Проект реконструкции цеха КС "Юбилейный"

 

Проект реконструкции цеха КС "Юбилейный"

Введение

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.

Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы.

Основными типами ГПА на КС в настоящее время являются: агрегаты с приводом от газотурбинных установок (ГТУ), электроприводные агрегаты и поршневые газомотокомпрессоры. Особенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени, среди отмеченных типов ГПА, отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем: высокая единичная мощность (6 - 25 МВт), небольшая относительная масса, блочно-комплектная конструкция, высокий уровень автоматизации и надежности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе. Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распространение на газопроводах (свыше 85% общей установленной на КС мощности агрегатов). Остальное приходится на электрический и поршневой тип привода.

Мощная и разветвленная система МГ с тысячами установленных на них ГПА, многие из которых выработали свой моторесурс, обязывают эксплуатационный персонал КЦ и производственных предприятий по обслуживанию газопроводов детально знать технику и технологию транспорта газов, изучать опыт эксплуатации и на основе этого обеспечить, прежде всего, работоспособность и эффективность эксплуатации установленного энергомеханического оборудования КС.

В данной работе предусматривается установка нового оборудования, как основного, так и вспомогательного, что обеспечит бесперебойную подачу газа по магистральному газопроводу от мест добычи к потребителю.

1. Технологические решения

.1 Краткое описание КС «Юбилейная»

Компрессорная станция КС расположена на 382-м км системы газопроводов «Пунга-Вуктыл-Ухта-Торжок».

КС состоит из 3-х цехов (очередей). Цех №2 подключен к МГ «Пунга-Вуктыл-Ухта» (Ду=1200 мм, Ру=5,4 МПа); цех №3 к МГ «Пунга-Вуктыл-Ухта» (Ду=1400 мм, Ру=7,5 МПа); цех №4 к МГ «Пунга-Ухта-Грязовец» (Ду=1400 мм, Ру=7,5 МПа). Газ высокого давления, из магистральных газопроводов, поступает через входные шаровые краны №7; 7а (Ду 1000) узлов подключения компрессорных цехов, во всасывающие газопроводы-шлейфы, и на входные коллекторы батарей циклонных пылеуловителей (ПУ): 5-и ПУ цеха №2; 6-и ПУ цеха №4, - производительностью 20 млн. нм3/сут каждый и 6-и ПУ цеха №3 (производительность каждого 20 млн. нм3/сут). В циклонных пылеуловителях газ очищается от механических и жидких примесей. После очистки, газ в цехах №3 и 4 попадает во всасывающий коллектор (Ду 1000) газоперекачивающих агрегатов, из которого направляются в параллельно работающие 3 группы из 2-х последовательно работающих нагнетателей Н-370-18-1 6-и (3*2) агрегатов ГТК 10-4 (плюс 2 в резерве), где сжимаются до проектного давления 7,4 МПа. Сжатый центробежными нагнетателями, газ под давлением 7,4 МПа поступает в нагнетательный коллектор (Ду 1000) и далее по трубам (Ду 1000) направляется к установкам из 7 аппаратов воздушного охлаждения газа. Охлажденный газ по входным шлейфам (Ду 1000) направляется к узлам подключения, попадая через краны №8; 8а в магистральный газопровод. Для цеха №2: газ после очистки поступает во всасывающий коллектор Ду 700 центробежных нагнетателей Н-300-1,23, 4-х газоперекачивающих агрегатов ГТ-6-750, работающих параллельно 2-я группами по два агрегата, (плюс один ГПА в резерве), где сжимается до проектного давления 5,4 МПа и через выходные шлейфы (Ду 700), и краны №8; 8а узла подключения попадает в магистральный газопровод.

Таблица 1.1. Технологическое оборудование цехов КС «Юбилейная»

№ цехаТип АВОТип пылеуловителейТип агрегатов2-ГП 628 - 4 шт. Q=20 млн. нм3/сут Pраб=7,5 МПа V=17м3 Д=1,8 м Н=9,2 мГТ-6-750 - 5 шт. (Н-300-1,23) Q=19 млн. нм3/сут Pвх=3,7 МПа Pвых=5,5 МПа3АВО (Крезо-Луар) - 7 шт. Рраб=7,5 МПа Двых=Двх=400 мм Н=5,1 мГП 144 - 6 шт. Q=20 млн. нм3/сут Pраб=7,5 МПа V=17м3 Д=1,8 м Н=9,2 м Двых=Двх=500 ммГТК 10-4 -8 шт. (Н-370-18-1) Q=30 млн. нм3/сут Pвх=5,2 МПа Pвых=7,5 МПа4АВО (Крезо-Луар) - 10 шт. Рраб=7,5 МПа Двых=Двх=400 мм Н=5,1 мГП 144 - 6 шт. Q=20 млн. нм3/сут Pраб=7,5 МПа V=25м3 Д=2,0 м Н=9,2 м Двых=Двх=500 ммГТК 10-4 -8 шт. (Н-370-18-1) Q=30 млн. нм3/сут Pвх=5,2 МПа Pвых=7,5 МПа

1.2 Данные о топографии и расположении объекта

Район расположения сети магистральных газопроводов и газопровода Юбилейного ЛПУМГ является частью Вологодской области и проходит по землям Тотемского и других районов. В геоморфологическом отношении описываемая территория приурочена к Печорской низменности Русской платформы. Рельеф местности представляет собой слабо расчлененную равнину и определяется близостью Уральских гор. Рельеф местности изрезан слабо. Большую часть территории занимают темнохвойные леса, лесистость - 82%, болота. Почвы торфянистые, пойменные и дерново-подзолистые темнохвойных лесов.

Регион характеризуется разветвленной сетью рек. Магистральные газопроводы и газопровод-отвод пересекают в основном небольшие реки, такие как Малый Емель, Илыч, ширина русла которых в местах подводных переходов не превышает 30 м (всего 17 рек, не считая более мелких водных преград). Самыми крупными водотоками, которые пересекает трасса являются р. Печора - 430 м, озеро Вад - 70 м, р. Гудыр-Вож - 42 м, р. Большой Емель - 30 м шириной. В местах переходов нередко наблюдаются размывы и подмывы трубопроводов.

Газопроводы на всем протяжении пересекают 99 болот 1 и 2 типов глубиной до 3-4 метров и общей протяженностью до 25 км. Уровень грунтовых вод повсеместно высокий, а на значительном протяжении поверхностный. Грунты сильно обводнены на протяжении 125 км.

Из ЧС природного характера в регионе возможны лесные и торфяные пожары. Вечно мерзлых грунтов по всей трассе нет.

КС «Юбилейная» расположена на 382 км трассы газопровода Пунга - Вуктыл - Ухта на землях лесохозяйственного назначения в 20 км к югу от г. Вуктыл на левом берегу р. Лэптаель. Абсолютные отметки поверхности участка находятся в пределах от 110 до 115 м.

Площадка КС покрыта почвенно-растительным слоем, мощность которого составляет 0,3 - 0,4 м. Под почвенно-растительным слоем скрыты суглинки с содержанием мелкой гальки. Мощность суглинков достигает глубины 5,0 - 5,5 м. На глубине 5,0 - 5,5 м суглинки подстилаются песчано-гравийно-галечниковыми отложениями. Грунтовые воды вскрыты на глубине 10-15 м. Сейсмоактивность в районе площадок КС-3 не наблюдается.

Характер застройки площадки КС «Юбилейная» - промышленный, малоэтажный. В северной части территории КС в общих зданиях компрессорных цехов №3 и №4 размещены ГПА (агрегаты цеха №2 размещаются в индивидуальных зданиях), технологическое оборудование (пылеуловители, аппараты воздушного охлаждения газа) располагается на открытых площадках. В южной части расположены здания административно-бытового корпуса, служебно-эксплуатационного, ремонтного блоков, энергоблока, прочие строения.

Высота технологических сооружений КС «Юбилейная» не превышает 23 м, высота зданий не более 16 м.

Осадков выпадает 25 - 53 мм в месяц. Продолжительность залегания снежного покрова составляет в среднем 199 дней. Наибольшая из средних толщина снежного покрова на отрытом месте составляет 98 см, наблюдаемый максимум - 146 см.

Весной преобладают ветры с северной составляющей. Самый теплый месяц лета - июль, его средняя температура + 15,3°С. Максимум температуры может достигать + 35,0°С. Среднее месячное количество осадков составляет 59-71 мм.

Осенью преобладают ветры с южной составляющей. Осень, в общем, теплее весны. Переход средней суточной температуры к отрицательным значениям наблюдается в середине октября. Среднее месячное количество осадков составляет 48 - 75 мм.

.3 Описание технологической схемы цеха до реконструкции

Компрессорные станции предназначены для повышения давления и перекачки газа по магистральному газопроводу.

Они служат управляющим звеном в комплексе сооружений, входяших в состав магистрального газопровода. Практически именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально использовать аккумулирующую способность газопровода.

Компрессорный цех №3 КС обеспечивает компримирование природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу Пунга-Вуктыл-Ухта II очередь диаметром Ду 1400 мм и рабочим давлением 7,5 МПа.

Компрессорный цех оснащен газоперекачивающими агрегатами ГТК-10-4 с неполнонапорными нагнетателями Н-370-18-1.

Технологической схемой компрессорного цеха предусмотрены следующие основные процессы:

прием газа из магистрального газопровода по двум входным шлейфам Ду 1000 мм;

очистка газа перед компримированием;

компримирование газа;

охлаждение газа после компримирования в аппаратах воздушного охлаждения газа (АВО);

подача газа в магистральный газопровод после АВО по двум выходным шлейфам Ду 1000 мм.

Для обеспечения нормальной работы газоперекачивающих агрегатов ГТК-10-4 предусмотрены следующие вспомогательные системы:

система подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

система маслоснабжения агрегатов;

система утилизации тепла отходящих газов;

системы отопления, вентиляции, электроснабжения и КиП и А.

Подключение компрессорного цеха №3 к магистральному газопроводу Пунга-Вуктыл-Ухта II очередь осуществляется на узле подключения, расположенного на расстоянии 250 м от ограждения компрессорной станции.

В составе узла подключения предусмотрена следующая технологическая арматура и трубопроводы:

кран №20, секущий кран магистрального газопровода. При работе компрессорного цеха находится в закрытом положении, при останове цеха открывается, обеспечивая транспорт газа по газопроводу, минуя компрессорную станцию;

входные газопроводы-шлейфы компрессорного цеха Ду 1000 мм с секущими кранами №№7,7а и свечными кранами №№17,17а, обеспечивающими отключение цеха от магистрального газопровода и освобождение коммуникаций цеха от газа;

выходные газопроводы-шлейфы компрессорного цеха Ду 1000 мм с секущими кранами №№8,8а, свечными кранами №№18,18а и обратными клапанами, выполняющими аналогичные функции, что и арматура на выходных шлейфах, а так же предотвращающие обратный поток газа.

Газ из магистрального газопровода по двум входным газопроводам-шлейфам Ду 1000 мм поступает на установку очистки газа, где очищается от механических примесей и капельной влаги и двумя потоками направляется на компримирование в центробежные нагнетатели газоперекачивающих агрегатов ГТК-10-4.

После компримирования газ по нагнетательным коллекторам от параллельно работающих групп нагнетателей направляется на охлаждение к аппаратам воздушного охлаждения. Далее охлажденный газ по двум выходным газопроводам-шлейфам направляется к узлу подключения цеха, попадая через краны №№8,8а в магистральный газопровод.

Четыре группы кранов №№6 образуют пусковой контур цеха, предназначенный для работы агрегатов на кольцо перед загрузкой и остановом, а так же для регулирования производительности перепуском газа со стороны нагнетания на вход цеха. Для выхода цеха на большое станционное кольцо служат краны №№31,32,31.

1.4 Краткая характеристика оборудования цеха

1.4.1 Установка очистки газа

Качество очистки компримируемого газа является одним из основных факторов, влияющих на надежность работы газоперекачивающих агрегатов и другого технологического оборудования компрессорной станции. Установка очистки газа от твердых и жидких примесей предусматривается на входе в компрессорную станцию для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов.

Из анализа данных эксплуатации установок очистки транспортируемого газа компрессорной станции магистральных газопроводов следует, что содержащиеся в газе механические примеси могут значительно различаться по величине частиц, фазовому и минералогическому составу.

Максимальное содержание мехпримесей достигается при вводе газопровода в эксплуатацию, а также при ремонте газопроводов и подключении новых ниток.

Газ может содержать газовый конденсат, кондесационную и минерализованную воду, метанол, диэтиленгликоль, масла. Состав твердых частиц:

0÷10 мк. - 5%;30÷40 мк. - 8%;

10÷20 мк. - 7%;40÷50 мк. - 10%;

20÷30 мк. - 8%;50 мк. - 62%.

Содержание твердой фазы в газе среднегодовое до 10 мг/нм3, максимальное до 200 мг/нм3, максимальное содержание жидкой фазы -15 г/нм3.

