1.2 Технологічна схема об’єкта.

1.2.1 Компонування технологічного устаткування

Компонування технологічного устаткування й обв'язка КС Тарутине виконані відповідно до проекту “Уніфіковані блочно-комплектні КС із сейсмічною інтенсивністю зони будівництва 8 балів по шкалі MSK-64”.

Технологічна схема компресорної станції представлена на кресленні у додатку .

На площадці компресорного цеху газоперекачуючі агрегати ГПА-Ц-16Із установлюються з кроком 25 м.

Агрегати в блочно-комплектному виконанні встановлюються на відкритих площадках на нульовій відмітці. Відмітка осі ГПА -2,23 м.

Для обслуговування агрегатів і доступу усередину контейнерів передбачені площадки, розташовані в дверних прорізах.

З боку нагнітачів розташовані трубопроводи й арматура газової обв'язки і колектори газу.

Газова обв'язка нагнітачів - надземна, на опорах. Газові колектори виконані підземно й укладаються на фундаментні плити, а між плитами - на ущільнений ґрунт.

Для запобігання ушкодження ізоляції між трубопроводами і фундаментними плитами укладаються аркуші з компонора.

Конфігурація газової обв'язки нагнітачів і конструкції опор виконані з урахуванням забезпечення компенсації подовжніх переміщень від зміни температури стінок труб і вібраційних навантажень під час роботи ГПА, а також з урахуванням сейсмічності.

Для зняття навантажень від трубопроводів газової обв'язки на фланці нагнітача передбачені розвантажувальні опори, установлювані на вході і виході кожного нагнітача.

Крани №1 і №2 разом з елементами трубопроводів змонтовані в блоки, що виготовляються в заводських умовах.

Для зручності обслуговування кранів і доступу в люки-лази газової обв'язки агрегатів передбачені стаціонарні площадки обслуговування з перехідними містками.

Конструкція газової обв'язки нагнітачів дозволяє здійснювати обслуговування і заміну арматури пересувними вантажопідйомними механізмами .

Для підтримки необхідної температури паливного газу відповідні трубопроводи прокладаються в теплоізоляції.

По “низькою” стороні КЦ у каналах прокладаються колектори масла (разом з теплоспутниками) і колектор повітря обігріву, від яких також у каналах масла і повітря підводяться до кожного агрегату.

Для збору витоків масла поруч з кожним агрегатом установлена підземна ємність збору масла.

Клас вибухонебезпечності компресорного цеху по ПУЭ - “У-1м”.

Установка очищення газу розміщена окремій площадці і складається з чотирьох пиловловлювачів, установлюваних із кроком 4,2 м, і ємності ГП.525.

Пиловловлювачі встановлені на окремих фундаментах на нульовій відмітці, мають площадки обслуговування, постачені арматурою, що відключає, на вході і виході газу.

Конденсат і дренаж зливаються в колектори, що прокладаються надземно, разом з теплоспутниками в загальній ізоляції.

Ємність ГП.525 установлюється підземно.

У зв'язку з ерозійним зносом трубопроводи для зливу конденсату і дренажу прийняті з потовщеними стінками.

Клас вибухонебезпечності по ПУЭ - “У-1м”.

Установка охолодження газу розміщена на площадці, що має тверде покриття.

АПО поставляються комплектно з колекторами входу і виходу до кранів, що відключають.

Для демонтажу електродвигуна передбачене спеціальне пристосування. Для проведення ремонтних робіт на теплообмінних секціях передбачені дві стаціонарні площадки обслуговування.

Клас вибухонебезпечності по ПУЭ - “У-1м”.

На площадці підготовки паливного й імпульсного газу компонування устаткування виконане в будинку і на відкритій площадці.

У будинку встановлюється блок редукування паливного газу, температура експлуатації якого відповідно до вимог заводу-виготовлювача складає +5*С.

Категорія виробництва по пожежній небезпеці в будинку згідно СНиП II-90-81 - “А”, клас вибухонебезпечності по ПУЭ - “У-1а”.

На відкритій площадці встановлюються наступні блоки:

блок очищення газу,

блок осушки і зберігання імпульсного газу,

блок виміру газу,

блок підігріву газу регенерації,

підігрівник газу ПГ-10,

призначені для зовнішньої установки.

Блоки підігрівників газу встановлені в розриві від основних технологічних блоків підготовки газу.

Обслуговування блоків здійснюється з нульової відмітки. Обв'язувальні трубопроводи прокладаються на низьких опорах, передбачені містки і площадки для обслуговування і ремонту блоків.

Ємність збору конденсату 25 м3 розміщена на окремій площадці, надземно на опорах.

Насосна складу ПММ виконана в індивідуальному будинку з наступними приміщеннями:

насосна масла,

насосна світлих нафтопродуктів,

регенераційна фільтрів.

У насосній масла установлена маслоочисна установка для очищення відпрацьованого масла.

Блоки резервуарів складу ПММ установлені надземно на рамах і фундаментних стійках.

Відпуск бензину і дизпалива здійснюється паливороздавальними колонками, установленими поруч з під'їзною дорогою до насосної.

Зовнішні трубопроводи і ємності масла обігріваються теплоспутником. Мастилопроводи від складу ПММ до компресорного цеху прокладаються разом з теплотрасою.

Газозаправні колонки АГЗП розміщені на відкритій площадці на “низькій стороні” КС. До площадки організований під'їзд автотранспорту.

1.2.2 Технологічні трубопроводи.

Діаметри технологічних трубопроводів визначені з умови припустимих швидкостей потоку в них відповідно до "Загальносоюзних норм технологічного проектування магістральних газопроводів " ОНТП 51-1-85.

Товщини стінок технологічних трубопроводів компресорної станції розраховані відповідно до вимог роздягнула 8 СНиП 2.05.06-85 "Магістральні трубопроводи".

Труби обрані по "Інструкції з застосування сталевих труб у газовій і нафтовій промисловості",1996р. з урахуванням пропозицій замовника.

Вибір матеріалу труб зроблений у залежності від конкретних умов району будівництва КС, температури експлуатації трубопроводів, середовища що транспортується.

На території КС усі технологічні газопроводи прийняті категорії В (СНиП 2.05.06-85).

Прокладка трубопроводів високого тиску прийнята підземною. Глибина закладення трубопроводів до верха труби прийнята згідно п.5.1. СНиП 2.05.06-85:

при діаметрі менше 1000 мм 0,8 м;

при діаметрі 1000 мм і більш 1,0 м.

Конструктивні розміри трубопроводів, що прокладаються, враховують забезпечення самокомпенсації.

Захист від корозії сталевих трубопроводів, покладених у землі, виконана у відповідності зі СНиП 2.05.06-85.

Ізоляція підземних трубопроводів виконана посиленого типу. Підземні трубопроводи Ду1200-Ду500 покриваються ізоляцією в складі: Праймер R-100, стрічка НИТТО 52, обгортка НИТТО 52RA, а Ду 300 і менше - бітумо-полімерною ізоляцією посиленого типу за ДСТ25812-83.

У місцях виходу підземних трубопроводів на поверхню трубопроводи ізолюються на 500 мм вище рівня землі.

Надземні ділянки трубопроводів захищаються від корозії фарбуванням емаллю ХВ 124 за два рази по очищеній від іржі й окалини, знежиреної поверхні.

Пізнавальне фарбування всіх надземних трубопроводів виконується відповідно до