Требования к технологическому оборудованию газовых и газоконденсатных скважин, газосборных сетей

 

  Главная       Учебники - Газпром      Р Газпром 2-2.1-579-2011

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3   ..

 

 

 

 

  1. Требования к технологическому оборудованию газовых и газоконденсатных скважин, газосборных сетей, установок комплексной подготовки газа и дожимных компрессорных станций

    1. Общие требования к технологическому оборудованию

      1. Технологическое оборудование основного и вспомогательного производственного назначения и энергообеспечения газовых и газоконденсатных скважин, ГСС, УКПГ и ДКС ГП в соответствии с требованиями Справочника [2] должно обеспечивать:

        • круглосуточный режим работы с поддержкой выполнения полного объема информационных, вычислительных, управляющих и диагностических функций;

        • высокую надежность, в том числе за счет резервирования наиболее ответственного оборудования;

        • поддержку автоматического контроля достоверности информации, обнаружения отказов оборудования и защиту от несанкционированного вмешательства и ошибочных действий персонала;

        • уровни безопасности и надежности, позволяющие отказаться от постоянного присутствия обслуживающего персонала на технологическом объекте;

        • необходимую и достаточную степень автоматизации для минимизации роли и численности оперативного персонала, включая возможность удаленного управления объектами добычи газа.

          Главные объекты основного и вспомогательного производственного назначения, а также энергообеспечения, необходимые для осуществления добычи газа и газового конденсата, предварительной их подготовки и подачи в магистральный газопровод, приведены в таблице 1.


           

          Та б л и ц а 1 – Главные объекты основного и вспомогательного производственного назначения газового промысла


           

          Объекты основного производственного назначения

          Объекты вспомогательного назначения и энергообеспечения

          Эксплуатационные скважины (кусты скважин), включая контрольные и наблюдательные

          Газосборные коллекторы и сети

          Пункт переключающей аппаратуры (входных шлейфов) Установки предварительной или комплексной подготовки газа, включая:

          Дожимная компрессорная станция, включая:


           

          По УКПГ и ДКС

          Цех регенерации сорбента

          Установка распределения ингибитора гидратообразования

          Установка регенерации метанола Установка приготовления

          и распределения ингибитора гидратообразования Установки электро-, теплои водоснабжения

          Узел редуцирования газа на собственные нужды Станции электрохимзащиты Система вентиляции

          Блок питания исполнительных электрических, пневматических и гидравлических механизмов Установка пожаротушения

          и сигнализации Склад ГСМ

          Склад химреагентов Котельная

          Канализационная установка и т.д.

          • манифольдные узлы и первичные сепараторы природного газа;

          • АВО газа;

          • цех абсорбционной или адсорбционной осушки газа;

          • цех низкотемпературной сепарации газа;

          • узел хозрасчетного замера газа, газового конденсата;

          • узел отключающих кранов;

          • цех регенерации сорбентов (ДЭГ, ТЭГ и др.);

          • установку распределения ингибитора гидратообразования (метанол, гликоль);

          • факельное хозяйство

          • цех первичной сепарации газа;

          • компрессорный цех;

          • газоперекачивающие агрегаты;

          • АВО газа;

          • установку подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

          • маслохозяйство;

          • внутриплощадочные коммуникации


           

      2. В компоновках технологических схем и оборудования следует предусмотреть:

        • дублирование работы наиболее ответственных узлов с возможностью автоматического перехода с основного на резервный узел, обеспечивающее надежное, безаварийное функционирование технологического процесса;

        • реализацию всех функций контроля, регулирования и управления с сохранением информации в базе данных;

        • применение оборудования, контрольно-измерительных приборов, ЗРУ и ИМ, локальных систем автоматического регулирования и защиты с унифицированными электрическими входными и выходными сигналами, которые рекомендованы к указанным условиям эксплуатации и обеспечивают прямое подключение к аппаратным средствам в системе АСУ ТП.

