транспортировку блочных щитов высотой до 2,4 м;

д) для рабочего освещения помещения следует применять люминесцентные светильники со спектральными характеристиками, близкими к спектру дневного света;

е) освещение щитов ПУ должно быть равномерным, без блесткости и теней;

ж) освещение защитового пространства должно обеспечивать нормальную освещенность всех деталей щита;

з) светильники, установленные за щитом, должны иметь индивидуальные выключатели;

к) за щитами должны быть установлены штепсельные розетки;

л) помещения управления не должны располагаться в местах, на которые распространяется действие сильных магнитных полей промышленных электроустановок. Допустимая величина напряженности внешнего магнитного поля в местах расположения помещений управления не должна превышать 400 ампер/метр (5 эрстед);

м) значения температуры, влажности, скорости движения воздуха в помещении определяется нормами метеорологических параметров в помещениях операторных (диспетчерских) пунктов.

24. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ (АСУ ТП).

24.1. Проектной документацией, выпускаемой по данному разделу, должно быть предусмотрено комплексное решение вопросов организации оперативного управления технологическими процессами, контроля и комплексной автоматизации технологических объектов.

При проектировании автоматизированных систем управления технологическими процессами, систем контроля и автоматизации основных и вспомогательных объектов газоперерабатывающих заводов помимо настоящего раздела необходимо руководствоваться следующими основными нормативно-техническими документами (НТД):

«Общеотраслевыми руководящими методическими материалами по созданию автоматизированных систем управления технологическими процессами в отраслях промышленности» (ОРММ АСУ ТП), утвержденными Государственным комитетом по науке и технике СССР (ГКНТ);

«Типовыми решениями по техническому обеспечению управляющих вычислительных комплексов (УВК) для АСУ ТП на базе СМ ЭВМ», научно-технический отчет НТО-78-110-56 Центрального научно-исследовательского института комплексной автоматизации (ЦНИИКА), 1978 г;

Справочником проектировщика АСУ ТП, М., 1983 г;

«Основными положениями по комплексной автоматизации объектов газовой промышленности», разработанными Всесоюзным научно-производственным объединением (ВНПО) «Союзгазавтоматика» (СГА), 1984 г;

«Основными положениями по автоматизации технологических процессов объектов переработки нефтяного газа» РД 39-5-920-82;

«Типовыми проектными решениями автоматизированных систем управления предприятиями. Техническое обеспечение, в 2-х частях», Часть I, М.;

«Указаниями по проектированию автоматизации производственных процессов», ВСН 281-75;

«Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ-76);

СНиП II-2-80, СНиП II-90-81, СНиП II-33-75, СН 512-78б СН 245-71, ГОСТ 125-76, ОСТ 51.88-82.

24.2. При создании АСУ ТП должны быть определены конкретная цель ее функционирования, решаемые задачи, а также ее место в общей системе управления предприятием.

Проектирование АСУ ТП, как правило, должно вестись одновременно с проектированием технологических разделов проекта. Документацию по математическому и программному обеспечению допускается представлять в полном объеме к моменту производства пуско-наладочных работ на основных технологических установках ГПЗ.

Основные решения по АСУ ТП ГПЗ необходимо принимать с учетом характера и особенностей технологии производства, принятой структуры управления, коррозионности, токсичности и взрыво-пожарной опасности рабочих сред, климатических условий и т.д.

24.3. Для выполнения работ по метрологическому обеспечению генпроектировщик должен привлекать специализированную организацию - разработчика метрологического обеспечения, которой выдается задание на разработку метрологического обеспечения АСУ ТП в соответствии с основными положениями, установленными ГОСТ 1.25-76, ОСТ 51.88-82 (в развитие требований ГОСТ 17195-76, применительно к АСУ ТП объектов газовой промышленности), и методикой МИ 162-78 «Организация и порядок проведения метрологической аттестации».

В задании необходимо оговорить требования к метрологическому обеспечению, в том числе:

а) номенклатуру параметров технологических процессов, подлежащих измерению, регулированию и контролю;

б) номинальные значения параметров, диапазоны измерений и предельных отклонений;

в) требования к допустимой погрешности измерения параметров;

г) адрес потребителя информации.

24.4. Реализация задач, предусматриваемых АСУ ТП, должна осуществляться за счет использования приборов контроля, локальных средств автоматизации и средств вычислительной техники. При этом выбор средств вычислительной техники должен производиться с учетом особенностей конкретной технологии, степени изученности процесса, сложности и количества алгоритмов оптимального управления.

Для ввода информации в ЭВМ, как правило, должны применяться те же датчики, преобразователи, контрольные кабели и т.д., которые используются для вывода информации на щиты КиА.

Применение ЭВМ для централизованного контроля управления технологическим процессом должно обеспечивать, как правило, сокращение количества используемых локальных средств КиА.

24.5. Комплекс технических средств автоматизации должен обеспечивать функционирование объекта как в составе АСУ ТП, так и автономно.

Для реализации указанных функций, как правило, должен выбираться многомашинный двухуровневый вычислительный комплекс, состоящий из серийно выпускаемых управляющих вычислительных машин серии малых ЭВМ (АСВТ, СМ ЭВМ), либо на основе микропроцессорной техники.

24.6. УВК нижнего уровня должны иметь развитое устройство связи с объектом (УСО), с максимальным использованием выносных блоков (на расстояние 1-3 км). УСО должны иметь входы и выходы для подключения средств автоматизации электрической ветви государственной системы приборов (ГСП). Группы технологических установок, объединенных единым технологическим законченным циклом и подчиненные единому оператору-технологу, должны подключаться к одному УВК нижнего уровня. Количество УВК нижнего уровня следует определять исходя из количества вышеуказанных групп установок.

УСО, периферийные средства (внешняя память, устройства отображения и пр.) и центральная часть УВК (процессор, оперативная память) должны иметь программно-аппаратное резервирование с помощью отдельных устройств, занятых обработкой технологической информации, либо с помощью отдельных устройств, находящихся в «горячем резерве».

24.7. Учитывая незначительную территориальную разобщенность технологических установок, для размещения всех средств вычислительной техники следует предусматривать один-два машзала ЭВМ, располагающихся в административных зданиях на территории ГПЗ, либо в непосредственной близости от него. С целью экономии кабельной продукции, применяемой для передачи информации от датчиков к ЭВМ, необходимо максимально использовать возможности выносных модулей УВК, устанавливаемых в операторных технологических установок.

Пульты операторов-технологов следует располагать в одной-двух центральных операторных, которые, учитывая возможное удаление некоторых периферийных устройств УВК (дисплеи, устройства печати), должны располагаться в максимальной близости к машзалам ЭВМ.

24.8. Общесистемное математическое обеспечение АСУ ТП должно включать:

а) комплекс операционных систем;

б) системы подготовки программ;

в) библиотеки;

г) проблемно-ориентированные пакеты программных модулей;

д) сервисные и контрольно-диагностические программы;

Специальное программное обеспечение должно включать в своем составе пакет прикладных программ, реализующих все функции многоуровневой системы управления.

24.9. Ответственная информация, выдаваемая ЭВМ на мнемосхемы и пульты управления, изменение которой может иметь существенное значение для возникновения аварийной ситуации, должна дублироваться на щите КиА.

24.10. При выходе из строя ЭВМ средства комплексной автоматизации должны обеспечивать безаварийную работу технологических установок.

24.11. Все элементы комплекса технических средств по характеристикам надежности должны соответствовать ГОСТ 13216-74.

25. СВЯЗЬ

25.1. Проектирование объектов связи следует осуществлять по нормам Министерства связи СССР.

25.2. Для хозяйственного и оперативного руководства управления предприятием и производственными процессами, взаимодействия технических служб и административно-хозяйственного аппарата, выполнения требований техники безопасности и пожарной безопасности для ГПЗ необходимо предусматривать следующий комплекс устройств связи:

а) внутрипроизводственную административно-хозяйственную телефонную связь с выходом части абонентов на сеть Министерства связи или на сеть Миннефтепрома и Мингазпрома;

б) оперативную внутрипроизводственную диспетчерскую и телефонную связь;

в) оперативную связь директора предприятия;

г) оперативную связь главного инженера предприятия;

д) оперативную связь пожарной части (команды);

е) прямую телефонную связь с поставщиком сырья, электроэнергии;

ж) связь газоспасательных служб и оповещения о газовой опасности;

з) прямую телефонную связь с потребителем продукции;

и) радиофикацию служебных помещений;

к) радиопоисковую и громкоговорящую связь по территории предприятия;

л) электрочасофикацию.

25.3. Для организации внутрипроизводственной административно-хозяйственной телефонной связи следует, как правило, применять автоматические телефонные станции необходимой емкости (координатной или электронной системы).

Организация связи с технологическим персоналом, находящимся во взрывоопасных зонах, должна предусматриваться на базе оборудования искробезопасной связи или абонентских аппаратов с соответствующей степенью взрывозащиты.

25.4. Оперативное управление производственными процессами предприятия в дополнение к средствам контроля и автоматизации должно предусматривать оперативную телефонную связь диспетчера завода со всеми основными и отдельными вспомогательными объектами и службами предприятия с помощью аппаратуры оперативной и диспетчерской связи.

25.5. Прямая (оперативная) телефонная связь директора (главного инженера) предприятия с начальниками административно-хозяйственных (технических служб) должна предусматриваться с помощью аппаратуры оперативной и диспетчерской связи.

25.6. Прямая телефонная связь пожарной части (команды) с пожарными постами, операторными, диспетчером завода, дежурным газоспасательной станции (ГСС) и охраны на территории ГПЗ, должна предусматриваться с помощью аппаратуры оперативной и диспетчерской связи.

Кроме того, для связи пожарной части (команды) с пожарными машинами, должна предусматриваться радиосвязь на УКВ радиостанциях.

Пожарная часть (команда) должна иметь прямую телефонную связь или связь через АТС или населенного пункта с городской или ведомственной пожарной частью.

25.7. Диспетчер завода должен иметь прямой канал связи для выхода на диспетчера предприятия-поставщика сырья.

Электростанция газоперерабатывающего предприятия должна иметь канал диспетчерской связи с питающей подстанцией и районным диспетчерским пунктом электрических сетей.

Этот канал резервируется обходными каналами связи энергосистемы или выходом на сеть Министерства связи.

Высокочастотная (ВЧ) связь по ЛЭП и обходные каналы связи энергосистемы проектируются разработчиком технологической части электроснабжения по техническим условиям территориальных энергетических управлений.

25.8. Прямая (диспетчерская) телефонная связь с потребителями продукции должна организовываться по техническим условиям потребителей, как правило, путем подключения диспетчера газоперерабатывающего предприятия к диспетчерским службам предприятий-потребителей.

25.9. Радиофикация служебных помещений газоперерабатывающего предприятия должна выполняться подключением к ближайшему радиотрансляционному узлу Министерства связи, или, в случае удаленности, путем установки автономного радиоузла необходимой мощности.

25.10. Для организации радиопоисковой громкоговорящей связи диспетчера ГПЗ (оператора установки) и передачи различного вида информации следует предусматривать усилитель с сетью громкоговорителей по территории газоперерабатывающего предприятия. Возможно использование для этой цели усилителя радиотрансляционного узла.

При организации на заводе газоспасательной службы дополнительно должна организовываться радиосвязь оповещения о газовой опасности, с установкой трансляционного устройства на газоспасательной станции.

Во взрывоопасных помещениях и наружных установках класса А-I должны устанавливаться взрывобезопасные динамические громкоговорители.

25.11. Для обеспечения единого показания времени на территории необходимо устройство электрочасовой сети с установкой первичных и вторичных электрочасов.

25.12. Внешние прямые телефонные связи должны, как правило, выполняться выделением индивидуальных каналов в общих кабельных (радио) сетях и организаций транзита на промежуточных узлах связи.

25.13. На территории производственной площадки газоперерабатывающего предприятия должно быть предусмотрено устройство комплексной телефонной сети, объединяющей все виды телефонной связи и электрочасофикации, за исключением сети искробезопасной связи, которая выполняется отдельно.

25.14. Проектируемые кабели по территории предприятия должны прокладываться, как правило, по эстакадам, либо в сооружаемой телефонной канализации; при невозможности или нецелесообразности указанных способов допускается прокладка бронированных кабелей в земле. Кабели радиофикации и радиопоисковой связи следует прокладывать на отдельные полки эстакады, либо в отдельном канале телефонной канализации.

26. МЕХАНИЗАЦИЯ ТРУДОЕМКИХ РАБОТ

26.1. При проектировании ГПЗ необходимо предусматривать мероприятия по механизации трудоемких работ.

26.2. Для монтажа, демонтажа и ремонта технологической аппаратуры, оборудования и арматуры должны предусматриваться подъемно-транспортные средства и механизмы.

Выбор этих средств должен обосновываться характеристикой устанавливаемого оборудования, числом агрегатов, периодичностью и продолжительностью ремонтных работ и т.д.

26.3. Загрузка и выгрузка реагентов катализаторов и адсорбентов (сыпучих веществ) должны быть механизированы.

26.4. На наружных установках необходимо предусматривать максимальное использование передвижных грузоподъемных транспортных средств на гусеничном или пневмоходу.

26.5. Для перемещения грузов массой 50 кг и более, необходимо предусматривать механизмы или приспособления. При массе грузов от 50 до 500 кг, перемещение которых производится не чаще 1 раза в год, допускается предусматривать переносные тали, ручные лебедки и тележки с устройством соответствующих строительных конструкций для крепления блоков.

26.6. При массе грузов 0,5-5 т необходимо предусматривать стационарные подвесные грузоподъемные механизмы, обеспечивающие перемещение грузов по вертикали и по горизонтали до монтажных проемов или подъездов грузового транспорта. Как правило, должны применяться электрические подвесные механизмы.

Ручные подвесные механизмы могут быть применены только в том случае, когда расстояние перемещения грузов не более 18 м.

26.7. Длина по фронту обслуживания одним электроприводным механизмом не должна превышать 50 м. При большей длине фронта обслуживания устанавливать 2-й грузоподъемник.

26.8. Если агрегат имеет массу более 5 т, грузоподъемность механизмов должна определяться из необходимости подъема наиболее тяжелой части или узла агрегата. При массе агрегата менее 5 т, грузоподъемность оборудования должна обеспечивать подъем целого агрегата.

26.9. Привод грузоподъемного оборудования грузоподъемностью до 7 т включительно, устанавливаемого на взрывоопасных установках для обеспечения ремонтных работ, должен предусматриваться ручной, при грузоподъемности более 7 т - электрический.

