Центробежный газовый компрессор

 

6.1 Состав и термодинамические свойства расчетного природного газа для определения номинальных параметров ГПА:

- состав (мольные %): CH₄ - 98,63; C₂H₆ - 0,12; C₃H₈ - 0,02; C₄H₁₀- 0,1; CO₂ - 1,01; N₂-0,12;

- плотность (при 20 °C и 0,101325 МПа) - 0,682 кг/м³;

- удельная газовая постоянная – 506,9 Дж/кг·К;

- температура на входе – плюс 15 °C.

6.2 Возможные диапазоны параметров на различных газопроводах:

- плотность – 0,66-0,80 кг/м³;

- удельная газовая постоянная – 430 - 520 Дж/кг·К;

- теплота сгорания – 31,8 - 36,0 МДж/м³.

6.3 Особые свойства газа: концентрационные пределы воспламенения – от 5 % до 15 % в смеси с воздухом - при 20 °C и 0,101325 МПа).

6.4 Диапазон изменения температуры газа на входе: от минус 30 °C до плюс 60 °C.

6.5 Показатели примесей в газе:

- механические примеси – не более 3 мг/м³, при этом доля частиц размером более 20 мкм не должна превышать 0,15 мг/м³;

- максимальная влажность – состояние насыщения при условии всасывания (допускается кратковременное содержание жидких фракций);

- капельная влага – для ДКС и КС ПХГ содержание устанавливается техническим заданием;

- массовая концентрация сероводорода – не более 0,007 г/м³; массовая концентрация меркаптановой серы – не более 0,016 г/м³; возможно более высокое содержание сероводорода и меркаптанов в отдельных газопроводах – ОСТ 51.40-93.

6.6 Рекомендуемый ряд номинальных значений отношений давлений: 1,25–1,35–44(1,50) - 1,70 - 2,20 - 3,00 - 5,00.

Рекомендуемый ряд расчетных давлений – в соответствии с таблицей Б.1 (приложение Б) в зависимости от типа ЦБК и назначения КС: линейные, ДКС, КС ПХГ, нагнетательные для обратной закачки в пласт и для транспортировки по протяженным подводным участкам газопроводов.

 

Примечание – Исходя из условий технологической привязки ГПА к режимам эксплуатации КС могут назначаться расчетные параметры, отличающиеся от указанных в таблице Б.1 (приложение Б).

 

6.7 Политропный КПД ЦБК на номинальном режиме должен соответствовать современному техническому уровню, приведенному в таблице В.1 (приложение В).

6.8 Мощность, потребляемая ЦБК на номинальном режиме, – в соответствии с 5.22.

6.9 Номинальная производительность ЦБК определяется расчетом при условиях, приведенных в 6.1, 6.6, 6.7, 6.8.

6.10 Должна быть обеспечена эффективность работы ЦБК на переменных режимах: на кривой политропного КПД для постоянной частоты вращения в диапазоне от границы помпажа до точки, соответствующей 80 % от номинальной величины политропного напора, уменьшение КПД по сравнению с оптимумом не должно превышать 10 % (относительных).

 

Примечание – 80 % от номинала политропного напора ориентировочно соответствует переходу в другой класс сменной проточной части (например, от величины отношений давлений – 1,44 - 1,35).

 

6.11 Параметры модификаций ЦБК, указанные в таблице Б.1 (приложение Б), должны обеспечиваться в оптимальном числе унифицированных корпусов за счет применения сменных проточных частей.

Параметры ЦБК заданной мощности, заключенные в таблице Б.1 (приложение Б) в рамку, должны обеспечиваться в одном и том же корпусе.

6.12 Конструкция ЦБК должна обеспечивать работоспособность системы уплотнений во всем рабочем диапазоне давлений, не допуская попадания газа в помещение ЦБК.

6.13 Применяют два типа исполнения системы концевых уплотнений: масляные и «сухие» газодинамические ГДУ торцевые двухступенчатые типа «тандем».

