pb_08-342-00 (524186), страница 6

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 6)

Не допускаются сбросы газов из технологических систем комплекса СПГ в общую систему, если такое совмещение может привести к превышению давления для рабочих предохранительных клапанов.

5.7.5. Для предупреждения образования в системе газосброса взрывоопасной смеси следует использовать продувочные газы. Объемная доля кислорода в продувочных и сбрасываемых газах, в том числе газах сложного состава, не должна превышать 50% минимального взрывоопасного содержания кислорода.

5.7.6. В составе системы газосброса комплекса СПГ должны проектироваться отдельно системы для сбросов:

"теплых" паров и газов (с температурой от +200 град. C до -100 град. C);

"холодных" паров и газов (с температурой от -100 град. C до -166 град. C).

5.7.7. Система газосброса "теплых" газов должна выполняться в соответствии с действующими Правилами устройства и безопасной эксплуатации факельных систем (ПУ и БЭФ-91), утвержденными Госпроматомнадзором СССР от 21.04.92.

5.7.8. Сбросы "теплых" газов (паров метана, природного газа) допускается направлять через свечу в атмосферу. Сбросы "холодных" газов следует производить через подогреватель в целях обеспечения плотности сбрасываемого газа не более 0,8 по отношению к воздуху. В случае возможного изменения состава и увеличения плотности сбрасываемого газа более 0,8 по отношению к воздуху сброс газа в атмосферу без дожигания не допускается.

5.7.9. Для предупреждения образования в свече условий распространения пламени внутри нее следует использовать огнепреградители и обратные клапаны.

5.7.10. Устройство свечи для "теплых" газов и условия сброса должны обеспечивать эффективное рассеивание сбрасываемых газовых паров, исключающее образование взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений комплекса. Высота свечи определяется расчетом, но не может быть менее чем требуется по СНиП 2.04.08-87* (раздел "Расчет минимальной высоты свечи из условия обеспечения эффективного рассеивания"), утвержденным Постановлением Государственного строительного комитета СССР от 16.03.87 N 54.

5.7.11. Сброс (дренаж) паров СПГ в атмосферу должен осуществляться таким образом, чтобы исключить воздействие поражающих факторов на персонал комплекса СПГ и за его пределами в случае воспламенения газов и последующего горения, а также не допустить превышение ПДК в рабочей зоне и за пределами комплекса СПГ. Расстояние между свечой и технологическим оборудованием зданий и сооружений комплекса СПГ следует определять из условия допустимых воздействий неблагоприятных факторов на людей, здания и сооружения в случае несанкционированного воспламенения горючего газа на срезе свечи. Методика расчета приведена в Приложении 3.

5.7.12. В систему газосброса "холодных" газов следует направлять сбросы от блока сжижения, насосных СПГ и др., а также сбросы от газосбросных клапанов резервуаров СПГ.

5.7.13. Система газосброса "холодных" газов комплекса СПГ должна иметь свои установки для сжигания сбросных газов, состоящие из:

ствола свечи, оснащенного оголовком и лабиринтным уплотнением;

системы зажигания;

средств контроля и автоматики;

обвязочных трубопроводов.

Для воспламенения сбросных газов и обеспечения стабильного горения ствол свечи должен быть оборудован дистанционным электрозапальным устройством I категории надежности электроснабжения, подводящими трубопроводами "теплого" газа и дежурными горелками с запальниками.

5.7.14. Систему газосброса "холодных" газов следует проектировать с учетом следующих требований:

сброс паров СПГ от газосбросных клапанов, установленных на резервуарах системы хранения, выдачи и газификации СПГ, должен направляться по отдельным трубопроводам от каждого резервуара в специальный коллектор и на самостоятельную установку для сжигания паров;

сбросы через предохранительные клапаны и другие аварийные устройства технологических блоков должны направляться в самостоятельную систему, не связанную с системой сбросов от газосбросных клапанов резервуаров.

5.7.15. Специальный коллектор сбора паров СПГ от газосбросных клапанов криогенных резервуаров должен быть рассчитан на прохождение максимального количества паров, образующихся во всех резервуарах системы хранения СПГ при всех возможных сочетаниях факторов, создающих избыточное давление в них, за исключением теплового воздействия при пожаре.