      3. Компоновки технологических схем и оборудования должны быть рассчитаны на возможность продолжения штатной технологической операции при единичном отказе исполнительного механизма (включая канал выдачи команд) на требование «включить-выключить» и/или «открыть-закрыть». Конструкцией оборудования должна быть обеспечена необходимая точность для измерения рабочих параметров внутри корпусов оборудования (уровень, температура, давление, расход и т.д.).

      4. Процесс сепарации газа должен обеспечивать отделение от газа сконденсированной жидкой фазы, твердых включений или механических примесей. Эффективность процесса сепарации, являющегося основным (головным) процессом на установках подготовки газа к транспорту, должна быть достаточной для качественной дальнейшей подготовки товарного газа, повышения надежности и срока службы основных аппаратов установок подготовки газа.

      5. Технологическое оборудование и технологические схемы должны предусматривать дистанционный контроль и управление объектом, возможность автоматизации всех штатных технологических операций (пуск, останов, изменение режима, регулирование, аварийное отключение и т.д.).

      6. Технологическое оборудование и технологические схемы должны обеспечивать возможность реализации объемов автоматизации объектов основного и вспомогательного производственного назначения и объектов энергообеспечения, предусматриваемых проектами обустройства, в том числе реализацию в полном объеме функций АСУ ТП ГП – согласно действующим нормам.

      7. Очередность ввода объектов ГП (УКПГ, ДКС – первая очередь, ДКС – вторая очередь) в эксплуатацию и интеграция технологического оборудования и систем АСУ ТП ГП на протяжении всего жизненного цикла месторождения определяются утвержденным проектом и изменениями к проекту разработки месторождения.

      8. Технологическое оборудование с унифицированными открытыми стандартными протоколами обмена, электрическими входными и выходными сигналами должно быть совместимым с типовыми системами управления и защиты.

      9. Объемы технического обслуживания оборудования, средств измерений, аппаратных средств и т.д. должны предусматривать метрологическую аттестацию, калибровку и поверку.

        Выбор типов средств измерений и регулирования ТП должен обеспечивать поддержание заданных технологических параметров в соответствии с требованиями к качеству выполнения и реализации функций. При выборе типов средств измерений необходимо учитывать длительность межповерочного интервала, наличие функции самодиагностики технического состояния, периодичность и объем работ по техническому обслуживанию.

        1. Пределы основной приведенной погрешности измерения параметров (без учета погрешности датчиков) должны быть не более:

          • по каналу измерения температуры – 0,2 %;

          • по каналу измерения давления – 0,2 %;

          • по остальным аналоговым сигналам – 0,2 %, если иное не предусмотрено эксплуатационной документацией.

        2. Пределы допускаемых приведенных основных погрешностей измерения параметров работы технологического оборудования (с учетом погрешности датчиков) должны быть не хуже следующих значений:

  • по каналу измерения параметра токовым аналоговым сигналом ±0,5 %;

  • по каналу измерения параметра при помощи термопары ±0,5 %;

  • по цифровым сигналам – единица младшего разряда, если иное не предусмотрено эксплуатационной документацией.

        1. ИМ, участвующие в штатных технологических операциях, как правило, должны иметь ручной и дистанционно-управляемый привод с индикацией положения запорной арматуры по месту.

        2. Для интегрированной системы автоматизации должно быть предусмотрено применение специальных алгоритмов блокировки и перестановки исполнительных механизмов, отвечающих за запуск технологических операций и обеспечивающих безопасность объектов по установленному циклу эксплуатации, включая комплексные алгоритмы управления скважинами, ГСС, ДКС, УКПГ.

        3. Конструкция приводов ИМ, участвующих в защитах, должна быть выбрана таким образом, чтобы при отключении штатного электропитания исполнительные механизмы занимали положение, соответствующее безопасному состоянию установок. Проектом обустройства месторождения должен быть предусмотрен источник резервного питания для приведения исполнительных механизмов в штатный режим работы.

