Общество с ограниченной ответственностью «Газпром газомоторное топливо»
Скачать 1.95 Mb.
|
10.3.7. Очистка и испытание трубопроводов. Трубопроводы газоснабжения после окончания монтажных и сварочных работ, контроля качества сварных соединений неразрушающими методами, установки и окончательного закрепления всех опор в соответствии с требованиями СП 62.13330.2011 подвергнуть испытанию на герметичность воздухом давлением Рисп.=1,5 МПа продолжительностью 1 час. Трубопроводы технологические после окончания монтажных и сварочных работ, контроля качества сварных соединений неразрушающими методами, а также после установки и окончательного закрепления всех опор и оформления документов, подтверждающих качество выполненных работ подвергаются испытанию в соответствии с требованиями «Рекомендаций по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» подвергаются испытанию: Трубопроводы подвергаются гидравлическому испытанию на прочность и плотность давлением Рисп. = 1,25Рраб. = 30,62 МПа продолжительностью не менее 15 минут. Дополнительное пневматическое испытание трубопроводов на герметичность проводить воздухом или инертным газом после проведения гидравлических испытаний. Испытание на герметичность давлением Рисп.= Рраб.=24,50 МПа продолжительностью не менее 24 часов. Трубопроводы дренажные и импульсные (сжатый воздух на блок управления кранами) после окончания монтажных и сварочных работ, контроля качества сварных соединений неразрушающими методами подвергаются испытанию в соответствии с требованиями «Рекомендаций по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» подвергаются испытанию:- на прочность и плотность давлением Рисп.=0,2 МПа продолжительностью не менее 15 минут. Баллоны для компримированного газа, после их изготовления должны быть испытаны на прочность Рисп.=1,25 Ррасч. продолжительностью 10 минут гидравлическим методом заводом-изготовителем. После выдержки под пробным давлением давление снижается до расчетного, при котором производят осмотр наружной поверхности сосуда, всех его разъемных и сварных соединений. Сосуды должны подвергаться техническому освидетельствованию после монтажа, до пуска в работу, периодически в процессе эксплуатации и в необходимых случаях - внеочередному освидетельствованию. Периодичность технических освидетельствований сосудов: - наружный и внутренний осмотры 2 года; - гидравлическое испытание пробным давлением 4 года. 10.4. ВНЕПЛОЩАДОЧНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ (ГАЗОПРОВОД). Проектом предусматривается следующая схема транспортировки природного газа: от точки врезки в существующий стальной подземный газопровод высокого давления II категории (Ру=0,6 МПа) DN200мм газ по стальному газопроводу высокого давления II категории диаметром 159х5.0 мм поступает на территорию АГНКС к блоку входных кранов (см. том 5.7 ГМТ-7.11.2013-АГНКС-74-001-0-ИОС, ТР). Проектной документацией предусматривается установка шарового крана с ручным управлением DN150: - в точке врезки в ограждении 3.0х2,0м. Монтаж отключающего устройства DN150 предусматривается в надземном исполнении. В качестве запорной арматуры приняты краны шаровые с ручным управлением, с герметичностью затвора класса «А», с фланцевым соединением с трубопроводом по ГОСТ 12815-80, допустимое рабочее давление - Ру 1,6 МПа. Завод-изготовитель: ОАО «Тяжпромарматура», г. Алексин. На узле с отключающим устройством и на надземных участках трубопровода газопровод высокого давления II категории (Ру=0,6 МПа) диаметром 159х5.0, 108х5,0 запроектирован из труб стальных бесшовных горячедеформированных по ГОСТ 8732-78/ст20 группа В ГОСТ 8731-74. Остальная прокладка газопровода предусмотрена из труб стальных бесшовных горячедеформированных диаметром 159х5.0 по ГОСТ 8732-78/ст20 группа В ГОСТ 8731-74 с наружным трехслойным антикоррозионным покрытием не менее 2,5 мм по ТУ 1390-013¬01284695-2007 заводского изготовления. Соединение стальных труб предусмотрено на сварке по ГОСТ 16037-80. Прокладка подводящего подземного газопроводов предусмотрена: - подземно «открытым» способом, общая длина трассы - 929,69м. Проектом учтена самокомпенсирующая способность углов поворота трубопровода. Для защиты от механических повреждений в местах входа и выхода из земли газопровод заключается в защитный стальной футляр. Надземные участки газопроводов покрываются эмалью полиуретановой СпецПротект 109 по ТУ 2312-015-81433175-2012 в два слоя по грунтовке полиуретановой СпецПротект 007 по ТУ 2312-015-81433175-2012 в два слоя. Опознавательную окраску газопроводов произвести по ГОСТ 14202-69. Для защиты участков стальных подземных газопроводов протяженностью