26.10. Для ремонтных работ на колонном, теплообменном и емкостном оборудовании (смена тарелок, выемка трубных пучков, загрузка и выгрузка насадки, снятие тяжелой арматуры и т.д.) необходимо предусматривать кран-укосину или блок на стационарном кронштейне или специальные ремонтные приспособления (экстракторы, домкратные болты для выемки трубных пучков и т.д.).

26.11. При размещении оборудования на этажерках необходимо обеспечить возможность монтажа и демонтажа оборудования (монтажные проемы в перекрытиях, проходы к проемам, монтажные блоки над проемами, свободный подъем грузоподъемных средств к этажерке и т.д.).

26.12. Для выполнения работ по монтажу, демонтажу и замене трубных пучков теплообменников, холодильников, конденсаторов, змеевиков, регенераторов, замене труб в печах или отдельных участках коммуникаций, забалчивания и разбалчивания крышек, днищ, люков и т.д. должны предусматриваться передвижные грузоподъемные механизмы, экстракторы, лебедки, тали, электрические или пневматические гайковерты, а также другие нестандартизированные средства и приспособления.

26.13. Ремонт оборудования, как правило, следует предусматривать агрегатно-узловым методом с применением передвижных транспортно-такелажных средств, гидравлических и циркуляционных методов очистки аппаратуры.

27. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И РАЦИОНАЛЬНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИРОДНЫХ, МАТЕРИАЛЬНЫХ И ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ

27.1. В проектах ГПЗ должны быть предусмотрены мероприятия, обеспечивающие выполнение требований Основ водного законодательства Союза ССР и Союзных республик, основ законодательства Союза ССР и Союзных республик о недрах от 9 июля 1975 г, Закона об охране и использовании животного мира, Системы стандартов в области охраны природы и улучшения использования природных ресурсов, «Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами», утвержденных Министерством мелиорации и водного хозяйства СССР, Министерством здравоохранения СССР и Министерством рыбного хозяйства СССР, СН 245-71, СН 369-74, СНиП 1.02.01-85, а также постановлений ЦК КПСС и Совета Министров СССР от 29 декабря 1972 г. № 898 «Об усилении охраны природы и улучшении использования природных ресурсов», от 1 декабря 1978 г. № 984 «О дополнительных мерах по усилению охраны природы и улучшению использования природных ресурсов», от 30 июня 1981 г. № 612 «Об усилении работы по экономии и рациональному использованию сырьевых, топливно-энергетических и других материальных ресурсов», постановления Совета Министров СССР от 23 мая 1984 г. № 489 «О дополнительных мерах по повышению эффективности использования минерально-сырьевых ресурсов в народном хозяйстве» и др. в части разработки и внедрения в проекты технических решений по сокращению вредных выбросов в атмосферу, в водоемы и на почву и рациональному использованию природных, материальных и топливно-энергетических ресурсов.

27.2. При разработке схем размещения газоперерабатывающих заводов особое внимание должно быть обращено на внедрение технических решений и систем, обеспечивающих утилизацию добываемого нефтяного газа и газового конденсата, начиная со стадии опытной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

27.3. Площадка для размещения газоперерабатывающего завода должна быть согласована с органами, специально уполномоченными осуществлять государственный контроль за использованием и охраной вод (в т.ч. и с органами рыбоохраны), и в соответствии со ст. 10 «Основ водного законодательства Союза ССР и Союзных республик» и требованием СНиП 1.02.01.

27.4. При наличии в составе проектируемого ГПЗ установок производства серы из сероводородного газа, в целях защиты окружающей природной среды от загрязнения сероводородом, сернистым ангидридом и другими вредными газами должна производиться доочистка газа процесса получения серы.

27.5. Каждый ГПЗ должен иметь, как правило, в своем составе:

а) систему сбора и утилизации газовых выбросов от предохранительных клапанов, регулирующих, продувочных и сбросных органов или факельную систему для сжигания этих выбросов;

б) систему сброса, отстоя и возврата в производство жидких горючих веществ и химреагентов;

в) систему сбора и утилизации сильно загрязненных стоков и отходов производства.

27.6. При определении приземной концентрации вредных веществ следует различать постоянные источники выбросов и кратковременнные.

К постоянным следует относить: дымовые трубы установок утилизации отходящих газов процесса Клауса, дымовые трубы нагревательных печей, котельной, ТЭЦ, установок термического обезвреживания, выбросы вентиляционных шахт.

К кратковременным следует относить выбросы, которые имеют место в течение небольшого времени: от срабатывания предохранительных клапанов, разгрузочных устройств аппаратуры и трубопроводов, газывыветривания, дренируемых жидкостей.

Кратковременнные выбросы при расчете приземной концентрации вредных веществ, как правило, не учитываются.

27.7. В целях сокращения вредных выбросов в атмосферу от технологических процессов при разработке новых и реконструкции действующих ГПЗ необходимо в проекты закладывать такие технические решения как:

уменьшение количества технологических переделов (стадий);

применение непрерывных процессов взамен периодических там, где это возможно;

технологические схемы работы всех установок ГПЗ по единому замкнутому циклу;

схемы прямого питания исходным сырьем технологических установок и откачки готовой продукции в товарные парки без промежуточных емкостей;

более совершенное аппаратурное оформление технологических процессов, разработанное с учетом требований экологии (оборудование повышенной мощности, компрессоры с герметичным уплотнением сальниковой и картерной коробок, насосы с двойными торцевыми уплотнениями, бессальниковые насосы и др.);

системы оборотного водоснабжения со схемами централизованного сбора сточных вод, содержащих углеводороды, в специальные резервуары, закрытые системы оборотного водоснабжения (взамен «мокрых» градирен) и др.;

автоматические системы контроля и регулирования процесса горения в топках технологических печей и на факелах;

системы контроля степени загрязнения окружающей природной среды.

27.8. Газообразные среды разгрузки и продувки аппаратов следует направлять в соответствующие системы сброса предохранительных устройств этих же аппаратов.

27.9. Для сокращения потерь газа и защиты воздушного бассейна от вредных выбросов на газоперерабатывающих заводах, в составе факельного хозяйства следует предусматривать, в случае экономической целесообразности, установки сбора и утилизации углеводородных газов, назначение которых:

сбор и кратковременное хранение сбросных газов от предохранительных клапанов, регулирующих, продувочных и др. органов;

возврат газа и газового конденсата на ГПЗ для дальнейшего использования.

27.10. Жидкие рабочие вещества из аппаратов, сосудов и трубопроводов, опорожняемых при авариях, ремонтах или ревизиях подлежат сбросу в специальные дренажные емкости, оборудованные противофильтрационным экраном, с последующим их возвратом, если это возможно, в процесс и в соответствующие системы обработки.

27.11. Количество дренажных систем определяется физикохимическими свойствами сред и компоновочными решениями завода.

Различные по физикохимическим свойствам продукты должны, как правило, иметь свою систему.

Запрещается объединять различные стоки, способные при смешивании образовывать и выделять токсичные и взрывоопасные вещества или выпадающие осадки.

27.12. Расчетное давление элементов дренажной системы (трубопроводов и арматуры) должно приниматься равным максимально возможному при дренировании из аппарата с наибольшим расчетным давлением.

27.13. Сбросы от аппаратов, в которых расчетное давление ниже, чем в общей дренажной системе, следует объединять в коллекторы в соответствии с расчетными давлениями аппаратов. Подсоединение такого коллектора к общему должно производится через обратный клапан.

Примечание. Аппараты, указанные в настоящем пункте, должны обязательно иметь предохранительный орган.

27.14. Объем дренажной емкости для жидких углеводородов должен быть равен наибольшему из объемов жидкой фазы, содержащейся в одном аппарате.

27.15. Дренажные подземные трубопроводы со сжиженными газами, а также средами, насыщенными горючими, либо токсичными газами, с относительным удельным весом по воздуху ниже 0,8 должны прокладываться в каналах, засыпаемых сухим песком и перекрываемых железобетонными щитами.

Дренажные емкости на этих средах, как правило, должны устанавливаться в железобетонных колодцах, засыпаемых песком, с устройством по всей поверхности гидроизоляции.

Примечание. Допускается установка дренажных подземных емкостей в незасыпанных колодцах с обязательным устройством непрерывной действующей приточной или приточно-вытяжной вентиляции.

27.16. Арматура управления дренажных емкостей должна выноситься на поверхность, либо располагаться в вентилируемых приямках.

27.17. Системы по сбору низкозастывающих и замерзающих дренажных жидкостей должны оборудоваться обогревом и теплоизоляцией.

Теплоизоляция подземных дренажных емкостей и трубопроводов должна иметь пароизоляционный слой.

27.18. Для жидких углеводородных сред, содержащих сероводород, на ГПЗ, перерабатывающих природный газ, необходимо предусматривать склад некондиционного продукта из расчета 5-часовой мощности по сырью наибольшей установки стабилизации углеводородного конденсата. Этот склад может быть совмещен с товарным парком емкостей. Схема обвязочных трубопроводов должна предусматривать возможность подачи в емкости некондиционных углеводородных полупродуктов из дренажных емкостей. Газовыветривание на складе некондиции следует, как правило, утилизировать или, при невозможности этого, подаваться на факел для сжигания.

27.19. Дренажные технологические и складские емкости, в средах которых содержится несвязанная с углеводородами вода, должны оборудоваться устройствами для отвода водных стоков в санитарно-технические сооружения.

27.20. При выборе технологических процессов очистки продуктов и выбросов необходимо отдавать предпочтение процессам, имеющим минимум стоков, направляемым в санитарно-технические сооружения.

27.21. При определении источников газовыделений и расчетах выбросов вредных веществ в атмосферный воздух, а также дальности их рассеивания и установления санитарно-защитной зоны для газоперерабатывающего завода следует учитывать планируемое нарастание мощности и особенно состава продуктов переработки газоперерабатывающего завода, все возможные источники организованных и неорганизованных выбросов; в расчете должны быть представлены данные материальных балансов и потерь, данные о видах и объемах сжигаемого топлива. Расчет должен учитывать «фоновые» загрязнения атмосферного воздуха и учитывать эффект суммации действия вредных веществ, загрязняющих атмосферный воздух населенных мест.

27.22. В схемы технологических установок необходимо в самых широких масштабах закладывать технические решения по рекуперации тепла и утилизации вторичных источников его (тепла дымовых газов печей, выхлопных газов газомотокомпрессоров и газовых турбин, горячего воздуха, агрегатов воздушного охлаждения, вытяжного воздуха в системах вентиляции, тепла комприпрования газов и др.).

Экономическая целесообразность таких решений должна быть подтверждена расчетом в каждом конкретном случае.

27.23. При проектировании нового ГПЗ или расширении действующего следует после определения тепловых нагрузок и выявления потребности в низкопотенциальном тепле рассматривать возможность его покрытия за счет вторичных энергетических ресурсов (ВЭР).

27.24. В проектах необходимо предусматривать учет с помощью приборов потребления топлива, теплоносителя, пара, воды, воздуха, хладагента, инертного газа (азота) и др. энергоресурсов как для всего ГПЗ в целом, так и для отдельных его установок, сооружений и агрегатов.

28. НОРМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ И ХРАНЕНИЯ ОТХОДОВ И ПОПУТНЫХ МАТЕРИАЛОВ

28.1. При проектировании газоперерабатывающих заводов должны, как правило, применяться прогрессивные безотходные или малоотходные технологические процессы.

28.2. В проектах в обязательном порядке должны предусматриваться технические решения по рациональному использованию образующихся отходов в готовые продукты или полупродукты, пригодные для дальнейшей переработки на других предприятиях; по утилизации, обезвреживанию и захоронению токсичных промышленных отходов.

28.3. Материальные балансы технологических процессов необходимо составлять с учетом всех твердых, жидких и газообразных отходов производства и предусматривать технические решения по максимально полному использованию каждого из этих отходов.

28.4. При переработке нефтяного и природного газов, содержащих 0,01 % (объемных) и более гелия, необходимо рассматривать технико-экономическую целесообразность его извлечения с получением твердого гелия или гелиевого концентрата, если это предусмотрено заданием на проектирование.

28.5. Отработанные масла должны собираться и регенерироваться (если возможно восстановление их качества) на специально предусматриваемых в проекте для этой цели установках или сдаваться в установленном порядке в соответствии с «Временной инструкцией по сбору, приему, хранению, рациональному использованию и транспортировке отработанных нефтепродуктов», утвержденную Госснабом СССР.

28.6. Отработанные катализаторы и адсорбенты (сыпучие материалы: селикагель, алюмогель, цеолиты, активированный уголь и т.д.) должны собираться и в случае невозможности восстановления их свойств передаваться предприятиям других отраслей для использования их в качестве сырья (например, цементной промышленности).

28.7. Хранение отработанных катализаторов и адсорбентов должно предусматриваться на специальных площадках, а твердых примесей, образующихся в системах оборотного водоснабжения и канализации, - в шламонакопителях, оборудованных противофильтрационным экраном.

28.8. Размеры указанных сооружений следует предусматривать исходя из времени накопления отходов в течение 1-2 лет.

28.9. Расчет сооружений для хранения отходов необходимо производить, руководствуясь следующим:

для отработанных катализаторов и адсорбентов - удельными нормами расхода на единицу товарной продукции;

для шлама - исходя из его содержания в 1 литре сточных вод 200-400 мг.

28.10. Кубовые остатки (смолистые вещества) с установок регенерации абсорбентов и гликолей следует собирать в бочки и вывозить для сжигания в специально предназначенном месте.

28.11. Проектом должны определяться места для складирования и хранения и способы утилизации отходов.

28.12. Транспортирование отходов за пределы предприятия.

29. НОРМЫ УТИЛИЗАЦИИ И ВЫБРОСА ВРЕДНЫХ ОТХОДОВ

29.1. Вредными отходами производства газоперерабатывающих заводов являются:

а) отходящие газы установок переработки уловленного сероводорода в товарную серу или другие продукты;

б) углеводородные газы, сбрасываемые из аппаратов, трубопроводов при выводе установок на режим, аварийных остановках и остановках на ремонт;

в) сточные воды производственно-ливневой и хозяйственно-бытовой канализации;

г) химически загрязненные стоки, не поддающиеся биологической очистке;

д) дымовые газы технологических печей и др.

29.2. Получаемый в процессе переработки сероводородсодержащего газа, в качестве отхода сероводород следует утилизировать, если это экономически оправдано или вызвано необходимостью защиты окружающей среды.

