Все здания и сооружения КС сгруппированы по

Все здания и сооружения КС сгруппированы по производственному
признаку в зоны. Технологическая зона расположена со стороны
магистрального газопровода, а зона подсобно-вспомогательная – со
стороны подъездной дороги (см. лист 3, графическая часть проекта).
1.1.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА
КС «Кармаскалинская» оснащена нагнетателями Н-6-56-2 привод от
газотурбинного двигателя, мощностью 6300 кВт (газотурбинными
установками ГТН-6).
Количество агрегатов на КС 4-рабочих и 2-резервных. Основное
технологическое оборудование на КС пылеуловители, воздушные
холодильники газа (приняты отечественного производства).
Технологическая
схема
КС
предусматривает
параллельнопоследовательную работу ГПА ГТН-6 (коллекторную газовую обвязку).
Исходные данные по КС приведены в таблице 1.
Технологическая схема КС предусматривает следующие основные
процессы обработки газа (см.рисунок 1):
- очистка газа от пыли и жидкости;
- компримирование газа;
- охлаждение газа.
На компрессорной станции, кроме основных установок, для
обработки газа предусмотрены:
- система топливного, пускового и импульсивного газа;
- система потребления сжатого возжуха;
- система обеспечения маслом.
Газ из газопровода Ду=1200 направляется одним шлейфом Ду=1200 на
установку пылеуловителей. Подключение пылеуловителей коллекторное.
Очищенный газ из пылеуловителей двумя трубопроводами Ду=1000
поступает на всасывание компрессорных агрегатов.
Скомпримированный газ из компрессорного цеха направляется двумя
трубопроводами Ду=700 на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения
(АВО) и далее по одному шлейфу Ду=1200 в газопровод. На КС
используется коллекторное подключение АВО.
Коллекторная схема газовой обвязки одноступенчатых нагнетателей
агрегатов ГТИ-6 обеспечивает:
- работу ГПА в одну и две ступени сжатия;
- резервирование всех агрегатов;
- возможность работы ГПА №3 и №4 в качестве первой и второй ступени
сжатия;
1.1.4 ОЧИСТКА ГАЗА
Установка очистки газа предназначена для очистки газа от
механических примесей, углеводородного конденсата, воды и их сбора и
состоит из:
- четырех мультициклонных пылеуловителей Ду=2000;
- дренажных коллекторов Ду=100, Ду=200;
- емкости сбора углеводородного конденсата и жидкости Ру=7,35 МПа,
V=4м3;
- системы автоматического сброса жидкости из емкости высокого
давления на узел сбора конденсата;
- узла ручного дроссерирования газа от давления 5,4 МПа до 0,2 МПа.
Сброс из пылеуловителей производится постоянно в емкости
высокого давления.
Для предотвращения замерзания жидкости пылеуловители
оборудуются наружным подогревом и изолированными, подземными
трубопроводами сброса воды, конденсатов углеводородов и шлама,
прокладкой с теплоспутниками и изолированными.
Количество пылеуловителей определено из условия, чтобы при
отключении одного аппарата оставшиеся в работе обеспечивали
необходимую степень очистки проектного объема транспортируемого газа
при потерях давления не более 0,04 МПа. Аппараты рассчитаны на
использование в районах со средней температурой не ниже минус 40 0С.
Техническая характеристика и параметры пылеуловителей приведены
в таблице 2. Схема подключения пылеуловителей представлена
на
рисунке 2.
турбины и привода компрессора (турбина высокого давления – ТВД) и
турбины привода нагнетателя (турбины низкого давления – ТНД)
независимое. Нагнетатель природного газа представляет собой
одноступенчатый
центробежный
компрессор,
непосредственно
приводимый ТИД газотурбинной установки.
Газоперекачивающие агрегаты типа ГТН-6 могут работать при
следующих вариантах подключения нагнетателей к газопроводу:
- последовательно (не более трех);
- параллельное (одиночных или групп последовательно включенных
нагнетателей).
Конструкция агрегата обеспечивает запуск и остановку его под
полным давлением всасывания в корпусе нагнетателя.
Нормальная работа агрегата обеспечивается при температуре
наружного воздуха от минус 50 до плюс 40 0С.
Конструкция агрегата допускает изменение частоты вращения ротора
нагнетателя (турбина низкого давления) в диапазоне от 0,75 до 1,05
номинального значения.
Агрегат снабжен системой централизованного контроля и
автоматического управления (УПКУ) А-705-15-04, которая обеспечивает
работу агрегата без постоянного присутствия обслуживающего персонала в
машинном зале. При этом выполняются следующие операции:
- автоматическое управление пуском, работой на заданном режиме,
нормальным остановом;
- защита агрегата;
- быстрый аварийный останов;
- контроль и регистрация основных параметров;
- индикация режимов работы и положение запорной арматуры.
В качества топлива для ГТУ используется транспортируемый газ со
средним составом (%):
СН4 = 95,04  38,62;
С2Н6 + С3Н8 = 0,31 0,50;
С4Н10 + высшие = 0,02;
N2 + редкие = 0,951,18;
СО2 = 0,30,8.
Таблица 4.
Предупредительные установки ГТН-6
Наименование
Величина
предупреди
аварийной защиты и сигнализации
тельной
установки
более 40
1. Вибрация, мкм
0
более 80
2. Температура вкладышей подшипника, С
3. Частота вращения ротора турбодетандера, об/м --4. Уровень масла в чистом холодном отсеке рамы
более 450
маслобака (мм от верхнего листа)
--5. Давление масла на смазку, МПа
0
6. Температура масла на сгибе подшипников, С более 70
--7. Частота вращения ротора ТВД, об/мин
--8. Частота вращения ротора ТНД, об/мин
0
более 430
9. Температура в выхлопной части, С
10. Давление масла на реле осевого сдвига ротора
более 0,38
ТВД и нагнетателя «вперед», «назад», МПа
менее 0,01
11. Период «масло-газ», МПа
12. Давление топливного газа (при понижении), ----МПа
13. Давление топливного газа (при повышении), --МПа
14. Давление воздуха за компрессором, МПа
15. Преждевременное открытие регулирующего --клапана (давление воздуха за компрессором ниже
--указанной величины) , МПа
16. Самопроизвольное закрытие кранов 1 и 2 на
рабочем агрегате
Величина
аварийной
установки
более 60
более 90
более 15000
более 550
менее 0,1
более 80
более 6500
более 6700
более 440
более 0,45
менее 0,02
менее 0,5
более 0,12
более 0,6
менее 0,07
---
Для нормальных условий работы агрегата необходимо выполнение
следующих требований:
- перед выходом газа в нагнетатель должно быть установлено сито,
предотвращающее попадание в нагнетатель крупных посторонних
предметов;
-
проверить наполнение аккумулятора масла;
проверить уровень в поплавковой камере;
отключить ПМН;
проверить давление ТГ=0,85 –0, 9 МПа;
подать импульсный газ (ИГ) на управление кранами.
При проверке защит произвести:
- нажать кнопку «ПУСК»;
- включается ПМН;
- открываются противопожарные клапаны;
- выключается ПМН, закрыть предохранительный клапан (ППК);
- при Р масла >0,7 МПа выключить аварийный масляный насос (АМН);
- через 10 сек взводится защита;
- открывается сбросной клапан (СК);
- закрывается СК;
- табло «Защиты проверены и исправны»;
- через 3 сек начинается операция пуска.
Пуск ГТУ осуществляется с помощью турбодетандера, который
работает
на
транспортируемом
газе.
