ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ "РОСНЕФТЬ"

МИНТОПЭНЕРГО РФ

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ

Срок введения в действие с 1 ноября 1994 г.

УТВЕРЖДЕНЫ:

Приказом ГП "Роснефть" № 61 от 17.10.94

Приказом РАО "Газпром" № 8 от 20.02.95

СОГЛАСОВАНЫ:

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

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

Внесены институтом "НИПИгазпереработка"

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

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

Исполнители:

от института "НИПИгазпереработка":

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

от института_"ВНИПИгаздобыча":

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

Подготовлены к утверждению институтом "НИПИгазпереработка".

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

и .

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов (в дальнейшем НТП ГПЗ) распространяются на проектирование новых, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих газоперерабатывающих заводов и отдельных технологических установок по подготовке и переработке нефтяного и природного газов, в том числе сероводородосодержащих, и газового конденсата с получением товарной продукции, а также на разработку предпроектных материалов.

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

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

1.3. Необходимость, порядок и сроки приведения действующих заводов и технологических установок в соответствие с настоящими НТП ГПЗ устанавливаются руководством предприятия по согласованию с местными органами Государственного надзора и администрацией.

1.4. Отступление от требований НТП ГПЗ допускается с разрешения инстанции их утвердившей и при представлении технических обоснований, подтверждающих необходимость и безопасность предлагаемых отступлений.

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

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

2. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ, ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

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

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

- Должно, необходимо, следует - используется для обозначения обязательных условий.

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

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

- Объем - характеристика пространства, занимаемого телом или веществом.

- Вместимость - объем внутреннего пространства сосуда или аппарата.

- Рабочие давление - максимальное внутреннее избыточное давление для сосуда (аппарата), возникающее при нормальном протекании рабочего процесса, без учета гидростатического давления и без учета допустимого кратковременного повышения давления во время действия предохранительного клапана или других предохранительных устройств.

- Расчетное давление - давление, на которое производится расчет на прочность.

- Давление настройки предохранительного клапана - наибольшее избыточное давление на входе в клапан, при котором обеспечивается заданная герметичность в затворе.

- Межремонтный период - время непрерывной работы оборудования между очередными плановыми ремонтами.

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

- Блок-бокс - бокс с установленным технологическим оборудованием и/или инженерными системами.

- Технологический блок (стадия) - часть технологической системы или технологическая система, ограниченная отключающими устройствами от смежных систем по основным и вспомогательным технологическим потокам.

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

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

3.1. Сырьем газоперерабатывающих заводов могут быть:

- нефтяной газ установок сепарации нефти,

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

- нестабильный углеводородный конденсат с установок промысловой обработки газа,

- природный газ и газовый конденсат с установок первичной подготовки газа,

- продукты стабилизации нефти (нестабильный газовый бензин и др.),

- широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ),

- рефлюксы нефтегазопереработки,

- стабильный газовый конденсат.

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

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

3.4. Качество товарных продуктов должно соответствовать действующим отечественным стандартам и техническим условиям, а при наличии требований в задании на проектирование - с учетом производства продукции на экспорт.

3.5. Параметры товарной продукции следует определять исходя из технических условий на отгрузку.

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

4.1. Для газоперерабатывающих заводов, перерабатывающих бессернистое сырье, минимальное суммарное время в году, в течение которого технологические установки должны работать по схеме основного технологического процесса (фонд эффективного рабочего времени), необходимо принимать не менее 8400 часов (350 дней); для ГПЗ, перерабатывающих сероводородсодержащее сырье - не менее 8000 часов (334 дня); для предприятий по сжижению нефтяного газа и для гелиевых производств - 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 установленную проектом товарную продукцию.

2. При реконструкции или техническом перевооружении установок минимальное 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 ранее принятого проектом.

4.2. Режим работы основного оборудования технологических установок ГПЗ - непрерывный, круглосуточный.

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

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

4.4. Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования с учетом конкретных условий эксплуатации оборудования определяется "Положением о системе [1] технического обслуживания и ремонта технологического оборудования и аппаратов объектов сбора, транспорта и переработки нефтяного газа" и инструкциями о порядке безопасного проведения ремонтных работ.

5. РАСЧЕТНЫЕ НОРМЫ ПОТЕРЬ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

5.1. Под потерями газообразного и жидкого углеводородного сырья на технологических объектах ГПЗ следует понимать величину, на которую сумма массы 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, механические примеси и пр.),

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

в) некондиционная продукция, полуфабрикаты и отходы производства,

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

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

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

5.3. Для расчета технико-экономических показателей и для первоначального планирования выпуска товарной продукции в проекте технологических установок в материальном балансе рекомендуется принимать механические потери сырья не более указанных в таблице 1.

Таблица 1

Примечание: 1. Потери для установок, не вошедших в таблицу 1, устанавливаются проектной организацией при проектировании конкретных установок с использованием приведенных в таблице установок в качестве аналогов.

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

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

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

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

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

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

6.2. Применяемые на ГПЗ реагенты, катализаторы и т.п. не должны оказывать вредного воздействия на последующие процессы, использующие продукцию ГПЗ.

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

Таблица 2

Параметры водяного пара, теплофикационной воды, химочищенной воды, теплоносителя, электроэнергии приведены в разделе 19 "Требования к энергообеспечению ГПЗ".

7. НОРМЫ ЗАПАСОВ И СКЛАДИРОВАНИЯ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

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

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

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

7.2. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видов готовой продукций в товарном парке должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течение не менее:

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

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

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

При необходимости заказчик может увеличить объем хранения.

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

7.4. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видов жидкого сырья изотермическим способом должен обеспечить работу ГПЗ в течение не менее:

а) 7 суток при трубопроводном транспорте;

б) 15 суток при железнодорожном транспорте.

7.5. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видов готовой продукции изотермическим способом должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течение не менее:

а) 7 суток при трубопроводном транспорте,

б) 15 суток при железнодорожном транспорте.

7.6. При необходимости применения резервуаров под давлением в качестве оперативного запаса при изотермическом хранилище СУГ их общий объем определяется с учетом принятого графика сливо-наливных операций и мощности транспортных средств, но не более односуточного хранения.

7.7. В обоснованных случаях, когда поступление сырья и сбыт готовой продукции проектируются по трубопроводам и предусматриваются мероприятия по повышению 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) или по требованию заказчика, общий объем резервуаров для хранения запасов сырья и готовой продукции может быть уменьшен или парки совсем не предусматриваются.

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

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

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

7.11. Склад твердой серы (гранулированной, пластинчатой и т.п.) должен быть рассчитан на хранение не менее 5-ти суточного производства всего завода.

8. НОРМЫ ЗАПАСОВ И СКЛАДИРОВАНИЯ РЕАГЕНТОВ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ

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

Таблица 3

ПРИМЕЧАНИЕ:

1. При поставке химреагентов по импорту допускается увеличивать запасы:

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

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

2. Необходимо учитывать размер тары поставляемой продукции.

3. При доставке реагентов ж/д транспортом объем одной емкости для хранения каждого вида реагентов должен быть не менее объема железнодорожной цистерны, а количество емкостей - не менее двух.

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

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

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

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

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

- при отгрузке в таре - до 30 суток;

- при доставке только водным путем - годовой запас.

8.4. Нормы запасов смазочного масла каждой марки для компрессоров следует принимать в объеме 50 % масляной системы установленного парка машин плюс запас на пополнение систем в объеме 45ти дневной потребности.

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

Для главных понизительных подстанций запас трансформаторного масла предусматривать в соответствии с нормами технологического проектирования подстанций.

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

9. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ ГПЗ

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

Набор технологических установок проектируемых ГПЗ должен обеспечить комплексную переработку газа, а также жидкого сырья, с получением сжиженных углеводородных газов, фракций индивидуальных углеводородов, моторных топлив, этана, гелия, серы и других сопутствующих компонентов, отвечающих конъюнктуре рынка, ценам на реализуемые продукты и финансовым возможностям заказчика.

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

Глубина извлечения серы из серосодержащих компонентов должна обеспечивать предотвращение загрязнения окружающей среды выше предельно допустимых концентраций.

9.2. Технологические схемы ГПЗ должны обеспечивать:

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

безотходную и малоотходную технологию;

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

взрывобезопасность и высокую надежность за счет обеспечения параметров процессов, исключающих возможность взрыва в системе, применения противоаварийных устройств, систем противоаварийных защит (ПАЗ), повышения надежности контроля за параметрами, определяющими взрывоопасность технологических объектов и т.п.;

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

9.3. Технологическая схема завода должна включать факельную систему, систему дренажей жидких остатков и аварийного освобождения аппаратов и другие вспомогательные системы, обеспечивающие нормальную эксплуатацию и безаварийную остановку завода при нарушениях в системах энергообеспечения, при превышении допустимой загазованности, при пожаре, при опасных отклонениях технологического режима оборудования и т.п.

9.4. В технологических схемах ГПЗ и установок должно быть предусмотрено разделение на технологические блоки, для которых должны быть предусмотрены быстродействующая запорная арматура и системы, обеспечивающие при аварийной разгерметизации блока (АРБ) быстрое, при соблюдении требований безопасности, его отключение и опорожнение для сокращения поступления продуктов в окружающую среду.

9.5. Жидкие рабочие вещества из аппаратов, сосудов и трубопроводов, опорожняемых при авариях, ремонтах или ревизиях, подлежат сбросу в специальные дренажные сборники, с последующим их, по возможности, возвратом в процесс, а при отсутствии таковой в соответствующие системы обработки и утилизации.