29.3. Общая степень извлечения при переработке уловленного сероводорода в товарные продукты должна составлять не менее 99,5 % масс. Для установок небольшой производительности при соответствующем технико-экономическом обосновании и по согласованию с Государственным комитетом СССР по гидрометеорологии и контролю природной среды (Госкомгидрометом) допускается уменьшать общую степень извлечения сероводорода до 95 %. Степень извлечения серы из сероводорода определяется из условий обеспечения предельно допустимых выбросов в атмосферу вредных веществ (сероводорода, сернистого ангидрида, и др.).

29.4. Периодические сбросы углеводородных газов при аварийных остановках установок, остановках на ремонт и выводе установок на режим подлежат обязательному сжиганию на факелах.

Сброс углеводородных газов на свечу рассеивания допускается только от предохранительных клапанов в обоснованных случаях, предусмотренных действующими нормами и правилами.

29.5. В проектной документации должны быть определены и согласованы с Госкомгидрометом СССР предельно допустимые валовые выбросы вредных веществ в атмосферу. Расчет их должен производиться в соответствии с «Временными методическими указаниями по установлению предельно допустимых норм выбросов в атмосферу предприятий газовой промышленности», разработанными Всесоюзным научно-исследовательским институтом природных газов (ВНИИгаз), или методикой их заменяющей на момент проектирования.

29.6. Производственно-ливневые и хозяйственно-бытовые стоки должны очищаться на установках биологической очистки до норм, позволяющих осуществлять их повторное использование в оборотных системах водоснабжения, системах поддержки пластового давления, на земледельческих полях орошения или сброс в реки и в закрытые водоемы с учетом требований, изложенных в «Правилах охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами».

29.7. Химически загрязненные сточные воды, не поддающиеся очистке, подлежат сжиганию или захоронению в глубокие поглощающие горизонты по согласованию с органами геологии.

29.8. Объекты производственного и вспомогательного назначения следует располагать за пределами водоохранной зоны.

30. ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ

30.1. Отопление и вентиляцию зданий и сооружений ГПЗ следует проектировать в соответствии со СНиП II-33-75*, СН 245-71, «Инструкции по проектированию отопления и вентиляции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий ВСН-21-77 и настоящими нормами.

30.2. В качестве теплоносителя следует принимать теплофикационную воду, 60% раствор этиленгликоля и другие незамерзающие жидкости. При наличии технологических потребителей допускается применение для отопления производственных помещений пара и горячей воды технологических циклов.

30.3. Для помещений насосных и компрессорных станций с производствами категорий А и Б при 2 и 3 сменной работе и площади отапливаемых помещений более 500 м² каждое, как правило, следует предусматривать воздушное отопление, совмещенное с приточной вентиляцией.

Воздушное отопление, не совмещенное с приточной вентиляцией, как правило, проектируется без разводящих воздуховодов.

30.4. В электропомещениях, располагаемых на расстоянии свыше 100 м от технологических установок и взрывоопасных зданий, допускается устройство электрического отопления, если ближайшие источники тепла для цели отопления находятся на расстоянии более 100 м от электропомещений. Решение о принятии электрического отопления должно быть согласовано с энергонадзором.

30.5. В открытых насосных в районах с расчетной температурой на вентиляцию минус 10ºC и ниже, необходимо предусматривать обогрев полов с температурой на поверхности пола 5ºC.

Для систем обогрева полов принимать, как правило, незамерзающие теплоносители и, как исключение, - воду с температурой не выше 150ºC.

30.6. При отсутствии данных о количестве вредностей, выделяющихся в воздух помещений, кратность обмена воздуха следует принимать по табл. 11.

Таблица 11

Продукты, обращающиеся в технологическом процессе	кратность воздухообмена в 1ч.
	При отсутствии сернистых соединений	При наличии сернистых соединений	Коэффициент увеличения кратности воздухообмена при температуре продукта свыше 80ºС
Нефтяной попутный газ с удельным весом 0,8 по отношению к воздуху	4	10	-
То же с удельным весом >0,8 по отношению к воздуху	8	12	-
Моторное топливо	5	7	1,5
ШФУ	10	12	1,2
Бензин	6	8	1,5
Смазочные масла	3,5	5,5	1,5
Регенерируемые масла	12	-	1,2
Метанол в помещениях насосных	20	-	-
Метанол прочих в помещениях	15	-	-
ДЭГ и ЭГ, насыщенный углеводородным газом (при наличии постоянного обслуживающего персонала)	15	-	1,2
То же, при периодическом пребывании обслуживающего персонала (менее 2 часов)	5	-	1,2
ДЭГ и ЭГ, не насыщенный углеводородным газом	3	-	1,2
Растворы аминов (МЭЛ и ДЭЛ)	4	8	1,6

Примечания:

1. При определении воздухообмена следует принимать условную высоту производственного помещения, равную 6 м независимо от фактической высоты помещения.

2. При определении воздухообмена сероводород необходимо учитывать, если содержание свободного сероводорода в смеси с углеводородами в газах и парах более 0,05 г/м³.

30.7. Для небольших (до 300 м³) отдельно стоящих зданий с кратковременным, до 2-х часов пребыванием в них обслуживающего персонала, вместо устройства приточно-вентиляционной установки с подогревом воздуха в зимнее время допускается установка дополнительных отопительных приборов в целях компенсации тепловых потерь от естественного притока, при обязательном устройстве механической вытяжной вентиляции.

30.8. В помещениях управления следует применять воздушное отопление. Паровое отопление не допускается. В обоснованных случаях допускается отопление теплофикационной водой с регистрами из гладких стальных труб на сварке.

В помещениях управления, особенно при наличии в них счетно-решающих устройств, рекомендуется предусматривать кондиционирование воздуха.

30.9. При расположении пункта управления (ПУ) на территории установок, вне зависимости от расстояний до взрывоопасных и ядовитых источников, а также при пристройке их к взрывоопасным помещениям, в ПУ следует предусматривать устройство приточно-вытяжной вентиляции с гарантированным подпором воздуха.

30.10. Приточные вентиляционные камеры, обслуживающие помещения категорий А, Б и Е, следует располагать в отдельных изолированных помещениях с самостоятельным выходом наружу.

Допускается устройство входов в эти камеры из помещений с производствами, отнесенными по пожарной опасности к категории Г и Д.

Вентиляционное оборудование в этих камерах следует предусматривать в нормальном исполнении при наличии автоматических обратных клапанов во взрывобезопасном исполнении на воздуховодах при выходе их из приточной камеры.

30.11. Не допускается устанавливать в одной венткамере вытяжные вентиляторы, обслуживающие помещения с производством категорий А, Б и Е, и вентиляторы, обслуживающие помещения с производствами категорий В, Г и Д.

30.12. В лабораторных помещениях следует предусматривать общеобменную приточно-вытяжную вентиляцию с механическим побуждением и с местными отсосами (от вытяжных шкафов, моек лабораторной посуды).

30.13. При общеобменной приточной вентиляции на несколько помещений допускается устанавливать один агрегат, кроме лабораторий, ведущих работу с сероводородом, ртутью и другими особо токсичными продуктами. Для этих лабораторий предусматриваются самостоятельные приточные агрегаты, или приток воздуха осуществляется через тамбуры с установкой автоматических обратных клапанов на воздуховодах.

30.14. Для местного отсоса из стеклодувной и централизованных моек следует устанавливать панели равномерного всасывания, с расходом воздуха около 1000 м³/час на 1 п.м. длины укрытия.

30.15. Объем воздуха от вытяжных шкафов необходимо определять по средней скорости воздуха в дверцах шкафа по нормам, с учетом одновременного открытия всех дверок на полную высоту, но так, чтобы общий воздухообмен в помещении не превышал 10-кратного обмена в час.

30.16. В лабораторных помещениях, не оборудованных местными отсосами, следует предусматривать приточно-вытяжную вентиляцию с механическим побуждением в размере 6-кратного воздухообмена с вытяжкой из верхней и нижней зоны, если по расчету не требуется больший воздухообмен.

31. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА К ЗДАНИЯМ, СООРУЖЕНИЯМ И ОБОРУДОВАНИЮ ПО ТЕМПЕРАТУРЕ, ЧИСТОТЕ, ВЛАЖНОСТИ И СКОРОСТИ ДВИЖЕНИЯ ВОЗДУХА, УРОВНЮ ШУМА И ВИБРАЦИИ

31.1. Температуру, относительную влажность и скорость движения воздуха в производственных помещениях ГПЗ следует принимать в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76 как для средних работ.

Температуру воздуха в производственных помещениях с временным пребыванием людей, следует принимать:

10ºC при пребывании работающих не более 2 час. в смену в холодный период года;

не ниже 5ºC при пребывании работающих не более 15 мин. в смену и отсутствии технологических требований;

не более 40º C при пребывании работающих не более 15 мин. в смену и избытках явного тепла более 20 Гкал/м³ ч. в теплый период года.

31.2. Проектом должно быть обеспечено, чтобы уровень звукового давления и уровень звука на рабочих местах не превышали допустимых ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ, а величины параметров вибрации на постоянных рабочих местах не превышали допустимых ГОСТ 12.1.012-78 ССБТ, а также СН 245-71.

Компрессорные установки должны быть спроектированы так, чтобы уровень звука на рабочих местах при длительной непрерывной работе компрессоров не превышал 85 дБа по шкале «А».

31.2.1. При проектировании технологических процессов и оборудования, зданий и сооружений ГПЗ, являющихся источником образования шума и вибрации, в тех случаях, когда их уровни превышают допустимые санитарными нормами, следует предусматривать специальные мероприятия, предотвращающие вредные воздействия шума и вибрации на работающих.

31.2.2. В качестве основных мероприятий по снижению производственного шума на ГПЗ необходимо предусматривать:

а) дистанционное управление наиболее шумными агрегатами из операторных;

б) звукоизолированные кабины или комнаты наблюдения машинистов насосных, компрессорных и воздуходувок;

в) устройство специальных звукоизолированных боксов и звукоизолирующих кожухов при размещении шумящего оборудования;

г) устройство глушителей шума на концах выхлопных труб от компрессоров и газовых турбин;

д) звукоизоляцию воздуховодов;

31.3. При расчете и проектировании шумаглушения на рабочих местах следует руководствоваться требованиями СНиП II-12-77, «Санитарными нормами и правилами по ограничению шума на территориях и в помещениях производственных предприятий», «Руководством по расчету и проектированию шумаглушения в промышленных зданиях», разработанным научно-исследовательским институтом строительной физики (НИИСФ) Госстроя СССР, «Межотраслевыми требованиями и нормативными материалами по научной организации труда при проектировании новых и реконструкции действующих предприятий, разработка технологических процессов и оборудования» и «Межотраслевыми требованиями по научной организации труда, производства и управления», утвержденными Госстроем СССР.

Открытые насосные

31.4. Проектирование открытых насосных должно вестись с учетом требований раздела 5.10 «Правил безопасности при эксплуатации ГПЗ», утвержденных Госгортехнадзором СССР и согласно «Правил проектирования открытых насосных», действующих в системе Миннефтепрома и Мингазпрома.

31.5. Открытые насосные разрешается строить в районах с температурой наружного воздуха не ниже минус 40ºC. При этом за расчетную температуру наружного воздуха следует принимать среднюю температуру наиболее холодной пятидневки района строительства согласно главе СНиП 2.01.01-82.

31.6. При выборе насосов необходимо руководствоваться ОСТ 26-1141-74.

31.7. Насосные агрегаты должны быть защищены от прямого воздействия атмосферных осадков и солнечной радиации.

31.8. В районах с расчетной температурой наружного воздуха от минус 20 до минус 40ºC для защиты открытых насосных от ветра, косого дождя и снега, а также для улучшения санитарных условий их обслуживания следует предусматривать легкие защитные боковые заграждения, площадь которых не должна превышать 50% общей площади закрываемой стороны насосной.

Установка легких защитных ограждений допускается также и для районов с минимальными расчетными температурами выше минус 20ºC для защиты от сильных ветров и пыльных бурь.

32. КАТЕГОРИИ ПРОИЗВОДСТВ И ПОМЕЩЕНИЙ ПО ВЗРЫВНОЙ, ВЗРЫВОПОЖАРНОЙ И ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ

32.1. При определении категории производств ГПЗ по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности, а также классификации взрывоопасных и пожароопасных зон при выборе элекрооборудования следует руководствоваться следующими основными нормативными документами:

СНиП II-90-01, «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ-76), а также Перечнями по классификации производственных и вспомогательных помещений и наружных установок по взрыво- и пожароопасности объектов Мингазпрома и Миннефтепрома, согласованными ГУПО МВД СССР.

32.2. Категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности, не вошедших в вышеуказанные перечни, следует определять в соответствии с СН 463-74 по аварийным условиям, связанным с возможным поступлением взрывопожароопасных веществ в помещение или другим условиям, при которых возможно образование взрывоопасных смесей.

32.3. При применении в качестве теплоносителя 60% водного раствора этиленгликоля установку для приготовления антифриза следует относить к категории производств «В» по СНиП II-90-81 и классу П-11 по ПУЭ.

32.4. Взрывоопасные установки (насосные, компрессорные и т.п.), расположенные под этажерками и навесами и имеющие защитные боковые ограждения площадью не более 50% общей площади закрываемой стороны и не доходящие до пола и покрытия не менее, чем на 0,3 м по условиям естественной вентиляции, следует относить к наружным установкам классов В-1г.

33. ЗАЩИТА ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

33. В проектах технологических установок, на которых перерабатывается сырье, содержащее кислые компоненты или применяются реагенты, вызывающие коррозию, необходимо предусматривать мероприятия по защите технологического оборудования, аппаратуры и трубопроводов от коррозии.

В зависимости от коррозийных свойств среды, условий эксплуатации и коррозийной стойкости материалов, для защиты оборудования, аппаратов и трубопроводов от коррозии в условиях ГПЗ должны предусматриваться следующие основные способы:

а) применение коррозиестойких материалов;

б) ингибирование;

в) применение антикоррозийных покрытий (лакокрасочных, эпоксидных и др.);

г) термообработка аппаратов, труб и сварных швов;

д) химическая нейтрализация агрессивной среды.