6.13.1 Система масляных уплотнений

При использовании масляных опорно-уплотнительных узлов безвозвратные потери масла не должны превышать 0,2 кг/ч.

6.13.2 Система ГДУ

6.13.2.1 Система ГДУ должна отвечать типовым техническим требованиям [6].

6.13.2.2 Конструкция ГДУ должна быть ремонтопригодной и предусматривать возможность разборки и замены в условиях эксплуатации.

6.13.2.3 Из полости между ступенями ГДУ должен обеспечиваться контролируемый сброс протечек газа на свечу. Расход газа не должен превышать 9 м³/ч (при 20 °C и 0,101325 МПа); при всех режимах работы агрегата, включая заполнение и стравливание контура ЦБК.

6.13.2.4 Предпочтительным является применение агрегатных систем подготовки и подачи буферного газа и разделительного воздуха.

6.13.2.5 При использовании масляного подшипника между второй ступенью ГДУ и масляным подшипником должен устанавливаться уплотняющий узел для предотвращения попадания масла на контактные пары.

6.13.3 Система магнитного подвеса

6.13.3.1 Прогрессивным техническим решением является «сухое» (безмасляное) исполнение систем опорно-уплотнительных узлов ЦБК: ГДУ и МП ротора ЦБК.

6.13.3.2 В комплект МП входят два радиальных и один осевой подшипники. Страховочные подшипники устанавливаются на обоих концах вала за радиальными магнитными подшипниками и внутри уплотнения вала.

6.13.3.3 Конструкция магнитного подшипника должна иметь модульное исполнение узлов, удобное для сборки и разборки ЦБК.

6.13.3.4 Рекомендуется использовать активные магнитные подшипники, соответствующие требованиям API 617 [4].

6.13.3.5 Нагрузочная способность радиальных подшипников должна быть рассчитана на предотвращение контакта между ротором и элементами статора, включая страховочные подшипники, на всех частотах вращения от нуля до максимальной.

6.13.3.6 Нагрузочная способность осевого магнитного подшипника должна обеспечивать работу без контакта со страховочными подшипниками при всех условиях работы. В случае использования автоматической стабилизации осевого усилия магнитный подшипник должен быть рассчитан на компенсацию двукратного остаточного осевого усилия.

6.13.3.7 Радиальная и осевая жесткость собранного страховочного подшипника должна быть достаточной, чтобы выдерживать внезапный скачок нагрузки, равный полной мощности магнитного подшипника (плюс кинетическая энергия), без осуществления контакта между какими-либо частями ротора и статора.

6.13.3.8 Страховочный подшипник должен выдерживать как минимум десять падений ротора при отказе магнитного подшипника.

6.13.3.9 Рекомендуется установка следующих датчиков в соответствии с API 617 [4]: два съемных температурных датчика, один из которых резервный (на каждом подшипнике); датчик радиального положения ротора, устанавливаемый как можно ближе к ротору (на радиальном подшипнике); датчик осевого положения, использующийся совместно для формирования сигнала осевого положения ротора относительно статора (на осевом подшипнике).

6.13.3.10 Система управления МП должна быть выполнена на базе цифровой аппаратуры и обеспечивать безопасную работу, предупреждение о неисправности, защитное отключение, диагностику МП, обмен информации с САУ ГПА.

6.13.3.11 Система бесперебойного электропитания должна обеспечивать как минимум пятиминутное удерживание положения ротора после отключения питания.

6.14 Рабочий диапазон регулирования частоты вращения ГПА (ротора ЦБК) должен иметь пределы от 70 % до 105 % от номинальной частоты вращения для линейных модификаций ГПА и от 50 % до 105 % - для ДКС и КС ПХГ.

6.15 Конструкция ЦБК должна предусматривать удобство и безопасность проведения ремонта и переоснастки сменной проточной части в условиях эксплуатации, для чего предусматриваются необходимые приспособления, грузоподъемные устройства и зоны обслуживания.