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

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

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

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

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

Аппараты, указанные в настоящем пункте, должны иметь предохранительный клапан.

9.9. Объем дренажного сборника для жидких углеводородов должен быть не менее объема жидкой фазы, содержащейся в большем из аппаратов данной системы.

9.10. Управление арматурой подземных дренажных емкостей должно быть вынесено на поверхность, в исключительных случаях - располагаться в приямках. При глубине приямков 0,5 м и более необходимо предусматривать их вентиляцию.

9.11. Дренажные системы по сбору замерзающих жидкостей и жидкостей с высокой температурой застывания должны обогреваться и теплоизолироваться. Теплоизоляция подземных дренажных емкостей и трубопроводов должна иметь пароизоляционный слой.

9.12. Дренажные технологические и складские емкости, в которых находится не связанная с углеводородами вода, должны оборудоваться устройствами для отвода водных стоков в канализационные санитарно-технические сооружения.

9.13. Контроль за параметрами, определяющими взрывоопасность технологических объектов с блоками с общей массой горючих паров (газов) взрывоопасного парогазового облака (m) более 5 т, с относительным энергетическим потенциалом взрывоопасности Qв больше 37, необходимо предусматривать не менее, чем от двух независимых датчиков с раздельными точками отбора.

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

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

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

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

На стекле должна быть нанесена красная черта предельного уровня в емкости.

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

9.17. Для насосов и компрессоров (группы насосов и компрессоров), перемещающих продукты, при выбросе которых в атмосферу возможно образование взрывоопасного парогазового облака в незамкнутом пространстве, должно предусматриваться их дистанционное отключение и установка на линиях всаса и нагнетания запорных или отсекающих устройств, как правило, с дистанционным управлением.

9.18. На дыхательных линиях аппаратов и резервуаров с ЛВЖ и ГЖ должны устанавливаться огнепреградители, обеспечивающие надежную локализацию пламени с учетом условий эксплуатации.

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

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

9.20. 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 приводом для установок с технологическими блоками, имеющими относительный энергетический потенциал взрывоопасности Ql < 10, для установок с технологическими блоками Ql > 10 - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом;

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

9.21. 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 приводом для установок с технологическими блоками, имеющими относительный энергетический потенциал взрывоопасности Ql < 10, для установок с технологическими блоками Ql > 10 - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом;

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

9.22. Охлаждение технологических продуктов на технологических установках должно производиться, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения. Доохлаждение продуктов производить в системах оборотного водоснабжения (закрытых, открытых) или холодильных установках.

Закрытые системы оборотного водоснабжения с применением аппаратов воздушного охлаждения и холодильные циклы решаются в технологической части проекта, открытые - в разделе водоснабжения.

9.23. Количество производственных сточных вод, сбрасываемых в канализацию, должно быть минимальным.

Производственные стоки, сбрасываемые с установок, не должны содержать загрязнений, препятствующих или усложняющих их очистку на очистных сооружениях.

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

10. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ УСТАНОВКАМ

10.1. Сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей

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

10.1.2. Сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей должна обеспечивать очистку газа от механических примесей, жидких углеводородов, свободной влаги, необходимую для нормальной работы последующего технологического оборудования установок (замерных пунктов сырого газа и компрессоров и др.) в заданном диапазоне изменения параметров сырого газа, в том числе по максимальной производительности по газу в условиях неэффективной работы промысловых установок подготовки газа к транспорту.

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

- смешение нескольких газовых потоков сырья;

- циркуляция газовых потоков и стабилизация давления газа на входе ГПЗ.

10.1.3. На газопроводе подачи нефтяного газа на ГПЗ непосредственно перед сепарацией газа необходимо устанавливать отделитель нефтяных, конденсатных и водоконденсатных пробок с утилизацией уловленных жидких углеводородов на ГПЗ или возвратом на промысловые сооружения.

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

10.2. Установки очистки газа от кислых компонентов.

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

10.2.2. При проектировании установок очистки газа от кислых компонентов следует учитывать:

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

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

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

г) параметры (давление, температура) поступающего сырья;

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

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

ж) месторасположение ГПЗ (установки);

з) требования к охране окружающей среды;

и) требования по надежности и безопасности;

к) высокую токсичность и агрессивность сероводорода.

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

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

Как правило, установки очистки газа от кислых компонентов проектируются на основании и в соответствии с технологическим регламентом на проектирование.

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

10.2.4. Остаточное содержание сероводорода и других кислых соединений в очищенном газе должно соответствовать требованиям к товарному газу действующих государственных стандартов, заданиям на проектирование или условиям технологии последующей переработки газа.

10.2.5. Нормальная работа установки сероочистки должна обеспечиваться при колебаниях в подаче сырья (газа), указанных в задании на проектирование. В случае отсутствия в задании такого требования работоспособность установки должна обеспечиваться при колебаниях подачи газа от 50 % до 115 % от номинальной производительности установки.

10.2.6. Требования на проектирование технологической части установок очистки газа от сероводорода растворами аминов и другими поглотителями.

10.2.6.1. При выборе реагента для очистки газа от сероводорода (МЭА, ДЭА и других поглотителей) должны учитываться следующие факторы:

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

- параметры газа (P, t);

- требования к очищенному газу по остаточному содержанию удаляемых компонентов;

- стабильность реагента;

- селективность реагента;

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

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

10.2.6.3. В составе установок должно предусматриваться оборудование (емкости) для оперативного хранения амина, рассчитанное на прием всего количества раствора, циркулирующего в системе. Эта емкость может использоваться в качестве буферной в системе циркуляции раствора.

10.2.6.4. Для слива амина из аппаратов и трубопроводов и последующего возврата его на вторичное использование необходимо предусматривать дренажную систему.

Объем сборников насыщенного и регенерированного растворов должен быть рассчитан на прием основного количества поглотительных растворов при остановках установки.

Для приема остаточного количества раствора в аппаратах и трубопроводах должна предусматриваться дренажная емкость соответствующих размеров.

Возврат раствора в систему циркуляции следует осуществлять через узел фильтрация амина.

10.2.6.5. В составе установки следует предусматривать оборудование для приготовления и подачи в систему циркулирующего амина антивспениванителя и ингибитора коррозии (при необходимости).

10.2.6.6. Для поддержания заданной (расчетной) концентрации раствора амина схемой должна быть предусмотрена подпитка системы деминерализованной водой (паровой конденсат из котельной) и свежим амином со склада из бочки.

При подпитке системы амина только из бочки необходимо предусматривать устройство для разогрева бочки.

10.2.6.7. Для уменьшения потерь амина за счет окисления кислородом воздуха необходимо предусматривать создание "подушек" в емкостях хранения растворов амина путем подачи в них инертного газа вязкого давления (преимущественно азота) или очищенного углеводородного газа.

10.2.6.8. Для уменьшения потерь амина на выходящих потоках очищенного газа из абсорбера и кислых газов из десорбера необходимо предусматривать сепарацию газов с возвратом уловленной жидкости в систему регенерации амина.

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

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

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

Допускается увеличивать степень насыщения раствора кислыми компонентами при условии обеспечения эффективной защиты оборудования от коррозии (по данным технологического регламента на проектирование).

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

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

10.2.6.12. Не допускается попадания тяжелых углеводородов в раствор амина.

10.2.6.13. В случае подачи очищенного амином газа на последующую переработку с использованием процессов, на которые амин оказывает отрицательное влияние, например, осушка газа на цеолитах, рекомендуется применять водную промывку очищенного газа от амина.

10.2.6.14. Насыщенный раствор амина из абсорбера должен направляться в промежуточную емкость для выделения растворенных углеводородов при более низком давления (как правило при давлении 0,6 МПа) с повторной абсорбцией газа разгазирования амином.

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

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

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

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

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

10.2.7.1. Очистка газа от сероводорода и других сернистых компонентов адсорбционным способом, как правило, применяется для газов с низким содержанием сероводорода (до 0,2 ÷ 0,3 % об.).

10.2.7.2. Тип адсорбента и режим работы оборудования (циклы переключения адсорберов) следует принимать в соответствии с технологическим регламентом на проектирование.

В случае отсутствия технологического регламента конкретно для данной установки допускается использовать данные регламентов аналогичных установок с соответствующими коррективами (при необходимости) на состав и количество сырья и др.

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

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

10.2.7.5. Перепад давления на адсорберах (гидравлическое сопротивление слоя) следует принимать с коэффициентом не ниже 1,6 к расчетному значению.

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

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

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

10.2.7.9. Количество адсорберов, циклы переключений на различные режимы работы (очистка, регенерация, охлаждение) должны выбираться с учетом обеспечения долговременной работы печи нагрева газа регенерации, срока службы адсорбента и т.д.

10.2.7.10. В проекте установки должны быть решены вопросы утилизации газа регенерации, содержащего кислые компоненты, а также обработка отработанного сорбента до кондиций, безопасных для окружающей среды.

10.3. Осушка газа.

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

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

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

10.3.3. В зависимости от требуемой глубины осушки, как правило, принимается:

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

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

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

- комбинированная осушка и очистка (на гликоль-аминовых растворах);

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

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

10.3.4. При осушке газа адсорбционным способом тип адсорбента и режим работы оборудования (циклы переключения адсорберов) следует принимать в соответствии с технологическим регламентом на проектирование. Технологический регламент на проектирование разрабатывается научно-исследовательской организацией.