В соответствии с проектом в цехе №3 установлено 6 циклонных пылеуловителей конструкции ЦКБН ГП 144.00.000 Ду 2000 мм, со штуцерами входа и выхода Ду 500 мм. Обвязка пылеуловителей коллекторная. Продукты очистки и конденсат отводятся в атмосферную емкость - конденсатосборник, расположенную надземно.

1.4.2 Компрессорный цех с агрегатами ГТК-10-4

Компримирование газа в компрессорном цехе №3 осуществляется агрегатами ГТК-10-4 оснащенными неполнонапорными нагнетателями Н-370-18-1, производительностью 30 млн. ст. м3/сут. В цехе установлены 8 агрегатов в том числе 2 агрегата резервные. Агрегаты установлены в общем здании.

Табл. 1.2. Техническое состояние парка ГПА

Станция №ГПАНаработка, час.Мощность/КПД, кВт/%.до ремонтадатаN/КПДГТК-10-43113762326.12.039425/273212332623.08.048748/25.93311986028.12.046376/18.8349315926.02.059112/27.53510617317.02.058350/27.6369462219.01.047679/24.5379185726.02.028130/26.3387354701.10.057435/23.5

компрессорного цеха, разделенного промежуточной вставкой служебно-производственного назначения на две части, в которых установлены соответственно 6 агрегатов и 2 агрегата ГТК-10-4.

Нагнетатели Н-370-18-1 обвязаны по универсальной схеме обвязки, обеспечивающей параллельно-последовательную их работу - 3 группы нагнетателей работающих параллельно, по два агрегата в группе работающих последовательно. В таблице №1.2 приведена наработка агрегатов ГТК-10-4 установленных в цехе №3 с момента ввода цеха в эксплуатацию.

Назначенный общий ресурс работы агрегатов 100 тыс. часов превышен у 4 агрегатов.

Длительная эксплуатация агрегатов, превышение установленного общего ресурса привели к ухудшению технического состояния агрегатов. Результаты теплотехнических испытаний показывают, что приведенная мощность агрегатов ГТК-10-4 цеха №3 КС колеблется в пределах 6,3-9,1 МВт, а эффективный К.П.Д. не превышает 26 - 27%.

Анализ технического состояния агрегатов ГТК-10-4 цеха №3 КС свидетельствует о физическом и моральном старении агрегатов данного типа.

Современный мировой уровень К.П.Д. приводных газотурбинных установок в диапазоне мощностей 16-25 МВт, наиболее оптимальный для оснащения магистральных газопроводов диаметром 1420 мм., характеризуются следующими величинами К.П.Д.:

34-35,5% - авиационный тип;

30-33% - промышленный безрегенеративный тип;

34,5-36,5% - промышленный регенеративный тип.

Дальнейшая эксплуатация агрегатов ГТК-10-4 цеха №3 при наработках значительно превышающих установленный ресурс, будет сопровождаться дальнейшим ухудшением технического состояния ГПА, перерасходом топливного газа, сокращением межремонтных периодов, и как следствие увеличение затрат на выполнение планово-предупредительных ремонтов.

Снижение располагаемой мощности ГПА, снижение коэффициента готовности ГПА приведет к уменьшению производительности газотранспортной системы ООО «Севергазпром» и снижению надежности транспорта газа, что будет сопровождаться недоподачей объемов транспортируемого газа.

1.4.3 Установка охлаждения газа

Опыт эксплуатации магистральных газопроводов большого диаметра показал, что в летние периоды эксплуатации в связи с высокой температурой наружного воздуха и грунта транспортируемый газ не успевает охлаждаться до температуры грунта на участках между КС, в результате чего по мере возрастания номера КС происходит повышение средней температуры транспортируемого газа в процессе движения, что увеличивает расход энергии на транспорт газа, в некоторых случаях приводит к потере устойчивости трубы и противокоррозионной изоляции, приводит к разрывам трубопроводов.

В компрессорном цехе №3 для охлаждения газа установлены 7 АВО типа «Крезо-Луар». Температура газа в осенне-весенний период поддерживается на уровне 25-300С, а в летний период эксплуатации определяется и ограничивается температурой наружного воздуха. В связи с тем, что мощности 7 установленных АВО не хватает, возникает необходимость добавления еще 3-х установок.

1.5 Анализ технических решений по реконструкции

Модернизация ГПА и реконструкция компрессорных станций в связи с необходимостью обеспечения транспорта перспективных потоков газа, технической и экологической безопасности работы газотранспортных систем, а так же экономии материальных и энергетических ресурсов в процессе эксплуатации, является одной из важнейших задач как для всей газовой отрасли так и для ООО «Севергазпром».

Для принятий оптимальных решений по повышению технологического уровня ГПА и выбора оптимального варианта реконструкции компрессорных станций при минимальном уровне строительно-монтажных работ и капитальных вложений выполнен анализ технических решений и проектов реконструкции компрессорных цехов.

Основные решения на реконструируемых КС вытекают из следующих способов и вариантов реконструкции:

повышение технического уровня ГПА путем замены физически изношенных его систем. Такой подход целесообразен в том случае, если в реконструкцию ГПА вносятся принципиальные изменения, улучшающие технико-экономические показатели агрегатов, например, внедряется регенерация тепла выхлопных газов. В том случае, когда технико-экономические показатели не улучшаются, а только восстанавливаются до исходных значений, такой подход к реконструкции является неприемлемым.

реконструкция агрегатов путем замены малоэффективных газотурбинных приводов на современные приводы судового и авиационного типа. Этот способ наименее трудоемкий и капиталоемкий, так как реконструкции подлежит только привод, а компрессор и нагнетатель с обвязкой остаются неизменными. Такой способ наиболее приемлем для КС оснащенных ГПА с полнонапорными нагнетателями. Основой реализации указанного направления является наличие серийного производства современных газотурбинных приводов, а так же освоенного производства сменных проточных частей центробежных нагнетателей, так как во многих случаях в связи с изменением режимов эксплуатации КС требуется реконструкция нагнетателей с целью уменьшения или увеличения производительности.

реконструкция цехов КС, расположенных в капитальных зданиях, путем установки полнонапорных центробежных нагнетателей и современных приводных турбин. К преимуществам такой схемы реконструкции относятся следующие особенности:

использование существующих зданий и фундаментов, что обеспечивают экономию капитальных вложений на 11%, а объем строительных работ уменьшатся на 30% по сравнению с новым строительством;

не требуется отвод земельного участка под строительство (2 -2,5 Га);

используется часть оборудования реконструируемой КС (склад масел, воздухоприемные и газовыхлопные системы, трубопроводы и арматура и т.д.);

повышается надежность работы КС за счет применения более надежной параллельной схемы подключения агрегатов;

уменьшаются потери газа и повышается эффективный расход топлива КС на 3 - 4% за счет равномерной загрузки всех ГПА, так как при последовательно-параллельной схеме подключения агрегатов первые ГПА, как правило, загружены меньше, чем вторые. При указанной схеме, для обеспечения транспорта заданных объемов газа, реконструкция выполняется в несколько этапов, заключающихся в последовательной замене ГПА при работающей компрессорной станции.

строительство новых компрессорных цехов, оснащенных высокоэффективными ГПА. Этот способ реконструкции применим в том случае, если имеется свободная площадка в районе действующей КС, а остановка КС или вывод некоторых ГПА невозможны по режиму работы магистрального трубопровода. [8. 56с]

Конструктивные особенности ГПА для реконструируемых КС должны отвечать ряду требований:

объем строительно-монтажных работ должен быть минимальным, а монтируемое оборудование должно устанавливаться на существующие фундаменты и стыковаться с уже имеющимся оборудованием КС.

параметры основного оборудования должны соответствовать режимам работы КС. При замене установленных ГПА на агрегаты повышенной единичной мощности необходима модернизация проточных частей установленных ЦБН.

масса оборудования или его отдельных модулей должна позволять осуществлять монтаж существующими грузоподъемными средствами.

технико-экономический уровень оборудования должен соответствовать современному уровню.

Исходя из соображений минимизации капиталовложений и поддержания заданного режима работы цеха №3 в дипломном проекте выбран вариант поэтапной реконструкции без остановки или уменьшения транспорта газа.

На первом этапе реконструкции устанавливаются в двухтурбинной части цеха 2 агрегата ГПА-16МГ90 с полнонапорными нагнетателями 398-22-1, 3 аппаратов воздушного охлаждения. На втором этапе установим 2 агрегата ГПА-16МГ90 с полнонапорными нагнетателями 398-22-1, в шеститурбинной части компрессорного цеха №3.

1.6 Расчет КЦ №3 до реконструкции

1.6.1 Режим работы компрессорного цеха с неполнонапорным нагнетателям

Производительность нагнетателя 370-18-1 с приводом от ГТК-10-4, млн. ст. м3/сут при температуре 293 К и давлении Р=0,1013 МПа

(1.1)

Давление газа на входе в КЦ

, (1.2)

гдеPвс - давление на всасе КЦ, МПа;

Pк - конечное давление на участке газопровода, МПа; Pк = 4,98 МПа;

- потери давления в пылеуловителях и входном шлейфе КЦ, МПа;

Для одноступенчатой очистки и газопроводов Ø1420 МПа.

Pвс = 4,98 -0,12 = 4,86 МПа.

Температура газа на входе в КЦ

Твс = Тк = 274,45 К.

Коэффициент сжимаемости газа

Определяем коэффициент сжимаемости zвс при параметрах Pвс и Tвс на входе в нагнетатель. Определим значения приведенных температуры Tпр и давления Pпр.

, (1.3)

где Рпр - приведенное давление.

, (1.4)

где Тпр - приведенная температура.

Рпр = Рвс / Ркр; Тпр = Твс / Ткр, (1.5)

где Ркр - критические давление газа, Мпа;

Ткр - критические температура газа, К;

Критическая температура газа Ткр, К находится по формуле:

Ткр = , (1.6)

где Ткрi - критическая температура i-го компонента газа, К.

Подстановка в формулу (1.6) даёт:

Ткр = 0,9716 · 190,66 + 0,0132 · 305,46 + 0,0047 · 369,90 + 0,0079 · 126,20 + 0,0001 · 304,26 = 192,04 К.

Найдем критическое давление газа Ркр, МПа по следующей формуле:

Ркр = , (1.7)

где Ркрi - критическое давление i-го компонента газа, МПа.

Ркр = 0,9716 · 4,640 + 0,0132 · 4,884 + 0,0047 · 4,255 + 0,0079 · 3,394 + 0,0001 · 7,386 = 4,62 МПа.

Рпр = 4,86 / 4,62 = 1,05;

Тпр = 274,45 / 192,04 = 1,43;

;

.

Газовая постоянная компримируемого газа

, (1.8)

где R - газовая постоянная компримируемого газа, кг×м/кг×К;

Dст - относительная плотность воздуха при стандартных условиях; Dст = 0,568.

;

, (1.9)

где Rв - газовая постоянная воздуха, Дж/кг×К; Rв=286,8 Дж/кг×К.

=286,8/0,568=504,9 Дж/кг×К.

Плотность газа в условиях входа его в нагнетатель

, (1.10)

где gвс - плотность газа в условиях входа его в нагнетатель, кг/ст. м3.

кг/м3

По формуле (1.11) находим объёмную производительность

Объёмная производительность нагнетателя при параметрах входа Pвс, МПа и Tвс, К

(1.11)

где Qоб - объёмная производительность нагнетателя, м3/мин;

Qк - производительность нагнетателя, м3/мин.

м3/мин.

Задаёмся частотой вращения ротора нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения nн, об/мин в диапазоне:0,7×nн < n < 1,05×nн. Из характеристики нагнетателя находим, что nн = 4800 об/мин. Задаёмся n = 0,9×nн. Следовательно n = 4320 об/мин.

По формуле (1.12) находим приведенную объёмную производительность Приведенная объёмная производительность

, (1.12)

где Qпр - приведенная объемная производительность, ;

Qоб - объёмная производительность нагнетателя, м3/мин.

.

По формуле (1.13) находим приведенную частоту вращения ротора нагнетателя

Приведенная частота вращения ротора нагнетателя

, (1.13)

где [n/nн]пр - приведенная частота вращения ротора нагнетателя

n - выбранная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

zпр, Тпр, Rпр - параметры газа из характеристики, составленной для данного нагнетателя;

zвс, Твс, R - параметры газа в нагнетатель.

.

Степень сжатия нагнетателя находим из характеристики для данного нагнетателя по Qпр и [n/nн]пр. Из графика [7. 34с] находим, что e = 1,185.

Приведенная относительная внутренняя мощность нагнетателя и политропический КПД. Приведенную относительную внутреннюю мощность нагнетателя и политропический КПД находим из характеристики нагнетателя (прил. 7) в зависимости от Qпр:

,

где - приведенная относительная внутренняя мощность нагнетателя, ;

- политропический КПД.

Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем

, (1.14)

где Ni, - внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем, кВт.