до 10,0м от коррозии предусмотреть изоляцию конструкции №6 по ГОСТ 9.602-2005. Конструкция покрытия на основе рулонного мастичного армированного материала «РАМ». Состав изоляционного покрытия, толщиной не менее 2,5мм. Межтрубное пространство между газопроводом и футляром, на переходе от подземной к надземной прокладке уплотняется паклей смоляной ленточной ТУ РСФСР 10-269-88 и битумом БНИ-IV ГОСТ 9812-74. Проектом предусмотрен 100% визуальный и измерительный контроль всех сварных стыков, выполненных при строительстве подводящего газопровода к АГНКС. В соответствии с требованиями раздела 10 СП 62.13330.2011предусмотреть: - 100% контроль радиографическим и ультразвуковым методом сварных стыков стальных подземных труб; - 5% контроль радиографическим и ультразвуковым методом сварных стыков стальных надземных труб. Очистка полости сжатым воздухом и испытание газопроводов на герметичность выполняются согласно СП 62.13330.2011, Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления», СП 42-101-2003. Электрохимическая защита проектируемого газопровода включает в себя: - установку станции катодной защиты типа В-ОПЕ-М3-25-24-У1 (ОАО "Концерн Энергомера"), мощностью 600 Вт на проектируемой опорной раме", с подключением к существующему защитному контуру АГНКС (электроснабжение СКЗ в разделе ЭМ); - для распределения защитного тока предусмотрен четырехканальный блок диодно-резисторный типа БДР-М2 (ОАО "Концерн Энергомера"), устанавливаемый рядом с СКЗ на проектируемой опорной раме", с подключением к существующему защитному контуру; - прокладка протяженного анода с промежуточным слоем типа ПАРМ-2 (ООО "Минадагс"), три отрезка строительной длиной по 450 м в параллельной траншее (в одном метре) от проектируемого газопровода. Укладку электродов следует выполнять на глубину 1,7 м (ниже глубины сезонного промерзания и засыпать мягким грунтом на высоту не менее 100 мм.; - устройство точки дренажа с установкой контрольно-измерительного пункта типа ПВЕК. К точке дренажа помимо дренажного кабеля ВБШв 2x25 прокладывается и кабель ВБШв 3x2,5 (для обеспечения работы СКЗ в автоматическом режиме); - монтаж контрольно-измерительных пунктов ПВЕК с прокладкой анодных кабелей ВБШв 1x35 с одной стороны протяженного анода и монтажом электродов сравнения типа ЭНЕС-3М со встроенными вспомогательными электродами и индикаторами коррозионных процессов ИКП на удаленном конце анода; - установка на изолирующих вставках контрольно-измерительных пунктов типа ПВЕК с блоком совместной защиты (БСЗ); - установка КИП типа ПВЕК с блоком совместной защиты (БСЗ) в местах пересечения с подземными коммуникациями (кабелем связи, стальными трубопроводами. К КИП подключаются медно-сульфатные электроды сравнения типа ЭНЕС-3М со встроенным вспомогательным электродом и индикаторами коррозионных процессов ИКП. КИПы располагаются над осью газопровода со смещением не далее 0,2 м от точки подключения контрольного вывода. Электроды сравнения и индикаторы коррозионных процессов монтируются в соответствии с инструкцией завода-изготовителя; Размещение средств ЭХЗ и кабельных линий выполнить с привязкой по месту для удобства монтажа и эксплуатации, учитывая особенности рельефа данной местности и расположения смежных коммуникаций. Кабели ЭХЗ прокладываются в траншеях на глубине 0,75 м. Изоляцию мест приварки кабелей ЭХЗ к газопроводу выполнить термоусаживающимся материалом "Терма" для ремонта повреждений заводского полиэтиленового покрытия трубопроводов и битумной мастики. Ввод в эксплуатацию средств ЭХЗ должен быть произведен в течение одного месяца после окончания укладки газопровода. На подводящем газопроводе к АГНКС, ввиду отсутствия электроприводов и электропотребителей, средства телемеханизации и энергоснабжение объектов газораспределительных сетей не предусматриваются. 10.5. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ. 10.5.1. Характеристика источника электроснабжения. Источником электроснабжения являются существующие городские электрические сети напряжением 10 кВ. 10.5.2. Обоснование принятой схемы электроснабжения. Для приема электроэнергии напряжением 10 кВ от существующих городских электрических сетей, ее преобразования до напряжения 0,4 кВ и распределения к потребителям на напряжение 380/220В предусматривается установка отдельностоящей комплектной двухтрансформаторной подстанции 10/0,4 кВ в блочно-модульном здании. Подключение проектируемой двухтрансформаторной 2КТП-630/10/0,4кВ к источнику питания выполняется двумя кабельными линиями 2КЛ-10 кВ от Согласно техническим условиям прокладку кабельных линий 10 кВ от точек подключения до проектируемой 