В случае отсутствия технологического регламента на проектирование допускается использовать рекомендации, изложенные в технической литературе и данных нормах.

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

- для осушаемого газа - сверху вниз;

- для газа регенерации и охлаждающего газа - снизу вверх.

10.3.6. Перепад давления на адсорберах (гидравлическое сопротивление слоя) следует принимать с коэффициентом не ниже 1,6 к расчетному значению.

10.3.7. В адсорберах следует предусматривать защитный слой для адсорбента, предотвращающий разрушающее действие капельной влаги и других загрязнителей.

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

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

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

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

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

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

10.3.13. В проекте установок осушки газа должны быть решены вопросы утилизации газа регенерации, а также обработки отработанных адсорбентов до кондиций, безопасных для окружающей среды.

10.3.14. Узел получения (испарения) и подачи в поток газа испаренного метанола следует проектировать по данным технологического регламента на проектирование.

10.3.15. При абсорбционной осушке газа гликолями степень насыщения гликоля водой принимать при контактном способе осушки в абсорберах 1,5 - 2,5 %, при осушке - впрыском в охлаждаемый поток газа - 5 - 10 %.

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

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

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

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

10.3.19. Форсунки для впрыска гликоля следует монтировать в камерах теплообменников на входе газа таким образом, чтобы факел распыла мелкораспыленного этиленгликоля охватывал всю трубную решетку и распределялся равномерно во все трубки теплообменника.

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

10.3.21. Разделение газа, углеводородного конденсата 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 эмульсий "гликоль в углеводородном конденсате", "углеводородный конденсат в гликоле".

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

10.3.23. 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 до температуры 15 ÷ 20 °С в сепараторе-отстойнике в зависимости от типа гликоля и его концентрации.

Допускается совмещение фазного разделителя и сепаратора в одном аппарате.

10.3.24. 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.

10.4. Переработка газа.

10.4.1. Выбор схемы переработки нефтяного газа должен определяться в каждом конкретном случае в зависимости от содержания углеводородов Сз+в в сыром газе, от номенклатуры выпускаемой продукции и требуемой степени извлечения этана и пропана.

Как правило, технологическая схема переработки газа определяется технологическим регламентом на проектирование.

10.4.2. 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.

10.4.3. 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 системе.

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

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

10.4.6. Схема НТК с турбодетандером должна обеспечить возможность работы установки с выключенным турбодетандером, с обеспечением требуемого качества товарной продукции.

10.4.7. При переработке нефтяного газа, содержащего сероводород, товарная продукция ГПЗ подлежит очистке от серосодержащих соединений в случае ее несоответствия техническим условиям.

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

10.4.8. Для возможной утилизации холода окружающего воздуха следует предусматривать аппараты воздушного охлаждения для охлаждения сырьевого потока.

10.4.9. Освобождение технологических аппаратов от жидких продуктов при нормальной остановке должно выполняться по схеме с максимальной откачкой в товарный парк.

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

10.5. Переработка углеводородного конденсата

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

10.5.2. Сырьем для установки переработки углеводородного конденсата могут быть:

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

компрессат, выпадающий на промежуточных и конечной ступенях компримирования природного и нефтяного газов;

стабильный газовый конденсат;

нестабильный углеводородный конденсат с установок промысловой обработки газа, первичной подготовки газа.

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

- стабильный конденсат (фракция C5+в);

- метан-этановая фракция (газ стабилизации);

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

- бензиновая фракция;

- фракция дизельного топлива;

- тяжелый остаток (мазут).

10.5.4. Номенклатура вырабатываемой продукции определяется заданием на проектирование и должна быть основана на анализе состава исходного сырья, требований к качеству товарной продукции и анализе схемы ГПЗ.

10.5.5. Схема переработки углеводородного конденсата может включать:

обезвоживание и обессоливание поступающего на переработку конденсата;

стабилизацию конденсата;

очистку от сероводорода;

разделение на углеводородные фракции;

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

10.5.6. Схема переработки углеводородного конденсата должна быть взаимоувязана со схемой переработки нефтяного газа.

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

10.5.8. Газ стабилизации, вырабатываемый на установке переработки углеводородного конденсата, как правило, используется в качестве топливного газа на ГПЗ и/или на собственные нужды установки.

10.6. Производство серы.

10.6.1. 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 кислых компонентов (сероводорода) растворами аминов.

При проектировании установок производства серы следует также руководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов" [4].

10.6.2. При выборе схемы установок производства серы по способу Клауса должны быть рассмотрены следующие наиболее важные критерии и переменные (величины):

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

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

в) режим сгорания кислого газа в печи;

г) способ подогрева газов перед входом их в каталитические конверторы;

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

е) температура конденсации серы в конденсаторах;

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

з) устойчивая работа установки в условиях изменения загрузки по сырью.

10.6.3. Количество ступеней каталитической конверсии, как правило, 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.

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

"Кислую" воду из сепаратора кислых газов необходимо возвращать на установку сероочистки.

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

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

- регулирование температуры газа на входе в каталитические конверторы;

- регулирование температуры на выходе из конденсатора серы;

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

- безопасную работу печи Клауса;

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

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

- безопасную работу котлов-утилизаторов;

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

10.6.6. На нагнетательном коллекторе воздуходувок перед входом в печь Клауса следует устанавливать обратный клапан, предотвращающий попадание кислых газов (сероводорода) в помещение воздуходувок. В этом случае помещение воздуходувок следует относить к невзрывоопасным.

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

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

10.6.8. К печи Клауса необходимо предусматривать подвод азота (инертного газа) и/или пара для подачи их при остановке печи в аварийных ситуациях.

10.6.9. Технологическая схема процесса Клауса должна обеспечить максимальную степень утилизации тепла собственной выработки с минимальным потреблением тепла внешней выработки.

10.6.10. Подвод пара внешней выработки (от котельной ГПЗ) к установке Клауса следует предусматривать даже в случае полного покрытия потребности установки теплом собственной выработки (для использования при пуске, при аварийных остановках Клауса и др.).

10.6.11. Конструкция печи Клауса должна предусматривать защиту печи от взрыва (путем установки взрывных клапанов или расчетом печи на силу взрыва).

10.6.12. При количестве установок Клауса две и более необходимо предусматривать коллекторную обвязку установок по сырью (кислые газы) для обеспечения взаимозаменяемости.

10.6.13. Допускается в отдельных случаях предусматривать в составе ГПЗ резервную цепочку по производству серы с целью сохранения производительности промысла по добыче сероводородсодержащей нефти или газа и выполнения всех норм и требований по охране воздушного бассейна в случае остановки на ремонт одной из технологических цепочек производства серы. Принятие такого решения должно быть обосновано технико-экономическим расчетом или определено заданием на проектирование ГПЗ.

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

10.6.15. 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 800 °С при термическом сжигании и на уровне, оговоренном паспортом аппарата, если горение каталитическое.

10.6.16. 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 с учетом существующих фоновых загрязнений от других источников.

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

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

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

10.7. Доочистка отходящих газов производства серы.

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

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

- завершение реакции Клауса;

- деструкция сероорганических соединений до сероводорода;

- окисление избыточного сероводорода до серы;

- сжигание вредных примесей до образования SO2 и т.д.

Вне зависимости от выбранной схемы установки доочистки хвостовых газов сжигание вредных примесей в печи дожига установки производства серы обязательно.

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

При этом учитываются следующие факторы:

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

б) наличие и доступность химреагентов и катализаторов;

в) использование нетоксичных реагентов;

г) гибкость в эксплуатации;

д) наилучшая способность эффективного разделения смеси газов H2S и CO2;

е) возможность получения элементарной серы высокой чистоты.

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

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

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

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

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

10.8. Дегазация, хранение и отгрузка товарной серы.

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

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

10.8.3. Дегазацию серы возможно обеспечить следующими способами:

- воздушная дегазация (отдувка воздухом);

- разгазирование с подачей аммиака;

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

10.8.4. Для улучшения процесса дегазации многократной циркуляции возможна подача аммиака на всас насосов в количестве не менее 40 г на тонну перекачиваемой серы, если в задании на проектирование отсутствует запрет на применение аммиака.

10.8.5. Отвод газов дегазации должен осуществляться в печь дожига отходящих газов.

10.8.6. Кратность воздухообмена над уровнем жидкой серы в емкостях дегазации должна определяться исходя из того, чтобы содержание сероводорода в газовой фазе поддерживать ниже 0,3 нижнего концентрационного предела взрываемости.

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

10.8.8. Размещение оборудования дегазации серы предпочтительно предусматривать на площадках установок производства серы и доочистки отходящих газов.

10.8.9. Объем емкостей для хранения дегазированной жидкой товарной серы должен соответствовать 5-ти суточному производству серы при максимальной производительности установок (завода) или определяться заданием на проектирование.

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

Емкости должны быть оборудованы паровыми подогревателями внутреннего монтажа, вентиляционными стояками и патрубками. Крыша емкости должна быть обогреваема.

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

Насосы должны иметь 100 % резерв.

10.8.12. Количество серы, получаемой в жидком и твердом виде, вид твердой серы (чешуйки, пластины, гранулы и т.д.) определяются заданием на проектирование.

10.8.13. Склад комовой серы, как правило, должен выполнять функцию аварийного. Заполнение его производится только при неисправности установок завода, либо перебоях в железнодорожном транспорте для отгрузки в жидком виде.