      1. Требования к технологическому оборудованию эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин

        1. В составе устьевого оборудования скважин следует предусмотреть ЗРУ и пульт управления клапанами-отсекателями – в соответствии с положениями СТО Газпром 2-3.2-168 и СТО Газпром 2-3.3-445.

        2. В обвязку скважин, приведенную в приложении А, рекомендуется включать устьевое оборудование (ФА, блок регулирования и измерения режимов работы, модуль управления устьевым оборудованием):

  • фонтанная арматура с электроприводной запорной арматурой, с алгоритмами дистанционного пуска (останова) отдельных скважин и КГС;

  • штуцеры, термокарманы, шаровые краны для подключения датчиков давления в составе ФА и (или) на трубопроводе-шлейфе;

  • контрольно-измерительные приборы на буферном фланце ФА (давление, температура), в затрубном пространстве (давление), на трубопроводе-шлейфе (расход газа, давление, температура, индикация выноса песка и жидкости);

  • факельное устройство с автоматической и дистанционной системой розжига для продувки скважин;

  • запорно-регулирующая арматура для подачи ингибитора гидратообразования на забой скважины и в наземные трубопроводы-шлейфы.

        1. Требование на проектирование устьевого оборудования Устьевое оборудование должно обеспечивать:

  • дистанционное и местное управление режимом работы скважины;

  • доступ к оборудованию ФА;

  • прекращение подачи газа из скважины при возникновении аварий и нештатных ситуаций;

  • замер параметров эксплуатации по 4.2.2;

  • управление расходом газа, добываемого из скважины;

  • ввод ингибитора гидратообразования в скважину, блок регулирования и замера потока перед дросселем.

        1. По способу управления ФА должна обеспечивать ручной, автоматический и дистанционный режимы. На каждом рабочем шлейфе устья скважины рекомендуется устанавливать не менее одной автоматической и ручной задвижки.

        2. При проектировании обвязки устья скважин рекомендуется предусмотреть осуществление операций обслуживания и ремонта устьевого оборудования при его замерзании, обледенении, загидрачивании и т.д., а также обеспечение своевременной диагностики, наладки и профилактической поверки состояния узлов и автоматизированных модулей независимо от времени года.

      1. Требования к технологическому оборудованию газосборной сети

        1. Технологические схемы ГСС в соответствии с требованиями СТО Газпром НТП 1.8-001, СТО Газпром 2-2.1-383 и СТО Газпром 2-3.5-454 должны обеспечивать:

  • удобство, оперативность управления и регулирования потоками газа по внутрипромысловым трубопроводам, включая ручное или автоматизированное управление с пульта оператора;

  • наличие обустроенных площадок, подъездных путей и оптимальных маршрутов объезда, обслуживания, а также специальных площадок для выполнения ремонтных работ.

        1. В точках объединения нескольких шлейфов в один коллектор должны быть предусмотрены контрольно-измерительные приборы местного и дистанционного контроля давления и температуры.

        2. Технологические схемы и технологическое оборудование ГСС в соответствии с требованиями СНиП 42-01-2002 [3] должны предусматривать:

  • применение запорной арматуры с дистанционным управлением, позволяющим отключать отдельные участки трубопровода при аварийных ситуациях;

  • наличие продувочных узлов ввода-вывода очистных поршней для ликвидации жидкостных и глино-песчаных пробок;

  • возможность подачи ингибитора в точки коллектирования, на участки регулирования и открытия (закрытия) кранов для ликвидации гидратных пробок;

  • управление потоками от устья скважин до УКПГ, включая управление потоками для освоения газом скважин при ремонте.

      1. Трубопроводы (шлейфы, коллекторы) системы сбора газа, подключенные к коллекторам входных газовых сепараторов, должны обеспечивать расслоенную структуру течения газа и жидкости, обеспечивающую устойчивую работу указанных выше устройств, предотвращающих залповые поступления жидкости в газовые сепараторы.