По формуле (1.14) находим внутреннюю мощность, потребляемая нагнетателем

По формуле (1.15) находим мощность потребляемую нагнетателем мощность, потребляемая нагнетателем

Согласно [2], мощность N, кВт, потребляемая нагнетателем определяется по следующей формуле:

, (1.15)

где hм - механический КПД. Для нагнетателя 380-18-1 hм = 0,99.

;

Согласно [2], мощность N, кВт, потребляемая нагнетателем определяется по следующей формуле:

N = Ni + Nмех, (1.16)

где Nмех - механические потери мощности на муфте и в подшипниках, кВт. Для нагнетателя 380-18-1 Nмех = 100 кВт.

N = 6207 + 100 = 6307 кВт.

Удалённость режима работы нагнетателя от границы помпажа

Удалённость режима работы нагнетателя от границы определяется по следующему условию:

, (1.17)

где Qпрmin - это минимальное значение приведенной объёмной производительности, взятое из характеристики, Qпрmin = 250 м3/мин.

.

Находим располагаемую мощность ГТУ

, (1.18)

где - располагаемая мощность ГТУ, кВт;

- номинальная мощность ГТУ, кВт, = 10000 кВ

Кн - коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ, Кн = 0,9;

Кt - коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха, Кt = 1;

Коб - коэффициент, учитывающий влияние антиобледенения системы, Коб = 1,04;

Ку - коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлоп ных газов, Ку = 1,01;

Т3 - расчётная температура, К;

Тзн=288 К;

кВт.

Исходя из полученного значения видно, что условия выполняются, то есть:

; ;

;

.

По формуле (1.19) находим давление нагнетателя

Рвых = Рвс ×e, (1.19)

где Рвых - давление на выходе из нагнетателя, МПа.

Рвых = 4,86 ×1,185 = 5,8 МПа.

По формулам (1.20) и (1.21) находим температуру газа на выходе из ЦБН

, (1.20)

где Твых - температура газа на выходе из ЦБН, К;

- повышение температуры при компримировании, К.

(1.21)

К.

По формуле (1.22) и (1.23) находим расход топливного газа 1 ГПА

, (1.22)

где qтг - расход топливного газа на КЦ, тыс. ст. м3/час;

- номинальный расход топливного газа, тыс. ст. м3/час;

, (1.23)

где - - низшая теплотворная способность газа, ккал/ст. м3; = 7990,9 ккал/ст. м3;

- номинальный КПД ГПА; =0,265

тыс. ст. м3/час;

4,06 тыс. ст. м3/час;

1.6.2 Режим работы с полнонапорным нагнетателем

Определяем давление во второй нагнетатель

Рвс 2 = Рвых 1 - (0,0150,025) = 5,8 - 0,015 = 5,785 МПа,

где 0,0150,025 - потери в обвязке при переходе из первого нагнетателя во второй, МПа.

Определяем температуру на всасе во второй нагнетатель

Твс 2 = Твых 1 = 287,79

Плотность газа в условиях входа его в нагнетатель

кг/м3;

По формуле (1.11) находим объёмную производительность

м3/мин.

Задаёмся частотой вращения ротора нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения nн, об/мин в диапазоне:0,7×nн < n < 1,05×nн. Из характеристики нагнетателя находим, что nн = 4800 об/мин. Задаёмся n = 0,97nн. Следовательно n = 4656/мин.

По формуле (1.12) находим приведенную объёмную производительность

.

По формуле (1.13) находим приведенную частоту вращения ротора нагнетателя

.

Степень сжатия нагнетателя находим из характеристики для данного нагнетателя по Qпр и [n/nн]пр. Из графика находим, что e = 1,21

Приведенная относительная внутренняя мощность нагнетателя и политропический КПД Приведенную относительную внутреннюю мощность нагнетателя и политропический КПД находим из характеристики нагнетателя в зависимости от Qпр:

.

По формуле (1.14) находим внутреннюю мощность, потребляемая нагнетателем

По формуле (1.15) находим мощность потребляемую нагнетателем

;

N = 8278 + 100 = 8378 кВт.

В результате расчетов получили

; ;

; .

Удалённость режима работы нагнетателя от границы помпажа

.

По формуле (1.19) находим давление нагнетателя

Рвых 2 = 5,8×1,21= 7,018 МПа.

По формуле (1.20) и (1.21) находим температуру газа на выходе из ЦБН

К.

По формуле (1.22) находим расход топливного газа 1 ГПА

4,06 тыс. ст. м3/час.

Суммарный расход топливного газа

= (2,91 + 3,54)*3=19,35 тыс. ст. м3/час.

.7 Расчет КЦ №3 после реконструкции. Определение режима работы компрессорного цеха с полнонапорными нагнетателями

Производительность нагнетателя 398-22-1 с приводом от ГПА-16МГ90Р, млн. ст. м3/сут при температуре 293 К и давлении Р=0,1013 МПа

(1.24)

где Q - необходимая производительность, млн. ст. м3/сут; Q=90,2 млн. ст. м3/сут;

n - количество рабочих полнонапорных нагнетателей, обеспечивающих заданную пропускную способность, n = 3.

Давление газа на входе в КЦ

, (1.25)

где Pвс - давление на всасе КЦ, МПа;

Pк - конечное давление на участке газопровода, МПа; Pк = 4,98 МПа;

- потери давления в пылеуловителях и входном шлейфе КЦ, МПа;

Для одноступенчатой очистки и газопроводов Ø1420 МПа.

Pвс = 4,98 -0,12 = 4,86 МПа.

Температура газа на входе в КЦ

Твс = Тк = 274,45 К.

Коэффициент сжимаемости газа

Определяем коэффициент сжимаемости zвс при параметрах Pвс и Tвс на входе в нагнетатель. Определим значения приведенных температуры Tпр и давления Pпр.

, (1.26)

где Рпр - приведенное давление.

, (1.27)

где Тпр - приведенная температура.

Рпр = Рвс / Ркр; Тпр = Твс / Ткр, (1.28)

где Ркр - критические давление газа, Мпа;

Ткр - критические температура газа, К;

Критическая температура газа Ткр, К находится по формуле:

Ткр = ,(1.29)

где Ткрi - критическая температура i-го компонента газа, К.

Подстановка в формулу (1.28) даёт:

Ткр = 0,9716 · 190,66 + 0,0132 · 305,46 + 0,0047 · 369,90 + 0,0079 · 126,20 + 0,0001 · 304,26 = 192,04 К.

Найдем критическое давление газа Ркр, МПа по следующей формуле:

Ркр = , (1.29)

где Ркрi - критическое давление i-го компонента газа, МПа.

Подставим численные значения в формулу (1.29) и получим:

Ркр = 0,9716 · 4,640 + 0,0132 · 4,884 + 0,0047 · 4,255 + 0,0079 · 3,394 + 0,0001 · 7,386 = 4,62 МПа.

Рпр = 4,86 / 4,62 = 1,05;

Тпр = 274,45 / 192,04 = 1,43;

;

.

Газовая постоянная компримируемого газа

, (1.30)

гдеR - газовая постоянная компримируемого газа, кг×м/кг×К;

Dст - относительная плотность воздуха при стандартных условиях;

Dст = 0,568.

;

,

где Rв - газовая постоянная воздуха, Дж/кг×К; Rв=286,8 Дж/кг×К.

=286,8/0,568=504,9 Дж/кг×К.

Плотность газа в условиях входа его в нагнетатель

, (1.31)

где gвс - плотность газа в условиях входа его в нагнетатель, кг/ст. м3.

кг/м3

Объёмная производительность нагнетателя при параметрах входа Pвс, МПа и Tвс, К

(1.32)

гдеQоб - объёмная производительность нагнетателя, м3/мин;

Qк - производительность нагнетателя, м3/мин.

Объёмная производительность приведенная к начальным условиям построения газодинамической характеристики:

(1.33)

Задаёмся частотой вращения ротора нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения nн, об/мин в диапазоне:0,7×nн < n < 1,05×nн. Из характеристики нагнетателя находим, что nн = 5300 об/мин. Задаёмся n = 0,95×nн. Следовательно nпр = 5035 об/мин.

(1.34)

Степень сжатия нагнетателя находим из характеристики для данного нагнетателя по Q и n. Из графика находим, что e = 1,44.

Политропический КПД нагнетателя ?пол = 0,86

Приведенная внутренняя мощность нагнетателя N, кВт

, => (1.35)

кВт

где Pнач = Pк/? = 7,45/1,44 = 5,17 МПа

Согласно п. 51-1-85 ОНТП, мощность N, кВт, потребляемая нагнетателем определяется по следующей формуле:

N = Nвс + Nмех, (1.36)

где Nмех - механические потери мощности на муфте и в подшипниках, кВт. Для нагнетателя 398-22-1 Nмех = 250 кВт.

N = 14591 + 350 = 14841 кВт.

Удалённость режима работы нагнетателя от границы определяется по следующему условию:

, (1.37)

гдеQпрmin - это минимальное значение приведенной объёмной производительности, взятое из характеристики, Qпрmin = 450 м3/мин.

.

Сравнивая полученную потребляемую мощность нагнетателя N = 14841 кВт с номинальной мощностью Neн = 16000 кВт, мы получаем следующее: N < Neн; 14841 < 16000.

Необходимо выполнить расчёт располагаемой мощности , кВт, исходя из условий:

;.

Располагаемая мощность

, (1.38)

где - располагаемая мощность ГТУ, кВт;

- номинальная мощность ГТУ, кВт, = 16000 кВт;

Кн - коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ, Кн = 0,95;

Кt - коэффициент, влияние температуры наружного воздуха, Кt = 3,4;

Коб - коэффициент, учитывающий влияние антиобледелительной системы, Коб = 1;

Ку - коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов, Ку = 1

Т3 - расчётная температура, К;

Т3 = Ta+ dTa, (1.39)

где Ta - средняя температура воздуха в рассматриваемый период, К; Ta=281,86 К;

dTa - поправка на изменчивость климатических параметров, К; dTa=5 К;

Т3=281,86 + 5 = 286,86 К;

Тзн - номинальная температура воздуха перед ГТУ, К; Тзн=288 К;

Рат - расчётное давление наружного воздуха, МПа, Ра = 0,0998 МПа.

кВт.

Исходя из полученного значения видно, что условия выполняются, то есть:

; ;

; .

Давление нагнетателя

Рвых = Рвс ×e, (1.40)

где Рвых - давление на выходе из нагнетателя, МПа.

Рвых = 4,86 × 1,44 = 7,0 МПа.

Температура газа на выходе из ЦБН

, (1.41)

где Твых - температура газа на выходе из ЦБН, К;

- повышение температуры при компримировании, К.

(1.42)

К.

Расход топливного газа 1 ГПА

, (1.43)

где qтг - расход топливного газа на КЦ, тыс. ст. м3/час;

- номинальный расход топливного газа, тыс. ст. м3/час;

, (1.44)

где - - низшая теплотворная способность газа, ккал/ст. м3; = 7990,9 ккал/ст. м3; номинальный КПД ГПА; =0,34.

тыс. ст. м3/час;

5,06 тыс. ст. м3/час;

Общий расход газа для трех ГПА

= 4,73 × 3= 14,19 тыс. ст. м3/час.

1.8 Описание технологических решений по реконструкции КЦ №3

На первом этапе реконструкции КС предусматривается установка 2-х агрегатов ГПА-16МГ90 с нагнетателями 398-22-1. Агрегат состоит из газотурбинного судового конвертированного двигателя ДГ90Л2.1 мощностью 16 МВт и центробежного нагнетателя 398-22-1 с конечным давлением 7,4 МПа и номинальной степенью сжатия 1,5. Агрегаты устанавливаются в 2-х турбинной части цеха на фундаменты старых агрегатов.

Газовая обвязка нагнетателя выполняется по коллекторной схеме для параллельной работы агрегатов коллектора всасывания и нагнетания агрегатов приняты из труб Ду 1000 мм и прокладываются подземно.

Газ к входному патрубку нагнетателя ГПА подается по надземному входному трубопроводу Ду 1000 мм. На входном трубопроводе установлены:

входной отсечной кран Ду 1000 мм (кран №1);

байпас крана №1 Ду 80 с пневмоприводом (кран №4) и ручными кранами и дроссельная шайба;

люк-лаз хомутовый Ду 1000/500 с защитной решеткой.

Скомпримированый газ от выходного патрубка нагнетателя в подземный коллектор нагнетания Ду 1000 мм подается по надземному выходному трубопроводу Ду 1000 мм, на котором установлены:

выходной отсечной кран Ду 1000 (№2);

обратный клапан Ду 1000;

люк-лаз хомутовый Ду 1000/500.

В обвязке каждого ГПА предусмотрена линия пускового контура Ду 500, предназначенная для подачи технологического газа от выхода нагнетателя на вход цеха перед пылеуловителями при пуске и останове ГПА, а также при перепуске газа из линии нагнетания на всас при антипомпажном регулировании. Для регулирования работы нагнетателя на режимах пуска и останова, а также защиты его от помпажа в процессе работы, на линии пускового контура предусмотрена установка антипомпажного регулирующего клапана фирмы «Моквелд» 16» (Ду 400).