Заполнение склада производится через сливные стояки с паровой рубашкой.

Метод розлива должен обеспечивать по возможности равномерное распределение серы по площадке склада.

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

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

продолжительность затвердевания слоя серы однократной заливки - не менее суток;

продолжительность охлаждения серного блока - не менее 7 суток.

При розливе жидкой серы в блоки необходимо предусматривать специальные, предварительно устанавливаемые формы. Формы должны иметь конструкцию, позволяющую двум рабочим осуществлять сборку или наладку высоты форм без применения передвижного или стандартного подъемного оборудования.

10.8.15. На складе твердой серы необходимо предусматривать подвод воды на пожаротушение.

10.8.16. 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.

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

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

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

10.8.19. Каждый погрузочный рукав должен быть оборудован сигнализатором уровня жидкости в наконечнике рукава и автоматическим отключением потока, когда цистерна заполнена.

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

10.8.20. Погрузка твердой серы должна быть максимально механизирована.

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

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

10.9. Холодильные установки.

10.9.1. Требования настоящей главы распространяются на проектирование технологической части холодильных установок, работающих на базе турбокомпрессорных машин.

10.9.2. Холодопроизводительность холодильной установки должна определяться расчетом, исходя из потребности в холоде каждого потребителя и с учетом холодопотерь.

Холодопотери следует принимать по данным, приведенным в таблице 4:

Таблица 4

10.9.3. В качестве хладагента для ГПЗ рекомендуется принимать продукты, вырабатываемые на заводе или которые возможно получить из вырабатываемой на заводе продукции.

10.9.4. 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.

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

10.9.6. 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 стационарным.

10.9.7. 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.

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

10.9.9. Холодильную установку рекомендуется оборудовать вспомогательным компрессорно-конденсационным агрегатом для откачки хладагента из аппаратов и коммуникаций перед ремонтными работами в случае экономической целесообразности.

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

10.9.11. Аппараты и сосуды должны быть рассчитаны на давление согласно "Нормативам техники безопасности и промышленной санитарии на холодильное оборудование для химических и нефтехимических производств" [5].

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

Максимальная емкость одного ресивера не должна превышать 50 м3.

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

10.9.13. Холодильная установка должна быть оборудована необходимой предохранительной арматурой. Предохранительные клапаны должны устанавливаться с резервом и переключающими устройствами, позволяющими производить их смену во время работы установки.

10.9.14. Холодильная установка должна работать в автоматическом режиме. Объем контроля автоматического регулирования должен обеспечивать нормальную работу холодильной установки без постоянного присутствия дежурного персонала в машзале и у наружного оборудования при регламентном состоянии процесса, кроме этапов нормального пуска.

10.9.15. Контроль параметров и сигнализация о нарушении работы агрегатов и наружного оборудования должны быть предусмотрены на щитах МПУ и ЦПУ. Аварийное состояние агрегатов и наружного оборудования должно дублироваться звуковым и световым сигналами.

10.9.16. Все трубопроводы и аппараты, в которых циркулирует холодильный агент с температурой ниже, чем температура окружающего воздуха, а также всасывающие трубопроводы необходимо изолировать.

Тип и толщина изоляции должны определяться расчетом и проверяться на отсутствие конденсации влаги, находящейся в воздухе, на поверхности. Изоляция всасывающих трубопроводов должна также проверяться на отсутствие конденсации паров хладагента при минимальной температуре наружного воздуха.

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

10.9.18. 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. 8.2 настоящих норм, а также на прием всего количества хладагента одной наибольшей по объему холодильной установки завода.

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

Между линейными и дренажными ресиверами холодильной установка и емкостями склада хранения хладагента 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.

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

10.9.21. При полной остановке установки-потребителя освобождение от жидкого хладагента следует производить через холодильную установку на склад.

Кроме того, должна быть предусмотрена возможность передавливания жидкого хладагента из дренажного ресивера в линейные ресиверы и/или на склад.

10.9.22. При полной остановке холодильной установки освобождение системы аппаратов и трубопроводов от жидкого хладагента следует производить на склад или в линейные ресиверы.

10.9.23. Объем дренажных ресиверов для жидкого хладагента принимается из расчета полного освобождения аппаратов наибольшей по объему установки - потребителя.

10.10. Пункт коммерческого и оперативного учета сырья и готовой продукции.

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

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

10.10.3. Пункты коммерческого учета сырья должны располагаться, как правило, после узла сепарации газа от капельной жидкости и механических примесей.

10.10.4. Для каждого обособленного источника или потребителя готовой продукции, требующего индивидуального измерения, должен предусматриваться отдельный коллектор.

10.11. Производство моторных топлив.

10.11.1. Настоящие требования распространяются на проектирование технологической части установок производства моторных топлив в составе ГПЗ.

10.11.2. В качестве сырья для производства моторных топлив могут быть использованы:

- углеводородный конденсат, выделяющийся из природного и нефтяного газов;

- стабильный газовый конденсат;

- нестабильный углеводородный конденсат с установок промысловой обработки газа, первичной подготовки газа;

- обезвоженная и обессоленная нефть;

- широкая фракция легких углеводородов.

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

- автобензины;

- авиакеросин;

- дизельное топливо;

- мазут;

- битумы.

Номенклатура и качество товарной продукции должны определяться заданием на проектирование и основаны на составе исходного сырья, возможностях процессов риформирования прямогонных фракций, обеспечения кондиционности товарной продукции и т.п.

10.11.4. Состав и количество компонентов или добавок для повышения октанового числа или технологическая схема производства моторных топлив с использованием процессов облагораживания прямогонных бензиновых фракций для получения автобензина определенной марки, как правило, определяется технологическим регламентом на проектирование.

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

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

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

10.11.8. В случае присутствия в сырье окрашивающих компонентов в схеме следует предусматривать специальную колонну для удаления их из товарных бензинов.

10.12. Газофракционирующие установки (ГФУ).

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

10.12.2. Сырьем для ГФУ может быть ШФЛУ, вырабатываемая на ГПЗ, и/или ШФЛУ, поступающая с других предприятий, рефлюксы нефтегазопереработки, стабильный газовый бензин.

10.12.3. В качестве товарной продукций на ГФУ могут вырабатываться фракции:

этановая;

пропановая;

изобутановая;

норм. бутана;

изопентановая;

норм. пентана;

стабильного бензина,

а также смеси этих фракций.

10.12.4. Номенклатура товарной продукции определяется заданием на проектирование.

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

10.12.6. Технологическая схема ГФУ должна быть взаимоувязана со схемой ГПЗ.

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

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

10.12.9. Оборудование ГФУ должно быть спроектировано с учетом возможных колебаний в количестве и составе сырья, определенных заданием на проектирование.

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

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

10.12.11. Система противоаварийной защиты (ПАЗ) ГФУ должна предусматривать блокировку подачи теплоносителя в рибойлеры ректификационных колонн при повышении давления в колоннах.

10.12.12. Система контроля и автоматического регулирования процесса ГФУ должна предусматривать автоматическое регулирование температуры в колоннах на "характерной" тарелке (т.е. в зоне наибольших колебаний температуры).

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

10.12.14. При необходимости в составе ГФУ следует предусматривать очистку товарных продуктов от сернистых соединений и других нежелательных примесей до требований, оговоренных техническими условиями на товарную продукцию.

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

10.12.16. При использовании аппаратов воздушного охлаждения для конденсации паров верхних потоков колонн следует предусматривать перепуск части газового потока в рефлюксную емкость для поддержания в ней постоянного давления.

10.12.17. При выборе АВО в качестве конденсаторов предпочтительно использовать аппараты с несколькими электродвигателями и регулируемым числом оборотов двигателя, что дает возможность обеспечить более четкое регулирование температуры орошения и предотвратить переохлаждение продукта в зимнее время.

10.12.18. Технологическая схема ГФУ должна обеспечивать пуск, остановку установки, а также освобождение оборудования (блоков) в аварийных ситуациях.

10.12.19. В составе ГФУ должна предусматриваться дренажная емкость.

10.13. Очистка СУГ от меркаптанов.

10.13.1. Очистка СУГ от меркаптанов должна предусматриваться предпочтительно с помощью регенерируемых реагентов.

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

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

10.13.4. При очистке от меркаптанов СУГ, содержащих сероводород, с использованием щелочного раствора следует предусматривать предварительную ступень очистки СУГ от сероводорода с последующей очисткой их от меркаптанов.

10.13.5. В схемах очистки СУГ щелочными растворами следует предусматривать песчаный фильтр на выходе СУГ с установки очистки для улавливания щелочи.

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

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

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

10.13.9. Отработанный воздух щелочной очистки СУГ перед сбросом в атмосферу на свечу рассеивания следует отсепарировать от щелочного раствора.

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

10.14. Очистка газа от меркаптанов

10.14.1. Степень очистки газа от меркаптанов должна обеспечить качество товарных продуктов, производимых из газа, по остаточному содержанию меркаптанов.

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

10.14.3. Очистку газа от меркаптанов возможно обеспечить следующими способами:

- щелочной промывкой газа;

- на твердых поглотителях с последующим каталитическим гидрированием меркаптанов в газе регенерации в сероводород и очисткой газа регенерации от сероводорода и другими, согласно технологическому регламенту на проектирование.

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

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

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

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

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

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

11. ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ ОБОРУДОВАНИЯ

11.1. Требования к компоновке оборудования наружных установок.