Потери давления в этой системе (от резервуара до верха ствола свечи) при максимальном сбросе должны быть не выше значения максимально допустимого превышения давления в резервуарах СПГ (заданного технологическим регламентом), при котором начинают срабатывать предохранительные клапаны прямого сброса в атмосферу.

5.7.16. Расчеты пропускной способности свечи от технологических блоков установки СПГ следует проводить исходя из следующих условий:

для трубопроводов от отдельного технологического блока до общего коллектора - по максимальному аварийному сбросу из одного аппарата данного блока;

для коллектора - по аварийному сбросу того технологического блока, где этот сброс является максимальным по сравнению с остальными, с коэффициентом 1,2.

Потери давления в этой системе не должны превышать 0,1 МПа (до верха ствола свечи) при максимальном сбросе.

КонсультантПлюс: примечание.

Нумерация пунктов соответствует оригиналу.

5.7.18. Трубопроводы системы газосброса "холодного" газа следует проектировать наземно, на опорах, с уклоном в сторону сепаратора, как правило, не менее 0,003.

5.7.19. Системы газосброса "холодного" газа должны выполняться из конструкционных материалов, которые могут работать в условиях низких температур (до -166 град. C, см. Приложение 2).

Соединения труб должны быть сварными. Каждый сварной шов должен быть проверен методом неразрушающего контроля, обеспечивающим эффективный контроль качества в соответствии с ОСТ 26-2044-83 "Швы стыковых и угловых сварных соединений сосудов и аппаратов, работающих под давлением. Методика ультразвукового контроля", ГОСТ 18442-80 "Контроль неразрушающий. Капиллярный метод. Общие требования".

5.7.20. Ствол свечи следует максимально приближать к технологическим блокам для уменьшения протяженности коллектора, но не ближе необходимого безопасного расстояния. Высоту ствола свечи следует рассчитывать по плотности теплового потока. Методика расчета приведена в Приложении 3.

5.7.21. Отходы, полученные после отогрева и очистки технологического оборудования и трубопроводов, необходимо сливать в специальный транспортный резервуар и отвозить на захоронение.

5.7.22. Запрещается сливать отходы производства СПГ в промышленную канализацию.

5.7.23. Требования к трубопроводной арматуре определяются Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов, утвержденными Министерством газовой промышленности СССР 22.03.88, и настоящими Правилами.

5.7.24. Прокладку газопроводов по территории комплекса следует предусматривать надземной на опорах из негорючих материалов высотой не менее 0,5 м от уровня земли. Допускается прокладка газопроводов по наружным стенам (кроме стен из панелей с металлическими обшивками и полимерным утеплителем) зданий комплекса на расстоянии 0,5 м выше или ниже оконных и на 0,5 м выше дверных проемов. В этих случаях размещать запорную арматуру, фланцевые и резьбовые соединения над и под проемами не допускается.

5.7.25. На участках надземных газопроводов жидкой фазы, ограниченных запорными устройствами, для защиты трубопроводов от повышения давления при нагреве следует предусматривать установку предохранительного клапана, отвод газа от которого должен предусматриваться через систему газосброса.

5.7.26. На всасывающих трубопроводах насосов и компрессоров следует предусматривать запорные устройства, на напорных трубопроводах - запорные устройства и обратные клапаны. Перед насосами следует предусматривать фильтры с продувочными трубопроводами, за насосами на напорных трубопроводах - продувочные трубопроводы, которые допускается объединять с продувочными трубопроводами от фильтров. На напорном коллекторе насосов следует предусматривать перепускное устройство, соединенное со всасывающей линией насоса. Установка запорной арматуры на перепускном устройстве не допускается.

5.7.27. Насосы должны быть оборудованы автоматикой, отключающей электродвигатели во всех случаях, предусмотренных инструкцией по эксплуатации насоса, а также при:

повышении давления на нагнетательной линии до значений, опасных для закачиваемого резервуара;

достижении максимального уровня в заполняемом резервуаре.