    1. Требования к технологическому оборудованию установок комплексной подготовки газа

      1. Требования к оборудованию УКПГ, вытекающие из необходимости качества подготовки газа, объема контроля и управления, определяются обязательным перечнем в техническом проекте ГП, а также в соответствии с положениями СТО Газпром 2-4.1-212, СТО Газпром 2-2.2-457.

        1. Требования к установкам, аппаратам, сепараторам и другим емкостям, точкам и линиям измерения

          Конструкция аппаратов, сепараторов и других емкостей должна обеспечивать их проектные производительные характеристики и возможность реализации заданного объема контроля параметров проходящих в них процессов с заданной точностью (типовые технологические схемы подготовки газа к транспорту приведены в приложениях Б–Д).

          При позиционном регулировании уровня УГВС в аппарате или емкости их конструкция должна обеспечивать возможность установки дискретных сигнализаторов уровня среды без потери герметичности сосуда во всем диапазоне давлений и температур внутри.

          Во всех случаях регулирования (нормирования) уровня в аппарате или емкости технологические и конструктивные решения должны обеспечивать слив жидкости из сосуда с максимальной производительностью, определяемой проектными показателями.

          При измерении (в том числе и для целей регулирования) уровня методом перепада давления и наличии нескольких диапазонов измерения в сосудах должны быть конструктивно предусмотрены отборы проб для каждого из диапазонов.

          При использовании измерения одного параметра для целей индикации, регулирования и защиты должны быть проложены индивидуальные импульсные линии и установлены индивидуальные датчики для каждой из целей применения. Допускается физическое совмещение в одном измерительном канале функций измерения и сигнализации.

          В качестве эффективности сепарационных установок целесообразно применять используемые в фильтрационной технике показатели концентрации в газе отсепарированной жидкости и твердых примесей. Для газовых сепараторов на установках подготовки газа к транспорту эффективность сепарации должна быть не ниже 98,5 %, а концентрация жидкости в выходящем из сепаратора газовом потоке не должна превышать 5 г/тыс. ст. м3. Эффективность фильтрации механических примесей из потока природного газа должна составлять:

          • для твердых частиц размерами более 10 мкм эффективность сепарации должна быть 100 % (наличие мехпримесей указанной фракции в выходящем из сепаратора газовом потоке не допускается);

          • для твердых частиц размерами более 0,30 мкм эффективность сепарации должна быть не менее 99,99 % (концентрация мехпримесей указанной фракции не должна превышать 1 г/тыс. ст. м3).

          Оборудование, работающее под давлением (сепараторы, адсорберы, абсорберы, детандеры и др.), должно иметь надежность, технически и экономически достижимую в соответствии эксплуатационной документацией и ГОСТ 12.2.085.

          Требования к оборудованию должны предусматривать безотказную наработку не менее 8500 ч, если иное не предусмотрено эксплуатационной документацией. Срок службы (включая вспомогательное оборудование) должен составлять не менее 30 лет, если иное не предусмотрено эксплуатационной документацией. Для эксплуатации ГП необходимо рассмотреть варианты НТС с применением ТДА или эжекторов, ДКС с возможностью размещения оборудования в индивидуальных или совмещенных укрытиях ангарного типа. При проектировании ГП рекомендуется предусматривать применение газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом, «сухими» газодинамическими уплотнениями и с нагнетателями, оснащенными системой магнитного подвеса.

          Надежность оборудования, работающего при пониженных давлениях (теплообменники, дегазаторы, разделители, фильтры, емкостное оборудование, АВО), в эксплуатационных условиях должна соответствовать проектным показателям и быть не ниже нормируемых ГОСТ Р 51364:

          • наработка на отказ – не менее 15000 ч;

          • ресурс до капитального ремонта – не менее 50000 ч;

          • срок службы – не менее 20 лет (для некоррозионно-опасных сред) с возможностью дальнейшего продления, если иное не предусмотрено эксплуатационной документацией.