2КТП-630/10/0,4кВ выполняет «Сетевая организация». Питание электропотребителей АГНКС напряжением 0,4кВ выполнено с разных секций шин РУНН-0,4 кВ с устройством АВР вновь проектируемой 2КТП-630/10/0,4кВ. Распределительные сети 220/380В в блочно-модульном здании СЭБ выполняются от вводно-распределительного устройства (ВРУ), щитов рабочего и аварийного освещения, пункта распределительного ПР1, ПР2, щита ЩК (для компьютерной техники АРМ), щита гарантированного питания (ЩГП), поставляемых заводом-изготовителем комплектно со зданием, в соответствии с техническими требованиями на изготовление и поставку СЭБ. Вводно-распределительное устройство СЭБ принято на два ввода с устройством АВР. Питание электропотребителей навеса газозаправочной галереи осуществляется от щита ЩРНГ, установленного в электрощитовой СЭБ. Электроприемники, отнесенные к I категории надежности электроснабжения питаются от щита гарантированного питания, подключенного к I секции шин ВРУ СЭБ посредством источника бесперебойного питания, рассчитанного на 4 часа автономной работы. Питание щита ВРУ СЭБ предусматривается от автоматических выключателей отходящих линий разных секции РУНН-0,4 кВ КТП 10/0,4кВ, двумя взаиморезервируемыми силовыми кабелями. Шкафы питания и управления электроприемниками технологического блока (ШУК1,ШУК2, ШУ БОГ) размещаются в электрощитовой блоков и поставляются комплектно заводами-изготовителями. Питание щитов ШУК1, ШУК2, ШУ БОГ предусматривается от автоматических выключателей отходящих линий РУНН-0,4кВ КТП 10/0,4 кВ. В шкафах ШУК1,ШУК2, ШУ БОГ на отдельную линию выделены потребители, относящиеся к I-й категории надежности электроснабжения и обеспеченные источником бесперебойного питания, рассчитанного на 4 часа автономной работы. Питание двух электродвигателей компрессорных установок, мощностью 200 кВт каждый, осуществляется с разных секций шин РУНН-0,4 кВ блока КТП. В связи с большой мощностью электродвигателей компрессорных установок и возможностью их одновременной работы, их запуск предполагается выполнить посредством устройств плавного пуска, установленных в шкафах ШУК1, ШУК2. 10.5.3. Сведения о количестве электроприемников. Потребителями электроэнергии площадки АГНКС, являются следующие электроприемники напряжением 220/380 В: - электродвигатели компрессорных установок; - электродвигатели системы АВО компрессорных блоков; - электродвигатели аварийной вытяжной вентиляции технологических блоков; - рабочее и аварийное электроосвещение зданий; - электрообогрев зданий; - электрообогрев полов СЭБ; - электрообогрев водосточных воронок СЭБ и заправочной галереи; - бытовые электроприемники СЭБ; - потребители приборов АСУ ТП и противопожарной защиты; - электроприемники системы охранной сигнализации и видеонаблюдения; - наружное освещение территории. 10.5.4. Требования к надежности электроснабжения и качеству электроэнергии. По условиям надежности электроснабжения на площадке АГНКС имеются группы потребителей I и II категории. К потребителям II категории относятся потребители основного технологического оборудования, электрообогрев зданий, бытовые приборы СЭБ, наружное освещение. К потребителям I категории отнесены: оборудование АСУ ТП и ПС, ОС и видеонаблюдения, аварийное освещение зданий, аварийная вентиляция технологических блоков, система пожарной сигнализации. Потребители I категории электроснабжения входят в состав электроприемников аварийной брони, обеспечивающие безопасное для жизни и здоровья людей и окружающей среды состояние предприятия с полностью остановленным технологическим процессом. Для питания и распределения электроэнергии к потребителям на напряжение 0,4 кВ по I и II категории электроснабжения используется РУНН-0,4кВ с устройством АВР вновь проектируемой двухтрансформаторной КТП 10/0,4 кВ, щит ВРУ с устройством АВР, установленный в здании СЭБ, шкафы управления компрессорными установками (ШУК1,ШУК2, ШУ БОГ). Питание в аварийном режиме предусматривается по одному из вводов КТП. Перевод питания на один ввод выполняется срабатыванием устройства АВР. 10.5.5. Описание решений по обеспечению электроэнергией электроприемников в соответствии с установленной классификацией в рабочем и аварийном режимах. Для обеспечения бесперебойного электроснабжения оборудования систем, входящих в состав аварийной брони и относящихся к I категории электроснабжения, а именно оборудование АСУ ТП и ПС, ОС и видеонаблюдения, аварийное освещение зданий, аварийная вентиляция зданий, система пожарной сигнализации предусматривается установка источников гарантированного питания (ИГП) с временем резервирования не менее 4 ч (24 часа для систем противопожарной защиты), подключенных от устройств АВР мгновенного действия. В случае отказа в работе источников гарантированного питания (ИГП) предусматривается автоматическая подача напряжения для питания цепей АСУ в обход ИГП. Питание электроприемников системы пожарной сигнализации предусмотрено, согласно требованиям СП 6.13130.2013 п.4.1, 4.7, от панели ППУ, имеющего отличительную окраску, установленного в здании СЭБ. Шкаф пожарной сигнализации имеет собственный источник бесперебойного питания, рассчитанный на 24 часа автономной работы. 