11.1.1. Размещение технологического оборудования и средств взрывозащиты на открытых площадках должно обеспечивать удобство и безопасность их эксплуатации, возможность проведения ремонтных работ и принятия оперативных мер по предотвращению аварийных ситуации или локализации аварии и пожара.

11.1.2. Оборудование взрывоопасных технологических объектов преимущественно должно располагаться на открытых площадках (наружных установках); допускается располагать в зданиях оборудование технологических объектов при соответствующем техническом обосновании.

Примечание:

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

11.1.3. В случае технологической необходимости, допускается установка на приеме в установку и на выходе с установки по одной емкости на каждый продукт.

Объем каждой емкости не должен превышать 50 м3. Указанные емкости должны размещаться по периметру установки на расстоянии одна от другой не менее диаметра наибольшей соседней емкости. Расстояний от других объектов (аппаратов) установки принимаются, как для технологического оборудования.

11.1.4. Запрещается размещать технологическое оборудование взрывопожароопасных производств:

над и под вспомогательными помещениями;

под межплощадочными эстакадами технологических трубопроводов с горючими, едкими и взрывоопасными продуктами;

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

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

11.1.6. Наружные этажерки, на которых расположены оборудование и аппаратура, содержащие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости и сжиженные углеводородные газы, как правило, выполняются в железобетоне. При выполнении этажерок в металле нижняя часть их на высоту первого этажа (включая перекрытие первого этажа), но не менее 4 м, должна быть защищена от воздействия высокой температуры. Предел огнестойкости должен быть не менее: для колонн этажерки - 2 ч, для балок, ригелей, связей и траверс - 1 ч.

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

11.1.7. Размещение внутри этажерки производственных и вспомогательных помещений не допускается.

11.1.8. Площадки и перекрытия этажерок, если на них установлены аппараты и оборудование, содержащие СУГ, ЛВЖ и ГЖ, должны быть глухими, непроницаемыми для жидкостей и ограждены по периметру сплошным бортом высотой не менее 0,15 м с устройством пандуса у выходов на лестницы.

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

11.1.9. В местах пересечения аппаратами и трубопроводами борта, ограждающие проемы и гильзы, должны выступать на высоту не менее 0,15 м над перекрытием. Для отвода разлившейся жидкости и атмосферных осадков с площадок и перекрытий этажерок, огражденных бортами, необходимо предусматривать сливные стояки диаметром не менее 100 мм. Число стояков принимается по расчету, но не менее двух.

11.1.10. При необходимости размещения открытых установок категорий А и Б по обе стороны здания, с которым они связаны, или одной открытой установки с двумя зданиями, между которыми она расположена - одна из установок или одно из зданий технологического комплекса должны располагаться на расстоянии не менее 8 м при глухой стене и не менее 12 м при стене с иконными проемами независимо от площади, занимаемой зданиями и установками. Вторая установка или здание должны располагаться с учетом требований п. 11.1.11.

11.1.11. Площадь отдельно стоящей наружной установки категорий А и Б на газоперерабатывающих предприятиях не должна превышать:

при высоте до 30 м - 5200 м2

при высоте 30 м и выше - 3000 м2.

При большей площади установка должна делиться на секции.

Разрывы между секциями должны быть не менее 15 м.

Примечание: - Площадь наружной установки принимается по площади на нулевой отметке. Границы установки проходят на расстоянии 2 м от прямых линий, соединяющих максимально выступающие части аппаратов, постаментов и колонн этажерок.

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

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

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

11.1.13. К одной из стен здания категорий А и Б допускается примыкание наружной установки без противопожарного разрыва при соблюдении следующих условий:

11.1.13.1. Сумма площадей этажа зданий (или части здания между противопожарными стенами) и наружной установки не должна превышать площади, определенной в пункте 11.1.11.

11.1.13.2. Стена здания должна быть без проемов, за исключением устройства дверных проемов для обслуживания наружной установки при соблюдении следующих требований:

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

в расчет путей эвакуации эти выходы не включаются;

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

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

Предел огнестойкости глухой стены должен быть не менее 2 ч.

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

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

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

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

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

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

Таблица 5

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

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

- Наименьшее расстояние от неогневой стороны печей до реакторов каталитических процессов, если технологический процесс не позволяет удалить печь от реактора, может быть сокращено до 3 м. Такого рода случаи должны быть обоснованы в технологической части проекта.

11.2. Требования к компоновке оборудования насосных.

11.2.1. Насосные агрегаты могут располагаться у непосредственно связанного с ними оборудования или в насосных. Размещение насосных агрегатов непосредственно у аппаратов разрешается при числе не более трех насосов в группе, включая резервный, при этом расстояние от насосов до аппаратов не нормируется.

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

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

11.2.2. Открытыми насосными считаются насосные, расположенные вне помещения. На газоперерабатывающих заводах и производствах открытые насосные могут располагаться на открытых площадках, под навесами, а также постаментами и этажерками, предназначенными для размещения технологического оборудования.

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

Допускается применение индивидуальных легких съемных кожухов с боковыми отверстиями для естественной вентиляции.

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

Устройство заглубленных открытых насосных запрещается.

11.2.4. Размещение насосных агрегатов в открытых насосных может быть одно- двух- или трехрядное с обеспечением необходимых проходов для обслуживания насосных агрегатов и проездов для передвижения подъемно-транспортных механизмов при ремонтных работах, в случае отсутствия подвесных подъемно-транспортных средств.

Ширину основного прохода по фронту обслуживания следует принимать не менее 1,5 м до наиболее выступающих частей насоса, а между отдельными насосами - не менее 0,8 м.

При размещении насосов и насосных агрегатов необходимо предусматривать свободные проходы и полосы для размещения змеевиков обогрева полов.

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

11.2.5. При проектировании открытых насосных должна быть разработана система опорожнения насосов при отключении их на ремонт с установкой, в случае необходимости, специальных дренажных емкостей.

11.2.6. В открытых насосных проектом должен обеспечиваться агрегатно-узловой метод ремонта насосных агрегатов. Для этой цели необходимо предусматривать стационарные подъемно-транспортные устройства (кран-балки, монорельсы, кран-укосины и т.п.) или напольные передвижные грузоподъемные механизмы во взрывобезопасном исполнении, обеспечивающие механизацию работы по монтажу, демонтажу и ремонту насосного оборудования.

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

В случае, когда нет возможности обеспечить подъезд автотранспорта непосредственно к насосной, следует предусматривать в проекте специальный монорельс с передвижным грузоподъемным средством от насосной до ближайшей дороги или подъезда.

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

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

- Во вновь проектируемых открытых насосных для перекачки горючих жидкостей, нагретых выше температуры воспламенения, легковоспламеняющихся жидкостей и сжиженных углеводородных газов, располагаемых под этажерками, должны применяться насосы соответствующие 1-й и 2-й категориям размещения по ГОСТ 15150-69, повышенной надежности, имеющие герметичное исполнение или двойное торцовое уплотнение вала.

При размещении насосов под этажерками, навесами и на открытых площадках через 90 м по длине должно предусматриваться одно из следующих мероприятий:

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

расстояние между насосами (зона) на всю ширину насосной не менее 6 м при условии устройства к этой зоне подъездов для передвижной пожарной техники;

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

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

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

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

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

В случаях, когда суммарная ширина наружной установки и открытой насосной превышает допустимую пунктом 11.1.12, должен предусматриваться противопожарный разрыв не менее 15 м.

Примечание: При определении ширины установки в нее включается и 5ти метровое расстояние, если оно предусмотрено от одной из продольных сторон открытой насосной до оборудования.

11.2.10. При расположении насосов под этажерками должна быть предусмотрена возможность дистанционной остановки насосов от кнопочных постов управления, установленных в безопасных местах. Перекрытие над насосами должно быть железобетонным, без проемов и по периметру иметь борт высотой не менее 0,15 м.

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

11.2.11.1. Длина каждого отделения закрытой насосной сжиженных углеводородных газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей не должна превышать 90 м. При большей длине насосная должна разделяться на отсеки несгораемыми стенами с пределом огнестойкости не менее 1,5 ч. Такими же стенами должны отделяться насосные, перекачивающие горючие продукты, нагретые до температуры 250 °С и выше от других насосных.

Насосные, перекачивающие продукты, нагретые до температуры 250 °С и выше, должны разделяться на отсеки площадью не более 650 м2.

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

- покрытие зданий насосных, на котором установлены указанные выше аппараты, должно иметь предел огнестойкости не менее 1 ч, быть непроницаемым для жидкостей и иметь по периметру сплошной ограждающий борт, высотой не менее 0,15 м с устройством для отвода разлившейся жидкости в специальные емкости. Число стояков должно приниматься по расчету, но не менее 2-х, диаметром не менее 100 мм каждый.

Эти же емкости предназначены для сбора атмосферных осадков;

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

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

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

- в продольных стенах насосной допускается устройство оконных проемов, если связанная с насосной наружная аппаратура расположена не менее 12 м от стены здания насосной;

- участки покрытия насосной, по которым проходят пути эвакуации с этажерки, должны выполняться монолитными или из замоноличенных железобетонных плит;

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

- из емкостной аппаратуры должен обеспечиваться слив в аварийные емкости или опорожнение ее технологическими насосами в аппараты смежных отделений данного производства или в складские емкости;

- на случай аварий электроприемники насосной должны обесточиваться;

- при длине наружной этажерки, расположенной у здания насосной, более 90 м через каждые 90 м она должна разделяться на секции противопожарными разрывами:

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

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

Эти разрывы должны совпадать проходами между разделительными несгораемыми стенами здания.