Во
время
раскрутки
турбокомпрессорного вала турбодетандером осуществляется подача
топлива и его воспламенение в камере сгорания. При частоте вращения
турбокомпрессорного вала 4500 об/мин турбина выходит на режим
самоходности и турбодетандер отключается.
Осевой компрессор засасывает очищенный от пыли атмосферный
воздух и сжимает его. Сжатый воздух поступает в камеру сгорания, куда
подводится также и топливный газ. Из камеры сгорания газовоздушная
смесь поступает в турбину высокого давления, далее в турбину низкого
давления и через дымовую трубу выбрасывается в атмосферный воздух.
1.1.6
СИСТЕМА ТОПЛИВНОГО, ПУСКОВОГО И
ИМПУЛЬСНОГО ГАЗА
В качестве топливно-пускового и импульсного газа используется
природный газ.
Отбор газа на установку подготовки топливного, пускового и
импульсного газа производится из всасывающего коллектора после
пылеуловителей или нагнетательных шлейфов компрессорного цеха в
зимний период при аварийной установке подогревателей топливного газа.
Для первоначального запуска ГПА отбор газа производится из газопровода.
котельные площадки АВП (аварийно-восстановительный поезд) и в
ближайшие населенные пункты: д.Николаевка и д.Ульяновка.
1.1.7 КОМПАНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ
Компрессорная станция оборудована шестью газоперекачивающими
агрегатами ГТН-6 с нагнетателями Н-6-56-2 Уральского турбомоторного
завода. Агрегаты размещаются в индивидуальных зданиях. Отметка оси
агрегата +2,0м, шаг между агрегатами 25,0м.
Размеры здания агрегата: ширина помещения турбины – 12м; ширина
помещения нагнетателя – 6м; длина – 18м.
Для обслуживания газовой турбины в помещении устанавливается
кран подвесной электрический грузоподъемностью 10т с пролетом 9м.
Для обслуживания нагнетателя устанавливается кран ручной,
подвесной грузоподъемностью 3,2т с пролетом 4,5м.
На стороне высокого давления расположена газовая обвязка
нагнетателей. Для удобства эксплуатации и обслуживания арматуры и
приборов газовой обвязки нагнеталей предусмотрены обслуживающие
площадки и переходные мостики.
За кольцевой дорогой, на стороне высокого давления располагается
установка очистки газа, установка охлаждения газа, установка подготовки
топливного, пускового и импульсного газа, подземная емкость сбора
конденсата.
Для обеспечения пожаробезопасности и санитарно гигиенических
норм максимальное количество сбросов технологического газа вынесено за
пределы компрессорной станции.
Все трубопроводы межцеховых технологических коммуникаций,
газовой обвязки, обвязки воздушных холодильников газа, пылеуловителей
и др. выполнены с учетом компенсации тепловых расширений труб.
В целях сокращения сроков строительства и повышения уровня
индустриализации строительства все вспомогательное оборудование
компрессорной станции принимается в блочном исполнении по проекту
СПКБ «Проект-нефтегазмонтаж».
С правой стороны компрессорного цеха расположены блок-боксы
компрессорной сжатого воздуха, блок откачки масел и подземная емкость
аварийного слива масла объемом 40 м3 с погружным насосом.
За кольцевой дорогой на низкой стороне компрессорного цеха
расположен склад ГСМ и маслохозяйство в блочном исполнении.
4-х узлов установки кранов на перемычках между действующими; 8 узлов
установки кранов на ответвления к крупным потребителям газа.
В качестве основной запорной арматуры приняты стальные шаровые
равнопроводные краны для подземной установки отечественного
производства Ру 64. Для возможного отключения отдельных участков на
случай аварий и ремонта на газопроводе предусмотрена установка
линейных кранов. Места установки кранов выбраны с учетом их
максимального приближения к необслуживаемым уплотнительным
пунктам (НУП), установкам станций катодной защиты и источников
электроснабжения, поэтому шаг расстановки неравномерный и колеблется
в пределах 1226км.
У КС (до и после) запроектирована установка охранных кранов,
краны устанавливаются также на многониточных переходах через водные
преграды для отключения отдельных ниток газопровода.
КС «Кармаскалинская» находится на 114 км газопровода ПолянаКСПХГ.
1.3 МЕТОДИКА РАСЧЕТА РЕЖИМА РАБОТЫ
КОМПРЕССОРНОГО ЦЕХА
Расчет режима работы КС с использованием приведенных
характеристик нагнетателей является академическим и используется как
для расчетов при проектировании газопроводов, так и в существующих
программах по расчету фактически работающих газотранспортных систем.
Расчет может быть использован для расчета КС только при одинаковом
техническом состоянии как приводов,ттак и нагнетателей.
Исходные данные, необходимые для расчета:
Qнкс – производительность газопровода;
 н – плотность газа;
n – число работающих агрегатов (групп);
Рпу – абсолютное давление газа на всасывании первой ступени (после
пылеуловителей);
Раво – абсолютное давление перед АВО;
Твс1 – температура газа на всасывании первой ступени.
Порядок расчета.
1. Относительная плотность газа:
=  н /1,206
2. Величина газовой постоянной, Нм/кг*к:
R = 29,4/
Z1 * R* Твс1
9. Степень сжатия первой ступени:
1 =
m
Екс =
m
Рн
Рвс1
где m – число ступеней сжатия
10. Приведенные обороты ротора нагнетателя определяются по графику.
11. Относительные обороты первой ступени :
(n/nн)1=[ n/nн]пр1 /
Z н* Rн* Тн
Z1 * R* Твс1
Затем определяют обороты ротора n1, об/мин, при известном nн=4800
об/мин
n1=nн(n/nн)1
12. Приведенная
относительная
внутренняя
мощность
нагнетателя
[Ni/вс1]пр определяется по характеристике нагнетателя.
13. Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем первой ступени, кВт
Ni1=[Ni/вс1]пр* вс1
14. Мощность на муфте привода нагнетателя, кВт:
N1 = Ni1 + 100
15. Абсолютное давление на выходе первой ступени, Па или МПа:
Рн1 = Рвс1 * Е1
16. Температура на входе первой ступени, К:
Тн1=Твс1*
(к-1)/(k*пол)
где к – показатель политропы,
пол
- политропический КПД, определяемый по характеристике
нагнетателя.
где Nсо – номинальная потребляемая мощность ГТУ, кВт;
Рсо – номинальное атмосферное давление;
Ра – атмосферное давление;
Qрн – низшая теплотворная способность топливного газа при 20 оС и
760 мм.рт.ст., ккал/м3;
с - коэффициент полезного действия на муфте ГТУ;
Кт.г. - коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу;
Коблт.г. .- коэффициент, учитывающий влияние работы систем
противообледенения на КПД ГТУ;
Кнар. – коэффициент наработки.
1.4 ОПТИМИЗАЦИЯ ЗАГРУЗКИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ
НАГНЕТАТЕЛЕЙ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ СЖАТИИ
Одной из главных задач управления технологическим режимом
работы КС является поддержание давления на стороне нагнетателя на
заданном уровне при оптимальном распределении нагрузки между
нагнетателями.
При этом под оптимальным распределением понимается такая
загрузка агрегатов, которая обеспечивает минимум энергозатрат на
компрамирование заданного объема газа при соответствующих граничных
условиях на входе и выходе КС.
Компрессорная станция как локальный объект управления
представляет собой сложный комплекс компрессорного оборудования,
режим работы которого изменяется в зависимости от колебаний отборов
газа по трассе магистрального газопровода. Для компенсаций колебаний
режимов в технологических схемах КС предусмотрены различные
ступенчатые (дискретные) способы регулирования: числом машин,
изменением схемы вариантов работы групп машин (число групп и
агрегатов в группе, колес нагнетателей различных диаметров). К
непрерывным способам регулирования относятся: изменение скорости
вращения ротора нагнетателя, перепуск газа с выхода на вход группы
агрегатов и дросселирование на нагнетании и всасывании.
