Трубопроводы технологического газа

7.6.1 Конструктивное исполнение трубопроводов технологического газа КЦ (входные и выходные шлейфы, коллекторы, обвязка установок очистки и охлаждения газа, обвязка нагнетателей, межцеховые перемычки) должно обеспечивать безопасность эксплуатации с учетом статических и динамических нагрузок, возникающих в процессе эксплуатации в пределах, допускаемых проектной и нормативно-технической документацией.

7.6.2 Работоспособность трубопроводов технологического газа (включая запорно-регулирующую арматуру, изоляцию и другие устройства) между ГПА и установкой охлаждения должна быть обеспечена при максимальных расчетных температурах газа, в том числе, на пусковых режимах ГПА.

В необходимых случаях в соответствии с заданием на проектирование должна быть предусмотрена возможность увеличения температуры газа в процессе планируемого жизненного цикла использования КЦ.

7.6.3 Конструкция подземных трубопроводов должна обеспечивать их осушку после гидроиспытаний.

7.6.4 В проектах многоцеховых (два и более цехов с одинаковым рабочим давлением) КС должны быть предусмотрены межцеховые перемычки на коллекторах после установки очистки газа и перед установкой охлаждения (АВО) газа с двумя разделительными кранами с дистанционно управляемым приводом и сбросными трубопроводами между ними. Разделительные краны должны автоматически закрываться при аварийном отключении любого из соединенных КЦ.

7.6.5 На крышках технологических люков входных и выходных трубопроводов обвязки нагнетателя должны быть предусмотрены мероприятия для гашения пульсаций потока.

7.6.6 Расстояние между фланцами последовательно установленной запорно-регулирующей арматуры должно быть не менее диаметра соединяющего ее трубопровода.

7.6.7 На режимах запуска и остановки ГПА скорости потока газа в линии рециркуляции не должны превышать 50 м/с.

7.6.8 При скоростях потока газа в кольцевых коллекторах от 11 м/с и более рекомендуется предусматривать перемычки между противоположными сторонами коллектора.

7.6.9 Опорная система надземных трубопроводов должна обеспечивать:

- компенсацию весовых нагрузок, в том числе, в процессе гидроиспытаний трубопроводов;

- компенсацию изменения высотного положения трубопроводов;

- снижение нагрузок на нагнетатель;

- компенсацию тепловых деформаций трубопровода;

- работу системы электрохимзащиты.

7.6.10 Между опорными конструкциями опор и телом трубы должна предусматриваться установка прокладок, обеспечивающих электрическую изоляцию трубопроводов и низкий коэффициент трения.

7.6.11 Конструкция и установка разгрузочных опор должны обеспечивать уровень нагрузок (усилий и моментов) на фланцы нагнетателя, допускаемых техническими условиями и уровень напряжений в трубопроводах, соответствующий нормативной документации.

7.6.12 Дистанционно управляемую запорную арматуру рекомендуется оснащать приводами, обеспечивающими нормальное положение «закрыто»/«открыто» в обесточенном состоянии блоков управления.

7.6.13 Продувочные линии трубопроводов технологического газа рекомендуется оснащать шаровыми кранами.

7.6.14 Давление гидравлических испытаний дренажных линий, продувочных и сбросных свечей должно приниматься равным давлению гидравлических испытаний соответствующих основных трубопроводов и оборудования. Давление гидроиспытаний трубопроводов сброса газа с предохранительных клапанов должно приниматься с учетом

расчетного давления выходного фланца соответствующего предохранительного клапана.

7.6.15 Для надземных трубопроводов должно предусматриваться защитное покрытие, обеспечивающее:

- теплозащиту (при необходимости);

- коррозионную защиту;

- виброшумоглушение (при необходимости).

7.6.16 Проекты трубопроводных обвязок КЦ должны в установленном порядке подвергаться экспертизе на статическую и динамическую прочности.

7.6.17 При проектировании газовой обвязки КЦ должна предусматриваться возможность проведения специальными средствами периодического контроля и диагностики технического состояния трубопроводов, оборудования и фундаментов.

7.6.18 На площадке КЦ должна быть предусмотрена установка геодезических реперов, а на подземных газопроводах «высокой стороны» КЦ – стационарных геодезических марок.

7.6.19 Потери давления газа в трубопроводах и оборудовании КЦ следует рассчитывать: в трубопроводной обвязке – по проектным геометрическим характеристикам; в оборудовании – по техническим характеристикам изготовителей оборудования.

Потери давления газа (между точками на выходе ГПА и около крана № 20), как правило, не должны превышать величин, приведенных в таблице 7.1

Таблица 7.1 – Потери давления газа в трубопроводах и оборудовании КЦ

Рабочее давление (избыточное), МПа	Потери давления газа, МПа
на входе КЦ	на выходе КЦ
при одноступенчатой очистке газа	при двухступенчатой очистке газа	при наличии АВО газа	при отсутствии АВО газа
5,40	0,08	0,13	0,06	0,03
7,35	0,12	0,19	0,07	0,04
8,34	0,12	0,20	0,08	0,05
9,81	0,13	0,21	0,08	0,05
15,00	0,15	0,25	0,10	0,07

7.6.20 Рекомендуемые скорости газа и жидкости в трубопроводах компрессорной станции приведены в таблице 7.2.

Рекомендуемые значения скоростей не должны превышаться не только для номинального (расчетного) режима, но и во всем диапазоне режимов, которые допускаются для оборудования КЦ, за исключением кратковременных (пусковых) режимов.

Таблица 7.2 – Рекомендуемые скорости газа и жидкости в трубопроводах компрессорной станции

Наименование	Скорость, м/с
Технологический газ	до 20
Топливный газ:
а) в трубопроводах	до 20
б) в коллекторах компрессорного цеха	до 5
Пусковой газ:
а) в трубопроводах	до 25
б) в коллекторах компрессорного цеха	до 5
Масло	1,2
Охлаждающая вода:
а) на всасывании насосов	до 1
б) на нагнетании насосов	до 2

Дата добавления: 2015-11-30