10.5.6. Описание решений по компенсации реактивной мощности, релейной защите, управлению, автоматизации и диспетчеризации системы электроснабжения. Для сокращения потерь в сетях и разгрузки трансформаторов за счет сокращения перетоков реактивной мощности и доведения tgφ на шинах КТП 10/0,4 кВ до значения не менее 0,35 предусматривается установка двух регулируемых комплектных конденсаторных установок 0,4кВ мощностью по 150 кВАр каждая. Защита компенсирующих устройств от токов короткого замыкания и перегрузок выполняется автоматическими выключателями отходящих линий РУНН-0,4 кВ. Расчет нагрузок электроприемников, приведенный в таблице 3.1 выполнен с учетом установленных компенсирующих устройств. В РУНН-0,4кВ КТП 10/0,4кВ использованы комплектующие производства компании Schneider Electric, ABB или аналог. Применена одинарная секционированная автоматическим выключателем система сборных шин, секции шин выполнены с шинным мостом. В РУНН-0,4 кВ предусмотрен автоматический ввод резерва (АВР) и возврат к нормальному режиму (ВНР). Вводные и секционный автоматические выключатели приняты выдвижного исполнения на 1000А серии Mpact с селективным электронным расцепителем. На вводных панелях установлены счетчики электрической энергии, щитовые контрольные приборы для визуального контроля основных электрических параметров. Схема АВР выполнена на релейной схеме и имеет следующие функциональные возможности: - управление ручное и АВР; - возврат с выдержкой времени - блокировку возврата в нормальный режим работы при отсутствии синхронизации по вводам. В качестве вводно-распределительного устройства в здании СЭБ используется ВРУ с устройством АВР. В качестве вводных, секционного и отходящих линий приняты модульные автоматические выключатели импортного производства с электромагнитными расцепителями, Устройство АВР выполнено на моторном приводе. Кроме того, в качестве пусковой аппаратуры в блоке СЭБ применяются ящики управления наружным освещением. Шкафы для питания и управления электроприемниками технологического блока (ШУК1, ШУК2, ШУ БОГ) вынесены из взрывоопасных зон и устанавливаются в помещении электрощитовой блоков. Шкафы ШУК1, ШУК2, ШУ БОГ выполняются со степенью защиты IP31 и комплектуются: - вводными выключателями на базе автоматических выключателей импортного производства; - блоками распределения электроэнергии; - блоками управления асинхронными двигателями с короткозамкнутым ротором; - блоками управления с устройствами плавного пуска для запуска электродвигателей компрессорных установок мощностью 200 кВт. Тип и технические характеристики пуско-защитной аппаратуры, установленной в шкафах ШУК1,ШУК2, ШУ БОГ выбирается поставщиком компрессорной станции в соответствии с требованиями ПУЭ, ГОСТ Р 51321.1-2007 «Устройства комплектные низковольтные распределения и управления». Применяемая в проектной документации пуско-защитная аппаратура обеспечивает следующие виды защит: - защита силовой цепи от короткого замыкания; - защита потребителей от перегрузки; - защита двигателя от обрыва фаз; - защита цепей управления от короткого замыкания. Защита силовых сетей от короткого замыкания осуществляется автоматическими выключателями. Защита электродвигателей от перегрузки и обрыва фаз - тепловыми реле РТЛ и РТТ, имеющими специальный механизм для ускоренного срабатывания при обрыве фазы. Защита от утечки на землю – устройством защитного отключения. Защита цепей управления на блоках управления осуществляется однополюсными автоматическими выключателями. Применяемые в РУНН-0,4 кВ КТП-10/0,4 кВ, ВРУ СЭБ, ШУК1,ШУК2, ШУ БОГ автоматические выключатели имеют высокую отключающую способность (ПКС) и широкий диапазон уставок расцепителей. На отходящих линиях, питающих сети электроосвещения, согласно техническим требованиям на проектирование, автоматические выключатели приняты с дополнительными контактами для возможности вывода сигнала в систему телемеханики о наличии/отсутствия питания в сети электроосвещения. Передача данных в существующую систему АСУ Э от объектов электроснабжения в объем данной проектной документации не входит. |