11.3. Требования к компоновке оборудования компрессорных.

При проектировании компрессорных установок технологических сооружений ГПЗ с применением центробежных или винтовых компрессоров необходимо выполнять следующие условия:

11.3.1. Компрессоры следует размещать в отапливаемых помещениях или укрытиях (боксах). В этих помещениях не допускается размещать аппаратуру и оборудование, технологически и конструктивно не связанные с компрессорами. Здания компрессорных должны соответствовать требованиям раздела 6 ВУПП-88 [6].

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

11.3.3. Полы помещения компрессорной установки должны быть ровными с нескользящей поверхностью, малоустойчивыми и выполняться из несгораемого, износоустойчивого и неискрящего материала.

11.3.4. Двери и окна помещения компрессорной должны открываться наружу.

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

Общие размеры помещения должны удовлетворять условиям безопасного обслуживания и ремонта оборудования компрессорной и отдельных её узлов, машин и аппаратов.

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

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

Ширину основного прохода по фронту обслуживания - 1,5 м

Расстояние между компрессорами - 1,5 м

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

Расстояние от компрессоров до стен помещений - 1,0 м

11.3.7. В помещении компрессорной должна быть площадка для проведения ремонта компрессоров, привода, вспомогательного оборудования и электрооборудования.

Для проведения ремонтных работ компрессорной установки помещения должны оборудоваться соответствующими грузоподъемными устройствами и средствами механизации.

11.3.8. При проектировании компрессорных по перекатке взрывоопасных газов, с применением поршневых компрессоров, следует руководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации поршневых компрессоров, работающих на взрывоопасных и токсичных газах" [7].

11.4. Требования к компоновке оборудования вспомогательных сооружений.

11.4.1. При проектировании воздушных компрессорных следует руководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздуховодов и газопроводов" [8].

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

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

11.4.4. При проектировании складов метанола необходимо выполнять требования "Типовой отраслевой инструкции о порядке получения, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола" ИБТВ-2-001-82 [10], а также ГОСТ 2222-78* Е "Метанол - яд технический. Технические условия".

12. НОРМЫ РЕЗЕРВИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

12.1. 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.

12.2. 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.

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

- подача абсорбента в абсорберы;

- подача гликоля на осушку газа;

- подача питания и орошения в регенерационные и ректификационные колонны;

- циркуляция теплоносителей или продуктов через трубчатые печи;

- непрерывная откачка на склады товарных продуктов;

- непрерывная откачка продуктов с низа колонны;

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

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

- откачка жидкости из факельных систем (сепараторов);

- другие позиции, особая ответственность которых выявляется в процессе проектирования.

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

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

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

12.7. 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 доремонтного 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 4 настоящих норм.

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

необходимость резервирования устанавливается заданием на проектирование или обосновывается технико-экономическим расчетом при проектировании.

3. Для холодильных агрегатов при количестве работающих машин 2 и больше резерв не предусматривается, при установке одного работающего агрегата резерв устанавливается только согласно заданию на проектирование или при технико-экономическом обосновании.

12.8. 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.

13. АППАРАТУРА И ОБОРУДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

13.1. Общие требования

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

13.1.2. Выбор сосудов и аппаратов следует проводить согласно требование "Инструкции по выбору сосудов и аппаратов, работающих под давлением до 100 кг/см2 и защите их от превышения давления" (в объеме требований, не противоречащих данным Нормам) [11]. При выборе оборудования и аппаратуры необходимо использовать рекомендуемое номенклатурами и каталогами оборудование.

13.1.3. При содержании в рабочих технологических средах сероводорода сосуды в аппараты должны быть изготовлены в соответствии РТМ 26-02-63-83 "Технические требования к конструкции и изготовлению сосудов, аппаратов и технических блоков установок подготовки и переработки нефти и газа, содержащих сероводород" [12].

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

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

- системы для быстрого слива 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 и лестницы, необходимые для проведения работ по замене пучков труб теплообменников, снятию и установке предохранительных клапанов, проведению внутренних осмотров сосудов, демонтажу внутренних устройств и др.

13.1.6. Конструкция технологического оборудования (дренажные емкости, аппараты и т.д.), устанавливаемого в засыпных приямках, должна исключать расположение разъемных соединений в местах, скрытых от наблюдения.

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

13.1.8. Необходимость установки запорной арматуры на подводящих и отводящих трубопроводах аппаратов и сосудов определяется при проектировании, исходя из требований технологического процесса, рода и параметров перекачиваемой среды, запаса жидкости в аппарате или сосуде, протяженности трубопровода и т.п., обеспечения безопасной эксплуатации.

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

13.2. Компрессоры

13.2.1. Настоящий подраздел норм распространяется на компрессоры:

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

- на дожимные компрессоры для подачи отбензиненного газа в магистральный газопровод.

13.2.2. Проектирование компрессорной должно производиться в технологической увязке с объектами переработки газа и газопроводами скомпримированного газа.

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

13.2.4. При выборе компрессора преимущество должно быть отдано компрессорам центробежного типа с приводом от электродвигателя или газовой турбины. Тип привода должен выбираться в каждом конкретном случае на основе технико-экономических обоснований или определяться в задании на проектирование.

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

13.2.6. В случае, если серийно выпускаемые машины не отвечают требованиям выбора компрессора, необходимо выдать требования на создание нового компрессора.

13.2.7. Проектирование компрессорной должно вестись на основе конструкторской документации разработчика компрессора.

13.2.8. Технологическая схема компрессорной должна обеспечивать:

- улавливание жидкостных пробок, поступающих с газом на ГПЗ;

- очистку компримируемого газа от механических примесей и капельной жидкости;

- необходимую степень сжатия транспортируемого газа;

- пуск, нормальную работу, нормальную и аварийную остановку компрессорных агрегатов;

- нормальную и аварийную остановку всей компрессорной;

- охлаждение газа (межступенчатое и концевое);

- сбор механических примесей и жидкостей, уловленных в сепараторах;

- работу вспомогательных систем в нормальном режиме и при аварийных ситуациях;

- послеремонтную обкатку любого агрегата без остановки работающих агрегатов.

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

а) применение компрессоров должно быть согласовано с заводом-изготовителем;

б) применение аппаратов компрессорной станции, в которых содержится сероводород с парциальным давлением более 0,3 кПа, должно быть согласовано с разработчиком аппаратуры;

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

13.2.10. При многоступенчатом компримировании нефтяного газа, с промежуточным его охлаждением, необходимо производить расчеты на выпадение конденсата углеводородов после охлаждения газа на каждой ступени компримирования.

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

В случаях, когда по климатическим условиям аппараты воздушного охлаждения не обеспечивают требуемого охлаждения потока, возможно применение водяного или комбинированного охлаждения: основное количество тепла более высокого потенциала снимается в аппаратах воздушного охлаждения, а доохлаждение водой (антифризом).

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

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

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

13.2.15. Размещение компрессоров принимается, как правило, однорядным.

13.2.16. Приемные и нагнетательные коллекторы компрессоров должны располагаться вне здания компрессорной, 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.

13.2.17. Нагнетательный и всасывающий трубопроводы компрессора, как правило, должны быть соединены между собой (через запорную арматуру) для обеспечения возможности пуска компрессора в работу и регулирования его производительности за счет перепуска части газа с нагнетания на прием.

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

Примечания.

1. При наличии нескольких цилиндров на одной ступени сжатия компрессора допускается сброс газа 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 продувочной свечи на любой ступени компримирования.

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

13.2.20. Каждый компрессорный агрегат должен быть снабжен обратными клапанами, устанавливаемыми на линии нагнетания каждой ступени между нагнетательным патрубком и запорной арматурой. Если компрессорный агрегат имеет устройство для промежуточного отбора газа, то обратный клапан должен быть установлен также на линии, отводящей от компрессора газ промежуточного давления.

13.2.21. 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 мм, имеющее выход в атмосферу.

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

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

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

- трубопроводы, присоединенные к машине, не должны иметь жесткого крепления к конструкции зданий. При наличии таких креплений необходимо предусматривать соответствующие компенсирующие устройства.

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

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

13.2.24. Трубопроводы дроссельных и продувочных линий, в которых возможно замерзание или отложение легкозастывающих жидкостей, а также запорная арматура на этих трубопроводах должны обогреваться.

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

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

13.3. Трубчатые печи

13.3.1. Трубчатые печи должны проектироваться с учетом требований соответствующих разделов "Правил безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих заводов" [13].

13.3.2. Конструкция печи определяется специализированной организацией-разработчиком по исходным требованиям и должна обеспечивать индустриальный монтаж блоков агрегированного оборудования, узлов и секций трубопроводов.

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

На входе в печь должен быть установлен обратный клапан за запорной арматурой по ходу потока. На многопоточных трубчатых печах запорная арматура и обратный клапан устанавливаются на каждом потоке.

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

Для многопоточных трубчатых печей запорная арматура с дистанционным управлением устанавливается на общем потоке входа в печь (до разветвления потоков). Необходимость установки обратного клапана и дополнительной запорной арматуры с дистанционным управлением на выходе продукта из печи, а также предохранительного клапана должна определяться в каждом конкретном случае проектной организацией в зависимости от технологической схемы соединения печи с другими аппаратами.