          Конструкции трубчатых печей и огневых испарителей должны обеспечивать поддержание их теплового КПД не ниже 70 % при использовании в качестве топлива кондиционного товарного газа горючего природного (далее – газ) (с учетом поддержания температуры уходящих газов на уровне, обеспечивающем необходимую тягу дымовой трубы в экстремально жаркие дни).

        2. Требования к арматуре

          Запорная и регулирующая арматура аппаратов, блоков и комплектных установок, применяемая последовательно или параллельно, должна иметь дистанционные указатели положения и быть укомплектована в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.063, ОСТ 26.260.18, СТО Газпром 2-4.1-212, а также снабжена технической документацией и нормативными документами, в том числе по СТО Газпром 2-3.5-138.

          Арматурные блоки в технологической обвязке скважин, байпасные линии в обвязке сепараторов и в блоке редуцирования УППГ оборудуются запорно-регулирующей арматурой с электроприводом для осуществления пуска (остановки) оборудования, переключения на резервное оборудование в случае его неисправности с пульта оператора или в автоматическом режиме.

          Краны, задвижки и регуляторы, принимающие участие в штатных технологических операциях, должны иметь интеллектуальный электрический привод с дополнительным электрообогревом, сигнализацией положения исполнительных механизмов. Комплектация оборудования производится с учетом климатических условий и особенностей его эксплуатации.

          Присоединительные размеры для клапанов, запорных органов, регулирующих органов и затворов обратных выполняются по ГОСТ 3326; для задвижек – по ГОСТ 3706; для кранов конусных – по ГОСТ 14187; для клапанов предохранительных – по ГОСТ 12.2.085, регулирующих и регуляторов давления – по ГОСТ 16587; для кранов шаровых и затворов дисковых – по ГОСТ 28908; для кранов шаровых стальных фланцевых – по ГОСТ 28343, а также в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-4.1-212.

          Количественные значения показателей надежности кранов, задвижек, клапанов и др. определяются соответствующими ТУ на изделия и должны соответствовать следующим требованиям:

          • срок службы – не менее 40 лет (срок службы арматуры должен быть не менее срока службы трубопровода, на котором она устанавливается);

          • ресурс – не менее 320000 ч или (3000 циклов);

          • вероятность безотказной работы – не менее 0,95 за назначенный ресурс;

          • коэффициент оперативной готовности в течение назначенного ресурса для линейной части магистральных газопроводов – не менее 0,9999;

          • назначенный срок службы – не менее 30 лет, если иное не предусмотрено эксплуатационной документацией.

            Выбор типа и номинального диаметра регулирующего клапана проводится в соответствии с требованиями к его максимальной расчетной пропускной способности и необходимостью обеспечения заданных условий регулирования. Максимальная расчетная пропускная способность обеспечивается при степени открытия клапана не более чем на 80 %. Во избежание возникновения вибрации присоединительных трубопроводов и для устойчивой работы регулирующих клапанов при расчетах следует не допускать скоростей газа на выходе из клапана более 0,3 числа Маха.

            Система управления регулирующими клапанами должна обеспечивать точность поддержания давления с отклонением менее 0,5 %, чувствительность регулирования по давлению с отклонением менее 0,2 %, время реагирования на управляющий сигнал – не более 0,2 с. Регулирующие клапаны узлов редуцирования газа на перемычках между газопроводами и газопроводах-отводах должны обеспечивать следующие способы управления:

          • автоматический (с возможностью дистанционного изменения установки давления (расхода) после клапана);

          • ручным дублером (для аварийного управления клапаном).