5.7.28. Арматура должна быть комплектной, должна содержаться в исправном состоянии, быть пронумерованной в соответствии с технологическими схемами, иметь указатели направления потока газа и указатели положения затвора. На арматуре, имеющей ручной (механический) привод, стрелками должны быть обозначены направления открытия и закрытия. На арматуре должны быть надписи и обозначения по управлению ею.

5.7.29. Краны на линейной части (линейные краны) и на многониточных переходах должны иметь автоматы аварийного закрытия кранов (ААЗК), настроенные с учетом возможных изменений режима работы газопроводов.

5.7.30. Для смазки и восстановления герметичности запорных кранов должны применяться консистентные смазки и специальные пасты, рекомендованные заводами - изготовителями и специализированными организациями.

5.7.31. Запрещается установка запорной арматуры с рабочим давлением или температурой, не соответствующими параметрам транспортируемого газа.

5.7.32. Попадание воды в системы пневмогидравлического управления в процессе эксплуатации не допускается.

5.7.33. Для кранов газопроводов в основном применяется дистанционное и местное пневмогидравлическое управление. Ручное управление допускается при отсутствии пневмогидравлического привода или при его отказе.

5.7.34. Нормальное положение затворов кранов на линейной части открытое, на свечных и обводных - закрытое. Положение затворов кранов на перемычках между нитками многониточных систем газопроводов определяется режимом работы газопроводов.

5.7.35. Запорные краны (кроме свечных и обводных) следует открывать после предварительного выравнивания давления газа до кранов и после них.

Запорные краны на свечах и обводах следует открывать без остановок до полного открытия.

5.7.36. В каждом подразделении должен находиться аварийный запас запорной арматуры, соответствующей действующим нормам. Арматура аварийного запаса должна храниться на складе в законсервированном состоянии.

5.7.37. В качестве отходов производства могут рассматриваться:

1) отработанное компрессорное масло (на АГНКС);

2) невозгоняющиеся осадки из теплообменных аппаратов при их отогреве. Последние представляют собой сложную многокомпонентную жидкость на основе тяжелых углеводородов и метилмеркаптаны. Порядок их сбора и утилизации должен быть регламентирован специальным разделом рабочей инструкции. Среди них можно выделить следующие составляющие СПГ (в скобках указаны классы опасности веществ):

метилциклогексан и циклогексен (4);

циклопентадиен (3);

метилмеркаптан (2).

СПГ не содержит полициклических ароматических углеводородов - наиболее токсичных представителей класса углеводородов, таких, как нафталин, аценафталин, аценафтен, бенз(а)пирен и др.

5.8. Контрольно - измерительные приборы.

Требования к помещениям управления и анализаторным

помещениям, линиям связи и оповещения

5.8.1. Контрольно - измерительные приборы

5.8.1.1. Комплексы СПГ должны быть оснащены системами контроля, автоматического регулирования, автоматизированного управления, противоаварийной защиты, связи и оповещения об аварийных ситуациях.

Эти системы должны обеспечивать безопасное ведение технологических операций на комплексах и предупреждение обслуживающего персонала об отклонениях от нормы или достижении опасных (предельно допустимых) значений основных технологических параметров, о возникновении аварийной ситуации (пожар, загазованность и др.).

5.8.1.2. Автоматизированные системы управления и системы автоматической противоаварийной защиты комплексов должны формироваться на современной элементной базе с использованием микропроцессорной техники.

Разработка системы противоаварийной защиты должна осуществляться в соответствии с требованиями Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств (ПБ 09-170-97), утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России от 22.12.97 N 52.

5.8.1.3. На пульте управления комплекса должны устанавливаться приборы для измерения:

уровня и давления СПГ в резервуаре;

температуры, давления и расхода газа в трубопроводах, связывающих комплексы СПГ с ГРС МГ или АГНКС;

температуры, давления и расхода газа в установках сжижения газа;

температуры и давления газа в блоке подготовки, осушки и очистки газа (вместе с подогревателем газа регенерации);

содержания влаги и двуокиси углерода в газе, подаваемом на установку сжижения;

компонентного состава СПГ, подаваемого на колонку налива.

5.8.1.4. Система противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ) комплекса СПГ должна обеспечивать аварийную остановку комплекса в случаях:

Характеристики

Список файлов стандарта