33.2. Защита трубопроводов от коррозии должна выполняться в соответствии с требованиями СН 527-80, ГОСТ 9.015-74 и ГОСТ 25812-83. Дополнительно следует также руководствоваться:

а) при защите аппаратуры оборудования и трубопроводов от коррозии на ГПЗ, перерабатывающих нефтяной газ:

«Указаниями по проектированию антикоррозийной защиты технологического оборудования и аппаратуры», РМ 08-01-6-81; «Инструкцией по применению ингибитора АНПО для защиты от коррозии теплообменного оборудования и трубопроводов, перерабатывающих сероводородсодержащий нефтяной газ», РД 39-32-459-80;

б) на ГПЗ, перерабатывающих природный газ и углеводородный конденсат: «Временными рекомендациями по выбору материалов, термообработке и применению труб», (ВНИИгаз);

«Инструкцией по промышленному применению ингибиторов для борьбы с коррозией газопромыслового оборудования» (ВНИИгаз);

«Инструкцией по контролю за коррозией газопромыслового оборудования» (ВНИИгаз).

34. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

34. В проекте должны быть разработаны мероприятия, обеспечивающие газовую и пожарную безопасность производства, электробезопасность, выполнение норм и правил по промышленной санитарии и охране труда в соответствии с требованиями «Правил безопасности при эксплуатации ГПЗ», утвержденных Госгортехнадзором СССР, СН 245-75, Системы стандартов безопасности труда (ССБТ):

ГОСТ 12.1.001-83, ГОСТ 12.1.003-83,

ГОСТ 12.1.005-76, ГОСТ 12.1.007-76, ГОСТ 12.1.010-76,

ГОСТ 12.1.012-78, ГОСТ 12.1.013-78 и др., ОСТ 51.125-84, «Правил безопасности во взрывоопасных и взрывопожароопасных химических и нефтехимических производствах» (ПБВХП-74), утвержденных Госгортехнадзором СССР, «Правил безопасности в газовом хозяйстве», утвержденных Госгортехнадзором СССР, Правил устройства электроустановок.

34.2. Во взрывоопасных помещениях класса В-1, В-1а и в зонах класса В-1г у наружных технологических установок следует устанавливать сигнализаторы и газоанализаторы довзрывных концентраций (ДВК) и предельно допустимых концентраций (ПДК) паров и газов в воздухе в соответствии с отраслевыми требованиями к их установке.

34.3. Территория ГПЗ, перерабатывающих сероводородсодержащий газ, должна быть разбита на зоны, с максимально возможным удалением и отделением зон, обладающих газовой сероводородной опасностью, с целью обеспечения эвакуации работающих из опасных зон в минимально короткое время при аварии.

Границы зон сероводородной газовой опасности, как правило, должны проходить по границам установки и ограничиваться колонками аварийной сигнализации, оснащенными сигнальной лампой, звуковым сигналом, двусторонней громкоговорящей связью с операторной и газоспасательной станцией.

34.4. Сеть сигнализации сероводородной газовой опасности каждой зоны должна срабатывать от кнопки любой колонки, относящейся к данной зоне. Одновременно сигнал о сероводородной газовой опасности в зоне должен передаваться в центральное помещение управления и в газоспасательную станцию.

34.5. Схема сигнализации сероводородной опасности должна позволять диспетчеру /оператору/ и дежурному газоспасательной станции включать громкоговорящую связь, световую и звуковую сигнализацию в любой зоне завода и по всему заводу в целом.

34.6. Колонки аварийной сероводородной сигнализации должны располагаться, как правило, на границах установки, но не реже, чем через 100 м, и с таким расчетом, чтобы работающие, покидающие аварийную зону, встречали на своем пути сигнализационную установку.

34.7. На газоперерабатывающих заводах следует предусматривать газоспасательную службу.

Структура и численность газоспасательной службы на вновь проектируемых ГПЗ определяется проектной организацией, разрабатывающей проект.

Задачи, функции, комплектование, размещение, техническое оснащение, внутренняя служба, обязанности и права газоспасательной службы регламентируются соответствующими инструкциями и положениями, утвержденными Министерствами по согласованию с Госгортехнадзором СССР.

34.8. Проектом должно обеспечиваться выполнение «Номенклатуры мероприятий по охране труда», утвержденной постановлением Президиума ВЦСПС.

34.9. При проектировании объектов газоперерабатывающего завода, предназначенных для переработки газа, содержащего в своем составе сероводород, необходимо учитывать требования «Инструкции по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ», утвержденной Госгортехнадзором СССР.

34.10. В технологической части проекта должны указываться:

категория производства по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности;

категория и группа взрывоопасных смесей;

группа производственного процесса по санитарной характеристике.

Классификация, установленная в технологической части проекта, должна учитываться при разработке других частей проекта и указываться в соответствующей проектно-сметной документации.

34.11. Системы автоматизации технологических процессов должны быть выполнены таким образом, чтобы выход из строя отдельных их узлов или их неисправность позволили бы безаварийно останавливать производство по месту или дистанционно.

34.12. Все технологические установки /цеха/ должны быть обеспечены устройствами, сигнализирующими о падении давления на вводе: сжатого воздуха КИПиА, пара /теплоносителя/, охлаждающей воды /или другого агента/, инертного газа /азота/, технологического воздуха и др.

34.13. при отсутствии серийного выпуска приборов автоматического контроля за содержанием вредных веществ в воздухе рабочей зоны и в атмосфере воздуха ГПЗ проектом должны быть предусмотрены мероприятия по организации аналитического контроля переносными полуавтоматическими приборами, методами экспресс-анализа или обычными физико-химическими методами.

34.14. Насосы, перекачивающие сжиженные углеводородные газы, легковоспламеняющиеся, горючие и другие вредные жидкости, а также компрессоры, газодувки и т.п., работающие непрерывно, должны быть оснащены средствами сигнализации, извещающей об их остановке.

34.15. На колоннах разделения и ректификации следует предусматривать:

регулирующий клапан на подаче теплоносителя в кипятильник (ребойлер) колонн, закрывающийся при подъеме давления в колонне выше допустимого;

сигнализатор повышения давления в колонне выше допустимого.

34.16. Каждый компрессор должен иметь сигнализацию отклонения параметров от нормальной работы, а также, как правило, автоматическое отключение при повышении давления и температуры сжимаемого газа (воздуха) на конечных ступенях сжатия, при прекращении подачи охлаждающей жидкости и падении давления на приеме и в системе смазки.

34.17. Приемные емкости цехов и установок должны обеспечиваться автоматическими устройствами, прекращающими подачу в них сжиженных газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и вредных веществ при повышении уровня в емкостях выше допустимого.

34.18. При применении пароподогревателей, устанавливаемых внутри аппарата, работающих под давлением с пожароопасными и агрессивными средами, на подводящих паропроводах и отводящих конденсатопроводах следует устанавливать отключающие задвижки, рассчитанные на давление в аппаратах. Кроме того, на входе пара в аппарат должен быть установлен обратный клапан.

34.19. На каждом паропроводе при входе в аппарат должен быть установлен обратный клапан, рассчитанный на рабочее давление в аппарате.

35. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА.
ПОЖАРНАЯ И ОХРАННАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ

35.1. Проектом должны предусматриваться мероприятия, обеспечивающие пожарную безопасность производств, зданий и сооружений газоперерабатывающих заводов.

35.2. При проектировании противопожарных мероприятий на ГПЗ следует руководствоваться требованиями СНиП II-2-80, СНиП II-106-79, СНиП II-90-81, СНиП II-45-75, СНиП II-91-77, СНиП II-89-80, СНиП II-30-7, «Указаниями по проектированию систем пожаротушения на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях, У-ТБ-07-82», согласованными ГУПО МВД, «Правилами пожарной безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих заводов», согласованными ГУПО МВД СССР и противопожарными нормами проектирования.

35.3. На газоперерабатывающих заводах следует предусматривать строительство пожарных дэпо в соответствии с требованиями СНиП II-89-80.

35.4. Автоматические средства пожаротушения на объектах ГПЗ необходимо предусматривать в соответствии с отраслевыми перечнями зданий и помещений, подлежащих оборудованию автоматическими установками пожаротушения, согласованными ГУПО МВД СССР.

35.5. Целесообразность применения установок водяного, пенного, парового, газового и порошкового автоматического пожаротушения следует определять проектом в соответствии с требованиями СНиП 2.04.09-84.

35.6. Газоперерабатывающие предприятия должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения в соответствии с Нормами положенности первичных средств пожаротушения, приведенными в «Правилах пожарной безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих предприятий».

ПОЖАРНАЯ И ОХРАННАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ

35.7. Сигнализация о пожаре должна подаваться на центральную станцию в пожарное депо ГПЗ. Для производственных установок, требующих нескольких лучей сигнализации, в пожарное депо может подаваться один обобщенный сигнал. При этом расшифровка сигнализирующего луча (места загорания) выполняется на промежуточной станции в операторной с круглосуточным пребыванием дежурного персонала установки.

Для производств (установок), не имеющих в своем составе пожарных депо или когда пождепо значительно удалено, сигнализация о пожаре должна подаваться на место постоянного присутствующего персонала (диспетчерская, операторная, проходная).

35.8. Системы сигнализации о пожаре должны обеспечивать автоматическую подачу команд на отключение механической вентиляции в зоне пожара.

36. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН

36.1. При разработке генеральных планов ГПЗ следует руководствоваться требованиями СНиП II-89-80, СНиП II-37-76, СНиП II-10-75, СН 387-78, СН 245-71 и противопожарными нормами проектирования.

36.2. При компоновке генерального плана ГПЗ объекты следует располагать таким образом, чтобы длина трубопроводов, которые потребуются для привязки к существующим магистральным сырьевым и продуктовым трубопроводам была по возможности минимальной, чтобы было обеспечено минимальное количество встречных перекачек жидких и газообразных продуктов и «жесткие» связи между технологическими установками.

При проектировании ГПЗ принимать прогрессивные решения, отвечающие минимально допустимым нормативным требованиям и обеспечивающие высокие технико-экономические показатели путем рационального использования земельных участков для строительства предприятия, минимально необходимого числа зданий (блокирование), инженерных сооружений и коммуникаций, снижение расхода материалов и т.п.

36.3. При составлении генплана завода необходимо учитывать также такие факторы как:

безопасность производства;

простота эксплуатации и обслуживания оборудования;

возможность расширения завода в будущем.

Планировочные мероприятия должны обеспечить создание и организацию обоснованной санитарно-защитной зоны, правильный выбор площадки для размещения основных объектов со значительными выделениями (резервуарных парков, установок газофракционирования, дожига отходящих газов, серных ям и амбаров, печей Клауса и др.), предусматривая размещение их с подветренной стороны по отношению к другим производственным объектам (операторным, диспетчерским, лабораториям, ремонтным базам завода) и административно-бытовым зданиям, а также всей площадки ГПЗ по отношению к населенным пунктам с учетом розы ветров, рельефа местности и т.п.

36.4. Площадки под строительство ГПЗ, перерабатывающих нефтяной газ, следует размещать, как правило, вблизи территории центральных пунктов сбора или установки подготовки нефти и газа, соблюдая требуемые противопожарные расстояния и учитывая возможность кооперирования с соседними предприятиями в части строительства объектов водоснабжения, канализации, инженерных сетей и коммуникаций, автомобильных дорог, объектов ремонтной базы строительства и др.

36.5. На генеральном плане ГПЗ здания и сооружения установок следует размещать с учетом степени пожароопасности и токсичности выделяемых в воздушную среду веществ и главного направления ветра.

36.6. Способ прокладки инженерных сетей следует выбирать преимущественно наземный или надземный. Исключения составляют самотечные сети канализации и противопожарного водопровода, прокладываемые, как правило, в грунте.

В случае необходимости прокладки трубопроводов через водные преграды на обоих концах подводных переходов должны быть отсекающие задвижки, толщина труб в подводных переходах должна быть больше, чем на остальной трассе трубопровода, глубина залегания трубы на подводном переходе должна проектироваться с учетом возможного размыва грунта.

37. ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ

37.1. При проектировании систем теплоснабжения ГПЗ следует руководствоваться, помимо настоящих норм требованиями следующих нормативных документов (НТД):

«Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», утвержденных Госгортехнадзором СССР;

«Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды», утвержденных Госгортехнадзором СССР;

СНиП II-36-73, СНиП II-35-76 и противопожарными нормами проектирования.

37.2. Для обеспечения нужд ГПЗ в тепле следует проектировать котельные, установки нагрева теплоносителя, установки утилизации тепла.

Источником тепла для нужд отопления и вентиляции может служить вода горячего цикла охлаждения газомотокомпрессоров (на реконструируемых ГПЗ).

37.3. Для теплоснабжения производственных установок газоперерабатывающих заводов, как правило, применяются теплоносители, перечисленные в табл. 12.

Таблица 12

Наименование теплоносителя	Параметры, требуемые потребителям тепла		Применение теплоносителя	Источники теплоносителя
	Давление, МПа	Температура, ºC
Насыщенный пар	2,5-4,0	225-250	Технологические нужды. Турбинный привод машин.	Котельные, котлы-утилизаторы
Насыщенный пар	1,0-1,4	179-195	Технологические нужды.	Котельные, котлы-утилизаторы
Насыщенный пар	0,4-0,7	143-174	Технологические нужды, обогрев аппаратов, трубопроводов, шкафов. Пропарка аппаратов. Как вариант теплоносителя для целей отопления, вентиляции. Первичный теплоноситель для нужд горячего водоснабжения. Паротушение. Первичный теплоноситель для отопления и вентиляции.	Котельные, котлы-утилизаторы
Теплофикационная вода	4,0-0,7	150-70	Отопление, вентиляция. Первичный теплоноситель для нужд горячего водоснабжения. Обогрев трубопроводов аппаратов, шкафов, полов.	Котельные.
		(130-70)		Тепловые пункты
		(115-70)		Установки утилизации тепла
Антифриз (водный раствор этиленгликоля)	0,4-0,7	120-70	Отопление, вентиляция. Обогрев трубопроводов аппаратов, шкафов, полов. Первичный теплоноситель для получения воды 95-70º для отопления бытовых помещений.	Котельные установки нагрева теплоносителя. Установки утилизации тепла

Примечание к табл. 12:

При применении пара промежуточных параметров получение его производится на самой установке с применением редукционных установок.

37.4. Пар высокого давления, получаемый на котлах-утилизаторах, должен быть полностью использован для внутризаводских нужд, избыток его после редуцирования следует направлять в заводскую сеть пара низкого давления.

37.5. Для питания котлов-утилизаторов и для охлаждения перегретого пара в заводских редукционно-охладительных устройствах (РОУ) следует использовать паровой конденсат, образующийся на заводских установках.