          Количественные значения показателей надежности и назначенных показателей регулирующих клапанов определяются ТУ на клапаны и должны удовлетворять следующим требованиям:

          а) срок службы – не менее 40 лет (срок службы клапана соответствует сроку службы трубопровода, на котором устанавливается клапан);

          б) ресурс работы – не менее 240000 ч;

          в) назначенный срок службы – не менее 30 лет; г) назначенный ресурс – 240000 ч;

          д) вероятность безотказной работы – не менее 0,95 за назначенный ресурс, если иное не предусмотрено эксплуатационной документацией;

          е) начало открытия запирающего элемента обеспечивается при дифференциальном давлении газа на нем не более 0,01 МПа в положении, соответствующем установке арматуры на горизонтальном трубопроводе, и не более 0,03 МПа – в положении, соответствующем установке на вертикальном трубопроводе, при скорости потока газа, близкой к нулю, для фазы открытия затвора, обратного потери давления на затворе, при скорости потока в диапазоне от 0,7 до 3,0 м/с – не более 0,02 МПа;

          ж) закрытие запирающего элемента происходит автоматически при изменении направления потока газа (снижении скорости технологического потока газа до нуля); время закрытия, исчисляемое от момента начала движения обратного потока рабочей среды до полного закрытия, – в соответствии с ТУ на клапаны (затворы), согласованными ОАО «Газпром», должно удовлетворять следующим требованиям:

          1. срок службы до списания – не менее 40 лет (срок службы клапана (затвора) соответствует сроку службы трубопровода, на котором устанавливается клапан (затвор));

          2. ресурс работы – не менее 240000 ч (3000 циклов);

          3. назначенный срок службы – не менее 30 лет;

          4. назначенный ресурс – 3000 циклов;

          5. вероятность безотказной работы – не менее 0,95 за назначенный ресурс.

          Предохранительные клапаны выбирают так, чтобы их пропускная способность при параметрах эксплуатации не превышала более чем на 40 % аварийный расход, который они должны сбросить.

          При установке группы предохранительных устройств и запорной арматуры перед (за) ними предусматривают блокировку, исключающую возможность одновременного отключения предохранительных устройств. Блокировку выполняют таким образом, чтобы при любом предусмотренном проектом варианте отключения клапанов остающиеся включенными предохранительные устройства имели суммарную пропускную способность.

          Количественные значения показателей надежности и технических характеристик предохранительных клапанов определяются ТУ, согласованными ОАО «Газпром», и должны удовлетворять следующим требованиям:

          • срок службы – не менее 30 лет;

          • срок службы клапана должен соответствовать сроку службы оборудования (агрегата), на котором устанавливается клапан;

          • ресурс работы – не менее 240000 ч (1500 циклов);

          • назначенный срок службы – 20 лет;

          • назначенный ресурс – 1000 циклов;


           

          числе:

          • вероятность безотказной работы – не менее 0,95 за назначенный ресурс;

          • коэффициент оперативной готовности – не менее 0,9999 за назначенный ресурс. Система управления приводом обеспечивает дистанционное и местное управление, в том


             

          • закрытие и открытие арматуры, остановку запорного устройства в любом промежу-

            точном положении с пульта дистанционного и местного управления;

            • автоматическое размыкание электрической цепи путевыми выключателями при достижении запорным устройством крайних положений;

            • исключение самопроизвольного перемещения запорного устройства под влиянием рабочей среды.

              При наличии автоматизированной регулирующей арматуры последовательно с ней должно устанавливаться не менее одной единицы запорной арматуры с ручным приводом.

              Использование запорной арматуры для целей регулирования допустимо только для позиционных регуляторов.

              Наличие указателей положения запорного органа на ручной регулирующей арматуре является обязательным.

              На общей линии каждого из материальных потоков должно быть установлено не менее одной единицы приводной запорной арматуры.

              На приводной запорной арматуре обязательна индикация факта закрытия с определенным моментом усилия. Запорная арматура должна быть снабжена конечными выключателями.

        3. При выборе технологического оборудования (насосы, запорно-регулирующая арматура, сепараторы, емкости и др.) необходимо предусматривать возможность его эксплуатации в автоматическом или автоматизированном режимах с диагностированием фактического технического состояния. Для наиболее ответственного технологического оборудования, влияющего на надежность технологического процесса, необходимо предусмотреть резервирование (насосов, исполнительных устройств и т.д.).

        4. Требования к насосным агрегатам и установкам

          Технологические решения должны предусматривать обеспечение минимально допустимого давления на всасе насосов за счет гидростатического столба перекачиваемой жидкости.