Расчет режимов работы ГПА обычно выполняется с помощью
характеристик центробежных нагнетателей (ЦН), построенных на
основании их испытаний при номинальных параметрах газа и частот
вращения ротора ЦН. Приведенная характеристика нагнетателя Н-6-56-2
газа представлена на рисунке 7.
На кафедре ТХНГ в УГНТУ была составлена программа,
позволяющая выбрать режим работы ГПА, который соответствует
наименьшему расходу топливного газа. Укрупненный алгоритм программы
Таблица 11
Расход топливного газа за период с 3 по 8 апреля
Число Фактический расход топливного газа Расчетный
расход
3
Месяца (тыс.м /ч)
топливногот газа (тыс.м3/ч)
6,463
7,130
3
6,588
7,200
4
6,589
7,201
5
6,626
7,298
6
6,626
7,289
7
6,625
7,211
8
Итого
среднее
значен.
43,329
39,517
7,2215
6,586
В период с 9 по 14 апреля диспетчер КЛПУ придерживался режима
работы КС заданного программой. Данные расхода топливного газа за этот
период приведены в таблицах 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18.
На рисунке 10 представлены графики расхода топливного газа
полученные расчетным путем и фактические за период с 9 по 14 апреля.
На
КС
предусматриваются
унифицированные
блок-боксы
маслохозяйства и склада ГСМ 1595/1 разработки СПКБ ПИГСМ, состоящее
из следующих блоков:
- насосная светлых нефтепродуктов;
- насосная масел;
- склад в таре;
- регенерационная фильтров;
- блок топливно-раздаточный;
- блок емкостей.
Регенерация фильтров производится невзрывопожароопасными
средствами.
Для хранения чистого, сбора отработанного масел, хранения бензина
и дизтоплива, сбора отработанного моющего раствора предусматриваются:
- блоки емкостей для темных нефтепродуктов 3шт (2х25м3);
- блоки емкостей для светлых нефтепродуктов 2 шт (2х25м3);
- емкость V=25м3.
Для раздачи бензина и дизтоплива потребителям предусмотрен
топливораздаточный пункт.
Завоз
масла
на
КС
осуществляется
с
Новоуфимского
нефтеперерабатывающего завода железнодорожным транспортом до
станции «Карламан» на нефтебазу. Затем масло – топливозаправщиками
масло доставляется на КСВ резервуары. 4 резервуара для чистого и 2
резервуара для отработанного масел. Вместимость каждого резервуара по
50м3. Резервуары имеют дыхательные клапаны и мерные линейки
(метроштоки), которыми производят еженедельный контроль за уровнем
масла в резеруарах. Резервуары с маслом оснащены подогревателями для
подогрева масла в зимнее время. В качестве теплоносителя используется
горячая вода. Подогрев масла производится также при регенирации масла.
Тип используемого масла ТП-22 в количестве 7 тонн.
Технологическая схема склада ГСМ и маслоснабжения ГПА
представлена на рисунке 11.
1.6 ОХЛАЖДЕНИЕ ГАЗА НА КС
На КС «Кармаскалинская» охлаждение газа производят аппаратами
воздушного охлаждения типа:
1АВЗ-Д-9-Ж-64-131-133Т
6-1-8
количество кодов по трубам - 1.
Поверхность теплообмена одной секции,м2:
наружняя
850;
внутренняя
72;
площадь сечения одного кода в одной секции, м2 - 0,0480
количество секций в аппарате 6 штук.
Аппарат комплектуется с приводом вентиляторов от тихоходных
электродвигателей во взрывозащищенном исполнении. Обозначение
привода ВЗТ: тип электродвигателя ВАСО-37-14; номинальная мощность
электродвигателя 37кВт; скорость вращения электродвигателя 422 оборота
в минуту; количество приводов в аппарате 2.
Вентилятор: тип –УК-2м; диаметр колеса-2800 мм; количество
лопастей-8 штук; скорость вращения вентилятора-422 оборота в минуту;
количество вентиляторов в аппарате-2 штуки; максимальный угол
установки лопастей-21о.
1.6.2 ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ. РАБОТА АППАРАТА И ЕГО
СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ
Общий вид аппарата приведен на рисунке 12. Аппарат состоит из
шести трубных секций прямоугольной конфигурации, составленных из
поперечно-оребренных биметаллических труб длиной 8м. Отличительной
чертой аппарата 1АВЗ-Д расположение трубных секций в форме «зигзага»
с острым углом между секциями (такое расположение секций уменьшает
площадь, занимаемую аппаратом) и наличие 2-х вентиляторов 2800мм.
Секции монтируются на металлическую несущую конструкцию 2 и
фиксируются только с одного конца, что обеспечивает свободное
расширение (тепловое) элементов секции при нагревании.
Аппараты с одноходовыми секциями изготовляются с уклоном
секций 1:120 в сторону выхода продукта. В целях предотвращения
передачи вибрации от привода 6 с вентилятором к металлоконструкции
привод устанавливается на отдельном фундаменте.
Конструкция и размеры фундаментов должны быть определены с
учетом конкретных местных условий специальным чертежем,
разработанным заказчиком или проектной организацией.
Коллектор 4 с дифузором 3 крепится болтами к металлоконструкции.
Вентиляторы
5,
установленные
на
валы
тихоходных
электродвигателей и редукторов, вращаются в полости коллекторов и
прогоняют воздух через межтрубное пространство секций. Продукт,
протекающий внутри труб, конденсируется или охлаждается за счет
передачи его тепла воздуху через ребристую поверхность труб.
расчетную, и когда максимальная производительность не обеспечивает
требуемого охлаждения продукта;
- изменение производительности вентилятора путем переключения
скорости вращения двухскоростных электродвигателей, редукторных
приводов, категорически запрещается во время работы вентилятора
переключать скорости электродвигателей;
- отключение вентилятора. Этот способ рекомендуется применять в
зимний период работы при низкой температуре воздуха, когда
необходимое охлаждение продукта обеспечивается естественной
конвекцией;
- регулирование естественной конвекцией воздуха при отключенном
вентеляторе путем изменения степени открытия жалюзийных устройств.
Для поворота лопастей вентилятора необходимо:
а)
отключить электродвигатель, остановить вентилятор;
б)
демонтировать один сектор предохранительной сетки;
в)
снять крышку колеса вентилятора;
г)
расконтрить гайки крепления стержня лопасти и отпустить гайки;
д)
провести лопасти, установив их на необходимый угол;
е)
затянуть гайки крепления вентилятора, надеть крышку вентилятора.
монтировать предохранительную сетку;
ж)
запустить вентилятор;
з)
через несколько часов работы вентилятора проверить угол установки
лопастей.
Максимальный угол установки лопастей зависит от мощности
установленного электродвигателя.
Для исключения повышения аэродинамического сопротивления
оребренных поверхностей секций они должны очищаться продувной
паром по мере их загрязнения.
Эксплуатация аппаратов с момента пуска в эксплуатацию должна
регистрироваться в рабочем журнале механика.
Пуск компрессорной станции в эксплуатацию без ввода в работу
установки охлаждения газа не допускается.
Температура газа на входе АВО должна поддерживаться
оперативным персоналом в заданных пределах (плюс 40 оC).
Пределы изменения температуры газа на входе АВО
устанавливаются с учетом обеспечения продольной устойчивости
магистральных газопроводов оптимального режима работы; сохранности
изоляции; предотвращения гидратообразования; температуры наружного
воздуха.