Трубопровод пускового контура ГПА Ду 500 мм подключаются к пусковому коллектору Ду 700, который соединяется с выходным трубопроводом цеха перед пылеуловителями.

В выходной патрубок от нагнетателя ГПА предусматривается врезка свечного трубопровода с краном №5, предназначенная для продувки и сброса газа из контура на свечу при пуске и останове ГПА. Трубопроводы сброса газа выводятся на 25 м за ограждения станции, с установкой на продувных свечах шумоглушителей, для снижения шумового воздействия при сбросе газа. Для удобства обслуживания кранов газовой обвязки нагнетателей вдоль агрегатов предусматривается проходной мостик.

1.8.1 Расчет пылеуловителей КЦ «Юбилейная»

Для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе в компрессорную станцию следует предусматривать установки очистки газа от твердых и жидких примесей. Количество твердых и жидких примесей в газе после очистки не должно превышать допустимую норму по техническим условиям на газоперекачивающие агрегаты.

В настоящее время на КС применяются масляные и циклонные пылеуловители.

Наиболее применяемыми являются циклонные пылеуловители: на вводимых в эксплуатацию КС предусматривают циклонные сепараторы различных типов, а на существующих КС масляные пылеуловители реконструируют или меняют на циклонные.

Очистку следует предусматривать в одну степень - в пылеуловителях.

Содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м3. На о КС «Юбилейная» установлены циклонные пылеуловители ГП 144.000.00, Ду = 2000 мм, на рабочее давление 7,5 МПа.

Пропускная способность одного пылеуловителя определяется по формуле:

, (1.45)

где Qп - пропускная способность одного ПУ, млн. ст. м3/сут;

Q - количество газа перед ПУ, Q = 92,7 млн. ст. м3/сут;

n - количество ПУ;

Установлено 6 аппаратов:

млн. ст. м3/сут;

Нагрузка на 6 ПУ не выходит за пределы минимальной производительности

млн. ст. м3/сут;

При отключении одного из ПУ нагрузка на оставшиеся не выходит за пределы их максимальной производительности.

После введения в работу новых агрегатов, как мы видим по расчету, установка дополнительных пылеуловителей не требуется.

1.8.2Установка подготовки топливного и импульсного газа

Для обеспечения топливным газом давлением 30 кгс/см агрегатов ГПА-16МГ90 (пуск агрегатов осуществляется электродвигателями), а также импульсным газом для управления пневмогидроприводными кранами цеха и газом на собственные нужды, проектом предусматривается установка подготовки газа с использованием блоков разработки ДОАО «ЦКБН».

Установка подготовки газа выполняет следующие функции:

1. очистку газа;
2. замер общего расхода газа;
3. осушку и хранение импульсного газа;
4. подогрев топливного газа;
5. замер расхода топливного газа;
6. редуцирование топливного газа;
7. редуцирование и замер газа на подогреватели газа ПТПГ-30 и ГФУ.

Подготовку импульсного газа до точки росы минус 55°С предусматривается осуществлять в автоматизированной установке подготовки импульсного газа производства ОАО «Компрессор» г. Санкт-Петербург с электронагревной регенерацией адсорбента.

Все блоки размещаются в отапливаемом помещении. На открытой площадке размещаются:

1. подогреватели топливного газа ПТПГ-30 с промежуточным теплоносителем в количестве двух подогревателей (раб. + рез.);
2. емкость подземная горизонтальная У= 25 м3 с электронасосным агрегатом для хранения и подпитки ПТПГ-30 раствором ДЭГ.

Подвод газа к установке подготовки осуществляется от всасывающего коллектора цеха №3 после установки очистки газа и от аналогичного коллектора цеха №4 (резервный отбор).

На входном и выходном патрубках и трубопроводе слива дренажа фильтров устанавливаются отсечные краны. Для сброса газа с фильтра при замене фильтрующего элемента предусматривается сбросной трубопровод с отсечным краном.

Узел замера расхода газа предназначен для замера расхода газа через УПТИГ потребляемого на собственные нужды КС. Узел замера состоит из двух линий: рабочей и байпасной. На узле замера устанавливается запорная арматура и счетчик расхода газа.

Счетчик расхода газа турбинный типа Т2 производства ООО «Газтурбоавтоматика» предназначен для коммерческого учета расхода газа на собственные нужды КС. Счетчик обладает высокими метрологическими характеристиками и подключается к вычислителю расхода САТ-2010, преобразующего импульсы в сигналы, направляемые в САУ УПТИГ.

Подогреватели газа ПТПГ-30/100 предназначены для подогрева топливного перед редуцированием, для обеспечения требуемого диапазона температур газа на входе в ГПА. Режим работы подогревателей: один рабочий, второй резервный. Подогреватели поставляются комплектно с блоком редуцирования газа на собственные нужды, устанавливаемым отдельно. Подогрев газа осуществляется через промежуточный теплоноситель. Подогреватели включаются вручную при снижении температуры топливного газа в коллекторах ниже требуемого значения, перед включением подогревателей осуществляется перестановка кранов для подачи газа на подогреватели. Технические характеристики подогревателя приведены в таблице 1.4.

Таблица. 1.4. Технические характеристики подогревателя ПТПГ-30/100

Наименование показателейЕдиница измеренияКоличественные значенияТип аппарата-ПТПГ-30/100Рабочее давлениеМПа5,2-7,45ПроизводительностьНмЗ/сут*1032,87-31,5Температура газа на входе в подогреватель°СМинус 20Температура газа на выходе из подогревателя°СПлюс 70Расчетное давлениеМПа10,0КПД подогревателя%80Минимальная температура окружающей среды°Сминус 55Габариты: длина ширина высота (выхлопной трубы)мм4075 1880 15000Срок службылет30МассаКг7800

• На входном и выходном патрубках подогревателя устанавливаются отсечные краны. Для сброса газа с подогревателя при ремонте предусматривается сбросной трубопровод с отсечным краном.
• Редуцирование топливного газа осуществляется в индивидуальных блоке. В нем предусматривается установка двух ниток (одна рабочая вторая резервная). Блоки выполняются на отдельных рамах. На каждой нитке блока установлены:
• входной отсечной кран Ду 100;
• местные датчики давления до регулятора:
• аналоговые датчики давления до регулятора;
• регулятор давления;
• местные датчики давления после регулятора:
• выходной отсечной кран Ду. 150;
• свечной кран Ду 25.

На выходном трубопроводе блока:

- переключающее устройство;

- предохранительные клапана;

аналоговый датчик давления;

1. местный датчик давления;
2. аналоговый датчик температуры;
3. местный датчик температуры.

Установка двух ниток редуцирования, обеспечивает гарантированную подачу газа необходимого давления к ГПА. В нормальном режиме газ подается по одной из ниток редуцирования, вторая нитка находится в режиме ожидания.

При выходе из работы регулятора рабочей нитки, автоматически включается в работу регулятор на резервной нитке с перестановкой арматуры на входе линии.

Коллектор подачи топливного газа к ГПА, предназначен для подвода топливного газа от УПТИГ к ГПА. Трубопровод прокладывается подземно. На площадке компрессорных агрегатов коллектор выполнен диаметром Ду 400, для обеспечения функции ресивера.

Блок подготовки импульсного газа разработки ОАО «Компрессор» г. Санкт-Петербург предназначен для подготовки импульсного газа для управления пневмоприводными кранами КС и узла подключения. Установка обеспечивает осушку импульсного газа по точке росы до минус 55 град С. Установка поставляется единым блоком в комплекте с системой автоматики и управления. Контроль параметров установки и управление осуществляется САУ УПТИГ.

По территории площадки трубопроводы импульсного газа прокладываются подземно. В местах подвода импульсного газа к кранам предусматривается установка стояков с отсечным краном и кранами для подключения.

1.8.3 Компоновочные монтажные решения

Компоновка оборудования и технологических сооружений первого этапа реконструкции компрессорного цеха №3 выполнена в соответствии с нормами и правилами СН 433-79 «Инструкция по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности», СНиП 11-89-80 «Генеральные планы промышленных предприятий», ОНТП 51-1-85 «Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1: Газопроводы», ВРД 39-1.8-055-2002 «Типовые технические требования на проектирования КС, ДКС и УС ПХГ», техники безопасности, пожарной безопасности с учетом:

функционального назначения (зонирование территории цеха на производственную зону и зону служебно-производственного комплекса);

сокращения протяженности технологических коммуникаций;

удобства обслуживания и проведения ремонтных работ;

сокращения до минимально-возможных разрывов между зданиями и сооружениями, что обеспечивает минимальную протяженность коммуникаций и автопроездов, а также максимальный коэффициент застройки.

Агрегаты ГПА-16МГ90 располагаются внутри существующих зданий цехов, поэтому к ним не требуется никаких дополнительных подъездов, кроме существующих.

Автомобильная кольцевая дорога для подъезда пожарных автомобилей проходит вокруг компрессорного цеха.

Места обслуживания на отметках 1,8 м и выше от уровня земли оборудуются обслуживающими площадками. Для проведения ремонтных работ в помещениях предусматриваются грузоподъемные устройства и транспортные приспособления, обеспечивающие возможность сборки, разборки и транспортировки деталей агрегатов и оборудования. Всасывающие и нагнетающие коллектора компрессорного цеха и коллектора топливного газа прокладываются подземно. С целью надежного удаления жидкости из коллекторов после гидроиспытаний и в процессе эксплуатации коллектора газовой обвязки нагнетателей выполняются с уклоном в одну сторону (с учетом планирования цеха). В нижних точках коллекторов предусматриваются дренажные устройства для удаления жидкости.

Для контроля в процессе эксплуатации за положением подземных коллекторов технологического газа проектом предусматривается установка в характерных точках на подземных газопроводах необходимого количества геодезических марок. Надземные трубопроводы диаметром не менее Ду 500-1000 мм устанавливаются на регулируемые опоры, позволяющие в процессе эксплуатации производить регулировку прилегания опорных поверхностей опор к трубе. Подземные коллектора Ду 700-1000 укладываются на опоры на свайном основании. Газовая обвязка нагнетателей выполнена с учетом самокомпенсации температурных деформаций и обеспечения нагрузок на патрубки нагнетателя в процессе эксплуатации не превышает величин указанных заводом-изготовителем в ТУ на агрегат.

1.8.4 Трубы, арматура, соединительные детали трубопроводов

Диаметры технологических трубопроводов выбраны на основании гидравлических расчетов из условий допустимых скоростей:

для газа 10-20 м/с;

для жидкостей - на всасе насосов до 1 м/с, на нагнетании до 2 м/с.

Согласно СНиП 2.05.06-85*технологические трубопроводы в пределах площадки КС предусмотрены как участки категории «В» с коэффициентом работы m=0,6.

При выборе материалов труб и соединительных деталей в проекте в соответствии со СНиП 23-01-99 «Строительная климатология» приняты:

температура наиболее холодной пятидневки - минус 450С;

температура наиболее холодного периода - минус 270С.

Ударная вязкость металла труб и соединительных деталей, находящегося под воздействием рабочего давления, принята в соответствии со СНиП 2.05.06-85*.

Трубы диаметром 426 мм и ниже применены из стали 09Г2С по ТУ 14-3-1128-00. Трубы диаметром 530 мм и выше приняты из стали 10Г2ФБЮ по ТУ 14-3-1573-99.

Толщины стенок определены согласно рекомендациям СНиП 2.05.06-85*.

Для повышения степени надежности обвязки нагнетателя трубопроводы от коллектора до нагнетателя по всасу, нагнетанию и пусковому контуру приняты с утолщенной стенкой.

Поставка труб заводом-изготовителем производится с обязательным выполнением следующих требований:

трубы отечественного производства должны поставляться с гарантией по химическому составу и механическим свойствам. Поставка труб по ГОСТ 8731-74, ГОСт 8733-74 группы Б из канатной заготовки;

величины давлений гидроиспытаний труб на заводах-изготовителях должны быть определены в соответствии с указаниями СНиП 2.05.06-85*, а также соответствующих ГОСТ и ТУ на трубы;

трубы Ду 700, Ду 1000 мм для подземных трубопроводов должны поставляться с заводским трехслойным антикоррозийным покрытием.

В обвязке технологического оборудования проектом предусмотрена отключающая арматура Ду 50-1000 мм для природного газа на давление Ру 8,0 МПа.

Выбор арматуры выполнен с учетом максимального рабочего давления, максимальных и минимальных температур, которые принимает арматура в процессе эксплуатации. Арматура, устанавливаемая на открытых площадках принимается в исполнении «ХЛ», в отапливаемых помещениях в исполнении «У» из углеродистой стали.

Вся запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах газа принимается по классу герметичности А по ГОСТ 9544-93.

Детали трубопроводов должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85*. Соединительные детали трубопроводов заводского изготовления в соответствии с ТУ 102-488-95 и ГОСТ 17375-01 - ГОСТ 17379-01.