          Для группы насосов обязательным является наличие напорного коллектора и измерения давления в нем.

          Для насосов, качающих жидкость из емкостей, обязательным является наличие защиты по нижнему уровню жидкости в емкости для предотвращения срыва потока и кавитации.

          При невозможности установить защиту по уровню жидкости необходимо устанавливать защиту по минимальному давлению на всасе насоса.

          Обязательным является наличие защиты по максимальному давлению на выходе насоса, установка которого вычисляется по допустимому давлению как насоса, так и трубопровода.

        5. Для минимизации затрат на подготовку газа должна быть определена наиболее рациональная схема подготовки газа на УКПГ, которая обеспечивает оптимальный выбор технологии и состав технологического оборудования. На УКПГ производится окончательная очистка газа от механических примесей и капельной жидкости. Для предотвращения гидратообразования должна быть смонтирована насосная метанола, которая предназначена для его подачи на кусты газовых скважин (в затрубное пространство скважин, перед регулятором расхода на выкидных линиях, а также в факельную линию), в сепараторы и на участки межпромыслового трубопровода.

      1. Требования к оборудованию, определенные необходимостью реализации объема защит, блокировок и сигнализации

        Конструкция аппаратов и емкостей, работающих под давлением, должна быть рассчитана на возможные при аварийном останове перепады давления и температуры. Сепарационное оборудование поставляется отдельными блоками полной заводской готовности с техническими средствами контроля, измерения, регулирования и управления технологическими процессами.

        Алгоритмы защиты при реализации технологических операций не должны допускать возникновения гидравлических ударов в аппаратах, емкостях и трубопроводах.

        Должен быть обеспечен приоритет команд защиты над командами штатного управления, т.е. при возникновении локальных неисправностей включается алгоритм аварийной защиты. Неисправность приводов, отсечных клапанов, предохранительной арматуры или исчезновение подачи энергии должны приводить к срабатыванию соответствующих алгоритмов защиты.

        Не допускается использование интеллектуальных приводов и защит приводов отсечных клапанов и предохранительной арматуры, задействованной в защитных системах (например, в системе пожаротушения), если их действие может привести к прекращению выполнения команды согласно комплексным алгоритмам безопасности.

        Если на линиях сброса на факелы и свечи имеется ручная арматура, каждая ее единица должна иметь дистанционные и местные указатели положения. Факельная система включает в себя факельную систему высокого давления, факельную систему низкого давления, приборы измерения количества сжигаемых углеводородных сред.

      2. Электроснабжение компрессорных станций, объектов подготовки газа к транспорту должно быть выполнено в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051 (пункт 7.11).

    1. Требования к технологическому оборудованию дожимных компрессорных станций

      1. При проектировании и комплектации технологического оборудования ДКС следует руководствоваться СТО Газпром 2-2.1-383, СТО Газпром 2-3.5-051, СТО Газпром 2-3.5-138, СТО Газпром 2-3.5-230, СТО Газпром 2-3.5-454, ВРД 39-1.8-055-2002 [4].

      2. Компрессорное оборудование объектов добычи газа должно обеспечивать надежность, технически и экономически достижимую на современном этапе развития техники, и предусматривать его комплектацию с возможностью проведения автоматизированной диагностики технологического оборудования и программно-технических средств – в соответствии с ГОСТ 28775 и СТО Газпром 2-3.5-138:

          • средняя наработка на отказ ГПА с газотурбинным приводом – не менее 3500 ч;

          • полный средний ресурс ГПА – не менее 100000 ч;

          • полный расчетный ресурс ГПА – не менее 200000 ч;

          • срок службы ГПА (включая вспомогательное оборудование) – не менее 20 лет.

      3. Компрессорное оборудование объектов добычи газа, в первую очередь ГПА с газотурбинным приводом, должно иметь тепловую экономичность не ниже требуемой ГОСТ 28775 и СТО Газпром 2-3.5-138.

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3   ..