Техническое обслуживание установки охлаждения газа включает в
себя:
1.7 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
1.7.1 КРАТКАЯ ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОЙ ОБСТАНОВКИ НА
ТЕРРИТОРИИ
КАРМАСКАЛИНСКОГО
ЛПУ
ПРИ
ВОЗНИКНОВЕНИИ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ В МИРНОЕ
ВРЕМЯ.
Производственная деятельность Кармаскалинского ЛПУ МГ
осуществляется со следующим направлениям: газ, по составу метан, на
эксплуатируемые магистральные газопроводы. Давление в газопроводах
предусмотрено до 55 кгс/см2 (5,4МПа).
В состав ЛПУ входят 17 ГРС, 2 АГИКС, газокомпрессорная станция
в районе д. Ульяновка Кармаскалинского района и впомогательные
производства.
Технологический процесс газоснабжения потребителей газа через
ГРС, природный газ давлением до 55 кгс/см2 поступает на вход ГРС,
очищается, редуцируется в выходной газопровод потребителя.
Транспортируемый газ метан и реагенты (метанол, одорант)
пожаровзрывоопасны, к тому же ядовиты.
Протяженность газопроводов Кармаскалинского ЛПУ составляет
474,35км.
Технологический цикл закрытый.
На территории Кармаскалинского ЛПУ возможными объектами
чрезвычайных ситуаций могут быть:
газопровод;
- машинные залы 1,2,3,4,5,6, залы нагнетателей 1-6, укрытия,
технологическая обвязка нагнетателей;
- ГРП;
- склад горюче-смазочных материалов.
Наиболее опасные сильнодействующие, ядовитые вещества (СДЯВ),
используемые в технологическом процессе объекта – метанол, одорант.
Одорант имеется от 100 до 200кг и в течении года постоянно
пополняется.
СДЯВ хранятся в наземных металлических емкостях.
1.7.2 ПРОГНОЗ ПОСЛЕДСТВИЙ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ.
Чрезвычайная ситуация (авария) на линейной части магистрального
газопровода может произойти из-за нарушения целостности газопровода, в
экстремальных условиях, обеспечение их в постоянной готовности к
ликвидации последствий аварий, катастроф и стихийных бедствий.
5.
Обеспечение рабочих и служащих к действиям по сигналам ГО и
правилам поведения в зараженной местности при авариях со СДЯВ и в
экстремальных ситуациях.
6.
Проведение противопожарных мероприятий.
7.
Содержание в исправном состоянии технологического оборудования,
средств КИП и А, системы гидро-энергоснабжения, транспортных средств
и другие.
8.
Ведение технологических процессов в строгом соответствии с
технологическим регламентом и заводскими инструкциями.
9.
Своевременное выполнение системы ППР технологического
оборудования и магистральных газопроводов.
10. Соблюдение правил технической и безопасной эксплуатации
магистральных газопроводов ГРС и АГИКС.
11. Проведение
своевременного
обследования
технологического
оборудования.
12. Создание аварийных запасов труб, отводов, тройников, запорной
арматуры, металла и кранового масла.
Защита рабочих и служащих:
работающих на СЭРБ, по мере фактора опасности ,осуществляется в
имеющихся укрытиях (ПРУ);
работающих на газораспределительных станциях, АГИКС из-за их
малочисленности укрывают в личных погребах и простейших укрытиях;
выдача рабочим и служащим средств индивидуальной защиты со
склада ГО.
1.7.4 ВЫПОЛНЕНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ГО КАРМАСКАЛИНСКОГО
ЛПУ ПРИ УГРОЗЕ И ВОЗНИКНОВЕНИЯ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ
СИТУАЦИЙ.
При угрозе возникновения чрезвычайных ситуаций (ЧС) на объекте
проводятся следующие мероприятия:
О возникшей ситуации оповещается НГО объекта, комиссия по
чрезвычайным ситуациям и штаб ГО, чрезвычайным ситуациям и
ликвидации последствий стихийных бедствий (ШГО).
Оповещение организует диспетчер, через коммутатор с получением
распоряжения (сигнала) от оперативного дежурного по району, начальника
ГО Кармаскалинского ЛПУ, начальника штаба ГО ЛПУ согласно схеме
оповещения.
по указанию председателя КЧХ (начальника ГО) через РОВД по
телефону 2-12-65 вызвать подразделение противопожарной службы района;
комиссия по чрезвычайным ситуациям контролирует проведение
инженерно – технических мероприятий по повышению противопожарной
устойчивости.
При угрозе возникновения стихийных бедствий (резкое изменение
температуры воздуха, сильный ветер, ливневые дожди, ураган, смерч,
обильный снегопад и т.д.):
организовать наблюдение за состоянием окружающей среды силами
охраны объекта;
усилить аварийно-технические формирования;
организовать дежурство руководящего состава ГО;
организовать взаимодействие с районной комиссией по ЧС;
привести в готовность резервные источники тепло-, водо-,
энергоснабжения;
провести профилактические противопожарные мероприятия по
повышению устойчивости функционирования объекта;
силами комиссии по ЧС определить запасы продовольствия и
материально-технического снабжения.
При возникновении аварий с выбросом СДЯВ (заражение местности):
оповестить о случившемся НГО, комиссию по ЧС, ШГО;
привести в готовность технические средства связи и оповещения
сотрудников объекта;
осуществить сбор комиссии по ЧС и ШГО, выслать ОГ в район, где
произошло заражение объекта;
организовать выдачу СИЗ сотрудникам объекта;
организовать экстренный вывод (вывоз) рабочих и служащих на
наветренную сторону объекта;
провести разведку зоны заражения. Обозначить ее границы и пути
обхода силами звена по поддержанию общественного порядка;
вести непрерывное метеонаблюдение и контроль окружающей среды.
Осуществлять постоянную информацию сотрудников объекта о
распространении зараженного воздуха;
организовать взаимодействие с комиссией по ЧС района, а также
объекта, где произошла авария;
направить на место сбора пораженных , находящихся в угрожаемых
для жизни местах.
При возникновении пожара на объекте:
оповестить НГО, КЧС, ШГО;
немедленно организовать локализацию и тушение пожара силами ГО
с возможным привлечением сил ГО района;
2 КИП и АВТОМАТИКА
Безаварийная работа оборудования КС зависит от многих параметров
и условий работы технологического оборудования (давления, температуры,
оборотов вращения ротора турбины и т. д.). Эти параметры необходимы
контролировать. Решить эту задачу помогает автоматизация КС.
2.1 АВТОМАТИЗАЦИЯ КС
Объем автоматизации обеспечивает возможность управления работой
компрессорной станции из операторной без необходимости дежурства
персонала у оборудования.
Для оперативного контроля и управления технологическими
процессами компримирования газа и вспомогательными службами КС
создается единая система централизованного управления и контроля
компрессорного цеха, состоящая из следующих взаимосвязанных
подсистем:
систем централизованного контроля и управления «Кварц – 2М»;
системы «Вега – 2», предназначенной для дистанционного и
автоматического управления общестанционными и охранными кранами;
системы
автоматического
управления
и
контроля
газоперекачивающими агрегатами;
системы контроля загазованности укрытий агрегатов СТХ – 3;
местных систем автоматизации вспомогательных установок КЦ и
КС;
местных систем автоматики с выдачей обобщенных сигналов
«неисправность»;
Краны узла приема (запуска) очистного устройства, совмещенного с
узлом подключения КС к газопроводу, управляются с отдельного щита,
установленного на площадке узла подключения. В операторную цеха
предаются сигналы о прохождении очистным устройством контрольных
точек.