В зависимости от диаметра и способа прокладки трубопроводов приняты следующие исполнения соединительных деталей:

для Ду 700-1000 мм исполнение «ХЛ» согласно ТУ 102-488-95;

для Ду 50-400 мм из стали 09Г2С согласно ГОСТ 17375-01 - 17379-01.

Все соединительные детали должны быть термообработаны в заводских условиях и испытаны гидравлическим давлением, равным 1,5 рабочего давления.

1.8.5 Теплозвуковая и противокоррозионная изоляция трубопроводов и оборудования

Аппаратура, арматура и трубопроводы с температурой наружных поверхностей выше 600С, а в рабочих проходах с температурой выше 450С должны быть теплоизолированы.

Трубопроводы газовой обвязки нагнетателей покрываются теплозвуковой изоляцией, как трубопроводы, могущие иметь температуру стенки выше 450С (нагнетательный и пусковой трубопроводы), так и от шума, создаваемого потоком движущегося в трубах газа. Подлежат тепловой изоляции и трубопроводы, в которых транспортируется жидкие среды, застывающие при понижении температуры (масла, конденсат). Эти трубопроводы прокладываются совместно с теплоспутниками в общей изоляции.

Надземные трубопроводы технологического газа, подлежащие теплозвуковой изоляции, изолируются матами базальтовыми в 2 слоя с покровным слоем из алюминиевых листов толщиной 1 мм.

Все трубопроводы, подлежащие тепловой и теплозвуковой изоляции, до нанесения изоляций покрываются грунтовкой на 2 слоя. Неизолированные поверхности надземных трубопроводов и оборудования для защиты от атмосферной коррозии покрываются лакокрасочными покрытиями в соответствии со СНиП 2.05.06-85*. Отличительная окраска по ГОСТ 1402-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки».

Подземные трубопроводы Ду 700 и Ду 1000 мм по ТУ 14-3-1573-96 поставляются с заводским наружным трехслойным антикоррозийным покрытием по ТУ 102-488-95. Детали трубопроводов Ду 700 и Ду 1000 мм по ТУ 102-488-95 для подземной установки поставляются с заводским антикоррозийным покрытием по ТУ 1469-002-04834179-01.

Изоляция сварных стыков труб и деталей с заводским антикоррозийным покрытием выполняются термоусаживающимися манжетами HTLP фирмы «Raychem».

Подземные трубопроводы, детали трубопроводов и арматура, поставляемые без заводского антикоррозийного покрытия и температура газа в которых в процессе эксплуатации превышает 400С, покрываются системой антикоррозийного покрытия «Биурс» по ГОСТ 51-31323949-2001.

Подземные трубопроводы Ду 400 мм и менее с температурой транспортируемой среды мене 400С, в том числе свечные трубопроводы изолируются защитными покрытиями на основе битумно-полимерных мастик в соответствии с ГОСТ 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Емкостное оборудование подземной установки покрываются противокоррозионной изоляцией усиленного типа по ГОСТ 9.602-89.

1.8.6 Автоматическое газовое пожаротушение

Обеспечение пожарной безопасности первого этапа реконструкции цеха №3 предусматривается в соответствии с требованиями следующих нормативных документов:

НПБ 110-03 «Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией». ГУГПС МЧС России. М., 2003 г.;

перечень производственных зданий, помещений, сооружений и оборудования объектов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром», подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и пожарной сигнализации». Утв. Приказом ОАО «Газпром» №7 от 26.01.2000 г.;

ВРД 39-1.8-055-2002 «Типовые технологические требования на проектирование КС, ДКС и УС ПХГ». ОАО «Газпром». М., 2001 г.;

НПБ 88-2001 «Установка пожаротушения и сигнализации. Нормы правила проектирования». ГУГПС МВД России. М., 2001 г.;

газоперекачивающие агрегаты ГПА-Ц-16С оборудуются автоматическими установками пожаротушения, поставляемые комплектно с ГПА. Установки углекислотного пожаротушения модульного типа выполнены на базе модулей газового пожаротушения изготовления ЗАО «Атрсок» г. Москва. В качестве газового огнетушащего состава (ГОС) в установках применяется двуокись углерода (СО2).

В соответствии с «Обобщенными требованиями по противопожарной защите ГПА компрессорных станций магистральных газопроводов» (М., ВНИИПО, 1986 г.) для защиты отсека ГТУ применяется комбинированная установка пожаротушения (КУП) предусматривающая две очереди ввода в действие огнетушащего вещества - газ-газ.

Автоматическая установка пожаротушения агрегата должна включать в себя:

установку углекислотного пожаротушения под кожухом ГТУ;

установку углекислотного пожаротушения в отсеке ГТУ;

установку углекислотного пожаротушения в отсеке нагнетателя;

установку углекислотного пожаротушения в отсеке маслообеспечения.

Для защиты кабельных каналов и шахт в помещении КТП АВО газа проектом предусмотрена модульная установка газового пожаротушения типа МГП-16-25.

Для защиты помещений и сооружений энергетического блока в составе блока предусмотрена станция автоматического газового пожаротушения.

Защите автоматической установкой газового пожаротушения подлежат следующие объекты:

кабельные каналы трансформаторной подстанции;

кабельная шахта;

помещения аппаратной и диспетчерской;

пространство над подвесными потолками аппаратной и диспетчерской;

кабельные каналы в аппаратной и диспетчерской.

Для хранения огнетушащего вещества и впуска его в защищаемые помещения в станции газового пожаротушения установлены модули газового пожаротушения типа МГП-16-25, МГП-16-100 изготовления ЗАО «Атрсок».

Основной запас огнетушащего вещества обеспечивает тушение пожара путем создания огнетушащей концентрации 34,9% объема. Помимо основного запас огнетушащего вещества в станции газового пожаротушения предусмотрен 100% резерв огнетушащего состава, в соответствии с НПБ 88-2001.

В станции пожаротушения, расположенной на первом этаже производственно-энергетического блока установлены:

модули газового пожаротушения с запорной арматурой, установленные в стойках с весовым устройством и объединенные коллекторами;

распределительные устройства для подачи огнетушащего вещества в требуемом направлении;

устройство и баллон для опресовки и продувки.

Автоматические установки газового пожаротушения КТП АВО газа и энергоблока предназначены для обнаружения очага возгорания, его тушения, подачи сигнала пожарной тревоги и включает в себя:

модули газового пожаротушения;

сети магистральных и распределительных трубопроводов с установленными на них насадками;

сети пожарной сигнализации;

технические средства для сигнализации и управления установками газового пожаротушения.

В качестве газового огнетушащего состава (ГОС) в установках применяется двуокись углерода (СО2). Газ не агрессивен по отношению к защищаемой кабельной продукции и предназначен для тушения пожаров класса А, В, С и электрооборудования, находящегося под напряжением.

Проектом предусматривается подача газового огнетушащего состава в замкнутый объем защищаемых помещений.

Пуск установок происходит автоматически от пожарных извещателей, срабатывания электромагнитного клапана расположенного на модуле при подаче напряжения от блока управления на электромагнит. Кроме автоматического пуска установки снабжены устройством дистанционного и местного пуска.

Выпуск двуокиси углерода в объем помещений и кабельных сооружений происходит через насадки типа С-Р-В-32-1/2» - А и С-Р-В-32-3/4» - А с распылением газового состава на 3600. Вытеснение ГОС из баллонов происходит за счет давления собственных паров газа СО2.

2. Охрана труда и промышленная безопасность

Компрессорная станция представляет собой совокупность общецеховых систем, которые обеспечивают эксплуатацию ГПА, всего общецехового оборудования, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. Вопросы безопасности и охраны труда являются неотъемлемой частью в организации производства. На компрессорных станциях с газотурбинным приводом соблюдение правил безопасности является особо важным вопросом, т.к. здесь осуществляется перекачивание взрывоопасного вещества - природного газа.

2.1 Характеристика вредных и опасных производственных факторов

Опасные и вредные производственные факторы по ГОСТ 12.0.003-74* делятся по действию на группы: физические, химические, биологические, психофизиологические. При работе ГТУ возникают следующие группы опасных и вредных производственных факторов:

физические - повышенная загазованность воздуха, повышенная температура оборудования, повышенный уровень шума в машинном зале и в помещении нагнетателя, повышенная вибрация;

химические - образование взрывоопасной смеси природного газа с воздухом (4-16%) при утечке природного газа через неплотности оборудования;

психофизиологические - монотонность труда, умственное напряжение, эмоциональные перегрузки.

2.2 Характеристика условий труда

Работающая ГТУ имеет начальную температуру газа перед газовой турбиной 1093 К. При такой температуре рабочего тела происходит значительный нагрев корпусных деталей и трубопроводов, большое количество тепла выделяется в окружающую среду. Поэтому необходимо предусмотреть защиту от тепловыделений.

Неблагоприятными также являются шум и вибрация. Возникновение шума вызывает понижение работоспособности, ослабление слуха. Шум в машзале бывает аэродинамического и механического характера. Механические шумы создаются за счет соударений различных деталей турбины (шум в подшипниках).

Аэродинамический шум создается высокоскоростными потоками рабочего тела. Для нормальной работы шум не должен превышать 80 дБА ГОСТ12.1.003-83*.

Возникновение вибрации турбоустановки оказывает вредное воздействие на работу центральной нервной системы обслуживающего персонала.

Топливом для ГТУ служит природный газ, содержащий до 98% метана (СН4). Природный газ бесцветен, легче воздуха, мало токсичен, не обладает ощутимым запахом, поэтому газ одорируют - придают резкий запах. При утечке газа через неплотные соединения оборудования и трубопроводов, возможно образование взрывоопасной смеси газа и воздуха. На КС осуществляется постоянный контроль за содержанием газа в воздухе рабочих помещений. Он производится как с помощью автоматических сигнализаторов, так и с помощью переносных интерферометров.

2.3 Обеспечение безопасности труда

2.3.1 Тепловая изоляция

Важную роль в снижении тепловыделений играет теплоизоляция. По техническим данным толщина теплоизоляции для ГТУ должна быть 60-100 мм. Для снижения перепада температур на корпусе ГТУ и других деталей, подверженных нагреву, используется система охлаждения корпусных деталей воздухом, отбираемых за четвертой ступенью компрессора. Отбираемый воздух используется для охлаждения турбины, выходного патрубка и других деталей.

Горячие газы, получившиеся в результате сгорания в турбине, перед выбросом в атмосферу охлаждаются и теряют энергию в каналах системы выхлопа. Эти выбросы должны соответствовать определенным нормам по охране окружающей среды, по чистоте и уровню шума, в зависимости от того, где находится установка. Для микроклимата согласно СанПиН 2.2.4.548-96 для данного вида работ, на рабочих местах допустимы следующие условия:

для теплого периода года (таблица 2.1)

Таблица 2.1. Микроклимат для теплого периода года

НаименованиеРазмерностьЗначение1 Температура воздухаК294-2962 Влажность%40-603 Скорость движения воздухам/с0.34 Температура поверхностейК294

для холодного периода года (таблица 2.2).

Таблица 2.2 - Холодный период года

1 НаименованиеРазмерностьЗначение2 Температура воздухаК291-2933 Влажность%40-604 Скорость движения воздухам/с0,25 Температура поверхностейК293

Отсек нагнетателя должен иметь принудительную и естественную вентиляцию. Интенсивность теплового облучения от работающих агрегатов и от нагретых поверхностей не должна превышать 35 Вт/м2 при облучении 50% поверхности тела, 70 Вт/м2 при облучении 25-50% поверхности тела и 100 Вт/м2 при облучении менее 25%. Максимальная температура при этом 28°С (301 К).

Для поддержания микроклимата предусмотрены приточная и вытяжная вентиляции, нагреватели и кондиционеры (СНиП 2.04.05.86).

2.3.2 Требования к освещению

Для освещения зданий используются искусственные и естественный источники света. В соответствии со СНиП 2305-95 естественное освещение создается световыми проемами, отражающими поверхностями. По СНиП для производства средней точности наименьшая освещенность 50 лк, которая включает 8 разрядов зрительной работы. Для КС вид зрительной работы - общее наблюдение за ходом производственного процесса. Нормы освещенности по III разряду работ (общее наблюдение за ходом производственного процесса) составляет 200 лк. Искусственное освещение по назначению подразделяется на: рабочее, аварийное и специальное. Аварийное освещение составляет 5% от нормального освещения, но не менее 2 лк. Питание аварийного освещения от аккумуляторных батарей, включение освещения автоматическое.

Оборудование станции с ГТУ размещено в соответствии с правилами по СНиП 23-05-95. Площадки обслуживания и все лестницы имеют ограждения. Проходы и выходы не должны быть загромождены какими-либо предметами, материалами и оборудованием. Вспомогательное оборудование и материалы расположены в отдельных укрытиях и складах. Маслохозяйство находится в отдельном блоке. Все контрольные манометры и силомеры вынесены на щиты, которые находятся на площадке обслуживания, что обеспечивает свободный доступ к ним для снятия режима. Вся информация о работе турбоагрегата вынесена на главный щит управления, который также находится вне машинного зала в отдельном блоке.