13.3.5. При применении многопоточных змеевиков должны предусматриваться узлы равномерного распределения продукта по потокам. Управление задвижками распределения потоков должно быть предусмотрено из безопасного места.

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

13.3.6. На продуктопроводе печи для продувки змеевика необходимо предусматривать стационарный подвод азота или пара. Перед подключением этой линии к змеевику должны быть установлены обратный клапан и два запорных устройства, между которыми предусматривается установка продувочного вентиля в атмосферу для контроля за плотностью запорной арматуры и спуска конденсата. Вторая по ходу азота или пара задвижка должна быть с электро- или пневмоприводом.

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

13.3.7. Топливный газ для нагревательных печей должен соответствовать регламентным требованиям по содержанию в нем жидкой фазы, влаги и механических примесей. Предусматриваются средства, исключающие наличие жидкости и механических примесей в топливном газе, поступающем в горелки.

Необходимо предусматривать продувку коллектора топливного газа со сбросом на свечу.

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

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

- при понижении давления топлива ниже установленного предела;

- при уменьшении общего расхода продукта ниже установленного предела;

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

- при погасании пламени в топке.

13.3.10. Печи должны быть оборудованы системами пожаротушения, паровой или газовой завесы и безопасной работы в соответствии с нормами и правилами по технике безопасности и рекомендациями ВНИИПО МВД Российской Федерации.

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

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

13.4. Аппараты воздушного охлаждения (АВО)

13.4.1. На газоперерабатывающих заводах охлаждение и конденсация технологических потоков осуществляются, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения.

13.4.2. Расчетная температура воздуха должна определяться на основе температуры в наиболее жаркий период года в данной местности (в соответствии с главой СНиП 2.01.01-82). При определении расчетной температуры рекомендуется пользоваться следующей формулой:

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

tmax - абсолютная максимальная температура воздуха, °С.

13.4.3. Для определения требуемой поверхности аппарата воздушного охлаждения температуру охлажденного потока следует принимать не менее чем на 10 °С выше расчетной температуры воздуха, определенной в соответствии с п. 13.4.2 настоящего раздела.

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

13.4.5. Для технологических потоков с высокой температурой застывания (замерзания) или способных образовывать кристаллогидраты следует применять, аппараты воздушного охлаждения с рециркуляцией охлаждающего воздуха.

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

13.5. Насосы

13.5.1. Насосы, входящие в состав технологических насосных газоперерабатывающего завода, предназначены:

- для подачи жидких углеводородов на технологические установки переработки;

- для орошения колонных аппаратов в схемах технологических установок;

- для слива-налива железнодорожных цистерн;

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

13.5.2. Для перекачки жидких углеводородов на ГПЗ применяются, как правило, насосы по конструкции специально предназначенные для этих целей.

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

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

13.5.5. При выборе центробежных насосов следует руководствоваться "Инструкцией по выбору нефтяных центробежных насосов" [14].

13.5.6. Приемный и нагнетательный патрубки насоса должны быть рассчитаны на то же давление, что и корпус насоса, и соединение должно быть фланцевое.

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

13.5.8. Вспомогательные технологические трубопроводы на обвязке насоса, включая воздушники и дренажные устройства, трубопроводы для продувки и промывки, трубопроводы подачи жидкости в корпуса сальников должны быть рассчитаны на максимальные давление нагнетания и температуру корпуса насоса.

13.5.9. Для отключения насоса от технологических коммуникаций следует устанавливать на приемном (всасывающем) и нагнетательном трубопроводах насоса запорную арматуру. Запорная арматура, предназначенная для оперативной работы, должна быть приближена к насосу и, как правило, быть с ручным управлением.

13.5.10. Для аварийных отключений на всасывающем и нагнетательном трубопроводах насоса (группы насосов) снаружи, на расстоянии не менее 3 м и не более 50 м от стены здания насосной или блок-бокса следует устанавливать, как правило, арматуру с дистанционным управлением. Запорная арматура с дистанционным управлением должна иметь ручной дублер (ручное управление) непосредственно по месту ее расположения.

13.5.11. Запорная арматура на нагнетательном трубопроводе насоса должна быть рассчитана на максимальное давление нагнетания, развиваемое насосом при пуске (работы) на закрытую задвижку.

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

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

13.5.13. Для возможности опорожнения корпуса насоса от продукта на его обвязке следует предусматривать вспомогательные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой среды:

- для отвода жидкой фазы в дренажную систему;

- для отвода газовой фазы на утилизацию или на факел;

- газов продувки на местную или централизованную свечу.

13.5.14. На каждом насосе должен быть предусмотрен штуцер для подсоединения трубопровода инертного газа или пара для продувки и пропарки насоса.

13.5.15. При необходимости (определяется технической документацией на насос) на приеме насосов должны устанавливаться стационарные фильтры.

На период предпусковой обкатки насоса и промывки системы аппаратов и трубопроводов, а также на начальный период эксплуатации должна быть предусмотрена возможность установки на приеме временных фильтров.

13.5.16. В случае, если нагнетательный трубопровод или запорная арматура, установленная на нем, не рассчитаны на максимальное давление нагнетания, следует предусматривать их защиту от повышения давления установкой предохранительных устройств.

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

13.6. Предохранительные устройства

13.6.1. 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, на которые распространяются требования "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" [17], должны быть защищены от повышения в них давления выше расчетного предохранительными устройствами.

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

Защита сосудов, аппаратов 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.

13.6.2. Трубопроводы большой протяженности (например, на эстакадах материалопроводов), полностью заполненные СУГ с температурой перекачиваемой среды ниже 50 °С, имеющие запорную арматуру на концевых участках, в которых возможно превышение давления за счет теплового расширения находящейся в них жидкости от солнечной радиации или обогрева, должны быть защищены перепускными предохранительными клапанами. Трубопроводы с горючими жидкостями и ЛВЖ подлежат такой защите только при наличии на них обогревающих спутников.

Сбросы от перепускных предохранительных клапанов следует по возможности направлять в жидкостной трубопровод, этой же системы, связанный с емкостным аппаратом, имеющим паровую фазу над жидкостью.

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

В "Общих данных" к проекту должно быть оговорено, что отключение перепускного клапана может производиться только на время его замены на работающей системе. Закрытие, открытие и опломбирование запорной арматуры должны производиться под наблюдением лица, ответственного за технику безопасности.

13.6.3. Расчет, выбор, установку и регулировку предохранительных клапанов следует производить в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов, работающих под давлением" [17], ГОСТ 12.2.085-82 ССБТ "Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности" [109], РД 51-0220570-2-93. "Клапаны предохранительные. Выбор, установка, расчет" [110], каталогом "Промышленная трубопроводная арматура".

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

13.6.5. Давление настройки 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 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) изб., если меньшее давление не требуется по условиям технология.

13.6.6. Использование предохранительных клапанов для регулирования технологического режима не допускается.

13.6.7. При установке предохранительных клапанов необходимо предусматривать возможность их снятия для производства ревизии, проверки и ремонта.

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

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

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

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

б) для промежуточных и товарных складов:

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

- 12 месяцев для промежуточных и товарных емкостей хранения некоррозионных ЛВЖ с температурой кипения выше +45 °С и ГЖ при отсутствии возможности примерзания, прикипания и закупоривания клапанов в рабочем состоянии;

в) для периодически действующих производств:

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

- 4 месяца, на сосудах и аппаратах со средами, при которых возможно коксование, образование твердого осадка внутри клапана, примерзание или прикипание затвора.

13.6.8. На сосудах и аппаратах со взрывоопасными, взрывопожароопасными средами и веществами 1 и 2 классов опасности по ГОСТ 12.1.007-76 следует предусматривать установку резервных клапанов независимо от сроков ревизии предохранительных клапанов.

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

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

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

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

13.6.9. Рабочий и резервный предохранительные клапаны должны иметь равную пропускную способность, обеспечивающую полную защиту сосуда от превышения давления выше расчетного (допустимого).

Для обеспечения ревизии и ремонта предохранительных клапанов до и после рабочего и резервного клапанов устанавливается отключающая арматура с блокировочным устройством, исключающим возможность одновременного закрытия арматуры на рабочем и резервном клапанах.

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

13.6.10. Во всех случаях, когда это возможно по условиям технологического процесса, сбросы от предохранительных устройств, установленных на сосудах со взрывоопасными, взрывопожароопасными и токсичными средами следует направлять в сосуды той же системы, но работающие под меньшим рабочим давлением, если это не вызывает опасных последствий или нарушений технологического режима. В этом случае непременно учитывается противодавление в этих сосудах и аппаратах, равное их расчетному (рабочему) давлению.

13.6.11. Сбросы жидких продуктов от предохранительных устройств, установленных на аппаратах без паровой фазы, на жидкостных трубопроводах и т.п. должны направляться в специальные емкости или в аппараты и трубопроводы этой же системы, работающие с меньшим расчетным давлением и снабженные предохранительными клапанами, установленными в зоне паровой фазы этих аппаратов. При отсутствии такой возможности допускается направлять сбросы в сепараторы сбросы от предохранительных клапанов. Подключение трубопровода от ПК в факельный коллектор должно быть максимально приближено к факельному сепаратору.

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

13.6.12. В целях предотвращения скопления и замерзания влаги выхлопной стояк, около клапана, если возможна конденсация паров в нем, должен иметь дренажное отверстие диаметром 20 - 50 мм с трубопроводом для отвода жидкости без установки на нем запорной арматуры. Сброс жидкости направляется в факельный сепаратор или емкости.