6.16 Соединение входных и выходных патрубков ЦБК с технологическими трубопроводами КС должно осуществляться с помощью фланцев. Допустимые нагрузки и моменты на патрубки ЦБК со стороны трубопроводной обвязки – в соответствии с API 617 [4] (конкретные величины согласуются между разработчиком ГПА и проектировщиком КС).

6.17 Конструкция ЦБК должна обеспечивать возможность гидравлических испытаний его технологической (газовой) обвязки.

6.18 Должно быть обеспечено технологическое измерение объемной производительности через ЦБК с погрешностью около 4 % с использованием его также в системе противопомпажного регулирования.

В качестве измерительного устройства рекомендуется внешний конфузор на входе.

6.19 Температура газа на выходе из ЦБК линейных КС не должна превышать 80 °C в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051, при достижении этой температуры в САУ ГПА должен быть предусмотрен предупредительный сигнал.

 

Примечание – В технологических процессах компримирования, имеющих более высокие температуры, предельные ограничения определяются проектом КС.

 

6.20 Опорная рама ЦБК может быть выполнена единой с рамой ГТУ или монтажным соединением обеих рам без дополнительной подгонки.

6.21 Конструкция и материалы корпуса ЦБК должны обеспечивать полный расчетный ресурс не менее 200 тыс. ч наработки.

 

Газотурбинная установка

 

7.1 Общие требования к газотурбинной установке

7.1.1 Номинальная мощность ГТУ – по 3.1.15. Максимальная мощность (предельная рабочая мощность ГТУ, развиваемая при низких температурах атмосферного воздуха) – до 20 % выше номинальной. Номинальная мощность должна обеспечиваться до температуры атмосферного воздуха +25 °C (уточняется для конкретных типоразмеров).

7.1.2 Номинальный КПД ГТУ должен соответствовать современному техническому  уровню, приведенному в таблице Г.1 (приложение Г).

7.1.3 Конструкция и производство ГТУ должны обеспечивать при поставке значения номинальной мощности и КПД без отрицательного допуска.

7.1.4 Нагрузочная характеристика ГТУ (зависимость мощности от частоты вращения силовой турбины) должна быть пологой и допускать снижение мощности не более 5 % при 70 % частоты вращения.

7.1.5 Минимальная мощность, при которой допускается длительная эксплуатация, – до 50 % от номинальной мощности, для ГТУ КС ПХГ и ДКС – до 30 %.

7.1.6 Конструкция ГТУ должна допускать возможность ее использования при гидравлическом сопротивлении выхлопного тракта до 4 кПа.

7.1.7 Конструкция ГТУ может допускать возможность отбора сжатого воздуха до 1 % (с соответствующим снижением мощности и эффективности).

7.1.8 Должны быть обеспечены герметизация внутреннего тракта ГТУ и меры по предотвращению стояночной коррозии и авторотации на остановленном (находящемся в резерве) агрегате.

7.1.9 При использовании сжатого воздуха от ГТУ для работы противообледенительной системы мощность ГТУ не должна уменьшаться более чем на 2 %.

7.1.10 ГТУ должна быть снабжена устройством периодической очистки (промывки) проточной части компрессора при работе под нагрузкой (on-line) и на выключенном из работы агрегате (off-line). Для проведения очистки не должно требоваться дополнительных станционных устройств, кроме объектов хранения реагентов.

Оптимальная программа очисток (промывок): после наработки 300-1000 ч - на ходу, после 3000-5000 ч – на остановленном агрегате.

7.1.11 Направление вращения роторов и валов - по ГОСТ 22378.

7.1.12 Муфты трансмиссии ГТУ – ЦБК должны быть в «сухом» (безмасляном) исполнении.

Для передачи крутящего момента от вала силовой турбины к валу газового компрессора (нагнетателя) должна быть использована эластичная «сухая» (безмасляная) муфта, компенсирующая несоосность и тепловые перемещения валов за счет упругих элементов муфты.

7.1.13 Безвозвратные потери масла не должны превышать 0,2 кг/ч для новой (отремонтированной) ГТУ и 0,4 кг/ч в межремонтный период.

7.1.14 Для авиационных (судовых) двигателей и их газогенераторов должна быть обеспечена возможность демонтажа и установки сменного двигателя (газогенератора) за время 10-15 ч (40-60 чел.-ч). Предусматривается также возможность замены модулей двигателя в условиях КС.

 

Воздухозаборная система

7.2.1 Система воздухозаборная должна обеспечивать:

- защиту от атмосферных осадков;

- очистку атмосферного воздуха, поступающего в компрессор, а также в другие элементы ГТУ;

- защиту от попадания в ГТУ посторонних предметов;

- противообледенительную защиту;

- шумоглушение;

- обеспечение однородного потока воздуха на входе в компрессор;

- защиту от превышения гидравлического сопротивления.

7.2.2 Основные элементы воздухозаборной системы:

- входное защитное устройство;

- ВОУ;

- глушитель шума;

- камера;

- воздуховод к компрессору ГТД;

- противошумовая изоляция;

- электрооборудование;

- КИП и А;

- площадки обслуживания.

7.2.3 Климатическое исполнение и сейсмостойкость – по 5.3 и 5.4.

Наиболее сложные атмосферные условия пылеобразования: среднегодовая концентрация пылевых частиц в очищаемом воздухе – до 3 мг/м³; максимальная концентрация (кратковременная до 100 ч/год) – до 150 мг/м³.

При поставке ГПА на известные конкретные объекты параметры пылеобразования могут уточняться. В таблице Д.1 (приложение Д) приведены данные о возможных условиях пылеобразования.

7.2.4 КВОУ должно обеспечивать очистку атмосферного воздуха в соответствии с требованиями для данного типа ГТД. Как правило, эти требования удовлетворяются применением фильтров класса F7–F9 по ГОСТ Р 51251.

7.2.5 Потери полного давления воздухозаборного тракта ВОУ (с шумоглушением), как правило, не должны превышать 1000 Па.

7.2.6 Состав и комплектность ВОУ (количество ступеней очистки, защитные погодные устройства, противообледенительные системы, опорные конструкции и др.) определяются поставщиком (разработчиком) на основе принятого способа очистки.

7.2.7 Общие требования к фильтрам – по ГОСТ Р 51251.

7.2.8 Срок службы ВОУ – не менее 20 лет.

7.2.9 Требования к надежности элементов воздухозаборного тракта устанавливаются в соответствии и в обеспечение требований к ГПА в целом согласно разделу 12.

7.2.10 При наличии заменяемых фильтрующих элементов разработчик (поставщик) должен определить их ресурс до замены в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

7.2.11 ВОУ должно быть выполнено в виде блочных конструкций, обеспечивающих возможность транспортировки железнодорожным, автомобильным и водным транспортом.

7.2.12 Конструкция ВОУ должна обеспечивать легкость монтажа в условиях КС с минимально необходимым числом крепежных деталей.

7.2.13 Конструкция воздухозаборного тракта должна обеспечивать герметичность и прочность в пределах разницы давлений (разрежения), установленных конструкторской и эксплуатационной документацией. Обычно эта величина должна быть не менее 3 кПа в соответствии с API 616 [5].

Автоматический байпасный клапан должен срабатывать при превышении допустимого уровня разрежения в воздухозаборном тракте.

Конструкция клапана должна исключать возможность его примерзания в зимний период (как правило, за счет электрообогрева контактных поверхностей).

7.2.14 ВОУ должно быть оснащено необходимыми устройствами автоматического контроля, защиты и управления в составе САУ ГПА.

7.2.15 Должна быть обеспечена автоматическая противообледенительная защита воздухозаборного тракта, осуществляемая либо конструктивным принципом очистки (например, в фильтрах пульсирующего типа), либо подогревом циклового воздуха.

Использование продуктов сгорания для подогрева воздуха путем их смешения не рекомендуется.

Запорно-регулирующая арматура противообледенительной системы – с электрическим и ручным приводом.

7.2.16 Неоднородность потока на входе в компрессор ГТД, характеризуемая максимальными относительными отклонениями абсолютной полной температуры и полного давления, не должна превышать 1 % (т.е. около 3 °C и 1 кПа).

7.2.17 Консервацию следует проводить методами и составами, не требующими разборки оборудования при монтаже.

7.2.18 Материалы, защитные покрытия и окраска должны соответствовать атмосферным условиям эксплуатации в течение всего срока службы.

7.2.19 Элементы воздухозаборного тракта, требующие технического обслуживания, должны быть оборудованы площадками, лестницами, люками и другими устройствами для этой цели.

7.2.20 Герметически закрывающиеся двери должны обеспечивать легкий доступ для обслуживания элементов внутри камеры. Должна быть обеспечена невозможность доступа персонала внутрь при работающем агрегате и возможность выхода из камеры.

7.2.21 Должна быть исключена возможность попадания элементов ВОУ и посторонних предметов в газовоздушный тракт. С этой целью в конструкции воздухозаборной системы должна быть сведена к минимуму необходимость обслуживания элементов внутри входного тракта, а также исключена возможность несанкционированного проникновения в воздухо-приемную камеру и КВОУ.

Не рекомендуется компоновка ГПА, предусматривающая демонтаж (монтаж) двигателя (газогенератора) через воздухозаборный тракт.

7.2.22 Сменные фильтрующие элементы должны иметь способы утилизации (уничтожения), отвечающие современным экологическим требованиям.

7.2.23 Шумоглушение входного тракта (глушители шума, шумоизоляция трубопроводов от компрессора ГТД до глушителя, конструктивные мероприятия) совместно с мероприятиями по другим элементам и системам должны обеспечивать выполнение требований раздела 14 по защите от шума.

7.2.24 Проверку соответствия ВОУ требованиям технических условий (спецификаций) производят путем сборки и проверки механической работоспособности на предприятии-изготовителе.

 

Выхлопная система

7.3.1 Выхлопная система должна обеспечивать:

- отвод и рассеивание продуктов сгорания ГТУ до уровня допустимых концентраций вредных выбросов в рабочей зоне по ГОСТ 12.1.005 и населенных пунктах около КС;

- возможность установки утилизационного теплообменника;

- шумоглушение;

- отвод паров масла из системы суфлирования ГТУ и газового компрессора (нагнетателя) после сепарации;

- возможность отбора проб выхлопных продуктов сгорания через устройство отбора с целью периодического инструментального контроля и учета загрязняющих веществ в соответствии с ГОСТ Р ИСО 11042-1 и СТО Газпром 2-3.5-038.

7.3.2 Основные элементы выхлопной системы:

- выхлопной трубопровод с фланцами, компенсаторами, теплоизоляцией (внешней или внутренней), окожушиванием, опорами;

- утилизатор тепла;

- глушитель шума;

- дымовая труба (выхлопная шахта) с опорами.

7.3.3 Потери полного давления для ГТУ простого цикла (от сечения на срезе выхлопного патрубка ГТУ до атмосферы), как правило, не должны превышать 1000 Па без утилизационного теплообменника.

7.3.4 Конструкция ГТУ должна предусматривать возможность различной пространственной ориентации выхлопного патрубка (в сторону, вверх).

7.3.5 Конструкция выхлопной системы должна предусматривать возможность использования ГТУ в составе парогазовой (комбинированной) установки с гидравлическим сопротивлением котла-утилизатора до 4000 Па.

7.3.6 Конструкция выхлопной системы должна обеспечивать возможность применения ГПА с повышенной (до 30–40 м) высотой дымовой трубы в соответствии с проектом конкретной КС.

7.3.7 Варианты выхлопной системы с утилизационным теплообменником и без него должны быть максимально унифицированы. Должна быть обеспечена возможность последующего монтажа утилизационного теплообменника.

7.3.8 Место и конструкция отбора проб продуктов сгорания должны обеспечивать удобство использования переносных газоанализаторов. При этом должна быть обеспечена представительность пробы, не требующая измерения полей концентраций, в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-038.

7.3.9 Выхлопная система должна быть спроектирована с запасом по температурным условиям работы, имея в виду возможность модернизации и повышения параметров газотурбинного привода.

7.3.10 Дымовая труба (выхлопная шахта) должна быть теплоизолирована, по крайней мере, до уровня верхней образующей ВОУ.

7.3.11 Дымовая труба должна быть изготовлена из коррозионно-стойких материалов или иметь антикоррозионное покрытие.

7.3.12 Дымовая труба должна обеспечивать защиту от атмосферных осадков.

7.3.13 Система утилизации тепла

7.3.13.1 Для теплоснабжения объектов КС и сопутствующей инфраструктуры может предусматриваться оснащение ГПА УТО. Конструкция ГПА должна предусматривать поставку с УТО и без него.

7.3.13.2 При тепловом расчете УТО параметры продуктов сгорания на выхлопе ГТУ принимаются для режима с нагрузкой 0,9 от номинала при расчетной температуре атмосферного воздуха минус 26 °C. Основные расчетные параметры водяного УТО:

- температура воды на входе – 70 °C;

- температура воды на выходе – 115 °C;

- давление воды - 0,6 МПа;

- потери давления по водяной стороне – не более 0,1 МПа;

- потери давления по продуктам сгорания - не более 700 Па.

Система автоматического регулирования УТО должна обеспечивать изменение тепловой мощности в диапазоне от 0 % до 100 % за счет изменения количества продуктов сгорания и расхода воды. Параметр регулирования – температура воды на выходе УТО.

Контроль, защита и управление УТО должны выполняться САУ ГПА.

Расчетные параметры для систем теплоснабжения сторонних потребителей определяются в специальных требованиях (при необходимости).

7.3.13.3 Комплект УТО должен включать:

- теплообменные пучки;

- шиберные устройства перед трубными пучками и байпасным газоходом с приводами;

- корпус УТО, который может быть составной частью выхлопного газохода;

- тепловой узел, включающий запорную арматуру, участки трубопроводов с датчиками КИП и А;

- опорные конструкции и устройства для обслуживания.

Тепловой узел может устанавливаться как на открытом воздухе, так и в защищенном исполнении в зависимости от климатических условий. Предусматриваются местные приборы контроля температуры и давления воды.

7.3.13.4 Шиберы, регулирующие расход выхлопных газов через УТО и байпас, должны иметь ручной и электрический привод. Механизм перемещения шиберов должен исключать возможность одновременного закрытия шиберов перед байпасом и УТО. Информация о конечном положении шиберов (открытое и закрытое) должна передаваться в САУ ГПА.

7.3.13.5 Непосредственно на УТО или на обвязке его трубопроводами устанавливаются предохранительный клапан, трубопровод для спуска воздуха при заполнении УТО водой и дренажи коллекторов.

7.3.13.6 Конструкция теплообменных пучков, обвязка их трубопроводами и размещение арматуры должны обеспечивать полный слив воды при открытии вентилей для спуска воздуха и воды.

7.3.13.7 Конструкция УТО должна обеспечивать возможность демонтажа теплообменных пучков и их очистки в процессе ремонтного обслуживания.

7.3.13.8 Вода, используемая в качестве теплоносителя, должна иметь следующие показатели качества:

- карбонатная жесткость – не более 0,7 мг-экв/л;

- растворенный кислород – не более 0,05 мг/кг;

- содержание свободной углекислоты - не допускается;

- взвешенные вещества – не более 5 мг/кг;

- показатель pH – не менее 7.

 

Пусковая система

7.4.1 Для запуска и холодной прокрутки ГТУ могут быть применены следующие виды пусковых устройств (в порядке приоритетности):

- электродвигатель переменного тока, 380 В, 50 Гц;

- электрогидравлическое устройство;

- турбодетандер (расширительная турбина), работающий на природном газе или сжатом воздухе.

7.4.2 При использовании электростартера необходимо предусмотреть плавное (или ступенчатое) его нагружение с целью ограничения пусковых токов.

Должна быть обеспечена возможность не менее трех последовательных пусков, не требующих времени для охлаждения электростартера.

7.4.3 В качестве рабочего тела (пускового газа) при применении турбодетандера используется природный газ или сжатый воздух от станционного (цехового) источника. Давление воздуха не должно быть более 0,6 МПа.

 

Топливная система

7.5.1 В качестве топлива используется транспортируемый газ, характеристики которого приведены в 6.1–6.5.

7.5.2 Расчетный состав природного газа – по 6.1. Диапазоны изменений плотности и низшей теплоты сгорания для различных природных газов - по 6.2.

7.5.3 Требования к параметрам (давление, температура, теплота сгорания) и качеству топливного газа, подаваемого к горелкам ГТУ, должны соответствовать технической документации разработчика (поставщика) ГТУ.

7.5.4 Общие требования к топливному газу

Содержание твердых частиц в газообразном топливе – не более 2 мг/кг, при этом доля частиц размером более 10 мкм допускается не более 0,3 мг/кг.

Содержание в газе коррозионно-опасных реагентов не должно превышать:

- массовая концентрация сероводорода – 20 мг/м³;

- массовая концентрация меркаптановой серы –16 мг/м³;

- объемная доля кислорода – 1 %;

- эквивалентное суммарное содержание натрия и калия – 1 мг/м³.

Содержание любых паров в топливном газе не должно превышать значений, соответствующих состоянию насыщения при температуре на 20 °C ниже температуры в топливном трубопроводе.

В топливном газе, поступающем к органам регулирования ГТУ, наличие жидкой фазы не допускается.

7.5.5 Система (установка) подготовки топливного газа может быть общецеховой для нескольких ГПА или индивидуальной (агрегатной) для каждого ГПА.

7.5.6 Требования к цеховой установке подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд КЦ должны соответствовать ВРД 39-1.8-055 [7] и СТО Газпром 2-3.5-051.

7.5.7 АБТГ должен обеспечивать:

- очистку газа от механических и жидких примесей;

- подогрев газа (при необходимости);

- измерение расхода газа;

- автоматическое поддержание давления (редуцирование) газа (при необходимости).

7.5.8 Электропитание и управление АБТГ должно обеспечиваться агрегатной системой электроснабжения и САУ ГПА.

7.5.9 Для подогрева топливного газа могут быть применены:

- электрические подогреватели;

- газомасляные подогреватели, совмещающие функции охлаждения масла ГТУ и подогрев топливного газа;

- газоводяной подогреватель;

- другие методы.

Электроподогрев и другие методы должны обеспечивать безопасную эксплуатацию и защиту от перегрева.

Прямой (пламенный) подогрев топливного газа продуктами сгорания не допускается.

7.5.10 Фильтры топливной системы должны быть дублированы с целью проведения их обслуживания и ремонта без остановки ГПА.

7.5.11 Трубопроводы топливного газа ГПА после фильтров должны быть выполнены из нержавеющей стали.

7.5.12 Для обеспечения безопасной эксплуатации топливная система должна содержать следующие устройства:

- ручное отключение подачи топлива снаружи ГПА в удобном для персонала месте;

- автоматический (дистанционно управляемый) отключающий кран на входе топливной системы;

- автоматический стопорный клапан;

- автоматический регулирующий клапан;

- автоматический кран для стравливания газа при отключении топливной системы ГПА.