Схемой должен предусматриваться подвод химочищенной воды для подпитки систем и первоначального заполнения системы питания котлов-утилизаторов.

Качество воды, используемой для питания котлов-утилизаторов и применяемой для снижения температуры перегретого пара, должно соответствовать требованиям Отраслевого стандарта. Применение обессоленной водой требует обоснования.

Избыточное тепло конденсата необходимо использовать для нагрева умягченной воды, расходуемой на котлы-утилизаторы и для нагрева воды системы технологических обогревов и нужд отопления и вентиляции.

37.6. Химочищенная вода для нужды ГПЗ должна, как правило, приготавливаться в котельной.

37.7. Схема пароснабжения должна предусматриваться закрытой, с возвратом парового конденсата в заводскую котельную.

Безвозвратный расход пара и конденсата допускается, если это требуется по условиям протекания технологического процесса.

Схемой теплоснабжения должна предусматриваться централизованная закрытая система сбора, очистки и возврата в котельную парового конденсата.

37.8. Следует, как правило, предусматривать отдельные коллекторы и оборудование для сбора и подготовки парового конденсата от следующих источников:

а) от аппаратов, в которых возможно загрязнение конденсата маслами, жидкими углеводородами, окислами железа и т.д.;

б) от аппаратов, режим которых не допускает возможности загрязнения конденсата (давление процесса ниже давления пара).

37.9. Схема установки очистки парового конденсата должна предусматривать:

а) отстой и разгазирование конденсата от нефтепродуктов в резервуарах, емкость которых должна соответствовать 2,5-3 часам отстоя;

б) очистку от химических примесей и растворенных углеводородов методом адсорбции на слое активированного угля;

в) охлаждение конденсата, не подлежащего очистке перед сбросом в сантехсооружения;

г) аналитический контроль качества конденсата с помощью непрерывно действующих приборов.

37.10. Расчетный часовой расход антифриза для подпитки тепловых сетей ввиду его токсичности и большой стойкости применять равным 0,02-0,025 % от объема системы. В качестве ингибитора коррозии рекомендуется применять моноэтаноламин в количестве 0,1-0,5 г/л.

37.11. Удельный объем теплоносителя в трубопроводах тепловых сетей ГПЗ, с учетом объема в подогревательных устройствах и местных системах, принимать равным 15 м³/Гкал.

38. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА

38.1. Проекты электротехнической части объектов газоперерабатывающих заводов должны удовлетворять требованиям действующих «Правил устройства электроустановок» (ПУ-76), СН 174-75, СН 102-76, СНиП II-33-76, СНиП II-4-79, СН 305-77, «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, «Временных правил защиты от проявления статического электричества на производственных установках и сооружениях нефтяной и газовой промышленности» РД 39-22-113-78 и настоящих норм.

38.2. При проектировании необходимо максимально использовать типовые проекты и нормали государственных проектных институтов (ГПИ) «Тяжпромэлетропроект» и «Энергосетьпроект».

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, СИЛОВОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ, ЭЛЕКТРООСВЕЩЕНИЕ

38.3. Газоперерабатывающий завод, в целом, по обеспечению надежности электроснабжения, следует относить к потребителям 1 категории, и он должен обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания.

38.4. Для возможности обеспечения электроэнергией наиболее жизненно-важных в работе ГПЗ потребителей в случае полного отключения электроэнергии необходимо предусматривать третий (аварийный) независимый источник питания, в качестве которого рекомендуются автоматические дизельные электростанции.

К наиболее жизненно-важным в работе ГПЗ потребителям электроэнергии следует относить: котельные (насосы подачи сетевой и питательной воды, дымосос, вентилятор, питание КиА и др.); электрозадвижки, от которых зависит безопасность работы установок («аварийные задвижки»); насосы подачи охлаждающей жидкости и масла (на уплотнение и смазку) крупных машин (компрессоров, насосов, воздуходувок и др.) Насосы пожарного водоснабжения; аварийную вентиляцию во всех технологических установках; вентиляцию, обеспечивающую подпор воздуха в электропомещениях и помещениях КиА; аварийное освещение для продолжения работы и др., выбор которых определяется проектом в каждом конкретном случае.

В случае применения ЭВМ для управления технологическими процессами следует предусматривать агрегаты бесперебойного питания (АБП).

38.5. Схемы внешнего электроснабжения заводов разрабатываются одновременно с выполнением генеральной схемы строительства новых, расширения, реконструкции и технического перевооружения действующих заводов и являются составной частью Генсхемы.

38.6. Схемы внешнего электроснабжения на стадии Генсхемы могут не разрабатываться в том случае, если присоединяемая электрическая мощность незначительна и может быть обеспечена от действующих электроисточников Минэнерго СССР (электростанций, подстанций, линий электропередачи), а также пи наличии выданных энергосистемами технических условий на присоединение.

38.7. В тех случаях, когда источники электроснабжения новых, расширяемых реконструируемых или технически перевооружаемых действующих заводов расположены в пунктах, имеющих централизованное электроснабжение от энергосистем Минэнерго СССР, а размер присоединяемой мощности обуславливает необходимость сооружения или реконструкции электроисточников, генпроектировщиков завода совместно с соответствующими проектными организациями Минэнерго СССР, разрабатывающими схемы электроснабжения, должны быть рассмотрены все возможные варианты электроснабжения.

38.8. При выборе схемы электроснабжения завода, как правило, должны применяться глубокие вводы высокого напряжения с максимально возможным приближением главных понизительных подстанций (ГПП) к наиболее энергоемким сооружениям с крупными высоковольтными электродвигателями, что позволяет непосредственно подключить эти электродвигатели к распределительному устройству 6-10 кВт ГПП.

38.9. Категория электроприемников по обеспечению надежности электроснабжения при отсутствии специальных требований должна приниматься, как правило, в соответствии с табл 13.

Таблица 13

Наименование установок зданий и сооружений	Электроприемники	Категория по ПУЭ
Компрессорные установки сырого и отбензиненного газа, дожимные компрессорные станции	Компрессоры, нагнетатели, масляные насосы	1
	Аппараты воздушного охлаждения газа и масла, электрозадвижки	1
	Насосы, механическая вентиляция и аппараты воздушного охлаждения умягченной воды	1
Установки очистки и осушки газа	Механическая вентиляция	1
	Насосы, аппараты воздушного охлаждения	2
Установки низкотемпературной конденсации, ректификации и адсорбации	Насосы, аппараты воздушного охлаждения, электрозадвижки	2
Газофракционирующие установки	Печные насосы, механическая вентиляция	1
Холодильные установки	Компрессоры, масляные насосы, аппараты воздушного охлаждения, электрозадвижки	1
	Механическая вентиляция	1
Установка регенерации масел	Насосы, механическая вентиляция	3
Пункты приема и замера газа	Электрозадвижки	2
Котельные установки и конденсатные станции	Насосы, дымососы, дутьевые вентиляторы	1
Насосы станции оборотного водоснабжения	Водяные насосы	1
	Механическая вентиляция заглубленных насосных станций	1
Насосные станции центрального водоснабжения	Водяные насосы	3
	Механическая вентиляция заглубленных насосных станций	1
Водозабор	Насосы	1
Насосные станции промышленно-ливневых и хозяйственно-бытовых стоков	Насосы	1
	Механическая вентиляция заглубленных насосных станций	1
Насосные станции перекачки уловленной нефти		3
	Механическая вентиляция заглубленных насосных станций	1
Градирни системы оборотного водоснабжения	Вентиляторы	2
частные сооружения	Насосы, электрозадвижки, механическая вентиляция	2
Насосные противопожарного водоснабжения	Пожарные насосы	1
Склад готовой продукции	Насосы, электрозадвижки (при наливе в цистерны)	3
	Механическая вентиляция	1
	Насосы и электрозадвижки при подаче в магистральный продуктопровод	2
Ремонтно-механические мастерские, гаражи, склады оборудования и материалов, административно-бытовые и другие вспомогательные здания и сооружения	Станки, насосы, компрессоры, грузоподъемные механизмы, механическая вентиляция и др.	3

38.10. Проектирование ГПП должно выполняться согласно «Норм технологического проектирования понижающих подстанций», утвержденных Министерством энергетики и электрификации СССР.

38.11. Расчет электрических нагрузок следует определять для технологических потребителей - на основании технологических расчетных данных по отдельным машинам, аппаратам и механизмам в зависимости от их загрузки, для прочих потребителей - согласно действующим «Указаниям по определению электронагрузок».

38.12. Для распределения электроэнергии по заводу предпочтительным являются следующие напряжения: 1000 В, 660 В, 380 В, 220 В, напряжения 6000 В должно быть обосновано. При технической возможности на напряжении 660 В должно снабжаться большинство электроприемников. Качество электроэнергии должно соответствовать ГОСТ 13109-67.

38.13. При выборе места расположения цеховых трансформаторных подстанций для взрывоопасных установок следует руководствоваться следующими положениями:

подстанции должны быть приближены к энергоемким потребителям электроэнергии;

в помещениях подстанций должны быть выполнены все требования ПУЭ-76 (пп. УП-3-84; 85; 89), если не соблюдаются минимальные допустимые расстояния, указанные в таблице УП-3-13 ПУЭ-76;

избегать строительства отдельно стоящих зданий, цеховых подстанций и электропомещений, совмещая их с другими зданиями и сооружениями.

38.14. Канализацию электроэнергии по территории завода рекомендуется выполнить кабелями, проложенными открыто на эстакадах, тросах, по стенам зданий, избегая по возможности прокладки в подземных кабельных сооружениях (каналах, блоках, туннелях), траншеях.

Солнцезащиту для кабелей следует предусматривать в обоснованных случаях, согласовывая ее с институтом «ВНИИпроектэлектромонтаж».

38.15. В качестве пусковой аппаратуры для низковольтных электродвигателей мощностью до 75 кВт должны применяться, как правило, магнитные пускатели с размещением их в нормальных (невзрывоопасных) помещениях или вне взрывоопасных зон для наружных установок.

Примечание. В экономически обоснованных случаях допускается применение взрывозащищенных магнитных пускателей при обязательном согласовании с Всесоюзным научно-исследовательским институтом взрывозащищенного электрооборудования (ВНИИВЭ).

38.16. Применение в качестве пусковой аппаратуры для электродвигателей напряжением 0,38 и 0,66 кВ станций и блоков управления рекомендуется для потребителей, требующих автоматического управления или блокировки.

38.17. Для потребителей I и II категорий каждый ЩСУ должен состоять их 2-х секций, получающих питание по самостоятельным линиям и рассчитанных на обеспечение 100 % нагрузки в аварийном режиме с учетом перегрузочной способности питающих линий. При расположении на одной секции ЩСУ рабочих двигателей, а на второй - резервных, имеющих АВР по электрическим или технологическим параметрам, наличие секционного выключателя не требуется. В случае расположения на разных секциях ЩСУ нерезервируемых потребителей рекомендуется установка секционного выключателя. Следует предусматривать вместо КТП со щитом низкого напряжения ЩСУ с вводными панелями непосредственного подключения к трансформаторам, с АВР на секционном выключателе, по рабочему проекту ОЛХ 084.094.

38.18. Электропитание приточно-вытяжной вентиляции, освещения и технологического оборудования следует предусматривать по отдельным фидерам.

38.19. В проекте следует предусматривать подъемно-транспортные механизмы для эвакуации электродвигателей при ремонте (воздушных холодильников, ПВХ и т.п.).

38.20. На площадках технологических установок, исходя из условий проведения капитальных ремонтов, должны предусматриваться сварочные посты для передвижных сварочных агрегатов, расположенные вне взрывоопасных зон.

38.21. Для питания электроприводов запорной арматуры при мощности электропривода до 4,5 кВт и если сечение проводника обеспечивает отклонение однофазных коротких замыканий, рекомендуется силовые цепи совмещать в общих контрольных камерах к этим приводам. При мощности электропривода свыше 4,5 кВт во всех случаях силовые и контрольные цепи должны прокладываться раздельно.

38.22. Подключение электродвигателей, установленных на виброоснованиях, должно осуществляться с применением гибкого ввода.

38.23. Наружное освещение рекомендуется выполнять комбинированным:

с применением ртутных ламп ДРЛ или люминесцентных для освещения дорог;

с применением прожекторов заливающего света и неоновых светильников для больших территорий, складских и парковых зон, сливо-наливных эстакад.

38.24. Для установки светильников следует применять типовые железобетонные опоры и металлические прожекторные мачты, а также устанавливать светильники на технологических и электротехнических эстакадах, расположенных вдоль дорог и проездов, а также на высоких зданиях и сооружениях.

38.25. Чертежи электроосвещения наружных технологических установок рекомендуется выполнять в изометрической проекции.

38.26. Управление наружным освещением должно быть дистанционным и централизованным (из одного места).

38.27. Наименьшая освещенность площадок газоперерабатывающих предприятий на уровне земли или дорожных покрытий должна соответствовать нормам, приведенным в табл. 14.

Таблица 14.

Наименование площадок	Освещенность в горизонтальной плоскости, лк
Главные проезды и проходы	1
Вспомогательные проезды и проходы	0,5
Предзаводские площадки (проезды, проходы, стоянки транспорта и др.)	2
Лестницы, трапы и мостики для переходов (на площадках и ступенях)	3
Вдоль границ предприятий и складских территорий (охранное освещение)	0,5
Нефтеловушки и нефтеотделители	2

АВТОМАТИЗАЦИЯ И ДИСПЕТЧЕРИЗАЦИЯ В СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

38.28. Автоматическое включение резерва (АВР) на подстанциях, как правило, следует предусматривать на вводах и на секционных высоковольтных выключателях.

38.29. АВР низковольтных потребителей следует предусматривать для потребителей первой категории, для вспомогательных устройств, обеспечивающих работу основных машин, аппаратов и механизмов, а также для групповых потребителей 2 категории питания. АВР в этих случаях следует предусматривать от двух секций щита низкого напряжения, с автоматического переключения одной секции на другую.

38.30. Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) и автоматическое гашение поля (АГП) следует предусматривать для синхронных электродвигателей большой мощности.

38.31. Для машин, аппаратов и механизмов, сохранение которых в работе после кратковременных перерывов питания необходимо по технологическим условиям, должен быть обеспечен самозапуск их приводных электродвигателей (воздушные холодильники, воздушные конденсаторы, насосы и т.п.).