13.7. Аппараты колонного типа

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

13.7.2. Выбор колонного массообменного аппарата должен производиться на основании материального и теплового балансов по данному аппарату.

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

13.7.4. Условия работы контактного устройства определяются в результате потарельчатого расчета колонного аппарата и выбирается наиболее нагруженная тарелка по паровой (газовой) и жидкостной фазам.

13.7.5. На основании нагрузок на контактное устройство производится гидравлический расчет, в результате которого определяется диаметр колонного аппарата.

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

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

13.7.8. При проектировании аппаратов колонного типа:

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

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

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

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

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

13.7.9. При работе колонного аппарата на средах, содержащих сероводород, аппарат должен отвечать "Техническим требованиям к конструкции и изготовлению сосудов и аппаратов и технологических блоков подготовки и переработки нефти и газа, содержащих сероводород" (РТМ 26-02-63-83, [12]).

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

13.8. Емкости

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

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

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

13.9. Теплообменная аппаратура

13.9.1. При проектировании теплообменной аппаратуры необходимо руководствоваться нормалями и ГОСТами на теплообменную аппаратуру, а также рекомендациями разработчиков.

13.9.2. В технически обоснованных случаях возможно применение специально разработанных теплообменных аппаратов.

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

13.9.4. Если охлаждаемая среда требует чистки теплообменного аппарата, то применение аппаратов с U-образными трубами недопустимо.

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

13.9.6. В случае, если давление среды в трубках аппарата превышает расчетное давление корпуса, то корпус теплообменного аппарата должен быть защищен предохранительным клапаном.

14. ТРУБОПРОВОДЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

14.1. Общие положения

14.1.1. Требования настоящих норм должны выполняться при проектировании технологических стальных трубопроводов с условным проходом до 1400 мм включительно, предназначенных для транспортирования жидких и газообразных веществ с различными физико-химическими свойствами, условным давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) и температурой от минус 150 °С до плюс 400 °С.

14.1.2. К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы в пределах промышленных предприятий, по которым транспортируют сырье, полуфабрикаты и готовые продукты, пар, воду, топливо, реагенты и другие вещества, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, а также межзаводские нефтепродуктопроводы и газопроводы, находящиеся на балансе предприятия.

14.1.3. При проектировании технологических трубопроводов ГПЗ, наряду с данными нормами, необходимо руководствоваться следующими нормативными документами: СНиП 3.05.05-84 [19], СНиП 2.04.07-86 [61], СНиП 2.04.08-87 [24], СН 527-80 [20], ПУ и БЭФ-91 [58], РД 38.13.004-86 [22], "Правилами устройства и безопасной эксплуатации поршневых компрессоров, работающих [7] на взрывоопасных и токсичных газах", "Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздуховодов и газопроводов" [8], "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" [21], "Ведомственными указаниями по противопожарному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности", ВУПП-88 [6].

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

14.1.5. При отсутствии в этих таблицах необходимого сочетания параметров используют параметр, по которому трубопровод относят к более высокой категории.

14.1.6. Категорию трубопровода, по которому транспортируется смесь продуктов, устанавливают по компоненту, требующему отнесения трубопровода к более высокой категории.

14.2. Требования к прокладке трубопроводов.

14.2.1. Прокладка трубопроводов должна осуществляться в соответствии с требованиями глав СНиП по проектированию генеральных планов промышленных предприятий.

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

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

14.2.4. В местах прокладки трубопроводов следует предусматривать возможность беспрепятственного перемещения средств пожаротушения, а также подъемных механизмов и оборудования.

14.2.5. При прокладке трубопроводов по территории, не подлежащей застройке, в случае необходимости, следует предусматривать устройство специальной дороги с целью использования ее в период строительства и эксплуатации трубопроводов.

14.2.6. При выборе геометрической схемы трасс необходимо предусматривать возможность самокомпенсации температурных деформаций трубопроводов, за счет использования поворотов трасс. Повороты трасс следует выполнять, как правило, под углом 90°, но не менее 60° как исключение, и обоснованных случаях допускается угол в 45°.

14.2.7. При проектировании в местах поворотов трассы следует предусматривать возможность перемещений трубопроводов, возникающих от изменения температуры стенок трубы, внутреннего давления и других нагрузок. Ширина полосы, отводимой для строительства трубопроводов, определяется:

при надземной прокладке - шириной траверс эстакад,

при подземной прокладке - габаритами узлов или камер.

14.2.8. При совместной прокладке трубопроводов и электрических коммуникаций, а также при назначении расстояний между ними следует руководствоваться главой СНиП по проектированию генеральных планов промышленных предприятий, а также "Правилами устройства электроустановок (ПУЭ)" [39].

14.2.9. Расстояние от зданий, сооружений и других объектов до межплощадочных, технологических трубопроводов, транспортирующих горючие и сжиженные углеводородные газы, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, должны быть не менее указанных в табл. 4 ВУПП-88 [6].

14.2.10. Под межплощадочными технологическими трубопроводами с горючими продуктами установка оборудования не допускается. Емкости для дренирования жидкости из трубопроводов и насосы к ним должны размещаться вне габаритов эстакады.

Расстояние от трубопроводов до указанного оборудования не нормируется.

14.2.11. Прокладка транзитных трубопроводов с взрывопожароопасными продуктами под наружными установками, зданиями, а также через них не допускается. Это требование не распространяется на уравнительные и дыхательные трубопроводы, проходящие над резервуарами.

ПРИМЕЧАНИЕ.

Транзитными трубопроводами по отношению к зданиям или наружным установкам считаются те трубопроводы, которые прокладываются через эти здания или наружные установки, но не используются в них.

14.2.12. При прокладке внутриплощадочных технологических эстакад между отделениями, входящими в установку, эстакада может примыкать к одному отделению, а расстояние между эстакадой и другим отделением должно быть не менее 15 м и приниматься от крайнего трубопровода эстакады.

14.2.13. Технологические трубопроводы с горючими и сжиженными углеводородными газами, легковоспламеняющимися и горючими жидкостями на входе и выходе с территории предприятия должны иметь отключающие устройства в пределах территории предприятия на случай аварии.

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

14.2.15. Трубопроводы следует проектировать с уклоном, обеспечивающим возможно полное опорожнение их в технологическую аппаратуру или дренажные емкости. Уклоны трубопроводов следует принимать, как правило, не менее:

для легкоподвижных жидких веществ - 0,002

для газообразных веществ - 0,003

для высоковязких и застывающих веществ - 0,02.

В обоснованных случаях допускается прокладка трубопроводов с меньшими уклонами или без уклона, но при этом должны быть предусмотрены мероприятия, обеспечивающие их опорожнение.

14.3. Требования к конструкции трубопроводов.

14.3.1. Принятая в проекте конструкция трубопровода должна обеспечивать:

- безопасную и надежную эксплуатацию в пределах нормативного срока;

- ведение технологического процесса в соответствии с проектными параметрами;

- производство монтажных и ремонтных работ индустриальным методом с применением средств механизации;

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

- защиту трубопровода от коррозии, вторичных проявлений молнии и статического электричества;

- предотвращение образования ледяных, гидратных и других пробок в трубопроводе;

- возможность надзора за техническим состоянием трубопровода.

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

14.3.3. При определении диаметров технологических трубопроводов необходимо принимать рекомендуемые скорости движения потоков по трубам, приведенные в табл. 6.

Таблица 6

ПРИМЕЧАНИЕ: В числителе и знаменателе дробных значений в таблице 6 даны скорости соответственно для нагнетательных и всасывающих трубопроводов.

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

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

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

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

14.3.6. Как правило, следует проектировать надземную прокладку на несгораемых опорах и эстакадах. Предел огнестойкости колонн эстакад на высоту первого яруса должен быть не менее 1 часа.

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

14.3.7. 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 кристаллизирующими средствами), а непосредственно в грунте можно прокладывать только трубопроводы, не требующие наблюдения и не имеющие фланцевых соединений.

14.3.8. Бесканальная (в грунте) прокладка допускается, как правило, для одиночных трубопроводов групп Бб и В с рабочей температурой транспортируемого вещества не выше 150 °С. При этом в местах поворотов трубопроводов, имеющих тепловую изоляцию, следует предусматривать каналы и специальные компенсаторные ниши.

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

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

14.3.11. По возможности следует избегать пересечения и сближения до расстояний менее 11 м подземных трубопроводов с рельсовыми путями электрифицированных (на постоянном токе) дорог и другими источниками блуждающих токов.

14.3.12. В стесненных условиях допускается уменьшение указанного расстояния при условии применения соответствующей защиты от блуждающих токов.

14.3.13. При одновременной прокладке в одной траншее двух и более трубопроводов их следует располагать в один ряд (в одной горизонтальной плоскости). Расстояние между ними в свету следует принимать при условных диаметрах трубопроводов:

до 300 мм - не менее 0,4 м

более 300 мм - не менее 0,5 м.

14.3.14. Подземные трубопроводы следует монтировать только на сварных соединениях, за исключением присоединения фланцевой или муфтовой арматуры и фланцевых заглушек.

Арматуру и фланцевые заглушки на подземных трубопроводах необходимо устанавливать в специальных подземных камерах и колодцах. Вне камер и колодцев можно размещать только приварные заглушки.

14.3.15. Подземные трубопроводы должны быть защищены от почвенной коррозии специальной усиленной противокоррозионной изоляцией согласно ГОСТ 9.602-89.

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