2.2 СТАНЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ «ЭНЕРГИЯ I»
Для обеспечения работы вспомогательных объектов на КС
установлена газораспределительная станция «Энергия I». АГРС снабжает
газом котельные промплощадки, пекарню, химлабораторию и близлежащие
населенные пункты.
Замер расхода газа автоматический многосуточныц с коррекцией по
температуре и давлению газа. На случай отсутствия электроэнергии или
выхода из строя электронных приборов предусмотрен замер расхода газа
дифмонометром ОСС – 712.
Аварийная
сигнализация
–
дистанционная
передача
не
расшифрованного аварийного сигнала; электропитание: переменный ток
220/380в частотой (50I)Гц. Имеется аварийное питание 24В от
аккомуляторов с автоматической подзарядкой. Электрическая мощность,
потребляемая автоматикой 500 В.А. Общая потребляемая мощность
(автоматика, освещение и обогрев) не более 5 кв.А.
Предусмотрена возможность установки передающего комплекса
«Отзыв – 2» для подключения к системе телемеханики.
2.2.2 СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ СТАНЦИИ «ЭНЕРГИЯ - I»
Станция «Энергия - I» оснащена системой дистанционной аварийной
сигнализацией, предназначенной для контроля работы основных узлов
станции и автоматической дистанционной передачи в пункт обслуживания
(диспетчерскую, дом линейного ремонта и т.д.) аварийно –
предохранительного сигнала при следующих нарушениях:
недопустимое увеличение или уменьшение давления газа на
выходе станции;
уменьшение давления газа на выходе блока редуцирования ниже
1,2МПа
выход из строя защитных регуляторов;
недопустимом увеличении или понижении температуры
подогреваемого газа;
исчезновении пламени запальника;
нарушение нормальной работы одоризатора;
повышении концентрации газа в блоках редуцирования или
переключений.
Контроль за режимом работы основных узлов станции осуществляется
с помощью датчиков, расположенных в блоках: электроконтактных
манометров, манометрического термометра, датчиков сигнализатора
взрывоопасных концентраций.
Датчики кабельными линиями с передающим блоком устройства
дистанционной аварийной сигнализации устанавливаются в блоке КИПиА.
Питание электрической схемы станции осуществляется от внешнего
источника трехфазного переменного тока напряжением 220/380В.
Электрическая схема станции «Энергия – I» приведена на рисунке 13.
возможность передачи в систему телемеханики мгновенного и суточного
расхода газа.
2.2.3 ОПИСАНИЕ РАБОТЫ СТАНЦИИ «ЭНЕРГИЯ – I»
Станция «Энергия – I» работает по схеме, приведенной на рисунке
14. Газ высокого давления Рвх=1,2 – 5,5МПа, поступивший на вход станции
«Энергия-I», проходит через кран шаровой с пневмогидропроводом,
расположенный на входной нитке блока переключений, а затем поступает в
подогреватель газа ПГА 200, где нагревается с целью предотвращения
образования гидрантов.
Нагрев газа осуществляется в змеевике радиальным излучением
горелки и теплом отходящих газов.
В блоке редуцирования подогревателя происходит редуцирование
топливного газа на питание горелок от Рвых до 1000 – 2000 Па (100-200 мм)
Аппаратура шкафа КИП и А подогревателя осуществляети контроль
за нормальной работой подогревателя по наличию пламени запальника и
температурному режиму.
Подогретый газ высокого давления поступает в блок редуцирования.
Узел редуцирования состоит из двух редуцирующих ниток: нижней
(резервной) и верхней (рабочей). Редуцирующие нитки равноценны, как по
составляющему их оборудованию, так и по пропускной способности,
которая для одной редуцирующей нитки равнв 100% пропускной
способности станции «Энергия – I»
На входе и выходе каждой редуцирующей нитки расположены краны
шаровые с ручным приводом, предназначенные для отключения
редуцирующих ниток.
Перед редуцированием газ очищается от механических примесей в
фильтрах. Фильтрующим элементом является металлическая сетка.
Система редуцирования на каждой нитке имеет два последовательно
расположенных регулятора. Между регуляторами давления газа
расположены компенсаторы для облегчения разборки нитки при
проведении ревизии или ремонта регуляторов.
Редуцирование давления осуществляется в одну ступень.
Высокое давление газа Рвх=1,2 – 5,5МПа снижается до выходного
давления Рвых=0,3 – 1,2МПа.
Защитный регулятор расположен последовательно с рабочим
регулятором в рабочей нитке, осуществляя защиту от превышения
регулируемого давления при аварийном открытии рабочего регулятора.
7 осуществляется от общего трансформатора Тр. При такой схеме
соединений выходное напряжение дифманометра U, пропорционально
перепаду давления р1-р2, а напряжение U2. Снимаемое потенциометром Rр
преобразователя давления 3 – произведению перепада давления р1-р2 на
давление р1. Напряжение Uт, подаваемое на вход функционального
квадратичного генератора 6, пропорционально изменению сопротивления
термометра Rт, а выходное напряжение, подаваемое на вход компоратора 5
– квадрату напряжения Uт2. Для получения напряжения Uт,
пропорционального температуре газа Т. термометр сопротивления Rт
включается в плечо делителя напряжения последовательно с баластным
сопротивлениеми Rб. Питание устройства от общего трансформатора
обеспечивает независимость показаний от изменения напряжения питания в
широких пределах.
Рисунок 15 Принципиальная схема входных цепей комплекса «Газомер-3».
Мембранный дифманометр с дифференциально трансформаторным
преобразователем представлен на рисунке 14. Дифманометр содержит:
разделительную перегородку 1, в которой установлен герметичный
Выход дифференциально – трансформаторного преобразователя
содержит две одинаковые обмотки w1 и w2, включенные встречно (конец
обмотки w1 соединен с концом обмотки w2). Напряжение питания
переменного тока Uпит. Подводится к первичной обмотке 4, благодаря
чему создается переменное магнитное поле с потоком Фп.,пронизывающем
плунжер 6. Магнитный поток Фп индуцирует переменные напряжения U1 и
U2 в обмотках w1 и w2. Вследствии того, что обмотки w1 и w2 включены
встречно, напряжения U1 и U2 одно из другого.
В среднем положении плунжера при равенстве чисел витков обмоток
w1 и w2 напряжения U1 и U2 равны между собой, в результате чего
выходное напряжение Uвых равно нулю. При смещении плунжера 6 вверх
от среднего положения напряжение U увеличивается, а напряжение U2
выходе
уменьшается,
благодаря
чему
напряжение
Uвых
на
дифференциально – трансформаторного преобразователя, снимаемого с
обмотки 7, будет изменяться пропорционально смещению плунжеру 6,
связанному с перемещением мембран 3 и 14.
Дифманометр работает следующим образом. В исходном состоянии,
когда отсутствует расход газа Q через сужающее устройство, перепад
давления на нем отсутствует и давления р1 и р2 равны. При равенстве
давлений р1 и р2, подаваемых в камеры 9 и 12, плунжер 6 находится в
среднем положении, а выходное напряжение Uвых, снимаемое с обмотки 7,
равно нулю. При подаче перепада давления через штуцеры 10 и 11 в
камеры 9 и 12 большее (плюсовое) давление р1 вызывает прогиб и сжатие
мембранной коробки 14 вследствие чего жидкость перетекает из коробки 14
в коробку 3, прогибая эту коробку вверх и смещая вверх плунжер 6. При
этом на выходе обмотки 7 появляется выходное напряжение Uвых,
пропорциональное перепаду давления р1-р2.