2.3.3 Требования к электробезопасности

Источником электрической энергии на КС являются ЛЭП с подстанциями, электрогенератор собственных нужд и аккумуляторные батареи. По классификации степени поражения электрическим током, помещения КС относятся к особо опасной группе, т.к. возможно одновременное прикосновение человека к металлическим конструкциям, имеющим заземление, и металлическим корпусам электрооборудования. На КС пол выполнен металлическим, т.е. токопроводящим - это является вторым фактором, повышающим электроопасность (ГОСТ 12.1.01Д-78*).

Мероприятия по устранению электротравматизма:

все электродвигатели должны быть во взрывобезопасном исполнении и должны иметь заземление;

сопротивление заземления Кз=4 Ом и не более по ГОСТ 12.1.030-81* напряжение U=380 В;

токоведущие части и провода должны быть надежно изолированы.

В металлических емкостях, на токопроводящих полах и металлических поверхностях для освещения разрешено применять безопасные лампы только заводского изготовления, с защитной сеткой и с напряжением не выше 12 В.

В связи с тем, что в машзале расположены электрические установки, согласно ГОСТ 12.2.062-81 приняты следующие меры безопасности:

принять ограждения и блокировки. Расстояния от ограждений до токоведущих частей приняты такими, чтобы избежать внезапного соприкосновения с ними;

токоведущие части изолированы и экранированы отражателями света, чтобы не допустить перегорания изоляции;

агрегаты, находящиеся под напряжением, снабжены специальными знаками безопасности и плакатами, а также световой информации о наличии в установке напряжения;

поврежденное взрывозащитное оборудование заменяется таким же или более высокого уровня взрывозащиты.

2.3.4 Требования к пожаробезопасности

В соответствии с противопожарными нормами НПБ 105-03 газотранспортные предприятия относятся к производствам категории «А» - галерея нагнетателей - взрывоопасное помещение, т.к. в результате неисправностей может образоваться опасная взрывоопасная смесь, при воспламенении которой развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении, превышающее 5 кПа.

Категория «Г - машинный зал - производство, где имеются горючие газы (СН4), используемые в виде топлива.

Категория «Д» - негорючие вещества и материалы в холодном состоянии, к таким помещениям относятся помещение ГЩУ и административные корпуса.

В соответствии с ПУЭ-84 помещения КС можно разделить на следующие классы взрывоопасности:

зона класса В1а - галерея нагнетателей - возможно образование взрывоопасной смеси в случае аварии;

зона класса В1г - машинный зал - пространство у технологических установок, содержащих горючие газы, используемые в качестве топлива.

Согласно ГОСТ 12.1.004-85 на КС имеются огнетушители ОУ-2 и ОП-5, асбестовые одеяла и ящики с песком, а также пожарная команда, имеющая табельные средства пожаротушения. Все ГПА снабжаются индивидуальными системами пожаротушения, которые включаются автоматически. Все здания на КС оборудованы пожарной сигнализацией. Оборудование должно быть окрашено сигнальными цветами по ГОСТ 12.4.026-76*.

В работающей установке используется противопожарная система с использованием углекислого газа (С02). Огонь гасится за счет уменьшения содержания кислорода в воздухе от обычных 21% до 15%, недостаточных для поддержания горения. Также установлена пожарная сигнализация.

2.3.5 Требования к шуму и вибрации

Шум представляет собой спектр звуков различной интенсивности и частоты. По ГОСТ 12.1.003-83* допустимый уровень шума 80 дБА. Наиболее мощные источники шума - выходной диффузор и входной конфузор - до 120 дБА. Для профилактики и снижения шума на станции проводят следующие мероприятия:

все корпуса турбин, камер сгорания, компрессоров имеют шумопоглощающие покрытия, кроме того, все оборудование выполнено в блочном исполнении с применением звукоизолирующих и шумопоглотительных материалов;

весь обслуживающий персонал, который работает в зоне с уровнем шума выше 80 дБА, обеспечивается СИЗ органов слуха, все эти помещения обозначены знаками безопасности;

устанавливаются на всас и выхлоп глушители - насадки в соответствии с ГОСТ 12.1.029-80.

Глушение обеспечивается использованием вертикальных перегородок, состоящих из перфорированных листов герметизированного изоляционного материала малой плотности. Кроме того. Внутренняя стенка воздуховода и камеры патрубка подвергаются такой же обработке. Конструкция вертикальной параллельной перегородки специально настроена на устранение основного компрессорного тона. Изоляция газохода обеспечивает температурную и акустическую защиты.

Уровень общей технологической вибрации не должен превышать допустимый уровень по ГОСТ 12.1.012-90*. Источником вибрации являются вращающиеся части установки: роторы, диски, лопатки турбин. Вибробезопасные условия труда могут быть обеспечены:

применением вибробезопасного оборудования и инструмента, применением средств виброзащиты, снижающих вибрацию на путях ее распространения;

введением организационно-технических мероприятий по поддержанию на хорошем уровне работоспособности агрегатов.

2.3.6 Требования промышленной безопасности

Требования промышленной безопасности - условия, запреты, ограничения и другие обязательные требования, содержащиеся в настоящем Федеральном законе, других федеральных законах и иных нормативных правовых актах Российской Федерации, а также в нормативных технических документах, которые принимаются в установленном порядке и соблюдение которых обеспечивает промышленную безопасность.

Требования промышленной безопасности должны соответствовать нормам в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, санитарно-эпидемиологического благополучия населения, охраны окружающей природной среды, экологической безопасности, пожарной безопасности, охраны труда, строительства, а также требованиям государственных стандартов.

2.4 Черезвычайные ситуации и организация работ при их ликвидации

Чрезвычайные ситуации на объектах газовой промышленности могут возникать в результате стихийного бедствия, а также в результате нарушения технологии производства, правил эксплуатации различных машин, оборудования и установленных мер безопасности.

Наиболее опасным следствием крупных аварий и катастроф являются пожары и взрывы.

На предприятиях газовой промышленности аварии вызывают загазованность атмосферы, разлив ГСМ, агрессивных жидкостей и сильнодействующих ядовитых веществ.

Для ликвидации ЧС могут привлекаться как формирования общего назначения, так и формирования службы Министерства Чрезвычайных Ситуаций (МЧС). В отдельных случаях помимо указанных формирований могут привлекаться воинские части гражданской обороны (ГО) и вооружённых сил России.

Основная задача формирований при ликвидации последствий стихийных бедствий, крупных аварий и катастроф - спасение людей и материальных ценностей. Характер и порядок действий формирований при выполнении этой задачи зависят от вида стихийного бедствия, аварии, катастрофы, сложившейся обстановки, количества и подготовленности привлекаемых сил, времени года и суток, погодных условий и других факторов.

Успех действий формирований во многом зависит от своевременной организации и проведения разведки и учёта конкретных условий обстановки.

В районах ЧС разведка определяет: границы очага и направления распространения, объекты и населённые пункты, которым угрожает непосредственная опасность, места скопления людей, пути подхода техники к местам работ, состояние повреждённых сооружений, а также наличие в них поражённых людей, места аварий на коммунально-энергетических сетях, объём спасательных и неотложных аварийно-восстановительных работ.

При крупных авариях и катастрофах разведка уточняет степень и объём разрушений и возможность проведения работ без средств индивидуальной защиты, возможность обрушения сооружений, которые могут повлечь за собой увеличение размера аварии или катастрофы, места скопления людей и степень угрозы их жизни.

Разведку ведут разведывательные группы и звенья. В состав разведывательных формирований следует включать специалистов, знающих расположение объекта и специфику производства.

В районе действий могут быть сильнодействующие ядовитые вещества, поэтому в состав разведывательных формирований необходимо включать специалистов-химиков и медицинских работников.

В связи с внезапностью возникновения ЧС оповещение личного состава формирований, их укомплектование, создание группировки проводятся в короткие сроки.

В районах ЧС и местах крупных аварий спасательные работы в первую очередь проводят с целью предупреждения возникновения катастрофических последствий, бедствий, предотвращения возникновения вторичных причин, которые могут вызвать гибель людей и дальнейшее разрушение материальных ценностей.

Командиры формирований должны постоянно знать обстановку в районе работ и в соответствии с её изменениями уточнять или ставить новые задачи подразделениям.

После выполнения поставленных задач формирования выводятся в район постоянного расквартирования.

При крупных авариях и катастрофах организация работ по ликвидации последствий проводится с учётом обстановки, сложившейся после аварии или катастрофы, степени разрушения и повреждения сооружений, характера аварии.

Работы по организации последствий аварий или катастроф проводятся в сжатые сроки: необходимо быстро спасти людей и оказать им экстренную медицинскую помощь, а также предотвратить другие катастрофические последствия, связанные с гибелью людей и потерей большого количества материальных ценностей.

Мероприятия по предупреждению аварий или катастроф являются наиболее сложными и трудоёмкими. Они представляют комплекс организованных инженерно-технических мероприятий, направленных на выявление и устранение причин аварий или катастроф, а также на создание благоприятных условий для организации и проведения спасательных и неотложных аварийно-восстановительных работ.

На предприятии ООО «Севергазпром» в соответствии с Федеральными Законами «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» от 21 декабря 1994 года №68-ФЗ и «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года №116-ФЗ, а также Положения о системе предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций ОАО «Газпром» от 26 ноября 1998 года №58/8-241, создана ведомственная (объектовая) подсистема предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций предприятия - «СеверГаз ЧС».

Она взаимодействует с элементами и звеньями отраслевой системы - «Газ ЧС» и единой государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуации (РСЧС).

Подсистема «СеверГаз ЧС» решает задачи обеспечения безопасности обслуживающего персонала объектов ООО «Севергазпром» и населения, проживающего вблизи этих объектов, уменьшения материального ущерба и повышения устойчивости функционирования ООО «Севергазпром» при авариях и катастрофах природного и техногенного характера.

«Газ ЧС» строится по иерархическому принципу и имеет три уровня:

- верхний - уровень администрации ОАО «Газпром»;

средний - уровень администрации ДП «Севергазпром»;

местный - уровень объекта (филиала).

«Газ ЧС» верхнего уровня обеспечивает руководство всеми элементами и звеньями системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций ОАО «Газпром».

3. Охрана окружающей среды

Негативное воздействие на окружающую природную среду в процессе строительства газопровода, узлов запорной арматуры, узлов пуска и приема очистных устройств, вертолетных площадок может проявляться в виде изменения форм рельефа, стока поверхностных вод, уничтожения почвенно-растительного покрова, нарушения многолетней мерзлоты. Загрязнения атмосферного воздуха выбросами от работающей техники и автотранспорта, пыления грунта, а также изменении природной среды, являющейся средой обитания диких животных. При эксплуатации проектируемых объектов, при несоблюдении определенных правил, возможно, возникновение аварийных ситуаций на газопроводе, и как следствие, загрязнение рельефа и атмосферного воздуха углеводородами.

В разделе «Охрана окружающей среды» приведены характеристики потенциальных источников загрязнения и воздействие на основные компоненты ОС (атмосферный воздух, почвенно-растительный покров, поверхностные воды, недра, животный мир, производственные и бытовые отходы), в процессе строительства и эксплуатации проектируемого газопровода. Рассмотрены решения по охране поверхностных и подземных вод, охране земель, растительного и животного мира, охране почв от отходов производства.

3.1 Характеристика потенциальных источников и воздействие на основные компоненты окружающей среды

3.1.1 Воздействие на атмосферный воздух

При реконструкции компрессорного цеха воздействие на атмосферный воздух сопряжено со следующими видами работ:

- погрузочно-разгрузочные работы при инженерной подготовке;

сварочные работы;

эксплуатация автотранспорта и дорожно-строительной техники;

заправка дизельным топливом спецтехники, работающей на строительной площадке;

работа передвижных дизельных электростанций.

свечи продувочные (стравливание газа)

Объем стравливаемого газа:

До начала работ по реконструкции компрессорного цеха внутренняя полость трубы опорожняется от продукта перекачки - природного газа. Стравливание выполняется через продувочную свечу высотой 5 м и диаметром 0,108 м, установленную вертикально в границах узла подключения узла. При стравливании, в атмосферу выделяется в объеме 4 572 466 m3 (3 246, 45 т) природного газа. Состав природного газа указан в таблице 1.

Таблица 1 - Физико-химические свойства компонентов природного газа [4]

ПараметрCH4C2H6C3H8i-C4H10n-C4H10CO2N2Объемная доля компонента, доля единицы, Xi0,9831370,0063460,0017580,0002960,0002720,0003390,007852Молекулярная масса, Mi, кг/моль16,04330,07044,09758,12458,12444,01128,016Динамическая вязкость, ?i, Па?с103?10-786,03?10-775,05?10-769,06?10-769,06?10-7138?10-7166,08?10-7Критическая температура, Tкр, К191,05305,45369,95408,05425,15304,20126,15Критическое давление, pкр МПа4,584,824,203,603,757,403,35Удельная теплоемкость при нормальных условиях, Cp, Дж/(кг?К)2232,161755,191670,751669,271680,09845,701040,02

В Юбилейном ЛПУ МГ существует группа инженеров по охране окружающей среды. Цель работы группы заключается в расчете загрязняющих веществ от производства транспорта газа. При реконструкции магистрального газопровода необходимо рассчитать выбросы вредных загрязнений. Ежегодно составляется проект норм выбросов по Юбилейному ЛПУ МГ и согласовывается с министерством природных ресурсов. Сброс газа через свечу стравливания производится после согласования с ЕСПДС (Единая система производственной диспетчерской службы).