38.32. диспетчеризация в системе электроснабжения должна предусматриваться в объеме, рекомендуемом указаниями ГПИ «Тяжпромэлектропроект» М36-54.

ЗАЗЕМЛЕНИЕ, ЗАНУЛЕНИЕ, МОЛНИЕЗАЩИТА, ЗАЩИТА ОТ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА, ЗАЩИТА ОТ БЛУЖДАЮЩИХ ТОКОВ

38.33. Устройство заземления, зануления, молниезащиты и защиты от статического электричества следует спроектировать в соответствии с действующими руководящими указаниями, нормами и правилами, перечисленными в п.38.1. настоящих норм.

38.34. Пи расположении завода в зоне блуждающих токов от электрифицированного транспорта следует предусматривать защиту от коррозии блуждающими токами подземных коммуникаций на площадке завода. Указанную защиту проектировать в соответствии с действующими нормами.

39. ВОДОСНАБЖЕНИЕ И КАНАЛИЗАЦИЯ

39.1. Водоснабжение и канализация предприятий, зданий и сооружений газоперерабатывающих заводов следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП II.04.02-84, СНиП II-32-74, СНиП 2.04.01-85, СН 245-71, «Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами», утвержденным Министерством мелиорации и водного хозяйства СССР, Министерством здравоохранения СССР и Министерством рыбного хозяйства СССР, «Основ водного законодательства Союза ССР и союзных республик», утвержденных Верховным Советом СССР.

Система питьевого водоснабжения на объектах газоперерабатывающего завода должна проектироваться в соответствии с требованиями раздела 2 СНиПа 11-92-76 и пункта 2.21. «Номенклатуры мероприятий по охране труда», утвержденной ВЦСПС в 1980 г.

39.1.1. Проектные решения должны обеспечивать надежное водоснабжение и канализование ГПЗ и вместе с тем рациональное использование водных ресурсов и охрану природной среды.

39.1.2. При проектировании систем водоснабжения и канализации ГПЗ необходимо в обязательном порядке рассматривать возможность создания бессточной системы технического водоснабжения.

ВОДОСНАБЖЕНИЕ

39.2. Водоснабжение газоперерабатывающих заводов, как правило, должно включать следующие системы:

а) хозяйственно-питьевую;

б) производственно-противопожарную;

в) систему оборотного водоснабжения.

39.3. При проектировании производственного водоснабжения для экономии расхода воды следует предусматривать оборотные системы.

водоснабжения и максимально-возможное повторное использование очищенных сточных вод в этих системах.

Для воспаления потерь воды в оборотных системах должны быть использованы, как правило, очищенные воды производственно-дождевой системы канализации. Недостающее количество должно восполняться свежей водой.

При заборе воды из поверхностных источников для восполнения потерь в оборотных системах должны предусматриваться мероприятия, направленные на предотвращение попадания рыб в водозаборные сооружения.

Работа системы оборотного водоснабжения, как правило, должна предусматриваться без специальной продувки. Для стабилизации водного режима необходимо применять ингибирование или другие способы снижения солесодержания в оборотной воде.

39.4. Качество сежей воды, подаваемой для заполнения и пополнения всех оборотных систем, определяется технологическими требованиями, а при отсутствии этих требований должно отвечать следующим показателям:

взвешенные вещества - не более 25 мг/г;

PH - 6 ¸ 9;

общая жесткость не более - мг-экв/л;

общее солесодержание - не более 1000 мг/л;

БПКполн. - не более 10 мг/л 02.

39.5. При проектировании систем оборотного водоснабжения следует, как правило, предусматривать:

а) для очистки и обработки воды-нефтеотделители объемом равный 30 минутному расходу. Нефтеотделители должны оборудоваться устройствами, обеспечивающими сбор и отведение уловленных нефтепродуктов и осадков;

б) установку по обработке воды в целях предотвращения коррозии, карбонатных отложений и биологических образователей теплообменной аппаратуры и трубопроводов;

в) узел фильтрации для очистки воды от взвешенных веществ (в случае необходимости). Фильтрации должно подвергаться - 5 - 10 % от общего расхода оборотной воды.

39.6. Насосные станции системы оборотного водоснабжения, как правило, следует проектировать незаглубленными, с расположением насосных агрегатов выше поверхности земли.

39.7. Заглубленные насосные станции, расположенные на территории ГПЗ, должны быть оборудованы газоанализаторами с автоматической сигнализацией о включении аварийной вентиляции.

39.8. Напор на вводах технологических установок должна приниматься по данным технологической части проекта.

39.9. На всех технологических участках необходимо предусматривать расходомеры для учета количества поступающей воды.

КАНАЛИЗАЦИЯ

39.10. На газоперерабатывающих заводах, как правило, должны предусматриваться следующие системы канализации:

а) бытовая;

б) производственно-дождевая.

39.11. При условии согласования с органами санитарно-эпидемиологической службы очищенные бытовые стоки могут быть использованы на производственные нужды. В этом случае стоки должны пройти механическую, биологическую очистку и доочистку на фильтрах.

39.12. Пропускная способность сети и сооружений производственно-отраслевой канализации ГПЗ должна быть рассчитана на прием производственных сточных вод и наибольший из расчетных расходов дождевых вод.

Пропускная способность сети и сооружений производственно-дождевой канализации ГПЗ должна быть также дополнительна, рассчитана на прием 50 % пожарного расхода воды, если последний больше рас четного дождевого расхода, поступающего в канализацию.

39.13. Состав очистных сооружений следует определять в зависимости от условия сброса и требований к качеству очищенных сточных вод.

39.14. В случае использования очищенных стоков для закачки в пласты, для поддержания пластового давления нефтяных месторождений, состав очищенных сооружений должен определяться требованиями

 каменистости скважин, и очистные сооружения в этом случае должны состоять, как правило, из песколовки и нефтеловушки или резервуаров статического отстоя.

39.15. При повторном использовании очищенных сточных вод для вод производства в состав очистных сооружений должны входить песколовки, нефтеловушки и фильтры доочистки.

39.16. При сбросе очищенных отходов в водостоки, как правило, в состав очищенных сооружений должны входить песколовки, нефтеловушки, сооружения биологической очистки и, при необходимости, доочистки биохимически очищенных сточных вод.

39.17. условия отведения сточных вод в водоем должны определяться с учетом требований п.п. 10, 11, 24, 25, 26, 27, 29 "Правил охраны поверхностных вод", а возможность отведения стоков в водоем должна обосновываться сантехническим расчетами влияния сбрасываемых стоков на качество волы водоема в соответствии с рыбохозяйственными требованиями.

При определении возможности выпуска очищенных стоков рыбохозяйственный водоем следует также руководствоваться п.п. 6 и 31 вышеуказанных правил.

38.18. Биохимическую очистку производственных сточных вод рекомендуется производить в смеси с бытовыми сточными водами, прошедшими механическую очистку.

39.19. На очистных сооружениях должны предусматриваться устройства для измерения расходов сточных вод.

39.20. На выпусках производственной канализации из зданий необходимо предусматривать колодцы с гидрозатворами, на линейной части также следует предусматривать гидрозатворы в колодцах через каждые 400 м.

Колодцы промышленной канализации должны быть закрытыми, причем крышки должны быть засыпаны слоем песка не менее 15 см в стальном кольце.

39.21. Расположение канализационных колодцев под эстакадами технологических трубопроводов запрещеается.

39.22. Минимальный диаметр труб производственной канализации, транспортирующих стоки с загрязнениями углеводородами ЛВЖ, ГЖ, должен быть не менее 200 мм.

39.23. На выпусках ливневой канализации из обвалований резервуарных парков должны устанавливаться задвижки, запломбированные в закрытом положении.

39.24. Каждый выпуск канализации загрязненных стоков помещений категории производств А, Б должен иметь вытяжной сток, устанавливаемый в отапливаемой части здания.

39.25. Заглубленные канализационные насосные станции (независимо от видов стоков), расположенные на территории ГПЗ, а также производственные помещения категории А, Б и связанные с очисткой производственных сточных вод, должны быть оборудованы газоанализаторы с автоматической сигнализацией о включении аварийной вентиляции.

39.26. Канализационные колодцы, расположенные в зоне радиусом до 50 м от зданий и сооружений ГПЗ, отнесенные по взрывоопасности к зонам класса B-Ia и B-Iг, с газом удельным весом более 0,8 по отношению к воздуху, должны проектироваться с двумя крышками, а пространствами между крышками засыпается песком.

40. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОИЗВОДСТВА СЖАТЫМ ВОЗДУХОМ

40.1. При проектировании воздушных компрессорных станций необходимо руководствоваться “Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздуховодов и газопроводов утвержденных Госгортехнадзором СССР.

40.2. Воздушные компрессорные станции в составе газоперерабатывающих заводов предназначаются:

а) для бесперебойного снабжения сжатым очищенным и осушенным воздухом приборов КиП и А.;

б) для снабжения сжатым воздухом пневматического инструмента;

в) для очистки сжатым воздухом технологического оборудования и приготовления реагентов (перемешивания).

40.3. В составе воздушной компрессорной станции должен предусматриваться узел осушки с целью подготовки воздуха КиП иА (температура точки росы) в соответствии с требованиями ГОСТ 17433-80.

40.4. Для пневматических приборов и средств автоматизации должны предусматриваться специальные установки и отдельные сети сжатого воздуха.

40.5. Количество и размещение компрессорных станций на заводе должно быть таким, чтобы потери давления в сети до потребителей не превышали 0,2 МПа (2,0 кг/см²).

40.6. Подача воздуха КиП и технического воздуха на установки должна осуществляться по раздельным трубопроводам. Отбор технического воздуха следует осуществлять перед ресивером компрессорной станции. Между отводом и ресивером должен быть установлен обратный клапан.

40.7. Если в составе завода проектируется две и более воздушных компрессорных станций, то должна применяться коллекторная система снабжения завода сжатым воздухом. Воздух для нужд средств контроля и автоматики должен иметь отдельный коллектор.

40.8. Количество компрессоров необходимо принимать минимальным, дающим возможность производить их ремонт, не прерывая снабжение завода сжатым воздухом для постоянных нужд (технологических, для средств контроля и автоматики).

40.9. Размещение воздушной компрессорной станции и устройств для забора воздуха на территории завода должно определяться исходя из условия минимальной загазованности токсичными и взрывоопасными газами и запыленности воздуха на территории компрессорной станции.

40.10. Забор воздуха (всасывание) компрессором должен производиться снаружи помещения компрессорной станции, в зоне защищенной от действия солнечной радиации, а также незагазованной и незапыленной, и на высоте не менее 3 м от уровня земли.

При расположении воздухозабора непосредственно у компрессорной станции, заборную трубу следует выводить не менее чем на 2 м выше верхней отметки крыши компрессорной станции.

Устройства для забора и фильтрации атмосферного воздуха в районах с холодным климатом должны быть оборудованы подогревом.

40.11. На технологических установках необходимо предусматривать ресиверы, включенные в сеть сжатого воздуха, обеспечивающие запас сжатого воздуха для работы приборов КиП и А в течение не менее 1 часа.

Ресивер должен быть оснащен приборами КиП и А в количестве, позволяющем постоянно контролировать давление воздуха в нем.

При снижении давления воздуха в сети ниже допустимого должна включаться световая и звуковая сигнализация, которую необходимо выполнять независимо от сигнализации, характеризующей отклонение технологических параметров на установке.

40.12. Сечения всасывающих и нагнетательных трубопроводов воздушных компрессоров следует выбирать с таким расчетом, чтобы избежать установки специальных носителей пульсаций. При этом сечения этих трубопроводов не меньше сечения всасывающего и нагнетательного патрубков компрессоров.

40.13. Число поворотов возникающих и нагнетательных трубопроводов воздушных компрессоров должно быть минимальным, в местах поворотов необходимо устанавливать колена большого радиуса.

40.14. Трубопроводы на обвязке компрессоров во избежании вибрации должны быть надежно закреплены.

41. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОИЗВОДСТВА ИНЕРТНЫМ ГАЗОМ

41.1. В составе ГПЗ следует, как правило, предусматривать необходимые мощности по выработке инертного газа, который может использоваться для технологических нужд (передавливание пожаро- и взрывоопасных средств, создание инертных “подушек”), для целей газового пожаротушения, для продувки и испытания на герметичность систем аппаратов и трубопроводов.

41.2. Инертный газ должен быть осушен до остаточной абсолютной влажности, исключающий выпадение влаги в трубопроводах в зимних условиях при его транспортировке и редуцировании из реципиента (емкости для хранения), а также допустимой по условиям технологии производства.

41.3. На ГПЗ необходимо предусматривать две системы инертного газа: низкого и высокого давления.

Система низкого давления должна иметь до 0,8 МПа (8,0 кгс/см²). Давление в системе высокого давления определяется проектом в каждом конкретном случае и должно быть не менее давления, требующегося для пневматического испытания на плотность аппаратов и трубопроводов по условиям производства.

41.4. Общий объем инертного газа, необходимого ГПЗ, с учетом пожаротушения следует определять исходя из среднего его всеми установками, но он должен быть не менее максимального расхода его двумя установками, одна из которых является наибольшим потребителем инертного газа.

41.5. Потребность установки в продувочном инертном газе должна определяться как произведение K x Y, где K – кратность продувки системы аппаратов и трубопроводов, Y – геометрический объем продуваемой системы.

Кратность продувки при атмосферном давлении рекомендуется принимать равной 3-5.

41.6. Объем склада для хранения инертного газа на ГПЗ, перерабатывающих нефтяной газ, следует определять исходя из 5-кратного суммарного геометрического объема аппаратов оборудования и трубопроводов, требующих продувки инертным газом перед пуском или ремонтом, и с учетом расхода его на пожаротушение и на испытание на герметичность наибольшего по объему аппарата высокого давления.

41.7. Запас сжатого инертного газа реципиентах, как правило, должен храниться под максимальным избыточным давлением, создаваемым компрессорами (рекомендуемое давление).

Для подачи инертного газа на установки из реципиентов должны устанавливаться автоматические регулирующие органы и защитные устройства, исключающие возможность повышения давления в заводской сети сверх допустимого.

При этом должен быть проведен проверочный расчет трубопроводов по условиям стойкости материала труб к низким температурам (по показателю ударной вязкости) и при необходимости предусмотрены меры против понижения температуры трубопроводов от холода дросселирования, а также против поступления переохлажденного инертного газа в технологические аппараты

41.8. По стационарному трубопроводу инертный газ должен быть подведен ко все м установкам, в которых по условиям безопасности необходимо применение инертного газа.

При этом должны быть соблюдены следующие условия:

а) сечение распределительного трубопровода инертного газа каждым потребителем с учетом коэффициента одновременности загрузки установок (цехов) не менее 0,7;

б) на каждом вводе расходной магистрали инертного газа на установку (или цех) следует предусматривать установку манометра; пожарного органа и обратного клапана.

41.9. На каждом стационарном подводе инертного газа в аппарат, агрегат или трубопровод необходимо устанавливать манометр, запорную арматуру и обратный клапан. Манометр устанавливается первым по ходу газа (перед арматурой).

41.10. Подключение трубопроводов инертного газа к аппаратам или газовым магистралям с целью продувки следует выполнять только через разъемные соединения, за исключением систем с автоматической продувкой.

41.11. Ответвления газопроводов, подводящие инертный газ к аппаратам и агрегатам, рассчитаны на давление ниже, чем давление в магистральном газопроводе инертного газа, должны быть сложены манометром и автоматическими редуцирующими устройствами или регуляторами давления на подводящих трубопроводах, а также манометром и предохранительным клапаном, установленными на стороне низкого давления после редуцирующего устройства. Автоматическое редуцирующее устройство и предохранительный клапан должны быть отрегулированы на расчетное давление аппаратов, потребляющих инертный газ.

42. СКЛАДЫ СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА

42.1. Положение данного раздела распространяется на проектирование складов для приема с завода, хранения и отправки потребителям стабильного конденсата с упругостью паров не более 95,6 кПа (700 мм.рт.ст.) при температуре 311К (38^оС).

42.2. при проектировании складов стабильного конденсата следует руководствоваться требованиями СНиП II-106-79 и настоящим разделом.

42.3. Склад стабильного конденсата предназначен для хранения стабильного конденсата, поступающего с установки переработки конденсата, и отправки продукта потребителям по трубопроводам или железнодорожным транспортом.

42.4. В комплекс складского хозяйства могут входить:

а) склад стабильного конденсата с насосной;

б) сливо-наливочная железнодорожная эстакада.

42.5. Технологическая схема склада должна предусматривать возможность внутрипарковых перекачек и возврата некондиционного конденсата на завод.

42.6. Запорная арматура, обеспечивающая переключение резервуаров с операции на операцию, должна быть сосредоточена в одном месте, образуя арматурный узел управления прогрессом. Допускается проектировать арматурные узлы самостоятельными для отдельных групп резервуаров.

42.7. Для сосредоточения отстоя подтоварной воды в одном резервуаре рекомендуется выделять в группе резервуаров один резервуар, работающий на проток, для чего в нем должен быть предусмотрен дополнительный верхний отвод стабильного конденсата на высоте около 7 метров от линии резервуара.

42.8. Резервуары емкостью 5000 кубометров и более должны быть оборудованы стационарной системой орошения для охлаждения при пожаре и автоматической системой пенного пожаротушения.

Расчет интенсивности пенораствора и выбор марки пенообразователя для тушения стабильного конденсата в каждом случае должны осуществляться в соответствии с рекомендациями Всесоюзного научно-исследовательского института противопожарной обороны (ВНИИПО) ГУПО СССР.

43. СКЛАДЫ СНИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

43.1. При проектировании складов для сжиженных углеводородных газов следует руководствоваться СНиП 1-37-76, “Правилами безопасности и газовом хозяйстве” и “Правила безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих заводов”, утвержденными Госгортехнадзором СССР и противопожарными нормами проектирования.

43.2. Склад предназначен для приема, хранения и отпуска потребителям сжиженных углеводородных газов по трубопроводам, железнодорожными или автомобильными цистернами.

43.3. В соответствии с технологическими процессами приема хранения и отпуска сжиженных газов потребителям в состав складского хозяйства могут входить:

резервуарный парк для приема и хранения:

насосно-компрессорное отделение для перекачки сжиженных углеводородных газов потребителю и внутрискладских перекачек;

внутриплощадочные технологические трубопроводы, свечи рассеивания и факел;

эстакада налива в железнодорожные цистерны;

колонки для выполнения автомобильных цистерн газом.

В составе склада также могут быть запроектированы емкости для хранения пропана-хладагента.

43.4. При хранении под давлением на каждый продукт должно предусматриваться не менее 3-х емкостей.

43.5. Каждая емкость склада должна снабжаться:

а) сигнализаторами верхнего и нижнего рабочих уровней и верхнего аварийного (предельного) уровня с выводом сигнала в операторную;

б) сигнализатором предельного давления в газовом пространстве с выводом сигнала в операторную;

в) измерителем уровня продукта, давления в газовом пространстве и температуры по месту и дистанционно.

Для сигнализации верхнего (предельного) уровня и предельного давления в газовом пространстве следует предусматривать, как правило, отдельные штуцеры и приборы, не связанные с измерителями и регуляторами уровня и давления.

43.6. На входе в емкость сжиженного газа должна быть установлена отключающая арматура и обратный клапан. Отключающая арматура должна располагаться в непосредственной близости от штуцеров.

Допускается установка одного обратного клапана на каждой общей линии, по которой сжиженный газ подается в группу емкостей.

43.7. На подводящих трубопроводах сжиженных газов на входе в резервуарный парк должны быть установлены задвижки с дистанционным управлением.

На трубопроводах, отводящих продукт из оклада, должна устанавливаться отключающая арматура с дистанционным управлением и обратный клапан.

Дистанционное управление отключающей арматурой следует предусматривать из операторной по месту.

43.8 Прокладка трубопроводов жидкой и паровой фаз сжиженных газов должна производиться надземно.

Допускается прокладка дренажных трубопроводов сжиженных газов в зоне или непроходных каналах, засыпаемых песком и переукрываемых железобетонными плитами. Бесканальная прокладка этих трубопроводов в конструкции полов не допускается.

43.9. Не трубопроводах, подводящих паровую и жидкую фазу сжиженного газа в насосно-компрессорное отделение, должны предусматриваться электроприводные залежки, сблокированные с сигнализаторами опасной и концентрации газа в воздухе, установленными в насосно-компрессорном отделении.

44. ОБЩЕЗАВОДСКИЕ СКЛАДЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ

44.1. Строительство материальных складов следует предусматривать период строительства газоперерабатывающих заводов с целью использования их под базы дирекции строительства с последующей передачей их законченному строительством заводу.

44.2. Потребность в складах и площадках открытого хранения определяется на основе норм расчетных запасов материалов, норм удельных нагрузок и коэффициентов использования площадей складов, приведенных в таблице 15.

Указанные нормы приведены для газоперерабатывающего завода мощностью 10 млрд.м³/год перерабатываемого газа.

Для заводов иных мощностей нормы расчетных запасов, материалов определяется по следующей формуле:

Н_х =

где Н_х – определяемая норма запаса материала,

Н₁₀ – норма расчетного запаса материала, выбираемая по таблице 15,

R_x – мощность завода в млрд.м3/год, для каждого определяются нормы запасов материалов,

К – коэффициент изменения запасов в зависимости от мощности завода, выбираемой по табл. 16.

Таблица 15

Наименование материалов	Норма расчетных запасов	Норма удельных нагрузок на рабочую площадь склада, т/м2	Коэффициент использования площади склада, Кн	Тип складского помещения
а)теплообменные	60	1,6	0,84	навес
в) нефтепроводные (бесшовные катаные и сварные углеродистые)	300	1,6	0,35	навес
г) чугунные	10	1,1	0,6	открытая площадка
фитинги стальные, чугунные и фланцы, т	70	5	0,45	неотапливаемый склад
сталь углеродистая, т
а) толстолистовая	280	4,5	0,6	навес
б) сталь тонколистовая	50	4,0	0,55	неотапливаемый склад
в) сортовой и фасонный прокат	220	2,0	0,55	навес
Сталь качественная и высококачественная, т
а) листы	30	4,0	0,5	неотапливаемый склад
б) сортовой и фасонный прокат	40	3,0	0,45	то же
Цветные металлы и сплавы, т
а) листы	10	4,5	0,5	неотапливаемый склад
б) сортовой и фасонный прокат	15	4,0	0,5	неотапливаемый склад
в) трубы	25	3,0	0,35	-"-
Метизы, в т.ч. электроды и крепежные изделия, т	60	3,5	0,25	-"-
Арматура, т
а) бронзовая	5	1,8	0,35	-"-
б) чугунная	20	1,2	0,40	-"-
в) стальная	75	1,2	0,40	-"-
Шарико-роликоподшипники, шт	2000	0,6	0,35	Отапливаемый склад
Инструмент разный	20	0,9	0,35	то же
Абразивы и техническое стекло	2	0,9	0,35	-"-
Строительные материалы
а) лесоматериалы и столярные изделия (для производственных нужд, ремонта оборудования и текущего ремонта зданий), м3	300	1,0	0,5	навес
б) стекло, м2	2500	1,0	0,65	то же
в) кирпич огнеупорный, т	500	1,8	0,4	-"-
г) шамотный порошок, м3	20	1,2	0,4	неотапливаемый склад
д) глина огнеупорная, т	15	1,2	0,5	то же
е) цемент в бумажной таре, т	100	1,5	0,5	-"-
ж) лакокрасочные материалы, т	15	0,8	0,5	отапливаемый склад
Электроматериалы, слаботочное оборудование и контрольно-измерительные приборы, т	30	0,3	0,45	то же
Кабельные изделия, т	15	0,4	0,4	неотапливаемый склад
Скобяные изделия, сантехническое и коммунальное оборудование, т	25	0,7	0,45	то же
Ремни приводные, резинотехнические изделия, т	16	0,5	0,5	подвал
Прокладочные, изоляционные и набивные материалы, т	15	0,4	0,4	отапливаемый склад
Технические материалы и мыло хозяйственное, т	5	1,0	0,65	неотапливаемый склад
Лабораторное оборудование и посуда, т	2	0,4	0,45	отапливаемый склад
Тара бумажная, т
а) бумага, картон, бумажные мешки	50	1,5	0,4	то же
б) пеньково-джутовые и вспомогательные материалы, т	3	0,3	0,3	неотапливаемый склад
Спецодежда и спецобувь
а) спецодежда, комплектов	2000	0,4	0,4	отапливаемый склад
б) спецобувь, пар	1000	0,3	0,4	то же
в) ткани, м	2000	0,4	0,4	отапливаемый склад
Газоперерабатывающее оборудование:
а) пучки теплообменной аппаратуры, запасные части и газоаппаратура, т	600	2,0	0,4	навес
б) форсунки печное литье, т	60	1,2	0,4	Неотапливаемый склад
в) резервуарное оборудование	30	1,0	0,4	навес
Теплосиловое оборудование: турбины приводные и запасные части к ним, котельное оборудование и запасные части к ним	20	0,4	0,5
Электрооборудование: электродвигатели, трансформаторы, аппараты высокого напряжения, эл. сварочное оборудование, т	150	0,4	0,5	навес, Неотапливаемый склад
Насосы, компрессоры, вентиляторы, запасные части к ним	200	0,75	0,5	то же
Механическое оборудование: станки, кузнечно-прессовое, литейное оборудование, аппаратура и инструмент для автогенной сварки	15	0,4	0,5	-"-
Подъемно- транспортное оборудование	30	0,4	0,5	навес, неотапливаемый склад
Противопожарное и прочее оборудование, т	5	1,0	0,4	-"-

Примечание: Нормы расчетных запасов материалов, приведенные в таблице 15, могут служить только для определения максимально-допустимых площадей материальных окладов без учета особенностей состава ГПЗ, но не для составления спецификаций хранимых материалов.

44.3. Коэффициент изменения запасов (К) в зависимости от мощности газоперерабатывающего завода (Е_х) следует принимать по табл. 16.

Таблица 16

Мощность Ех млрд. м3/год	1	2	5	10	15	30 и более
К	1,5	1,3	1,2	1,0	0,95	0,8

44.4. Минимальные площади складских помещений ГПЗ, перерабатывающей нефтяной газ, в зависимости от мощности завода должна быть не ниже приведенных в табл. 17.

Таблица 17

Тип склада	Мощность ГПЗ в млрд. м3/год
	1	2	3	4	5
Отапливаемый склад, м2	100	180	250	330	400

45. ФОНД ВРЕМЕНИ И РЕЖИМ РАБОТЫ РАБОЧИХ.
НОРМАТИВНАЯ ЧИСЛЕННОСТЬ ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ РАБОЧИХ, ИНЖЕНЕРНО- ТЕХНИЧЕСКИХ РАБОТНИКОВ И СЛУЖАЩИХ.

45.1. Ввиду непрерывности проведения технологического процесса на газоперерабатывающих заводах для основных технологических и части вспомогательных категорий рабочих, занятых на обслуживании технологического оборудования, принят сменный режим.

45.2. Организация круглосуточной работы обслуживающего персонала должна оформляться в виде графиков сменности.

45.3. Продолжительность смен при круглосуточной работе газоперерабатывающего завода следует применять равной 8 часам, а в случае, если в составе завода имеются установки сероочистки, получения серы и другие производства с вредными условиями труда - 6 часам.

45.4. Для обеспечения непрерывной работы производства с 8 часовым рабочим днем следует считать наиболее приемлемым четырехбригадный график, месячный фонд рабочего времени при этом составит 182,4 часа.

45.5. В производствах с 6-часовым рабочим днем следует считать наиболее приемлемым пятибригадный график, фонд рабочего времени при этом составит 36 часов в неделю, а общее количество отработанных в течении месяца часов одним рабочим должно составлять 152,5 часа.

45.6. В прерывных производствах, к которым относятся большинство вспомагательных, например, ремонтно-механическое, ремонтно-строительное, КиП и автоматики, монтажное и др., а также для ИТР и служащих следует принимать пятидневную рабочую неделю с двумя выходными днями.

45.7. При определении общей численности обслуживающего персонала газоперерабатывающего завода необходимо различать и списочный состав.

В списочный состав, помимо явочного, включается в резерв рабочих для замены в выходные дни, отсутствующих вследствие временной нетрудоспособности, находящихся в отпуске и т.д.

45.8. При определении численности и расстановки персонала ГПЗ, перерабатывающих нефтяной газ, необходимо руководствоваться следующими нормативными документами:

«Типовой структурой и нормативами численности ИТР и служащих газоперерабатывающих заводов нефтяной промышленности», Москва, ВНИИОЭНГ, 1983 г.;

"Нормативами численности ГПЗ нефтяной промышленности", Москва, ВНИИОЭНГ, 1976 г.;

"Нормативами численности рабочих газоперерабатывающей промышленности", Москва, ВНИИОЭНГ, 1982 г.

45.9. Определение профессионально-квалификационного состава работающих на заводе должно производится с учетом действующих приказов Министерств нефтяной и газовой промышленности.

45.10. При разработке автоматизированной систем управления (АСУ) численность персонала и структура предприятия должна быть увязана с проектом АСУ.

45.11. Режим труда и отдыха следует разрабатывать с учетом регламента обслуживания и степени вредности производства, продолжительность рабочей смены при этом устанавливается в соответствии с действующим "Списком производств, цехов, профессий и должностей с вредными условиями труда, работа в которых дает право на длительный отпуск и сокращенный рабочий день".

46. ОРГАНИЗАЦИЯ ТРУДА И СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЕМ.

46.1.1. Газоперерабатывающий завод рекомендуется рассматривать как самостоятельное предприятие с бесцеховой структурой управления для объектов переработки нефтяного газа, имеющих мощность не более 1 млрд. м³/год.

Объекты переработки природного газа мощностью более 1 млрд.м³/год в обоснованных случаях могут иметь иную структуру управления.

46.1.2. Схему организационной структуры управления ГПЗ нефтяной промышленности рекомендуется определять в соответствии с "Типовой структурой и нормативами инженерно-технических работников и служащих ГПЗ нефтяной промышленности", Москва, ВНИИОЭНГ, 1983 г.

46.1.3. При определении набора производственных функциональных служб следует учитывать единичную мощность принятого в проекте оборудования.

46.1.4. При разработке раздела проекта "Диспетчеризация ГПЗ" (Оперативное управление предприятием) рекомендуется руководствоваться следующим:

а) на ГПЗ может применятся как одноступенчатая, так и двухступенчатая система контроля и управления;

б) структура контроля и управления устанавливается в зависимости от количества производств, их мощности, размещения на площадке, а также от генеральной схемы развития предприятия в целом;

в) при наличии на ГПЗ одного производства, характеризующегося высокой территориальной совмещенностью установок, рекомендуется предусматривать одноступенчатую систему контроля и управления с организацией единого диспетчерского пункта ГПЗ;

е) при наличии на ГПЗ нескольких рассредоточенных по территории производств целесообразно применять двухступенчатую систему контроля и управления: на уровне производства - из диспетчерских производств, и на уровне завода - из центрального диспетчерского пункта завода.

46.1.5. Для ГПЗ, перерабатывающих нефтяной газ, как правило, принимать следующую структуру оперативного управления предприятием (диспетчеризации):

а) одноступенчатую - при отсутствии в составе ГПЗ территориально удаленных производств;

б) двухступенчатую (производство головной ГПЗ) при наличии в составе ГПЗ территориально удаленных производств.

46.2. Организация труда.

46.2.1. В разрабатываемых проектах должны быть решены вопросы научной организации труда, которые следует разрабатывать в соответствии с "Межотраслевыми требованиями по научной организации труда, производства и управления" утвержденным Госстроем СССР, ГКНТ СССР и Государственным Комитетом СССР по социальным вопросам и соответствующими отраслевыми требованиями, разработанными на их основе.

46.2.2. Разработка рекомендаций по организации и обслуживания рабочих мест должна базироваться на использовании действующих типовых проектах рабочих мест.

46.2.3. При разработке раздела "Организация труда" в основу должны быть положены следующие нормативные документы:

ГОСТ 19605-74;

"Типовой проект организации рабочего места оператора технологической установки", ЦНИИСГазпром; 1997 г.

"Типовой проект организации рабочего места машинистов технологических компрессоров с электроприводом", ЦНИИСГазпром, 1977 г.

"Типовой проект организации рабочего места машинистов технологических компрессоров (газомоторных)", Мингазпром, 1974 г.;

"Типовой проект организации рабочих мест вспомогательных профессий рабочих", ЦНИИСГазпром, 1975 г.;

"Типовые проект организации рабочих по расчету контрольно-измерительных приборов и средств автоматики", НИС "Союзнефтеавтоматика", 1977 г.;

"Положение о планово-предупредительном обслуживании и ремонте контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации, применяемых на газоперерабатывающих заводах НПО "Союзнефтегазопереработка".

47. СПЕЦИАЛИЗАЦИЯ И КООПЕРИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВА.

47.1. При проектировании газоперерабатывающих заводов должна обеспечиваться широкая кооперация объектов подсобно-вспомогательного назначения ГПЗ, инженерных сооружений и коммуникаций со строящихся и действующих в составе промышленного узла предприятиями и сооружениями.

Предпочтение следует отдавать внутрирайонному кооперированию.

47.2. Для ГПЗ, перерабатывающих нефтяной газ, должна иметь место кооперация объектов общезаводского хозяйства ГПЗ и центральных пунктов сбора (ЦПС) нефти и газа и, в первую очередь, в части водоснабжения, очистки и сброса промышленных и хозбытовых стоков, электро- тепло- и воздухоснабжения, лабораторного контроля, связи, ремонтного и складского хозяйства, хозбытовых и вспомогательных помещений.

47.3. По производительности газоперерабатывающие заводы, перерабатывающие нефтяной газ, должны проектироваться преимущественно технологическими линиями, мощностью 1,0 млрд. м³/год попутного нефтяного газа в соответствии со Схемой развития и размещения ГПЗ до 2000 года.

48. МАТЕРИАЛОЕМКОСТЬ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭНЕРГОЕМКОСТЬ ПРОДУКЦИИ

48.1. В разрабатываемых проектах ГПЗ должны быть приведены показатели их материалоемкости строительства и энергоемкости переработки газа в сравнении с аналогичными показателями ранее выполненных проектов или достигнутыми показателями на передовых и лучших зарубежных ГПЗ.

48.2. Под материалоемкостью строительства, проектируемого ГПЗ следует понимать удельный расход основных строительных материалов (стали, цемента, леса) на 1000 м³ переработанного газа.

48.3. Под энергоемкостью проектируемого ГПЗ следует понимать удельный расход топлива, электрической и тепловой энергии на 1000 м³ перерабатываемого газа при его эксплуатации.

48.4. Определение материалоемкости и энергоемкости производится в соответствии с действующими Методическими указаниями, и для ГПЗ, перерабатывающих нефтяной газ, в частности, в соответствии с "Методическими указаниями по определению материалоемкости и энергоемкости проектируемых газоперерабатывающих заводов", РД-39-02-583-81.

48.5. В качестве критерия оценки прогрессивности проектов в части их материалоемкости строительства и энергоемкости следует принимать разработанные и утвержденные в установленном порядке на планируемое и следующее за планированным пятилетие прогрессивные удельные показатели стоимости и материалоемкости на объекты строительства ГПЗ, и для ГПЗ, перерабатывающих нефтяной газ, в частности "Базовые (эталонные) показатели научно-технического прогресса объектов нефтяной промышленности (в газопереработке)", РД-39-32-871-6.

49. УРОВЕНЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

49.1. Основное оборудование технологических установок ГПЗ закладываемое в проекты должно выбираться с таким расчетом, чтобы его доремонтный ресурс обеспечивал  работу основных установок на непрерывном круглосуточном режиме по схеме основного технологического процесса в течение всего межремонтного пробега.

49.2. С целью повышения эффективности использования оборудования на стадии проектирования необходимо соблюдать следующие условия:

технологический уровень закладываемого в проекты оборудования должны отвечать требованиям научно-технического прогресса в газоперерабатывающей отрасли;

оборудование должно использоваться по назначению и там, где оно дает наибольший экономический эффект;

технологические схемы установок должны компоноваться так, чтобы максимально возможное количество оборудования находилось в работе и минимальное в резерве, ремонте и других простоях;

система  профилактики планово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования, предусматриваемая проектом, должна быть на достаточно высоком техническом уровне.

49.3. Уровень использования основного технологического оборудования должен быть не ниже 90%.

50. СЕБЕСТОИМОСТЬ ПРОДУКЦИИ

50.1. Себестоимость переработки газа следует определять путем составления сводной сметы эксплуатационных расходов по производству в расчете на годовой объем переработки.

50.2. За единицу мощности ГПЗ при проектировании в народно-хозяйственном учете и планировании приняты 1000 м³ газа (при Т=20°С, Р=760 мм. рт.ст.), поступающего на ГПЗ для переработки.

50.3. Стоимость нефтяного и природного газа, расходуемого на производство, следует определять по прейскуранту в 04-03 "Оптовые цены промышленности у предприятий на газ естественный, искусственный, нефтепереработки и продукты газоперерабатывающих заводов".

При этом из затрат на сырье необходимо вычитать стоимость газа, израсходованного на топливные нужды предприятия.

Стоимость энергии следует принимать по прейскуранту № 09-01 "Тарифы на тепловую и электрическую энергию, отпускаемою энергосистемами и электростанциями Министерства энергетики и электрофикации СССР", введенному с 1-ого января 1962 г. При определении затрат на вспомогательные материалы: реагенты, абсорбенты, катализаторы и т.д. следует исходить из установленных цен на эти материалы, предусмотренные действующими прейскурантами.

50.4. Затраты по заработной плате следует определять расчетным путем на основании штатных расписаний, должностных окладов, тарифных ставок, установленных соответствующими приказами Миннефтепрома Мингазпрома, а также районных коэффициентов к заработной плате и установленных для каждого предприятия размеров премии.

50.5. Для газоперерабатывающих заводов, перерабатывающих нефтяной газ  и широкую фракцию углеводородов, распределение эксплутационных затрат на получение отбензиненогого газа и на жидкую продукцию следует производить в зависимости от качества сырого газа в соответствии с табл. 18.

Таблица 18

Содержание в газе углеводородов С, г/м2	до 150	от 150 до 200	от 200 до 250	от 251 до 300	от 301 до 350	от 351 до 450
Доля затрат в %, относимых: на отбензиненный	85	80	78	73	70	65
на жидкую продукцию	15	20	22	27	30	35

50.6. Коэффициент пересчета себестоимости переработки нефтяного газа на ГПЗ действующих на 1-ом территориальном районе, к себестоимости переработки газа на ГПЗ в районах Западной Сибири следует равным 1,2.

51. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ТРУДА

51.1. Производительность труда в денежном выражении необходимо определять как среднегодовую выработку товарной продукции в оптовых ценах предприятий в расчете на работника промышленно-производственного персонала . Для газоперерабатывающей подотрасли этот показатель на перспективу должен быть на уровне 100.

51.2. Производительность труда в натуральном выражении необходимо определять как отношение суммарного количества перерабатываемого газа к среднесписочной промышленно-производственного персонала . Для газоперерабатывающей подотрасли на перспективу этот показатель должен быть на уровне 4000.

ПРИНЯТЫЕ В ТЕКСТЕ СОКРАЩЕНИЯ

АБП - агрегаты бесперебойного питания

АВС - аппарат воздушного охлаждения

АВР - автоматическое включение резерва

АГП - автоматическое гашение поля

АРВ - автоматическое регулирование возбуждения

АСУ - автоматизированная система управления

АСУ ТП- автоматизированная система управления технологическим процессом

АСВТ - агрегатная система вычислительной техники

АТС - автоматическая телефонная станция

АУП - административно-управленческий персонал

ВНИИВЗ - Всесоюзный научно-исследовательский институт взрывозащитного оборудования

ВНПО - всесоюзное научно-промышленное объединение

ВНТП - ведомственные нормы технологического проектирования

ВНИИГаз - Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов

ВНИИОЭНГ - Всесоюзный научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности.

ВСН - ведомственные строительные нормы

ВЧ - высокочастотная

ВЦСПС - Всесоюзный центральный совет профессиональных союзов

ВЦ - вычислительный центр

ГМК - газомоторный компрессор

ГПИ - государственный проектный институт

ГПА - газоперерабатывающий агрегат

ГПП - главная понизительная станция

Госкомгидромет - Государственный комитет СССР по гидрометеорологии и охране природной среды

ГСП - государственная система приборов

ГКНТ - Государственный комитет СССР по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору

ГСС - газоспасательная станция

ГПЗ - газоперерабатывающий завод

ГУПО - Главное управление пожарной охраны

ДВК - довзрывная концентрация

ДЭА - диэтиленгликоль

ДРЛ - дуговая ртутная лампа

ИТР - инженерно-тенические работники

КБ - конструкторское бюро

КиПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика

КТС - комплекс технических средств

КТП - комплексная трансформаторная подстанция

ЛВЖ - легковоспламеняющаяся жидкость

ЛЭП - линия электропередачи

МВД - Министерство внутренних дел

МЭА - моноэтаноламин

МОП - младший обслуживающий персонал

НИИСФ - научно-исследовательский институт строительной физики

НСИ - нормативно-справочная информация

НИИ - научно- исследовательский институт

НТА - низкотемпературная абсорбция

НТД - нормативный технический документ

НТК - низкотемпературная конденсация

НТП - нормы технологического проектирования

ОНТП - общесоюзные нормы технологического проектирования

ОРММ - общеотраслевой руководящий технологический материал

ПБВХП-74 - правила безопасности во взрывоопасных и взрывопожарных химических и нефтехимических производствах

ПВК - приточно-вытяжная камера

ПДК - предельно допустимая концентрация

ПУ - помещение управления

ППР – планово-предупредительный ремонт

ПЭУ - правила устройства электроустановок

РД - руководящий документ

РМОТ - рабочие места операторов-технологов

РОУ - редукционно-охладительная установка

РП - распределительный пункт

РУ - распределительное устройство

СМ ЭВМ - серия малых электронно-вычислительных машин

СУГ - сниженный углеводородный газ

ТП - трансформаторная подстанция

ТПК - территориально-промышленный комплекс

ТЭП - технико-экономические показатели

ТЭР - топливно-энергетические ресурсы

ТЭЦ - теплоэнергетическая централь

УВК- управляющий вычислительный комплекс

УКВ - ультракороткие волны

УСО - устройство связи с объектом

ЦКБН - Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры

ЦНИИСГазпром - Центральная нормативно-исследовательская станция газовой промышленности

ЦНИИКА - Центральный научно-исследовательский институт автоматики

ШФЛУ - широкая фракция углеводородов

ЩЦУ - щит станция управления

ПЕРЕЧЕНЬ ИЗМЕНЕНИЙ И ДОПОЛНЕНИЙ К НОРМАМ

СОДЕРЖАНИЕ