2.4 КОНТРОЛЬ ЗАГАЗОВАННОСТИ
Контроль загазованности на станции производится стационарным
газоанализатором
СТХ
–
3.
Промышленный
автоматический
одноканальный восстанавливаемый ГА СТХ-3 до взрывоопасных
концентраций непрерывного действия, предназначен для контроля
концентраций горючих газов, паров и их смесей в воздухе
производственных помещений и выдачи сигнализации в диапазоне
сигнальных концентраций 5-50% от НПВ. Время выдачи сигнала составляет
20 сек. ГА выдает сигнал «Неисправность» при обрыве цепи питания
датчика или перегорании чувствительного элемента. Структурная схема ГА
показана на рисунке.
3 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ КС «КАРМАСКАЛИНСКАЯ»
КС «Кармаскалинская» как сложный комплекс технологического
оборудования представляет опасность для обслуживающего персонала.
Основными опасностями являются высокое давление в технологической
обвязке КС, пылеуловители работающие под давлением, вращающиеся
части аппаратов воздушного охлаждения газа, роторы турбин,
энергонасыщенность объектов КС. Наиболее часто обслуживающему
персоналу приходится работать в компрессорном цехе. Рассмотрим КЦ, как
объект представляющий опасность и вредность для обслуживающего
персонала.
3.1 АНАЛИЗ ОПАСНОСТЕЙ И ВРЕДНОСТЕЙ. ИНЖЕНЕРНЫЕ И
ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ
3.1.1 ШУМ
Согласно технологической части проекта на КС с газотурбинными
агрегатами ГТН-6, размещенными в отдельных укрытиях, высоким уровнем
звуковой мощности характеризуется ВЗК; технологическая обвязка
трубопроводов; система охлаждения; высокорасположенные над
поверхностью земли и имеют высокие уровни звуковой мощности шахты
выхлопа ГПА и вентиляторы градирен; поверхность избушки или
контейнера. На рисунке 18 показаны основные источники шума КС с
приводом от стационарных ГТУ.
Действие шума на человека является причиной быстрой
утомляемости, снижения работоспособности, концентрации внимания,
замедление психических реакций и т. д.
Как показала практика акустических обследований (18), на КС
невозможно разговаривать , когда уровень шума превышает 100 дб.
Пребывание длительное время в условиях с уровнем шума выше 110 дб
приводит к временному ухудшению слуха. Потеря слуха происходит когда
уровень шума достигает 115 дб. Слух считается поврежденным, если
чувствительность органа слуха на частотах 500, 1000, 2000 Гц снизилась
более чем 25 дб (18). Шум неблагоприятно влияет на ряд биологических
систем: нервную, сердечно – сосудистую, пищеварительную и др. При
работе с повышенными уровнями шума производительность труда может
упасть до 60%, а число ошибок при расчетах увеличится до 50% (18).
В газовой промышленности приняты гигиенические нормы
допустимых уровней звукового давления и уровней звука на рабочих
местах ГН1004-73, строительные нормы и правила СН и П II-12-77,
Рисунок 19 Уровни звукового давления у основного технологического
оборудования КС с ГПА размещенные в отдельных укрытиях.
1- в укрытии ГПА; 2- тоже нагнетателя; 3-на расстоянии 10м от укрытия.
Установка глушителей шума на всасывании и выхлопе ГТУ позволяет
снизить шум на 30-40 дб (18). Установка звукоизолирующих кожухов
позволяет значительно снизить шум в помещениях ГПА на
510 дб (18).
Правильно спроектированный кожух позволит добиться снижения шума на
1525 дб (18). Рациональная планировка КС позволяет снизить шум в зоне
ближайшей застройки на 57 дб. Устройство звукопоглощающих
облицовок потолка и стен, подвеска кулис и штучных звукопоглатителей
наиболее эффективно снижает шум в помещениях. В результате
достигается снижение шума на 24 дб, в непосредственной близости
агрегатов и на 68 дб в остальных точках помещения (1). Подбор и
установка звукоизолирующих ограждений, перекрытий, дверей и окон
позволяет снизить шум в помещениях управления ГЩУ, во
вспомогательных помещениях КС на 3040 дб, а на территории КС на 35
Таблица 19
Качественная оценка вибрационного состояния корпусов подшипников и
маслопроводов ГПА класса III.
Зона интенсивности вибрации.
Среднее квадратическое
значение виброскорости Vе
(мм/с) на границах зон
1,12 – 1,8
2,8 – 4,5
7,1
11,2
18 - 28
Оценка вибрационного состояния
Корпус подшипни- Маслопровод обвязков, группа 1
ки, группа 3
Допустимо
олично
допустимо
хорошо
допустимо
допустимо
допустимо
требует принятия
мер
недопустимо
недопустимо
Длительное воздействие вибрации вызывает неприятные ощущения,
приводит к нарушению нормальной деятельности вистибикулярного
аппарата и к появлению «морской болезни». Поражаются системы:
центрально – нервная, сердечно – сосудистая и пищеварения. Человек
испытывает головные боли, наблюдается плохое самочувствие, нарушение
деятельности сердечно – сосудистой системы, головокружение.
Нарушается чувствительность кожи, наблюдается окостенение сухожилий
мышц, боли и отложение солей в суставах, что приводит к деформациям и
ухудшению подвижности суставов.
Основными направлениями защиты от вибрации являются: снижение
действующих переменных сил, вызывающих вибрацию; отстройка
колебательной системы от режима резонанса путем рационального выбора
массы элементов системы и жесткости связей этих элементов;
вибродемфирование – повышение механического сопротивление
колеблющихся
конструктивных
элементов
путем
увеличения
адсорбционных потерь ( трения ) при колебаниях в зоне резонанса;
динамическое гащение вибраций путем введения в систему
дополнительных реактивных импедансов. При нарушении жесткости
опорной системы вибрация ликвидируется путем затяжки апперных стяжек,
крепящих раму к фундаменту и опору к раме, а также путем подливки рамы
бетоном. При возникновении вибрации, зависящей от теплового состояния
агрегата, следует проверить проходимость вентиляционных каналов ротора.
Резонансные режимы при работе ГПА и другого технологического
Таблица 20
Классификация производственных и вспомогательных помещений,
объектов газовой промышленности по их взрыво- и пожарной опасности.
Наименование зданий
Категория
и помевзрывоопасносщений
ти
Машинный зал
Нагнетательный зал
Помещение
регенерации масс
Насосная масел
Материальный склад
Здание ГРП
Компрессорная
сжатого воздуха
Операторная (ГЩУ)
Аварийная ДЭС
Мастерская
Помещение АНПУ
Вент камера
Площадка шторы
АВО,п/у, БТПГ, АГРС
Категория и
группа
опасности
Г
А
Класс
взрывопожароопасных зон по
ПУЭ
В-1а
В
В
В
А
П-1
П-1
П-2а
В-1а
II
II
III
II
Д
Д
В
Д
Д
Д
П-1
-
III
III
II
III
III
III
А
В-1г
II
II
I
Кроме того, в помещениях класса А и Б установлены автоматические
сигнализаторы световой и звуковой сигнализацией, сблокированные с
аварийной вентиляцией, которая автоматически включается при наличии в
помещении взрывоопасных концентраций газа выше установленных норм.
3.1.4 ПОЖАРОБЕЗОПАСНОСТЬ
Компрессорный цех относится к категории А по степени взрыво- и
пожароопасности (таблица 20). Перекачиваемый газ в своем составе
содержит 8598% метана, для которого пределы взрываемости (в % по
объему): нижний предел взрываемости 5; верхний предел взрываемости 15
(20).