Эксплуатация дорожно-строительной техники, монтажных механизмов и транспортных средств, связана с загрязнением атмосферного воздуха отработанными газами двигателей внутреннего сгорания. Токсичность отработанных газов карбюраторных двигателей обуславливается, главным образом, содержанием оксида углерода и оксидов азота, а дизельных двигателей - оксидами азота и сажей. Объем отработавших газов, и содержание в них вредных веществ зависит от количества потребляемого топлива и технического состояния двигателей.

Обустройство (отсыпка) узлов пуска и приема очистных устройств, узлов запорной арматуры и вертолетных площадок осуществляется привозным грунтом из карьеров. При проведении погрузочно-разгрузочных работ в атмосферу поступает пыль песка. Места пересыпки песка из кузова автосамосвала являются неорганизованными источниками загрязнения атмосферы.

Во время передвижных сварочных постов, выполняющих сварку и резку, атмосферный воздух загрязняется сварочным аэрозолем, в составе которого находятся вредные для здоровья оксиды металлов (железа, марганца), пыль неорганическая, фториды, а также газообразными соединениями (диоксид азота, оксид углерода, фтористый водород).

Для заправки дизельным топливом спецтехники, работающей на строительной площадке, используется топливозаправщик. Слив топлива в баки спецтехники производится заправочным рукавом с помощью насоса, установленного на автозаправщике. При этом через горловину бака в атмосферу периодически поступают предельные углеводороды и сероводород.

Основным источником загрязнения атмосферного воздуха при реконструкции являются сброс природного газа и передвижные дизельные электростанции. При сжигании дизельного топлива в составе отходящих газов в атмосферный воздух выбрасываются твердые и газообразные продукты неполного сгорания топлива (оксиды азота, серы и углерода, сажа, углеводороды, бензапирен, формальдегид).

Все источники загрязнения атмосферы в период реконструкции являются передвижными и не имеют фиксированного местоположения.

Вещества, поступающие в атмосферу от источников загрязнения атмосферы, относятся к 1-4 классам экологической опасности. В таблице 2 приведен перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу при реконструкции и эксплуатации объекта, нормативы предельно - допустимых концентраций (ПДК) классы опасности по каждому ингредиенту [РД 125-99].

Таблица 2 - Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу

Код веществаНаименование загрязняющих веществПДКр В воздухе населенных мест, мг/мПДКс.с. В воздухе населенных мест, мг/м3Класс опасностиПериод строительства123Железа оксид-0,042143Марганец и его0,010,0012301Диоксид азота0,0850.042328Сажа0.150.053330Диоксид серы0.50.05~1333Сероводород0,008-2337Оксид углерода5,03,04342Фтористый водород0,020,0052703Бензапирен-0,00000111325Формальдегид0,0350,0322754Углеводороды С2-1-42902Взвешенные вещества0,50,153Продолжение таблицы 16123452908Пыль неорганическая0,30,13Период эксплуатации415Углеводороды С1 -50--333Сероводород0,008-2

3.1.2 Воздействия на почвенно-растительный покров

При оценке воздействия на земли следует учитывать, что территория трассы газопровода, подлежащего капремонту, находится в зоне техногенных изменений. При этом ремонтные работы будут проводиться как на антропогенно - нарушенных землях, где видоизменен микрорельеф территории и нарушен первичный почвенно-растительный покров.

В связи с сооружением временных объектов возникнут нарушения земель и воздействие на них, что, в свою очередь, приведет к изменениям свойств почвенно-растительного слоя и грунтов и, как следствие, изменениям условий поверхностного и грунтового стока, активизации экзогенных процессов.

При проведении подготовительных; и строительных работ нарушения грунтов и почвенно-растительного покрова произойдут в результате:

- срезка потенциально плодородного почвенно-растительного слоя и перемещение его во временный отвал с площади полосы траншеи вскрытия газопровода;

землеройных работ при вскрытии газопровода (экскаватором, вручную и подкопочной машиной);

устройство открытого водоотлива из ложной траншеи;

сооружения временных котлованов для слива воды после гидравлического испытания трубопроводов;

сооружения новых форм в виде спланированных поверхностей площадки ремонтных работ и заправки техники, укладка на них железобетонных плит;

планировка основания временной дороги на заболоченных и обводненных участках;

движения тяжелой строительной и специальной техники.

Воздействие на земли на этих участках будет вызвано механическим разрушением почвенно-растительного покрова, перепланировкой поверхности территории, что, в свою очередь, вызовет нарушение температурного режима грунтов, изменение режима поверхностных и грунтовых вод и, как следствие, изменение продуктивности почв.

Повреждения почвенного покрова, засыпка его техногенными грунтами по данным Института биологии КНЦ УрО РАН (г. Сыктывкар) приводят к трансформации химического состава почв, потере гумуса, ухудшению водно-физических и ионно-обменных свойств, биологической активности, что, в свою очередь, определяет трудности самовосстановительного процесса на нарушенных землях. Такие особенности почвенно-растительного слоя обуславливают необходимость повышенного внимания к почвоохранным мероприятиям и обязательному проведению комплекса рекультивационных мер при любых видах техногенных нарушений почвенного и растительного покрова.

Почвы района строительства, в основном, малогумусные, плодородный слой почвы (верхний органогенный горизонт) зачастую менее 10 см. Снятие, складирование и охрана почвенно-растительного слоя будет производиться согласно ГОСТ 17.4.3.02-85 «Охрана природы. Почвы. Требования к охране плодородного слоя почвы при производстве земляных работ» и ГОСТ 17.5.3.04-83 «Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель».

При сооружении временных автодорог и площадок неизбежно изменение условий стока. При этом могут развиваться процессы подтопления, заболачивания и активизироваться экзогенные процессы не только в зоне влияния этих сооружений, но и на прилегающей территории.

В некоторых случаях, в частности, при свежем дорожном покрытии, образование эрозионных промоин непосредственно связано с образованием просадок на дорожных насыпях, которые образуются в результате двух процессов:

уплотнения свеженасыпанного грунта, как в результате естественного уплотнения, так и в результате воздействия на насыпь проездов транспорта;

- в результате суффозионных процессов, в случае пересечения автодорогой обводненных участков.

В первом случае необходимо уплотнение грунта и дополнительная подсыпка нового, во втором случае необходимо устройство водоотвода.

Кроме механических нарушений почвенно-растительного слоя в процессе ремонтных работ поверхность территории может быть засорена отходами строительного производства и ТБО, не исключено также химическое загрязнение земель в результате нерегламентированных утечек горюче-смазочных материалов от строительной техники.

В результате химического воздействия на растительный покров, почвы и грунты возможны:

- гибель растительности;

изменение качества почв, грунтов зоны аэрации и, как следствие, подземных вод;

изменение видового состава растительности.

В период ремонтных работ причиной негативного воздействия на почвы и растительность могут являться источники выбросов в атмосферу загрязняющих веществ, возможно также загрязнение хозбытовыми стоками и загрязненным нефтепродуктами поверхностным стоком с территории площадки заправки техники.

Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха при реконструкции будут стравливание газа через свечи, изоляционные и сварочные работы, а также работа дизельных электростанций и автотранспорта.

В составе загрязняющих веществ преобладают оксиды азота, оксид углерода,

углеводороды, бенз(а) пирен, диоксид серы, сажа и др.

Аэрозольные загрязнения в первую очередь влияют на растительный покров, часть загрязняющих веществ также проникает с осадками в почву, при этом происходит их аккумуляция в органогенном слое. Почвами сорбируются оксиды азота, углеводороды, бенз(а) пирен, диоксид серы, причем большей поглощающей способностью обладают почвы тяжелого механического состава и почвы с хорошо развитым мохово-торфянистым слоем (болотные). Заболоченные и переувлажненные почвы могут интенсивно поглощать из воздуха многие виды углеводородов, постепенно накапливая их.

С учётом образования сточных вод (хозяйственно-бытовых), в таблице 3 представлен перечень веществ, которые могут являться загрязнителями и дана оценка степени потенциального химического загрязнения почво-грунтов [РД 125-99].

Наименование веществаФорма содержанияКласс-опасностиВеличин аПДК, мг/кг почвыСодержание в почве (мг/кг), соответствующее категории загрязненияЧистая*ДопустимаяУмеренно опаснаяОпаснаяБенз(а) пиренВаловая10,02<пдкотПДКдо0,1от 0,1 до 0,25от 0,25 до 0,5НитратыВаловая2130,0<пдкпдк--Нефть и нефтепродуктыВаловая31000<пдкот 1000 до 2000от 2000 до 3000от 3000 до 5000Сернистые соединенияВаловая3160,0<пдкот ПДК до 180от 180 до 250от 250 до 380Суммарный показатель загрязнения (Zc)-<1616-3232-128

Наиболее существенные последствия для почвенно-растительного покрова и грунтов зоны аэрации могут возникнуть при нерегламентированных (аварийных) разливах нефтепродуктов, такие, как проливы ГСМ при заправке техники. При этом происходит:

- загрязнение почв и растительности нефтепродуктами;

выгорание почв и растительности из-за техногенных пожаров;

нарушение температурного режима грунтов, активизация эрозионных процессов.

Глубина изменения свойств почв зависит от продолжительности загрязнения, а также от ландшафтно-геохимических особенностей территории и проявляется в возрастании рН в щелочную сторону, повышении общего количества углерода в 2-10 раз, а содержания углеводородов - в 10 -100 раз. В почве нарушаются азотный режим, процессы нитрификации и аммонификации, окислительно-восстановительные процессы и т.д.

Следует отметить, что в процессе ремонтных работ предусмотрен ряд мероприятий, позволяющих снизить, а в ряде случаев полностью исключить негативное воздействие строительных работ на территорию.

3.1.3 Охрана окружающей среды при обращении с отходами

Источники образования отходов. Источниками образования отходов являются работы по демонтажу балластирующих грузов, очистке трубопровода от старого поврежденного изоляционного покрытия и продуктов коррозии, резка труб и сварочные работы, изоляционные работы, обслуживание автотранспорта и строительной техники, а также жизнедеятельность строительной бригады.

В соответствии с указанными источниками на участке проведения ремонтных работ по замене изоляционного покрытия образуются следующие виды отходов:

демонтированное изоляционное покрытие (отходы полимерных материалов);

демонтированные отбракованные железобетонные пригрузы;

остатки и огарки электродов;

вырезанные отбракованные куски труб;

остатки новых труб;

тара от грунтовки, мастики, лакокрасочных материалов и их остатки;

загрязненный обтирочный материал;

твердые бытовые отходы.

Код и класс опасности отходов: определен согласно Федеральному классификационному каталогу отходов, зарегистрированному в Миньюсте РФ 09.01.2003 г. №4107, существующему «Перечню отходов с установленным классом опасности для окружающей природной среды», утвержденного Минприродой РФ в 2000 г.

Отходы лакокрасочных материалов, промасленная ветошь относятся к отходам Ш-го класса опасности. Древесные отходы, твердые бытовые - к отходам IV класса опасности. Металлические отходы, отходы железобетона относятся к отходам V-гo класса опасности по отношению к окружающей природной среде.

Расчет и обоснование объемов образования отходов:

Для расчета объемов образования отходов использованы материалы по удельным показателям образования отходов производства и потребления, объемы работ по капитальному ремонту, технологических параметров работы оборудования и спецтехники, а также принимались во внимание ранее полученные данные по видам и объемам отходов в предыдущий период ремонта аналогичных участков.

Железобетонные отходы:

Количество отходов в виде железобетонных балластирующих грузов УБО-1020 в соответствии с объемами работ данного проекта составит 10 200 т.

Металлические отходы:

Проектом капитального ремонта предусмотрено резка демонтированного газопровода на переходах через автодороги. Кроме того, при ремонте используются новые трубы в заводской изоляции в общем количестве 9,01 т. При этом образуются остатки, обрезки труб, остатки электродов, которые принимаются как потери в процентах от потребности, исчисленной по объемам работ, согласно нормам справочника «Сметное нормирование и ценообразование строительных работ».

Полимерные отходы:

Полимерные отходы представляют собой старое изоляционное покрытие, снимаемое с трубопровода. Количество изоляционного покрытия в соответствии с объемами работ составило 293 т. После нанесения антикоррозионного лакокрасочного покрытия на стальные элементы образуются остатки лакокрасочных материалов.

Промасленная ветошь:

Количество промасленной ветоши исходя из количества рабочего персонала занятого на обслуживании техники и потребности в ветоши примерно 100 г. в смену на одного рабочего.