Причиной возгорания в КЦ может послужить открытый огонь искры,
повышенная температура предметов, воздуха и т.п. Для предотвращения
3.1.5 ОСВЕЩЕННОСТЬ
Свет обеспечивает связь организма с окружающей средой, около 90%
информации о внешнем мире поступает к человеку в результате
функционирования органа зрения. Рационально-спроектированное и
выполненное производственное освещение улучшает условия зрительной
работы, снижает утомляемость, оказывает благоприятное психологическое
воздействие на работающих, повышает производительность труда, снижает
вероятность производственного травматизма.
Проведенные исследования (19) показывают, что совершенствование
освещения приводит к росту производительности труда до 10% и более.
В дневное время КЦ освещается естественным светом солнечного
диска. По конструктивной особенности естественное освещение боковое
(окна).
Для компенсации недостатка естественного освещения устраивается
искусственное освещение. Освещение в КЦ общее, равномерное,
распределяющееся по всему помещению.Так же на КС предусмотрено
аварийное освещение для обеспечения минимальной освещенности в
рабочих помещениях (10% от рабочего). Специальное освещение
представлено охранным освещением, устроенным у складов и
оборудования.
Освещенность рабочих мест должна соответствовать зрительным
условиям труда, согласно СН и П-4-79.
Освещенность лестниц у мостиков на переходах на рабочих
площадках должна быть не менее 3ЛК (19).
3.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЯ ЗВУКОВОГО ДАВЛЕНИЯ
В зале приводаи установлена газовая турбина ГТН-6 являющаяся
одним из основных источников шума в КЦ. В таблице 21 приведен уровень
звуковой мощности газовой турбины ГТН-6.
Среднегеометрические частоты, Гц
63
64
65
66
67
2000
4000
8000
1,0
1,0
1,0
0,96
0,95
0.9
0,83
0,72
Определим S1 – площадь воображаемой поверхности, окружающей
источник шума и проходящий через расчетную точку. Предположив, что
излучение шума проходит в четверть сферы, получим S1= r2
Тогда S1=3,14 * 32= 28,3м2; Ф=1
Определим эмпирический коэффициент
рисунок 3.1(1)
Наиболее характерный габаритный размер агрегата - Lmax - в
данном случае длина агрегата равна 4м.
r / l max = 3 / 4 = 0,75
=2,8
По формуле:
M
Li = Lpij + 10 lg (  Ф / Si + 4 х n х  / Вi )
i=1
Определим уровень звукового давления в расчетной точке.
L63 = 117 + 10 lg ( 2,8 х 1 / 28,3 + 4 х 1 х 1 / 23,1 ) = 111,4 Дб;
L125 = 121 + 10 lg ( 2,8 х 1 / 28,3 + 4 х 1 х 1 / 23,1 ) = 115 Дб;
L250 = 250 + 10 lg ( 2,8 х 1 / 28,3 + 4 х 1 х 1 / 25,41 ) = 244,1 Дб;
L500 = 110 + 10 lg ( 2,8 х 1 / 28,3 + 4 х 1 х 0,96 / 32,34 ) = 99.8 Дб;
L1000 = 109 х 10 lg ( 2,8 х 1 / 28,3 + 4 х 1 х 0,95 / 46,2 ) = 98,2 Дб;
L2000 = 109 + 10 lg ( 28 х 1 / 28,3 + 4 х 1 х 0,9 / 73,92 ) = 100,5 Дб;
L4000 = 115 + 10 lg ( 2,8 х 1 / 28,3 + 4 х 1 х 0,83 / 138,6 ) = 105,9 Дб;
L8000 = 104 + 10 lg ( 2,8 х 1 / 28,3 + 4 х 1 х 0,72 / 277,2 ) = 94,4 Дб.
Основными источниками загрязнения приземного слоя
атмосферы и водных ресурсов на КС являются выбросы газа при отказах
линейной части магистральных газопроводов, продуктов сгорания газа на
котельной и в камерах сгорания турбин, накопление мусора на территории
КС, промышленные сточные воды.
В целях защиты окружающей среды от вредного воздействия
производственных процессов на КС «Кармаскалинская» разработаны
мероприятия по предотвращению загрязнения водного и воздушного
бассейнов:
- Рациональное использование и охрана водных ресурсов;
- Регулярный хим. анализ сточной воды до и после очистки на
БИО-25. Проводится постоянное по регламенту. Выполняется хим.
лабораторией с целью исключения загрязнения водного бассейна;
-Паводковые мероприятия, весенняя и в последующем
постоянная уборка от мусора территории пром. площадки КС;
- Благоустройство и озеленение вновь введенных объектов на КС;
- Очистка канализационных колодцев от нефтепродуктов и грязи;
- Установка системы обеззораживания питьевой воды на
водопроводе;
- Устранение утечек воды по кранам, задвижкам и др. с их
ремонтом или заменой. Экономия и учет водных ресурсов.
Вследствие использования природного газа в качестве топлива
для турбоагрегатов и котельных достигается минимальное загрязнение
атмосферы на КС. Практически полное сгорание топливного газа
достигается путем его предварительной очистки от пыли и механических
примесей, осушки и подогревания.
Особенностью эксплуатации объектов КЛПУ (ГКС) является то,
что технология транспортировки газа не предусматривает постоянных
выбросов природного газа в атмосферу.
При очистке внутренней полости магистрального газопровода с
помощью очистного устройства может извлекаться строительный мусор,
шлам с газовым и водным конденсатом, который собирается в трубчатый
сборник. Конденсат через стояк наливается а автоцистерну и направляется
на переработку.
4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Таблица 23
Основные технико-экономические показатели КЛПУ МГ
№ Показатели
Ед. изм.
Годы
1
3
млн.м
1997
б731,287
1998
7178,72
1999
7513,696
млн.м3
3598,753
3810,977
3893,696
тыс. руб.
чел.
30425,42
32448,95
248
34961,91
302
8368192
156644358
28926
152994
15440
4466
5546
4980
62415
38536
33404
2601
695
240
1596
174,68
60975
39989
32541
2400
554
231
1263
17952
62299
32606
28288
2700
505
1313
230,44
30250,74
32269,43
34731,47
3.
4.
Объем транспортировка
газа
Объем реализации газа
населению
Выручка от реализации
Численность
5.
Фонд заработной платы тыс. руб.
2.
3
6.
Расходные показатели - тыс.м /год
топливный газа
- электроэнергия
тыс.
кВт*час
- одорант
Кг
8. Затраты всего
тыс. руб.
- в т.ч. транспорт газа
тыс. руб.
-ЖКХ
тыс.руб.
- детсад.
тыс.руб.
- подсобное хозяйство - тыс.руб.
АГНКС-1,2
тысруб
9 Себестоимость 1000 м тыс.руб.
транспорта газа
10. Прибыль
тыс.руб.
4.2
АНАЛИЗ ИЗДЕРЖЕК НА ТРАНСПОРТ ГАЗА
4.2.1 СОСТАВ И СТРУКТУРА ЗАТРАТ
Под себестоимостью продукции предприятий, объединений
понимаются выраженные в денежной форме затраты на производство и
реализацию продукции.
Себестоимость транспорта газа представляет собой совокупность
затрат, связанных с содержанием и эксплуатацией магистральных
газопроводов и всех сооружений, предназначенных для транспорта и
хранения газа, и отчислений по установленным нормативам, выраженных
в денежной форме.
газовыми турбинами и газомоторными компрессорами;
газовыми двигателями и турбомотогенераторами электростанций
собственных нужд (без учета расхода газа на коммунально-бытовые
нужды, теплицы и пр.);
котельными, ГРС, установка по очистке и осушке газа.
К собственным нуждам относится также газ:
стравливаемый при пусках и остановках компрессорных агрегатов;
расходуемый устройствами при заправке метанола в газопроводы;
расходуемый на продувку пылеуловителей, конденсатоотводчиков;
стравливаемый через свечи газоотделительной системы уплотнения
центробежных нагнетателей и через свечи от маслоблоков;
расходуемый на продувку участков газопровода для освобождения
его от конденсата, воды, пыли расходуемый на продувку скважин на
станциях подземного хранения газа.
По элементу "Электроэнергия покупная" планируется и
учитывается вся электроэнергия, получаемая от энергоснабжающих и
других организаций для производственных нужд по транспорту и
хранению газа (в качестве энергии для работы газоперекачивающих
агрегатов, станций электрохимзащиты, насосов, устройств КИП и
автоматики, освещения и др.).
Затраты на оплату труда.
В состав затрат на оплату труда включаются:
выплаты по заработной плате за выполняемую работу производственного персонала, исчисленные исходя из тарифных ставок и должностных окладов, принятых для рабочих и служащих газотранспортного предприятия;
оплата труда не состоящих в штате газотранспортного предприятия
работников занятых в основной деятельности;
премии, вознаграждения по итогам работы за год, надбавки к
тарифным ставкам и окладам за профессиональное мастерство, высокие
достижения в труде и т. д.;
выплаты компенсирующего характера, связанные с режимом
работы и условиями труда, в т.ч.: надбавки и доплаты к тарифным
ставкам и окладам за работу в многосменном режиме, за совмещение
профессий, расширение зон обслуживания, за работу в тяжелых, вредных,
особо вредных условиях труда и т. д.
компенсация по оплате труда в связи с повышением цен и
индексаций
доходов
в
пределах
норм,
предусмотренных
законодательством;
стоимость бесплатных услуг в соответствии с действующим
законодательством: жилья, коммунальных условий, питания, продуктов;
производимые в соответствии с установленным законодательством
порядком; платежи за предельно допустимые выбросы (сбросы)
загрязняющих веществ; платежи по обязательному страхованию
имущества газотранспортного предприятия, учитываемого в составе
производственных фондов; вознаграждения за изобретения и рационализаторские предложения; услуги организаций по выполнению всех
видов ремонтных работ, услуги организаций по выполнению
геофизических, гравиметрических, пуска - наладочных и др. работ по
пароводоснабжению, проверке КИП и А, пожарной и сторожевой охраны;
расходы по организованному набору работников; командировочные
расходы по установленным нормам; канцелярские и почтово-телеграфные
расходы; расходы по охране труда и технике безопасности.
По статье "Прочие денежные расходы" отражаются затраты на все
виды
ремонтов
(текущий,
средний,
капитальный)
основных
производственных фондов в том случае, когда предприятие по транспорту
газа создает для этих целей "ремонтный фонд".
Затраты, произведенные газотранспортным предприятием в иностранной валюте и подлежащие включению в себестоимость продукции
(работ, услуг), отражаются в валюте, действующей на территории Российской Федерации, в суммах определяемых путем пересчета иностранной
валюты по курсу Центрального банка Российской Федерации,
действующему на дату совершения операций.
При планировании и учете затрат, относимых на себестоимость
транспортируемого газа, общая сумма затрат по экономическим
элементам уменьшается на размер услуг и работ, выполняемых для не
промышленных
Хозяйств и на сторону (населению, капитальному строительству,
сельскому хозяйству, АГНКС, ЖКХ и др.).
Таблица 24
Издержки в транспорте газа по Кармаскалинскому ЛПУ МГ за 1997-1999
гг.
Наименование
Материальные затраты, всего
В т.ч.
Газ на собственные нужды
Вспомогательные материалы
Строительные материалы
ГСМ
Из них бензин
Дизтопливо, смазочные материалы
Запасные части
МБП
Электроэнергия
Заработная плата
Отчисления на социальные страхование
Ремонтный фонд
ИТОГО
Года
1998
8790
1999
2336
1388,42 1247,73
1040
1765
138
311
1753
2711
703
1436
1050
1275
3640
1912
940
844
1219
8079
5741
7411
2737
2780
761
291
30009,42 38852,73
1284,36
1560
7481
2298
688
1610
7932
2781
1649
10771
4071
1033
45494,36
1997
8899
- во-вторых, наблюдается рост числа ремонтных работ. Причина высокая степень изношенности основных производственных фондов.
Расходы по данному элементу затрат в 1999 ;. возросли на 50% по
сравнению с уровнем 1997 года. Если в предшествующем периоде рост
был обусловлен в основном ценовым фактором, то в текущем году 1999
первопричиной выступает рост числа ремонтных работ в подразделении,
вследствие высокой степени изношенности оборудования.
Газ на собственные нужды и потери.
В 1997. расходы по элементу затрат "газ на собственные нужды" и
"газ на потери" увеличились. В основе этого лежат две причины:
- изменение цен на газ;
- рост потребления газа на собственные нужды в связи с
увеличением времени работы КС "Кармаскалинская" и увеличение
потерь.
Так, цены на газ за 1997 год выросли на 14.9%. В натуральном
выражении расход газа на собственные нужды увеличился с 24790 тыс.м3
до 28926 тыс.м3, потери также возросли.
В 1998-1999 году изменение по данному элементу затрат
обусловлено двумя факторами:
С начала 1997 года линейная часть магистральных газопроводов в
сумме 3048638 млн. руб. (в ценах и условиях 1997 г.) или 42% от
балансовой стоимости фондов основного вида деятельности была
передана в централизованное ведение ОАО "Газпром", а предприятие
"Баштрансгаз" выступило в качестве арендатора.
Затрать» на оплату труда.
Заработная плата работников ЛПУ "Кармаскалы" определяется численностью обслуживающего и административно - управленческого персонала, с учетом начислений на социальное страхование.
В основу оплаты ИТР и служащих берется оклад с учетом
районного коэффициента.
Для основных рабочих заработок по тарифу получают умножением
тарифной ставки на количество рабочих часов месяца (169 часов) с
учетом районного коэффициента и доплатой рабочим, занятым в
условиях труда, отклоняющиеся от нормальных по принятым процентам:
- машинистам по ремонту - 8%;
- машинистам по эксплуатации - 8%;
- лаборантам
-12%;
- электросварщикам
- 8%.
В 1999г. затраты по статье "затраты на оплату труда" увеличились
на 45% по сравнению с прошлым годом. Повышение тарифных ставок и
должностных окладов производилось в соответствии с решениями РАО
"Газпром". Другим фактором, повлиявшим на рост показателя, является
рост численности на 22% по сравнению с 1998. Среднесписочная численность по Кармаскалинскому ЛПУМГ составила в 1998 г. -248 чел., а в
1999 г. -302 чел. Пропорционально росту заработной платы произошли
изменения по элементу затрат "отчисления на социальные нужды".
16 В.М.Плотников, В.А. Подрешетников. Приборы и средства учета
природного газа и конденсата-Л.: Недра, 1980, 182 с.
17 Газовое оборудование, приборы и арматура: Справочное пособие.
Под.ред. Н.И. Рябцева-М.: Недра, 1985, 526 с.
18 А.П. Терехов. Борьба с шумом на компрессорных станциях-Л.:Недра,
1985, 181 с.
19. А.П. Терехов, А.Н.Янович. Производственная санитария на
компрессорных станциях-Л.:Недра, 1986, 120 с.
20 В.Т. Полозков. Охрана труда и противопожарная защита на
магистральных нефтегазопроводах, нефтебазах и газохранилищах М.:Недра, 1975, 222с.