Твердые бытовые отходы:

Расчет образования твердых бытовых отходов произведен на основе нормативов, приведенных в «Справочник удельных показателей образования отходов производства и потребления», 1999 г.

Сбор, размещение и утилизация отходов:

До начала работ подрядчик, определенный на тендерной основе, должен заключить договора со специализированными лицензированными организациями на прием отходов, образующихся в период проведения ремонтных работ.

Мусор бытовых помещений, тара из-под грунтовки и мастики «Транскор-Газ», тара из-под лакокрасочных материалов, отходы полимерных материалов и обтирочный материал собираются в специально предусмотренном для этих целей металлическом контейнере объемом 2 м3, расположенном на территории проведения работ. По мере заполнения контейнер вывозить на ближайшую санкционированную свалку строительных отходов по договору строительной организации с ее владельцем.

Огарки сварочных электродов, обрезки проволоки также собираются в металлический контейнер объемом 0,1 м. Обрезки труб складируются на специально отведенной площадке с последующей сдачей всех металлических отходов лицензированным предприятиям по переработке отходов чёрных металлов.

Отходы железобетона должны складироваться в пределах участка проведения работ и по мере образования сдавать лицензированным предприятиям для вторичного использования (например, для ремонта автодорог).

3.2 Мероприятия по охране окружающей среды

3.2.1 Мероприятия по снижению негативного воздействия на атмосферный воздух и почву

С целью предотвращения и уменьшения загрязнения атмосферного воздуха проектом предусматриваются технические решения, позволяющие свести до минимума вредное воздействие на атмосферный воздух:

- герметизированная система транспорта газа;

применение труб из стали повышенной коррозионной стойкости;

Мероприятия по предупреждению и снижению отрицательного воздействия на почвы:

В целях рационального использования и охраны земель, а также их плодородия проектом предусматриваются:

- оптимальные площади отводов, соответствующие действующим нормативам для проектируемых объектов;

- размещение проектируемых объектов вне заповедных и особо охраняемых биологических сообществ, а также специально выделенных и охраняемых площадей:

- укрепление откосов насыпей посадкой многолетних трав;

утилизация отходов производства;

максимальное сохранение естественного растительного покрова при строительстве трубопровода и площадных сооружений:

- строительство площадных объектов на отсыпных песчаных площадках без снятия почвенно-растительного слоя;

Мероприятия по восстановлению земельных участков:

Восстановлению (рекультивации) подлежат нарушенные земли, передаваемые во временное пользование на период строительства. Рекультивация нарушенных земель носит природоохранное направление.

Земельные участки приводятся в пригодное для использования по назначению состояние в ходе работ, а при невозможности этого не позднее, чем в течение года после завершения работ. Все работы по восстановлению нарушенных земель выполняются строго в пределах строительной полосы, предусмотренной данным проектом. Строительная полоса рассчитана из условия проведения на ней полного комплекса строительно-монтажных работ, но не превышает ширины полосы отвода. В соответствии с условиями предоставления земельных участков в пользование и с учетом местных природно-климатических условий проектом предусмотрены мероприятия по технической рекультивации земель.

Рекультивационные работы на землях краткосрочного и долгосрочного отвода состоят из уничтожения порубочных остатков (сжигание порубочных остатков в зимний период), засыпки ям грунтом с аналогичными физико-химическими и механическими свойствами и планировки поверхности. Работы выполняются при подготовке территории строительства.

3.2.2 Мероприятия по охране поверхностных вод

Для исключения нарушения поверхностного стока и гидрологического режима водных объектов в результате преобразования рельефа при строительстве площадочных объектов предусмотрено:

ориентирование площадок (запорной арматуры, узлов пуска и приема очистных устройств, вертолетных площадок) с учетом карт сеток отекания поверхностных вод (отсыпка площадок не создает замкнутых контуров - блокированных зон концентрации стока).

при пересечении водоохранных зон и заливаемых пойм водотоков прокладка трассы нефтегазопровода производится по кратчайшему расстоянию.

установка на переходах через водные преграды электроприводной запорной арматуры с автоматическим управлением для оперативного отключения газопровода в случае аварии.

3.3 Организация экологического мониторинга

Характер временной и пространственной изменчивости концентраций вредных веществ в атмосферном воздухе определяется большим числом разнообразных факторов. Основой для выявления ее закономерностей служат наблюдения за состоянием загрязнения воздушного бассейна. Наблюдения за состоянием атмосферного воздуха проводятся в районах интенсивного антропогенного воздействия и в районах, удаленных от источников загрязнения.

Необходимость организации контроля загрязнения атмосферного воздуха в зоне интенсивного антропогенного воздействия определяется предварительными экспериментальными (в течение 1-2 лет) и теоретическими исследованиями с использованием методов математического и физического моделирования. Такой подход позволяет оценить степень загрязнения той или иной примесью атмосферного воздуха на проектируемом объекте, где имеются стационарные и передвижные источники выбросов вредных веществ. Обычно расположение источников выбросов и их параметры известны или их можно определить. Зная метеорологические параметры, в том числе «розу ветров», можно с использованием математических и физических моделей рассчитать поля концентраций ЗВ в атмосферном воздухе для любой ситуации. Но адекватность принятых моделей реальным ситуациям все равно должна проверяться экспериментально.

Для получения репрезентативной информации о пространственной и временной изменчивости загрязнения воздуха нужно предварительно провести рекогносцировочное обследование метеорологических условий и характера пространственной и временной изменчивости загрязнения воздуха с помощью передвижных лабораторий. Если обнаруживается, что существует вероятность роста концентрации примеси выше установленных нормативов, то за содержанием такой примеси в выявленной зоне следует установить наблюдение.

Установив степень загрязнения атмосферного воздуха всеми примесями, выбрасываемыми существующими и намечаемыми к строительству и пуску источниками, а также характер изменения полей концентрации примесей по территории и во времени с учетом карт загрязнения воздуха, построенных по результатам математического и физического моделирования, можно приступить к разработке схемы размещения стационарных постов наблюдений на территории и программы их работы. Программа разрабатывается исходя из задач каждого измерительного поста и особенностей изменчивости концентрации каждой примеси в атмосферном воздухе. Наблюдения должны проводиться за всеми примесями, уровни которых превышают ПДК.

В обязательном порядке измеряются основные, наиболее часто встречающиеся вещества пыль, диоксид серы, оксид углерода. Выбор других веществ, требующих контроля, определяет спецификой производства и выбросов в данной местности, частотой превышения ПДК.

Система контроля промышленных выбросов в атмосферу предусматривает решение следующих задач:

- контроль выполнения предприятием работ по охране атмосферного воздуха;

- контроль над соблюдением установленных нормативов выбросов и требований природоохранного законодательства;

- разработку методов инструментального контроля над параметрами выбросов в атмосферу;

контроль над эффективностью работы установок очистки отходящих газов;

- получение достоверных данных о выбросах вредных веществ.

Виды контроля над промышленными выбросами в атмосферу классифицируются по следующим признакам:

способу определения контролируемого параметра - прямой и расчетный;

- месту контроля - контроль источника выделения, источника выброса;

После установления пространственных и временных параметров контроля составляется программа работ, которая должна включать:

перечень подлежащих контролю объектов;

- общее число замеров по каждому объекту и виды контроля с указанием точек отбора проб, числа определяемых веществ в каждой точке и методов измерений;

- мероприятия по оборудованию точек для проведения замеров;

- порядок учета материалов измерений, их обработку, методы расчетов выбросов по данным прямых измерений и расчетных методов.

Ответственность за организацию контроля промышленных выбросов несет администрация предприятия.

Контроль так называемого трансграничного переноса глобальных потоков примесей на большие расстояния от места выброса осуществляется системой наземных и самолетных станций, сопряженных с математическими моделями распространения примесей. Сеть станций трансграничного переноса оборудуется системами отбора газа и аэрозолей, сбора сухих и мокрых выпадений примесей в отобранных пробах. Информация поступает в метеорологические синтезирующие центры, которые осуществляют:

- сбор, анализ и хранение информации о трансграничном переносе примесей в атмосфере;

- прогнозирование переноса примесей на основе метеорологических данных:

- идентификацию районов выбросов и источников;

- регистрацию и расчет выпадений примесей из атмосферного воздуха на подстилающую поверхность и другие работы.

Информация по степени срочности подразделяется на три категории: экстренная, оперативная и режимная.

Экстренная информация содержит сведения о резких изменениях уровней загрязнения атмосферного воздуха и передается в соответствующие (контролирующие, хозяйственные) организации незамедлительно.

Оперативная информация содержит обобщенные результаты наблюдений за месяц, а режимная - за год. Информация по последним двум категориям передается заинтересованным и контролирующим организациям по мере их накопления: ежемесячно и ежегодно. Режимная информация, содержащая данные о среднем и наибольшем уровнях загрязнения воздуха за длительный период, используется при планировании мероприятий по охране атмосферы, установлении нормативов выбросов, оценке ущерба, наносимого народному хозяйству загрязнением атмосферного воздуха.

Заключение

В проекте решён вопрос реконструкции компрессорного цеха.

В результате был разработан вариант установки новых агрегатов ГТК-16МГ90. Были смонтированы новые трубопроводы, установка очистки газа, установка охлаждения газа (2АВГ-75) и новая установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа.

В связи с этими решениями транспорт перекачивающего газа через компрессорную станцию смог повыситься с 80 млн. м3/сут. до 120 млн. м3/сут., что и требуется для эффективной эксплуатации газопровода.

В разделе «Безопасность и экологичность проекта» освещены способы обеспечения безопасных условий труда рабочих при строительстве, а также мероприятия по охране окружающей среды.

Список источников

цех компрессорный безопасность реконструкция

1. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования./ Госстрой СССР.-М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985, - 82 с.
2. ОНТП 51-1-85. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов.
3. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов,/ Под. ред. А.К. Дерцакяна. - Л.: Недра, 1977.-519 с. ил.
4. Суринович В.К. Опыт эксплуатации пылеуловителей и фильтров - сепараторов на КС МГ. В реф. сб. Транспорт и хранение газа, ВНИИЭгазпром, 1982, №6. - 78 с.: ил.
5. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов,/ Под. ред. А.К. Дерцакяна. - Л.: Недра, 1977.-519 с. ил.
6. М.М. Волков, А.Л. Михеев, К.А. Конев. Справочник работника газовой промышленности. М.: Недра, 1989. - 286 с.: ил.
7. Методические рекомендации по применению различных модификаций сменных проточных частей нагнетателей 370-18-1 на КС магистральных газопроводов., ВНИИГАЗ.М:1987,77 с.
8. Щуровский В.А., Проклов И.А., Корнеев В.И., Кузнецов В.А. Технические решения по реконструкции и переоснащению газотурбинных компрессорных цехов. - М.: ВНИИЭгазпром, 1990, 50 с. - Обз. Информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа.
9. Овсиенко В.В., Боткилин А.И., Суринович В.К. О повышении эффективности подготовки газа к дальнему транспорту. ЭИ Транспорт, хранение и использование газа в народном хозяйстве, ВНИИЭгазпром, 1978, №2. - 162 с.: ил.
10. Нормативы численности рабочих и служащих линейных производственных управлений магистральных газопроводов (ЛПУМГов). - М.: ОАО «Газпром», 2000. - с. 28 - 52.
11. Липсиц И.В., Коссов В.В. Инвестиционный проект: методы подготовки и анализа. Учебно-справочное пособие. - М.: Издательство БЕК, 1996. - 304 с.
12. Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности. Научно-экономический сборник. - М.: ОАО «Газпром», 2000, №5. - 298 с.
13. Щуровский В.А. и др. Снижение выбросов загрязняющих веществ с отходящими газами газотурбинных ГПА. Обз. инф. Сер. Природный газ и защита окружающей среды. - М.: ВНИИЭгазпром, 1991. - 97 с.: ил.
14. ОНД-86. Методика расчёта концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. - Л.: Гидрометеоиздат, 1987. - 213 с.
15. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. - М.: Недра, 1989. - 96 с.
16. Долин П.А. Справочник по технике безопасности. - М.: Энергокомиздат, 1985. - 250 с.
17. СП 101 - 34 - 96 Свод правил по выбору для сооружения магистральных газопроводов. - М.: Газпром, 1996. - 50 с.: ил.
18. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надёжность магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1978. - 166 с.
19. Васильев Ю.Н., Зарицкий С.П. Основные тенденции развития газотурбинных установок для газоперекачивающих агрегатов. Транспорт и хранение газа №7. - М.: Недра, 1978. - 28 с.
20. Инструкция по определению показателей и обобщённых характеристик газотурбинных установок для привода нагнетателей. М.: ВНИИГАЗ, 1982. - 23 с.
21. Инструкция по определению эффективности работы и технического состояния газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1975. - 45 с.

Проект реконструкции цеха КС "Юбилейный" Введение Развитие газовой и ряда смежных отраслей промы

Больше работ по теме: