ВВЕДЕНИЕ В нашей стране подача газа на значительные

ВВЕДЕНИЕ
В нашей стране подача газа на значительные расстояния осуществляется
по магистральным газопроводам больших диаметров, представляющих собой
сложную
систему
сооружений,
включающую
линейные
сооружения,
компрессорные и газораспределительные станции, установки для подготовки
газа, лупинги, отводы, свечи, ЛЭП, дома обходчиков, конденсатосборники,
линии связи и предназначенных для подачи газа на дальние расстояния.
Магистральный газопровод характеризует высокое давление (до 10
МПа), поддерживаемое в системе, большой диаметр труб (1020, 1220, 1420
мм) и значительная протяженность (сотни и тысячи километров).
По характеру линейной части различают следующие магистральные
газопроводы:
простые
с
постоянным
диаметром
труб
от
головных
сооружений до конечной газораспределительной станции (ГРС), без отводов
к попутным потребителям и без дополнительного приема газа по пути
следования; с различным диаметром труб по трассе; многониточные, когда
параллельно основной нитке в одном коридоре проложены дополнительно
одна или несколько ниток газопроводов того же или иного диаметра;
кольцевые, создаваемые вокруг крупных городов для увеличения надежности
газоснабжения.
Объекты магистрального газопровода подразделяются на следующие
группы: головные сооружения; линейная часть, или собственно газопровод;
компрессорные станции (КС); ГРС; подземные хранилища газа (ПХГ);
объекты ремонтно-эксплуатационной службы; устройства линейной и
станционной связи; системы автоматизации и телемеханизации; система
электрохимзащиты
сооружений
газопровода
от
почвенной
коррозии;
вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу
системы газопровода.
При значительной протяженности газопровода возникает необходимость
восполнения потерь давления газа в нем путем сооружения промежуточных
- служба ЖКХ;
- газовый участок;
- ремонтно-строительный участок;
- химическая лаборатория;
- функциональные службы;
- диспетчерская служба;
- служба управлением персоналом и трудовыми отношениями;
- служба охраны труда и техника безопасности с участком по зарядке
огнетушителей;
- бухгалтерия.
В
разделе
контрольно–измерительные
приборы
и
автоматика
рассмотрена система автоматики агрегата ГПА-10 фирмы “ССС”. Приведена
функциональная схема системы, дано ее описание и принцип работы. Также
описаны приборы: датчик давления “Сапфир-22-Ех” и “Метран-43-Ех-ДИ”.
Рассмотрены
модуль
антипомпажного
регулирования
UIC,
модуль
распределения нагрузки LSIC и модуль управления расходом топлива SIC.
В разделе безопасность и экологичность проекта рассмотрены аспекты
безопасности
чрезвычайных
ситуаций,
приведены
схемы
ликвидации
последствий аварий на компрессорной станции, мероприятия по сокращению
воздействий шума и уменьшения загрязняющих выбросов.
В экономической части приведен анализ производственно-хозяйственной
деятельности ЛПУ МГ, анализ объемов перекачки газа за
2001-2002 гг.,
анализ себестоимости и анализ использования трудовых ресурсов по ПЛПУ
МГ. Дано сравнение основных затрат в 2001 году и в 2002 году. Приведен
расчет экономической эффективности от рациональной загрузки цехов КС .
1.1.2 Характеристика КС “Полянская”
Компрессорная станция “Полянская” расположена на транспортной
системе магистральных газопроводов Челябинск—Петровск, Уренгой—
Петровск, Уренгой—Новопсков. Рабочее давление в газопроводах 7,5 МПа,
диаметр
1400 мм и состоит из трех компрессорных цехов (КС-4, КС-17,
КС-17А).
Компрессорные цеха имеют следующее оборудование (см. таблицу
1.1)
Таблица 1.1-Оборудование цехов
Газоперекачивающий агрегат
№
Магистральный
цеха
газопровод
КолиПривод
Ввод
Нагнетатель чество,
шт.
№4
№17
Челябинск—
ГТК-10-4
Петровск
Уренгой—
Петовск
ГПА-10
Уренгой—
№17а
Новопсков
Основной
объект
газоперекачивающими
КС
-
агрегатами
370-18-1
8
1980
370-18-1
8
1982
370-18-1
8
компрессорный
и
эксплуатацию, год
1983
ГПА-10
рядом
цех,
оснащенный
вспомогательных
систем
(агрегатных и общецеховых). Эти системы обеспечивают эксплуатацию
ГПА (газоперекачивающий агрегат) и другого оборудования КС, а также
нормальные условия работы обслуживающего персонала. В составе КС
может
быть
один
или
несколько
компрессорных
обозначаются соответствующими порядковыми номерами.
цехов,
в
которые
- установки очистки и охлаждения газа;
- технологические трубопроводы с установленной на них запорной
арматурой;
- компрессорный цех с установленными газоперекачивающими
агрегатами;
- системы подготовки топливного, пускового и импульсного газа;
- система маслоснабжения цеха;
- системы пожаротушения;
- электрические устройства, КИП и А;
- узел подключения цеха к газопроводам.
В КЦ осуществляются следующие технологические процессы:
- очистка транспортируемого газа от механических и жидких
примесей;
- сжатие газа в центробежных нагнетателях;
- охлаждение газа после сжатия в специальных охладительных
устройствах;
- измерение и контроль технологических параметров;
- управление режимом работы газопровода путём изменения числа
работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА.
Транспортируемый компрессорным цехом природный газ называется
технологическим в отличие от импульсного, пускового и топливного,
используемых для собственных нужд станции.
1.1.4 Характеристика транспортируемого газа
В трубопроводном транспорте имеют дело, как с естественными
природными газами, так и с искусственными, получаемыми при сжигании
сланцев (сланцевые газы), при подземном сжигании различных углей (газы
подземной газификации). Кроме того, в пределах заводских цехов по трубам
транспортируется значительное количество чистых газов (водород, кислород
и другие), смесей различных газов (СО, СО2, СН4 и другие).
1.2.1 Конструктивные особенности газотурбинной установки ГТК-10-4
Привод ГТУ устанавливается в машзале на отметке 0,0 м. Вал турбины
соединен с валом нагнетателя на отметке 4,4 м, который размещается в
галерее нагнетателей. Компоновка обеспечивает безопасную эксплуатацию
компрессорного цеха.
Газотурбинная установка ГТК-10-4 производства Невского завода им.
Ленина [НЗЛ] (см. рисунок 1.1) состоит из: двух, имеющих между собой
газовую связь, турбин высокого давления для привода воздушного
компрессора и низкого давления для привода ротора нагнетателя;
воздушного осевого компрессора; камеры сгорания; воздухоподогревателя;
пускового
турбодетандера;
системы
обеспечивающей
нормальную
воздухозаборной
камеры;
смазки,
работу
защитной
и
защиты
и
управления,
обслуживание
установки;
наружной
обшивки.
Турбины
выполнены в литом корпусе с внутренней тепловой изоляцией и размещены
на сварной раме-маслобаке.
Роторы ТВД и ТНД состоят из одновенечных дисков, укрепленных
консольно на валу осевого компрессора и силового вала, каждый вращается
в двух парах подшипников скольжения, один из каждой пары вала - опорноупорный.
Корпус осевого компрессора, имеющий четыре опорные лапы, состоит
из трех частей, соединенных вертикальными фланцами: всасывающей и
нагнетательной камер, средней части (обоймы).
Он усилен ребрами, а задняя часть стенки нагнетательной камеры
соединена с обоймами стяжками для предотвращения деформации корпуса
от внутреннего давления. Средняя часть корпуса компрессора выполнена в
виде конической трубы с двумя вертикальными фланцами. На внутренней
поверхности ее имеются двенадцать канавок для крепления направляющих
лопаток компрессора.
установлен диффузор, в котором для поворота потока воздуха имеется
кольцевая лопатка. Между турбиной и компрессором имеется средний
подшипник.
Корпус турбин (рисунок 1.2) состоит из четырех частей, соединенных
вертикальными фланцами: передняя часть корпуса 1, диффузор 4 и два
выхлопных патрубка 5 (правый и левый). Передняя часть корпуса и
диффузор снабжены фланцами горизонтального разъема, выхлопные
патрубки горизонтальных разъемов не имеют.
1 - передняя часть корпуса; 2 - внутренняя вставка; 3 –обойма; 4 диффузор; 5 - выхлопной патрубок; 6 – стяжка
Рисунок 1.2 – Корпус турбин
Корпус турбин опирается на фундаментную раму при помощи шести
лап, расположенных по две на переднем корпусе, диффузоре и по одной на
выхлопных патрубках. Лапы, расположенные на переднем корпусе турбин,
Ротор силовой турбины состоит из вала с двумя опорными шейками и
наложенного на его консольную часть одновенчанного диска. Для передачи
крутящего момента от ротора силовой турбины к ротору нагнетателя служит
зубчатая муфта. Рама служит для сборки всего турбоблока и установки его
на строительный фундамент и одновременно является резервуаром для
масла.
Горелочная камера сгорания (рисунок 1.4) предназначена для
осуществления непрерывного процесса окисления газообразного топлива в
потоке сжатого воздуха, поступающего в камеру из воздухоподогревателя,
имеет смеситель вихревого типа и состоит из: горелочного устройства,
фронтового устройства, вихревого смесителя, корпуса камеры с крышкой.
Горелочное устройство состоит из шести основных и одной дежурной
горелок, двух воспламенителей. Основные горелки расположены по
окружности и соединены общим кольцевым коллектором, подводящим газ.
Дежурная горелка расположена в центре и конструктивно объединена с
двумя воспламенителями.
Фронтовое устройство предназначено для подачи первичного воздуха
в зону горения, смешения его с газовым топливом и стабилизирования
факела на всех режимах работы.
Вихревой смеситель предназначен для смешения продуктов сгорания с
вторичным
воздухом
и
получения
достаточно
равномерного
поля
температур на выходе из камеры сгорания.
Корпус камеры сгорания и крышки образуют прочный каркас,
воспринимающий внутреннее давление воздуха. Корпус представляет собой
цилиндрический
барабан
с
двумя
врезанными
в
него
овальными,
переходящими в круглые патрубками, заканчивающимися фланцами.
В конструкции ГТК-10-4 воздух из нагнетательного патрубка
компрессора подается к корпусу турбины и затем в канал диафрагмы.
Воздух, который подводится в зазор между диафрагмой и вставкой
предотвращает проникновение горячего газа к стенкам корпуса и выходит
Турбогруппа имеет кольцевой прилив, к которому крепятся корпус
среднего подшипника и два сегмента, соединяющих объемные детали
компрессора и турбины.
Диффузор выполнен сварным и имеет наружную тепловую изоляцию.
Выходная часть диффузора раздвоена для установки корпуса заднего
подшипника турбины на фундаментную раму и заканчивается двумя
фланцами, к которым присоединяются выходные патрубки. Нижняя часть
корпуса переднего блока отлита заодно с всасывающим патрубком корпуса
компрессора.
Турбодетандер (рисунок 1.5) предназначен для запуска агрегата. Он
раскручивает вал турбокомпрессора до скорости вращения, при которой
турбина высокого давления начинает самостоятельно вращать компрессор.
Рабочим телом для турбодетандера служит сжатый природный газ.
Отключение и подключение турбодетандера к валу турбокомпрессора
производится с помощью расцепного устройства 14.
Корпус турбодетандера 1 выполнен с горизонтальным разъемом и
имеет вертикальный фланец, которым крепится к корпусу переднего блока.
Центровка турбодетандера произведена при помощи бурта и штифтов. К
передней части корпуса прикреплена крышка турбодетандера 5, в которой
выполнен входной патрубок и камера для подвода газа к соплам. Выхлопной
патрубок выполнен в нижней части корпуса.
В крышке и корпусе турбодетандера установлены: сегмент сопел 3,
сегмент направляющих лопаток 2, угольное уплотнение 7, маслозащитное
кольцо 8 и опорно-упорный вкладыш 9. Сопловый аппарат установлен в
нижней части крышки корпуса. Направляющий аппарат состоит из лопаток,
укрепленных в сегменте при помощи зубчиковых хвостов. Сегмент с
направляющими лопатками 2 установлен в нижней половине корпуса и
крепится к нему штифтом.
Ротор турбодетандера состоит из вала 15 и посаженного на него диска
6 с двумя рядами рабочих лопаток. На валу укреплены втулки угольного
уплотнения 7 и расцепная шестерня 14. Ротор вращается в двух вкладышах:
турбодетандера при наладке может осуществляться ручным тахометром, для
чего надо отвернуть гайку в центральной части крышки турбодетандера.
Корпус и крышка подшипника силового ротора – выполнены из стали.
В корпусе подшипника установлены опорно-упорный вкладыш, насосимпеллер, масляный выключатель автомата безопасности, реле осевого
сдвига, датчик электротахометра, переднее и заднее маслозащитные кольца.
Статор компрессора состоит из двенадцати ступеней; первая - входной
направляющий
направляющего
аппарат,
затем
аппарата,
идет
последняя
десять
-
-
промежуточного
спрямляющий
аппарат.
Направляющие лопатки установлены в кольцевые проточки корпуса
компрессора.
Таблица 1.2 - Техническая характеристика ГПА ГТК-10-4
№
п/п
1
Наименование показателя
2
Параметры
3
1
Завод изготовитель
НЗЛ
2
Год выпуска
1973
3
Тип нагнетателя
4
Номинальная подача, млн. м3/сут
5
6
Станционные условия:
Температура наружного воздуха, 0С
Атмосферное давление Р ао, МПа
Сопротивление входного тракта, кПа
15
0,1013
1,01
7
Номинальная мощность N ео, тыс кВт
10
8
Эффективный к.п.д ГПУ,  ео %
29
9
Номинальный расход топлива G т.го, м3/ч
3600
10
Удельный расход топлива G т.го / N ео, м3/кВт.
0,36
11
Температура газа перед ТВД 01 t вх , 0 С
780
12
Температура газа за силовой турбиной t вых
495
370-18-1
37
ТНД о, 0 С
13
Степень сжатия осевого компрессора, Ек
4,4
одноступенчатой центробежной машины с консольно-расположенным
рабочим колесом 2 и тангенциальным подводом и отводом газа. Патрубки
корпуса нагнетателя (всасывающий и нагнетательный) с внутренним
диаметром 680 мм расположены соосно и соединяются с газопроводами при
помощи сварки. Вся ходовая часть нагнетателя, включающая в себя ротор 5,
подшипники 6,7,8 торцевое уплотнение 3, заключена в специальную гильзу
4, устанавливаемую в корпусе 1. Такая конструкция нагнетателя позволяет
при необходимости производить быстрый его ремонт за счет установки
запасной гильзы.
Нагнетатель устанавливается непосредственно на железобетонном
фундаменте на клиновых прокладках без промежуточной фундаментной
рамы вне помещения привода и отделяется от последнего герметичной
перегородкой, которая устанавливается для повышения безопасности работ
т.к. если даже газ прорвется из нагнетателя, то в машинный зал, где
работают люди и есть элементы машин с высокой температурой и возможно
искрение электродвигателей, он не попадет.
Таблица 1.3 - Номинальные режимы работы нагнетателя 370-18-1
№
Значение параметров нагнетателя при
п/п
работе по схеме
Один
Наименование параметров
1
1
2
2
Производительность объемная
отнесенная к 20 0С и 0,1013
МПа, м3/с (м3/сут)
Производительность объемная
одного или первого из группы
последовательно работающих
нагнетателей, отнесенных к
условиям всасывания м3/с
Два
нагнетатель последова-
Три
последова-
тельно
тельно
работающих
работающих
нагнетателя
нагнетателя
3
4
5
416,6
428,2
439,8
(36х106)
(37х106)
(38х106)
6,05
7,56
8,83
Цилиндр имеет 4 литых лапы для установки его на фундамент.
Крепление к фундаменту осуществляется четырьмя фундаментными
шпильками. Крышка со всасывающей и сборной кольцевой камерами
крепится к цилиндру 20-ю шпильками М72х6 и специальными круглыми
гайками.
Надежное уплотнение вертикального разъема корпуса достигается
установкой в канавке торцевой крышке резинового кольца 7. Необходимое
усилие, обеспечивающее герметичность этого соединения, осуществляется
гидравлическим гайковертом.
В крышке выполнены полости, которые вместе с приваренной к ней
кольцевой камерой образуют всасывающую камеру. Резиновое кольцо,
установленное на сборной кольцевой камере, исключает перетечки газа из
кольцевой камеры во всасывающую. Для этой же цели установлено стальное
кольцо, которое своим торцом прижимается к уплотнению по покрышке
рабочего колеса. Для извлечения и установки всасывающей камеры в
верхней
части
торцевой
крышки
приварена
серьга
для
установки
приспособления, а на торце имеются отверстия для отжимных болтов.
Легкая установка и извлечение данного узла обеспечиваются
гарантированным диаметральным зазором (до 3 мм) между наружной
поверхностью
всасывающей
противоположной
стороны
камеры
цилиндра
и
расточкой
размещается
в
цилиндре.
стальной
С
корпус
подшипника, нижняя часть которого вместе с расточкой в торцевой стенке
цилинра образуют постель для размещения гильзы. Каналы подвода масла к
опорно-упорному подшипнику, к реле осевого сдвига, каналы слива масла
от упорных колодок расположены в нижней части корпуса подшипника и
подходят к соответствующим каналам гильзы также в нижней части, тем
самым достигается подвод масла к гильзе без промежуточных соединений и
с весьма малыми потерями расхода. Из нижней части корпуса подшипника
выведены патрубки 6 для слива масла в гидрозатвор и далее в маслобак, для
подвода масла на опорно-упорный подшипник, а также штуцерное
соединение для подвода масла к реле осевого сдвига. В корпусе размещен
съемную часть стакана 7. На фланце стакана имеется ряд кольцевых канавок
Б и каналов А, а также местная кольцевая канавка. Кольцевой канал,
расположенный ближе к оси стакана, вместе с каналами, образованными в
теле фланца, предназначен для подвода масла высокого давления на смазку
опорного (переднего) подшипника и торцевого уплотнения.
Надежное уплотнение от проникновения масла в проточную часть
обеспечивается постановкой резиновых колец в канавки Б, выполненные на
фланце гильзы. Протечки масла из торцевого уплотнения по внутренним
каналам поступают в кольцевой канал А, расположенный между средним и
наружным резиновыми кольцами, и далее по каналам внутри тела цилиндра
выводятся наружу.
В кольцевом канале, предназначенном для подвода масла, имеется
восемь
глухих
резьбовых
отверстий,
в
которые
устанавливаются
специальные болты с прокладками – резиновыми кольцами. Такое
выполнение маслопроводящих каналов на фланце гильзы вместе с системой
автоматического регулирования, обеспечивающей постоянный перепад
давления масла над давлением газа, является надежной защитой от
проникновения газа из нагнетателя в машинный зал. Местная кольцевая
канавка с установленным в ней резиновым кольцом служит для уплотнения
канала подвода газа из нагнетательного патрубка.
По горизонтальному разъему стакана профрезерованы канавки для
размещения кабелей, идущих от термометров сопротивления. Канавки
закрыты специальными крышками, которые предохраняют кабели от
повреждений при разборке гильзы.
Каналы подвода масла В на опорно-упорный подшипник и реле
осевого сдвига и слива с рабочих колодок расположены в нижней части
стакана. Плотное прилегание нижней части стакана к постели корпуса
обеспечивает подвод масла к каналам внутри стакана практически без
потерь расхода. Такое выполнение системы маслопроводящих каналов не
требует разборки маслопроводов обвязки при извлечении гильзы из корпуса.
достигнет точки М и процесс повторяется. Описанный процесс называется
помпажем, частота которого зависит от объема сети.
Помпаж нагнетателя сопровождается изменением величины осевой
силы, действующей на ротор нагнетателя (от 0 до 6 тонн). Это в свою
очередь приводит к осевому сдвигу ротора, выходу из строя упорных
подшипников. Работа нагнетателя в помпаже может привести к разрыву
подводящих газопроводов. Поэтому необходим строгий контроль за
режимом работы нагнетателя. Объемная производительность при работе
нагнетателя не должна подходить к границе помпажа ближе, чем на 10%.
Помпаж нагнетателя можно определить по следующим показаниям
приборов:
- изменяются обороты ТВД;
- изменяется скачкообразно температура перед ТВД (за ТВД);
- изменяется скачкообразно перепад “масло-газ”;
- меняется давление на входе и выходе нагнетателя.
Работа нагнетателя в помпаже сопровождается характерным шумом и
вибрацией. В системе управления ГПА предусмотрена противопомпажная
система.
1.2.3 Установка охлаждения газа
1.2.3.1 Назначение
Блок
охлаждения
газа
предназначен
для
охлаждения
газа,
нагреваемого в процессе компримирования в нагнетателях (средний нагрев
газа в группе ЦБН составляет 35-400С). Вследствие этого ухудшается режим
работы ГП, увеличиваются энергозатраты на транспорт газа. Для улучшения
режима работы ГП, а также для предотвращения плавления изоляции
трубопровода, протаивания грунта и как следствие потери устойчивости
трубопровода, а также для предотвращения значительных термических
- Высота трубного пучка, мм
580
- Наружный диаметр трубки, мм
25,4
- Толщина стенок трубок, мм
2,1
- Количество трубок
276
+10%
Среда – природный газ.
Характеристика среды: взрывоопасная, токсичная, слабокоррозионная.
1
2
2
4
3
5
6
7
8
1-жалюзи; 2-колесо вентилятора; 3-вход газа; 4-выход газа; 5- секция
трубчатая; 6- передача клиноременная; 7- электродвигатель; 8-колонна
Рисунок 1.10-Аппарат воздушного охлаждения типа “Хадсон”
приспособление для продувки воздухом;
водоструйное приспособление;
струя горячей воды или пара;
химическая очистка.
В последнем случае необходимо, чтобы применяемая среда была
совместима с родом металлов конструкции ребер.
Внутренняя очистка также применяется для улучшения теплоотдачи
металла труб. В настоящее время применяют три метода очистки:
механическая очистка;
химическая очистка;
промывка под давлением.
Два последних метода не подходят для труб имеющих «пробки».
1.2.4 Установка очистки газа
1.2.4.1 Назначение и устройство
Установка очистки газа предназначена для очистки природного газа от
механических примесей, углеводородного конденсата, воды и их сбора и
состоит из:
шести мультициклонных пылеуловителей (см. рисунок 1.11);
дренажных коллекторов диаметром Ду=100мм  150 мм;
емкости сбора углеводородного конденсата и жидкости.
Пылеуловитель (производительность Q = 20 млн. м3/сут) предназначен
для очистки природного газа от сухих механических примесей или жидкости
на компрессорных станциях магистральных газопроводов.
Пылеуловитель представляет собой аппарат цилиндрической формы
диаметром Ду=2000 мм и высотой Н=9225 мм со встроенными циклонами.
Для полного и эффективного отделения из потока газа конденсата и
механических примесей аппарат содержит три следующие основные секции:
Секция ввода газа состоит из вводной трубы диаметром Ду=500 мм и
распределительного корпуса.
Секция очистки газа состоит из пяти циклонов ЦН-15 диаметром
Ду = 600 мм закрепленных неподвижно на нижней решетке. Циклонный
элемент состоит из корпуса трубы диаметром Ду = 600  12 мм, винтового
завихрителя, трубы выхода очищенного газа диаметром Ду = 500 мм и
дренажного конуса.
Нижняя
часть
аппарата,
являющаяся
сборником
примесей,
обогревается при помощи подогревателя змеевикового типа, необходимого
для подогрева жидкости в зимнее время. В нижней части аппарата находится
дренажный штуцер диаметром Ду = 50 мм.
Для обеспечения контроля за нормальной работой, пылеуловитель
снабжен штуцерами: для манометра, указателя уровня и штуцерами для
сигнализатора (регулятора) уровня.
Для осмотра внутренней части аппарата, периодической его очистки,
имеются два люка-лаза. Люк имеется также в нижней решетке, на которой
крепятся циклонные элементы.
Пылеуловитель работает следующим образом: неочищенный газ через
штуцер входа поступает в секцию ввода газа, проходит через циклонные
элементы, где благодаря закручиванию потока газа в завихрителе и
происходит очистка газа от механических примесей или жидкости.
Отсепарированные в циклонных элементах механические примеси или
конденсат собираются в сборнике в нижней части аппарата, откуда
удаляются через дренажный штуцер при периодической продувке по мере
накопления.
Количество пылеуловителей определяется из условия, чтобы при
отключении
одного
аппарата,
оставшиеся
в
работе
обеспечивали
необходимую степень очистки проектного объема газа при потерях давления
не более 0,04 МПа.
На трубопроводах аварийного слива масла из каждого агрегата
предусмотрена дистанционно управляемая задвижка с пневмоприводом и
задвижки (на байпасе) с ручным управлением, штурвалы которых вынесены
за стенку под галерею нагнетателей. Охлаждение масла производится в
воздушных холодильниках, поставляемых заводом изготовителем агрегатов.
Маслоохладители
расположены
под
воздухозаборной
камерой.
Для
предпускового разогрева масла предусмотрен обогрев маслоохладителей
электрокалорифером и установка масляного подогревателя предпускового
подогрева, теплоносителем в котором является горячая вода из системы
отопления.
1.2.5.1 Рама-маслобак
Рама сварной конструкции выполнена из листовой стали. На верхнем
листе рамы установлены опорные стойки 2 на которые лапами опирается
корпус
турбокомпрессора,
на
специальные
опорные
площадки
устанавливается корпус подшипников силовой турбины, размешаются люки
для установки оборудования внутрь маслобака, а также для окраски и
очистки маслобака; имеется шесть реперных площадок для установки
гидроуровней при монтаже оборудования. Через реперные площадки
проходят 12 анкерных шпилек для крепления рамы к фундаменту,
В раме-маслобаке созданы условия для прохода масла от сливного к
заборному отверстию 3 в течение пяти минут, этого достаточно для
выделения из масла воздуха. Масло поступает через фланцы 5 и 9 в два
воздухоотделителя 8, в сливной отсек 6 и через сетчатые фильтры 7 в отсек
чистого масла.
Масло
движется
со
скоростью
примерно
0,058
м/с.
Огибая
перегородку 4, масло подается к инжектору главного маслонасоса. Поперек
протока масла устанавливаются ребра жесткости с отверстиями и щелями,
которые турбулизуют поток, улучшая выделение воздуха. С целью
Пусковой газ после блока редуцирования с давлением 2,5 МПа
направляется в коллектор пускового газа компрессорного цеха Dу =200.
В соответствие с ТУ 108-641-77 расход топливного газа на один
агрегат составляет 4,4 тыс. н. м3/час (ГТК-10-4). Давление топливного газа
1,5±0,03 МПа. Расход пускового газа на один запуск в соответствии с ТУ
108-641-77 нормируется не более 1000 кг. Давление пускового газа 2,5±0,03
МПа. Время запуска агрегата из холодного состояния, включая принятие
нагрузки,
соответствующей
оборотам
силового
вала
3300
об/мин.,
составляет ориентировочно 15 мин.
1.2.8
Принципиальная
технологическая
схема
КС-4
с
обозначением основного технологического оборудования и кратким
описанием технологического процесса
Принципиальная
технологическая
схема
КС-4
приведена
на
рисунке 1.13 и на листе №1 графической части.
КС-4 состоит из одного цеха, подключенного к магистральному газопроводу
«Челябинск-Петровск», Ду=1400 мм, Р=75 кгс/см2. Газ высокого давления из
магистрального газопровода через входные шаровые краны
1000)
№ 7,7А (Ду
узла подключения по всасывающим газопроводам-шлейфам
поступает через входные коллекторы на батареи циклонных пылеуловителей
(6 пылеуловителей производительностью 20 млн. м3/сутки каждый), где
очищается от механических и жидких примесей. После очистки газ
поступает во всасывающий коллектор (Ду=1000) газоперекачивающих
агрегатов, из которого направляется в последовательно работающие
нагнетатели 370-18-1, где сжимается до проектного давления (75 кгс/см2).
Компримированный
газ
под
давлением
75
кгс/см2
поступает
в
нагнетательный коллектор (Ду=1000) и далее по трубопроводам (Ду=1000)
направляется к батарее из 24 аппаратов воздушного охлаждения газа.
Охлажденный газ по выходным шлейфам
(Ду =1000) направляется к
47
Б
35
42
41
20
8а
Г-500
1т
8
23
31
22
2т
Г-500
7
7а
2т
1т
24
18а
г-1400
7
17а
36 36 Д
Челябинск
А
7 б
17
Г-1000
11п
В разрыве
204
203
2
8
303
302
301
6ра
6
6рб
6
6рв
6
12п
6
1п
4
пылеуловителя
„г80
П 6
1
6
304
б
18
Г-1000
9
Г-1000
Г-1000
Г-1000
43
Петровск
Технологическая схема
КС-4 "Полянская"
С
В
Д
1
С
Н
Д
1
С
В
Д
2
С
Н
Д
2
2п П 1
БТПГ
Г-1000
Г-500
Г-500
Г-150
Г-500
200
Г-500
А1
Г-1000
Г-1000
А2
Г-1000
2
8
42
62
64
Г-1000
3
1
5
3бис
Г-1000
3
1
5
3бис
7
63
42
3
1
5
3бис
6
61
4 2
59
60
3
1
5
3бис
5
58
4 2
57
56
3
1
5
3бис
4
54
55
4 2
3
1
5
3бис
3
53
52
4 2
51
ГИ
3
1
5
3бис
4 2
2
3
1
5
3бис
1
4
370-18-1
ГТК-10-4
Рисунок 1.13 - Принципиальная технологическая схема КС-4
ГТ
ГП
Установка систем и сборочных единиц газоперекачивающего агрегата
производится непосредственно на компрессорной станции на существующие
фундаменты от демонтируемого агрегата ГТК-10-4. Для привода нагнетателя
используется газотурбинная установка, в состав которой входят двигатель
ПС-90 авиационного типа, работающий на перекачиваемом природном газе и
преобразующий энергию газа с помощью силовой турбины в мощность на
выходном валу. Для агрегата разработан нагнетатель со сменной проточной
частью типа 235 СПЧ 1,45/76 – 6500.
Кроме
проведения
замены
газоперекачивающего
агрегата,
реконструкция предусматривает строительство новых сооружений в составе:
 установки подготовки газа;
 склада ГСМ;
 насосной склада ГСМ с пунктом регенерации масел;
 компрессорной сжатого воздуха.
А так же необходимо выполнить следующие работы на компрессорной
станции:
 доработка станционной системы снабжения топливным и пусковым газом;
 доработка станционной системы снабжения маслом;
 доработка систем автоматического пожаротушения;
 доработка крановой обвязки нагнетателя с учетом защиты от помпажа;
 замена электросиловых кабелей;
 реконструкция отопления, вентиляции, канализации и теплосетей;
 создание распределенной компьютерной сети;
1.3.1 Учет социальных факторов при реконструкции КС
Учет социальных факторов выражается в следующем:
 при проектировании установок подготовки газа все оборудование
устанавливается в капитальных отапливаемых помещениях в отличии от
старых БТПГ, устанавливаемых на открытом воздухе. Это позволяет
эксплуатационному персоналу производить ремонтные работы в здании
БТПГ в зимний период в комфортных условиях;
пульт управления новым ГПА выполнен на базе современных технических
средств (персональных компьютеров) и поэтому более удобен для
эксплуатационного персонала;
 при замене агрегатов на новые произошло уменьшение их количества, что
привело к снижению затрат на содержание;
 при реконструкции цехов происходит замена не только самих ГПА, но и
некоторого станционного оборудования. В результате строятся новые
капитальные здания БТПГ; вместо старых блоков, устанавливаемых на
открытой площадке, строятся новые здания нососной склада ГСМ и т.д.;
все это также улучшает условия труда обслуживающего персонала;
в
результате
замены
агрегатов
происходит
высвобождение
обслуживающего персонала, уменьшение эксплуатационных расходов
(экономия топливного газа, уменьшение расхода масла и др.). Все это
позволяет с одной стороны, уменьшать выделение средств на социальную
сферу (высвобождение персонала), а с другой стороны направлять
сэкономленные средства на строительство жилья и других объектов
социальной инфраструктуры.
чтобы обеспечить отвод поверхностных вод от зданий и сооружений к
автодорогам и за территорию площадки.
Растительный
грунт
перед
началом
строительства
снимается
с
дальнейшим использованием для озеленения свободных от застройки
площадок.
1.4.1.4 Автомобильные дороги
Для обеспечения транспортных связей между существующими
объектами и вновь проектируемыми в проекте предусматривается
строительство автомобильных дорог следующей конструкции:
 железобетонные плиты -- 0.14 м;
 выравнивающий слой из песчаной смеси с укреплением цементом - 0,05 м;
 основание из песчано - гравийной смеси - 0.45 м.
Для отделения проезжей части дорог от газона, предусматривается
устройство бетонного бортового камня.
 для пешеходного движения предусматривается устройство дорожек с
покрытием из бетонной плитки толщиной 0.05 м на основании из песчано
гравийной смеси - 0.01 м.
На территории, свободной от застройки, устраиваются газоны посевом
трав.
Таблица 1.5.Технические характеристики агрегата ГПА-16Р
Наименование
Значение
Тип ГПА
ГПА-16Р "УФА"
Нагнетатель
235СПЧ 1,45/76-6500ПС
Производительность, приведенная к 20С и
давлению 0.101 МПа, млн.м3 в сутки
25
КПД политропный, %
83
Номинальные обороты, об/мин
6500
Давление нагнетания, Мпа
7.45
Привод
Газовая турбина
Тип
ПС-90-ГП2
Номинальная мощность, кВт
16000
КПД в станционных условиях, %
34
Давление топливного газа, кгс/см2
25,0-30,5
Расход топливного газа, кг/час
2560
Температура топливного газа, С
20-50
Давление пускового газа, кгс см2
5,0-6,0
Температура пускового газа, С
5-50
Расход пускового газа, кг/с
2,0
Масса ГТУ, кг
20000
Габариты турбины, мм:
- длина
8250
- ширина
3200
- высота
3800
Расход масла ГТУ, кг/с
0.6
Расход масла нагнетателя, кг/с
0.5
Ресурс газогенератора, час.
50000
Ресурс ГТУ, час.
100000
Снижение
политропного КПД нагнетателя, на межремонтный период в
соответствии с ГОСТ 28775-90. 2.3. Транспортные характеристики
Массы пакета нагнетателя и наиболее тяжелых частей пакета Приведены в
таблице 1.8.
Таблица 1.8 - Массы пакета нагнетателя
Наименование детали
Масса теоретическая,
кг
1. Блок нагнетателя
20580
2. Пакет
7500
3. Вставка
1050
4. Средняя часть
1070
5. Ротор
680
1.5.2.3
Эксплуатационные данные
Расчетный состав газа, поступающего в нагнетатель (в процентах по
объему)
Метан СН4.......................................................................98,63
Этан C2H6.................................................... ....................0,10
Н-бутан C4H10+выcш.......................................... ...............0,24
Пропан С3Н8........................................................... ............0,02
Двуокись углерода СО2........................................ .............1,01
Физико-технические данные газа, поступающего в нагнетатель:
Газовая постоянная сухого газа: 506,85 Дж/(кг·К). Наибольшая
влажность воздуха соответствует состоянию насыщения при условиях
всасывания (наибольшая относительная влажность-100%).
элементы, входящие в пакет, кроме подшипников не имеют горизонтальных
разъемов,
что
дает
возможность
повысить
точность
изготовления
посадочных поверхностей и снизить перетечки газа при работе нагнетателя.
Перетечкам газа препятствуют лабиринтные уплотнения . состоящие из
обойм с зачеканенными в них латунными гребнями.
В нагнетателе применена система концевых уплотнений вала типовой
конструкции, состоящая из торцевых уплотнений и опорных подшипников
полного давления .
Осевые усилия, действующие на ротор нагнетателя, воспринимаются
опорным подшипником с выравнивающим устройством для равномерного
нагружения колодок подшипника.
Ротор нагнетателя соединяется с
приводом нагнетателя
посредством
эластичной муфты , не требующей смазки. Во избежание попадания масла в
полость, в которой вращается муфта, и для охлаждения последней, в кожух
муфты подается воздух из системы обдува привода трансмиссии.
1.5.3 Установка подготовки топливного, пускового и импульсного
газа.
Для обеспечения подачи топливного и пускового газа требуемых
параметров к ГПА и импульсного газа для управления запорной арматурой
строится новая установка подготовки газа с блоками ГП 987 в составе:
 блок очистки газа ГП 987.01.00.000-01 - 1 шт.;
 блок осушки и хранения импульсного газа ГП 987.03.00.000-01 - 1 шт.;
 блок замера газа ГП 987.04.00.000-03- 1 шт.;
 блок редуцирования топливного и пускового газа ГП 987.06.00.000-08  1шт.;
 блок подогрева газа регенерации ГП 987.07.00.000 - 1 шт.;
 подогреватель топливного и пускового газа ПТПГ-30 - 1 шт.
 Поршневые компрессора и блок осушки устанавливаются в отдельном
отапливаемом здании.
Воздушная
компрессорная
подключается
к
существующим
сетям
воздухоснабжения.
1.5.5 Маслоснабжение
Для обеспечения маслами газоперекачивающих агрегатов типа ГПА-12Р
"УФА" и дизтопливом аварийной дизельной электростанции проектируется
склад ГСМ на существующей площадке. В состав склада ГСМ входят:
 насосная станция в индивидуальном здании габаритами 21,0 х 6,0;
 резервуарный парк;
 внутриплощадочные маслопроводы.
Набор оборудования в насосной станции позволяет осуществлять
операции по приему, хранению и подаче потребителям турбинного и
авиационного масел насосами НМШ8 - 25 - 63\10.
В состав резервуарного парка входят:
 существующий блок резервуаров 2 х 25 м3 - 3 шт. (2 блока 2х25 для
чистого масла, 1 резервуар 25 м3 для чистого масла, 1 резервуар 25 м3 для
отработанного масла);
 проектируемый блок резервуаров 2х25 м3 - 1 шт. (1 резервуар 25 м3 для
отработанного масла, 1 резервуар 25 м3 для гидравлического масла);
 резервуар 10 м3 - 1 шт. для дизтоплива.
Емкость
для
чистого
масла
принимается
из
расчета
хранения
трехмесячного расхода масла на пополнение безвозвратных потерь плюс
запас масла в
объеме 50% масляной
системы
общего
количества
установленных газоперекачивающих агрегатов.
Расходные показатели и марка масла применяемого в системе смазки и
уплотнения приведены в таблице 1.9:
Исходные данные
 Климатический район – IIв;
 Категория производства - А,В,Г,Д;
 Степень огнестойкости -II, IIIа;
 Абсолютная минимальная температура минус 50 С;
 Абсолютная максимальная температура плюс 36 С;
 Расчетная зимняя температура наружного воздуха наиболее; холодной
пятидневки, обеспеченностью 0,92 - минус 38 С;
 Нормативная снеговая нагрузка для IV района – 150 кгс/м2
 Нормативная ветровая нагрузка для11 района – 30 кгс/ м2
1.6.1 Объемно - планировочные и конструктивные решения
При реконструкции демонтируются стеновые и кровельные панели цехов,
полы, перекрытия на отм. 4.200 и металлические площадки для обслуживания
агрегатов на отм. 5.100; значительная часть сооружений технологического
назначения, которые расположены на открытых площадках. Запроектированы
новые сооружения установки подготовки газа, насосной масел и другие.
1.6.2 Инженерно - геологические и гидрологические условия
площадки
По данным инженерно-геологических изысканиям, (отчет по инженерным
изысканиям арх. Х6347.4.11.021), выполненым АООТ "Гипроспецгаз" в
1996г., проектируемые сооружения расположены на застроенной и ранее
спланированной территории. Основанием фундаментов сооружений будут
служить
слежавшийся
насыпной
грунт
и
твердая
пылеватая
глина
естественного сложения. Мощность слоя насыпных грунтов и пылеватых
глин 3.0 - 4.0м от естественной поверхности земли. Насыпные грунты
преимущественно набухающие, состоящие из перемешанных суглинков и
слабозаторфованных глин со щебнем и глыбами песчаника и известняка,
сильнопучинистые. Насыпные грунты обладают следующими расчетными
характеристиками: IL=0.4 - 0.5, Y=1.95гс/см3, Ys=2.74гс/см3, L=0.4 - 0.9, L=80
основании СНиП 2.09.02 – 85 п.2.42 площадь оконных стекол по расчету
удовлетворяет
расчетной
площади
легкосбрасываемых
конструкций.
Помещения категории А отделены от помещений другой категории
панельной стеной с пределом огнестойкости не ниже 0.75 часа. Для
обеспечения газоплотности панельной стены необходимо осуществить
герметизацию швов раствором на расширяющемся цементе.
1.7 Инженерное оборудование, сети и системы
1.7.1 Водоснабжение
Существующее водоснабжение
Существующее водопотребление составляет - 120 м3/сутки.
На
площадке
компрессорной
станции
существуют
три
системы
водоснабжения:
 хозяйственно-питьевая производственная,
 противопожарная,
 система автоматического пожаротушения агрегатов.
Источником
водоснабжения
компрессорной
станции
являются
5
артезианских скважин с дебитом 10 м3/ч, четыре из которых размещаются за
территорией КС, одна на территории ПЗРГ.
Системы водоснабжения
Хозяйственно-питьевая производственная система
Вода от артезианских скважин поступает в 2 резервуара запаса воды
емкостью 250 м3 каждый и хозяйственно-питьевыми насосами подается в
одноименную сеть компрессорной станции.
Противопожарная система
При пожаре вода из резервуаров пожарными насосами подается в
противопожарную сеть КС диаметром 150 мм.
Система автоматического пенного пожаротушения
производительностью 25 м3/сутки типа БИО, откуда насосной по напорному
коллектору d=100 мм сбрасываются в ручей.
Канализация операторных оборудована на выпуске септиками. Выпуски
со складов ГСМ выполнены в глухие колодцы.
Проектируемая канализация
В
настоящем
проекте
в
соответствии
с
заданием
заказчика
предусматривается устройство жироуловителя на выпуске производственных
стоков из столовой и локальных установок на выпусках со складов ГСМ, с
дальнейшим
подключение
в
существующую
сеть
площадки.
Производительность жироуловителя 2 л/с; эффект очистки по жирам 70,4%;
эффект очистки по взвешенным веществам 53%.
1.7.3 Теплоснабжение
Данный проект предусматривает подключение котлов - утилизаторов к
существующим тепловым сетям и подвод тепла, от существующих тепловых
сетей,
к
вновь
проектируемым
зданиям
и
сооружениям
КС
(к
теплообменникам ГПА, складу ГСМ, компрессорной сжатого воздуха,
установке подготовки газа и КТП АВО газа).Основным источником тепла
служат утилизационные теплообменники ГПА, резервным - местная
котельная.
Температура воды в подающем трубопроводе 70 С, на выходе из котла
утилизатора 115 С
Теплопроводы относятся к категории 4-б в соответствии с "Правилами
устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды".
Прокладка
вновь
проектируемых
трубопроводов
предполагается
надземная, на низких отдельностоящих опорах, с воздушными переходами
через
автодороги.
Арматура,
с
учетом
климатических
условий,
запроектирована стальная. В низких точках предусматривается установка
спускной (дренажной) арматуры, в высоких - воздушники.
Остальная нагрузка КС относятся к потребителям второй и третьей
категории.
Источники питания и схема внутриплощадочного электроснабжения
Электроснабжение
объектов
основной
технологии
компрессорной
станции осуществляется по существующей схеме электроснабжения через
КТП в компрессорном цехе и КТП АВО газа. При этом, оборудование
трансформаторных подстанций и кабельная продукция заменяются. Для
обеспечения
особой
группы
электроприемников
КС
и
обеспечения
безаварийного останова основной технологии, при отключении внешних
источников
электроснабжения,
проектом
предусматривается
установка
автоматизированной блочно-транспортабельной электростанции ЭД-500Т
изготовления Туламашгаззавода.
Электростанция подключается на шины 380/220В КТП в компрессорном
цехе.
Для
этой
цели
КТП
принимается
изготовления
Минского
электротехнического завода типа КТПСН, обеспечивающая возможность
подключения третьего источника и укомплектованная необходимой схемой
автоматики.
На площадке КС принимаются следующие системы электросетей:
 переменного тока 50Гц;
 10 кВ, трехфазная с изолированной нейтралью;
 380/220В, трехфазная 4-х проводная с глухозаземленной нейтралью;
 постоянного тока 220В и 27В - двухпроводная с изолированными
полюсами;
 ремонтного и аварийного освещения 36В.
Качество электроэнергии в сетях переменного тока внутриплощадочного
электроснабжения в режиме основного питания от энергосистемы по
отключениям и колебаниям величины и формы кривой напряжения и частоты
обуславливается параметрами во внешней питающей высоковольтной сети
энергосистемы в пределах допустимых ГОСТом 13109-67.
 к электродвигателям вентиляторов - кабелем марки АВВГ и проложен в
кабельных каналах на кабельных конструкциях.
Заземление электрооборудования выполнено с помощью нулевой жилы
кабеля.
С целью уравнивания потенциалов строительные и производственные
конструкции, металлические корпуса технологического оборудования и т.п.
должны быть присоединены с помощью стальной полосы сечением 4х20 к
контуру заземления.
1.7.4.3 Внутриплощадочные сети 10 и 0,4кВ
На основании протокола технического совещания по реконструкции КС
Поляна от 20 - 22.09.95 г. в г. Уфа, вся кабельная продукция 10 и 0,4кВ
подлежит замене.
Проектом предусмотрена замена старых кабельных линий и прокладка
кабелей 10 и 0,4кВ к проектируемым сооружениям.
Кабели прокладываются по существующим эстакадам и в земле в
траншеях.
Для молниезащиты установки подготовки газа предусмотрен отдельно
стоящий молниеотвод МЖ-24,3.
Для защиты установки подготовки газа от статического электричества и
для защитного заземления вокруг установки прокладывается контур
заземления.
К
контуру
присоединяются
технологические
установки
и
электрооборудование.
Выполняется заземление проектируемых КТП АВО газа и КТП на
промзоне, дизельной электростанции. Контур заземления выполняется из
круглой стали диаметром d=10мм, проложенной на глубине 0,5м и стержней
d=12мм длиной 5м.
Магистральные и групповые сети освещения запроектированы кабелями
АВВГ с алюминиевыми жилами в помещениях с нормальной средой и
кабелем ВВГ с медными жилами во взрывоопасных помещениях класса В-1А.
Управление
освещением
выключателями
с
предусматривается
распределительных
как
щитов, так
автоматическими
и
выключателями,
устанавливаемыми внутри освещаемых помещений.
1.7.5 Отопление и вентиляция
Исходные данные
Настоящий
проект
разработан
на
основании
технологической
и
строительной частей проекта и действующих нормативных материалов.
Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления
и вентиляции - минус 34 С.
Средняя температура отопительного периода - минус 7,3 С.
Продолжительность отопительного периода - 218 дней.
Отопление
В качестве теплоносителя для систем отопления и вентиляции принята
вода с параметрами 95 – 70 С от тепловых сетей.
Отопление
зданий
установки
подготовки
газа,
насосной
масел,
компрессорной сжатого воздуха, котельной запроектировано водяными
системами отопления с местными нагревательными приборами.
Отопление здания КТП АВО газа - электрическое.
В качестве местных нагревательных приборов приняты:
 в зданиях установки подготовки газа, насосной масел, компрессорной
сжатого воздуха и в щитовых - регистры из гладких труб;
 в здании КТП АВО газа - электропечи ПЭТ - 4;
 в котельной - радиаторы "МС-140".
Запроектирована аварийная механическая вентиляция с пятикратным
воздухообменом в соответствии с "Правилами устройства электроустановок"
ПУ 7-86.
Компрессорная сжатого воздуха
Вентиляция запроектирована естественная. Вытяжка осуществляется
через дефлекторы, приток осуществляется системой с естественным
побуждением.
Котельная
Вентиляция запроектирована приточно-вытяжная, с механическим и
естественным побуждением.
Воздухообмен в котельном зале принят из расчета ассимиляции
избыточных тепловыделений в теплый период года.
Удаление вытяжного воздуха осуществляется из верхней зоны через
дефлекторы, приток механический. Приточная вентиляционная камера
автоматизируется в соответствии с требовании СНиП 2.04.05-91.
1.7.6 Связь и сигнализация
Проектом предусматривается связь и пожарная сигнализация по площадке
КС для проектируемых зданий:
 насосной масел;
 КТП АВО газа;
 установки подготовки газа;
 аварийной дизельной электростанции;
 проектируемой котельной.
Кабели по площадке КС прокладываются в земле и частично по
существующим эстакадам и включаются в комплексную сеть компрессорного
цеха.
К основным элементам установки пенного пожаротушения относятся:
 источник водоснабжения - питьевой водопровод;
 встроенная насосная станция производительностью 150 м3/час, напором
0,68 МПа, размещенная в пристройке на отм. 0.000 в осях 13-15, Г-Ж;
 три помещения узлов управления с запорным сигнальным клапаном КЗС100.
В помещении проектируемой насосной станции пенного пожаротушения
устанавливаются:
 два пожарных насоса 1Д200-90а (в т.ч. 1 резервный) с электродвигателем
4АМ25032УЗ мощностью 75 кВт;
 два насоса -дозатора ВК2/26А (в т.ч. 1 резервный) с электродвигателем
АИР112М4УЗ мощностью 5,5 кВт;
 бак для хранения концентрированного пенообразователя емкостью 3 м3;
 бак для хранения воды емкостью 50 м3,
 гидропневмоемкость
для
поддержания
расчетного
давления
в
трубопроводах емкостью 1 м3;
 компрессорная установка для подкачки сжатого воздуха С0-243-1
В машинном зале предусмотрены 14 генераторов пены средней кратности
ГПС-600 ручного пуска, установленных из расчета орошения любой точки
машинного зала двумя струями.
Проектом
предусмотрены
следующие
виды
пуска
установки:
автоматический от электрических извещателей, дистанционный и местный –
от узла управления секцией.
1.7.7.2 Установка газового пожаротушения
Расчетное количество пожаров - один. Время подачи огнетушащего
вещества, двуокиси углерода (СО2), под кожух агрегата составляет 120
секунд.
Станция газового пожаротушения размещается в существующей насосной
станции пенного пожаротушения в осях 15-16, В-Е.
1.8 Расчет режима работы КС
ГПА-16Р ”Урал”
235 СПЧ 1.45-76 6500 ПС
Nне=16000 кВт;
Qн=0,72 млн. м3сут.;
kн=0,95;
nmin=3360 об/мин;
kобл=1,025;
nmax=5630 об/мин;
kу=1;
zRпр=500,87 Дж/кгК
kt=3,7;
nн=5300 об/мин
Tнвоздуха=-9С=264К
ρст=0,684 кг/м3
[Тн]пр=288К
Pвс  Pк  Pвс  5,331  0,12  5,211 МПа
P ПР вс   P вс / P пк = 5,211/4,54=1,147
TПР вс   Tвс / TПК = 290/193,7 = 1,5
Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН,
представляющие зависимость степени повышения давления ,
политропического к. п. д. ПОЛ и приведенной относительной внутренней
мощности
 Ni 
Ni  n Н 
 

 
  ВС  ПР  ВС  n 
3
(1)
от приведенной объемной производительности
Q ПР 
nН
 Q ВС
n
(2)
при различных значениях приведенных относительных оборотах
Задаваясь несколькими (не менее трех) значениями оборотов ротора в
диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяются QПР и [n / nН] ПР.
Полученные точки наносятся на характеристику и соединяются линией
Определяется требуемая степень повышения давления

где
PНАГ 6,911
=
 1,326 ,
PВС 5,211
(5)
РВС ,Рнаг – соответственно номинальное давление на входе и выходе ЦН.
Проведя горизонтальную линию из  до кривой найдем точку
пересечения. Восстанавливая перпендикуляр до пересечения с
горизонтальной осью, находим QПР. Аналогично определяются ПОЛ и [Ni
/ВС]ПР. Значение QПР должно удовлетворять условию QПР  QПР min, где QПР min
– приведенная объемная производительность на границе зоны помпажа
(расход, соответствующий левой границе характеристик ЦН).
Определяется внутренняя мощность, потребляемая ЦН
n
N i   ВС
5300
nН
 QВС  
 510  5300об / мин;
Q ПР
510
 N 
 i 
  ВС  ПР
n
 
 nн
3

  58,939  245,5  13  15000кВт.

(6)
Определяется мощность на муфте привода
N e  Ni  NМЕХ  15000  250  15250кВт
где
(7)
NМЕХ –механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН
при номинальной загрузке (для нагнетателя типа 235 СПЧ 1.45-76 6500 ПГ
Nмех=250кВт).
Вычисляется располагаемая мощность ГТУ

Т
Р
g т. г  g т. го   0,75  К заг  0,25 вх  а

Т ао Р а о

g т. г

К К К
обл
т. с
 т. г


288 
 3900   0,75  0,88  0,25 
 1  1,03  1,025  1  2345 м 3 / ч
298 

(10)
Расход топливного газа КЦ-4
G т. г  3729,4  4  7035,1м 3 / ч.
(11)
Значения расчетных величин:
[Тн]пр=288 К; Rпр=51,8 кГ·м/(кг·К); Zпр=0,901; nн=4900 об/мин.
Коэффициент полезного действия
0,9
пол
0,85
0,8
3
2
 = -4,8922907E-09Q + 1,0734749E-06Q + 1,7920040E-03Q+
+ 2,7776621E-01
0,75
300
350
400
450
500
3
Приведенная объемная производительность Qпр, м /мин
Рисунок 1.15 График зависимости политропного КПД от приведенной
объемной производительности
550
2 КИП и АВТОМАТИКА
Масштабы и высокие темпы развития газовой промышленности требуют
качественно
нового
производства,
подхода
создания
к
решению
принципиально
проблемы
новых
автоматизации
технических
средств
автоматизации и систем управления транспортировки газа.
Одним из основных направлений научно-технического прогресса в газовой
промышленности
является
широкое
внедрение
достижений
в
области
автоматизации и вычислительной техники в управление объектами дальнего
транспорта газа. Дальнейшее наращивание мощностей в транспорте газа
происходит
в
направлении
установки
на
компрессорные
станциях
автоматизированного технологического оборудования крупной единичной
мощности, интенсификации режимов его использования.
Темой раздела КИП и А дипломного проекта стала автоматизация
газоперекачивающих агрегатов ГПА-16Р-«Уфа».
В качестве основной системы автоматизации рассматривается система
автоматического регулирования Series 5 “Compressor controls corporation”. [ ]
2.1 Структура системы
Система предназначена для повышения эффективности, надёжности и
экономичности работы КС, а при широком внедрении – всей сети
магистральных газопроводов.
Система включает в себя:
Структура САУР Series 5
- Агрегатный контроллер Series 5
- Модуль автоматического управления и регулирования TTCM
- Модуль местного ввода/вывода сигналов LIOM
- Модуль дистанционного ввода/вывода сигналов RIOM
- Блок-каркас CPCI-6-S
- Встраиваемые блоки питания PSMU
устройствами
дистанционного
обеспечивает
поддержку
двух
ввода/вывода
каналов
сигналов.
скоростной
последовательной связи (ProfiBus), выполняя функции мастера.
Модуль
RIOM
индустриальной
Блок-каркас CPCI-6-S предназначен для размещения одной платы MPU750
и до пяти плат местного и дистанционного ввода/вывода сигналов (в любой
комбинации) с соответствующими им переходными модулями (в субрэке).
Блок-каркас располагает двумя встраиваемыми блоками питания (PSMU),
обеспечивающими
программно-аппаратные
модули
резервированным
электропитанием. Для обеспечения равномерного температурного поля и
устранения локальных перегревов блок-каркас имеет встроенный блок
вентиляторов.
Блоки питания PSMU-350-1 предназначены для обеспечения резервированного
стабилизированного электропитания всех модулей, размещенных в блоккаркасе CPCI-6-S
2.2 Описание САУР “Series 5”
2.2.1 Функции САУР ГПА
Функции, выполнение которых обеспечивает САУР ГПА делятся на три
группы:
 функции управления;
 функции регулирования;
 информационные функции.
2.2.2 Функции управления:
 проверка каналов защиты ГПА;
 проверка работы исполнительных механизмов;
 проверка пусковой готовности;
 автоматический пуск ГПА с загрузкой и без загрузки агрегата в трассу;
 автоматический нормальный останов;
 автоматический аварийный останов;
 предотвращение помпажа нагнетателя и превышения заданных
уровней ограничиваемых параметров при ошибочных действиях
Оператора;
 автоматическая адаптация структуры и параметров Системы в
зависимости
от
характеристик
действующих
возмущений,
обеспечивающая предотвращение развития предпомпажной ситуации
и прекращение помпажа в случае его возникновения по не зависящим
от Системы причинам;
 безударный переход от регулирования частоты вращения турбины
нагнетателя к предельному регулированию и обратно;
 стабилизация одного из основных регулируемых технологических
параметров, таких как давление на выходе нагнетателя, его степень
сжатия, или расход (при наличии замерного узла);
 обеспечение
распределения
нагрузки
между
параллельно
или
последовательно работающими агрегатами;
 сохранение работоспособности Системы при отказах датчиков
(”стратегия выживания”).
2.2.4 Информационные функции:
 обмен информацией (при необходимости) с системами управления
верхнего уровня через порты последовательной связи;
 оперативное, с помощью персонального компьютера, представление
режимных параметров агрегата в цифровой и графической форме;
 непрерывное отображение важнейших параметров, характеризующих
работу ГПА;
 оценочный расчет ряда параметров ГПА таких как мощность на валу
нагнетателя, расход топливного газа, КПД нагнетателя, объемной
производительности нагнетателя;
 Окончание останова (Shutdown) – в этом режиме модуль GT переводит
ТРК в закрытое положение. Модуль GT переходит в режим Окончание
останова (Shutdown) после подачи питания на САУР, при аварийном
останове и после завершения последовательности нормального
останова. Модуль GT остается в режиме Окончание останова
(Shutdown), пока не будет подана команда на перевод в исходное
состояние (Reset);
 Готовность (Ready to run) – модуль GT переходит в режим Готовность
(Ready to run) из режима Окончание останова (Shutdown) после
возврата в исходное состояние (Reset) при условиях, что истекло время
выбега роторов, частота вращения роторов ниже уставки “нулевой”
частоты вращения, топливный регулирующий клапан закрыт и GT
находится под автоматическим управлением (Auto). Модуль GT
остается в этом режиме, пока не будет подана команда на пуск (Start) и
не будут выполнены все условия, необходимые для пуска;
 Зажигание (Ignition) – модуль GT переходит в этот режим из режима
Готовность (Ready to run), если получает команду на пуск (Start) и
выполнены все условия, необходимые для пуска. После перехода в
режим Зажигание (Ignition) активизируется таймер задержки перед
зажиганием, по окончании которого модуль GT переходит в режим
Контроль поджига (Flameproof);
 Контроль наличия пламени (Flameproof) – модуль GT переходит в этот
режим из режима Ignition после истечения сконфигурированного
времени
задержки.
В этом режиме GT обеспечивает нужную степень открытия
топливного регулирующего клапана. После задания положения
клапана модуль GT проверяет наличие признаков горения (рост
температуры продуктов сгорания с одновременным увеличением
частоты вращения силовой турбины, либо не поступит команда на
увеличение частоты вращения ТВД;
 Регулирование частоты вращения ТВД (NHP Control) – модуль GT
может перейти в этот режим из режима Прогрев ТВД (NHP Warmup) по истечении времени прогрева либо по команде на увеличение
частоты вращения ТВД, или
 из режима Нагружение силовой турбины (NPT Loading) - при
получении задания на переход на частоту вращения холостого хода
ТВД (Idle);
 Нагружение силовой турбины (NPT Loading) – модуль GT переходит в
этот режим, когда частота вращения ротора силовой турбины
становится
регулируемой
равной
или
частоты
превышает
вращения
уставку
силовой
минимальной
турбины.
При
последовательности пуска с выходом на заранее заданную частоту
вращения силовой турбины модуль GT увеличивает частоту вращения
силовой турбины с заданной скоростью, пока последняя не достигнет
заданной величины, а затем поддерживает частоту вращения на этом
уровне.
 Останов (Stopping) – модуль GT переходит в этот режим из режимов
Нагружение силовой турбины (NPT Loading) или Регулирование
частоты вращения ТВД (NHP Control) по появлению команды на
останов (Stop). После перехода в режим Останов (Stopping) модуль GT
переходит с регулирования частоты вращения ротора силовой
турбины на регулирование частоты вращения ротора ТВД. При этом
модуль GT с заданной скоростью уменьшает частоту вращения ТВД
до уровня охлаждения, после чего модуль GT переходит в режим
Охлаждение (Cooldown);
 Охлаждение (Cooldown) – модуль GT переходит в режим Охлаждение
(Cooldown) из режима Останов (Stopping), когда частота вращения
Вх.сигналы
Вх.сигналы
датчиков Nтнд датчиков Nтвд
Выбор
сигнала
Твозд.
вх.Д
Вх.сигналы
Вх.сигналы
датчиков Nтвд датч.Рв за ОК
Расчет
верхней
уставки
Выбор
сигнала
Дист.
уставка
Местн.
уставка
Выбор
сигнала
Предупре
ждение
и АО
Предупре
ждение
и АО
ХХ ГТД,НАРР,
Номин.режим,
Пуск,Останов,
Сброс
Аварийн.
сигнал.и
защита
Уставка
Nтнд
Уставка
Nтвд
Автомат.
послед-ность
Уставка
Nст
Nтнд
ПИД
Nтвд(верх)
ПИД
Выбор
задания
Вх.сигналы
датчиков tпс
Выбор
сигнала
Обнаруж.
помпажа
ОК
Выбор
сигнала
Твозд.
вх.Д Расчет tпс
и уставки
tпс
Предупре
ждение
и АО
Выбор
задания
Nст
ПИД
Рв. за ОК
ПИД
tпс
ПИД
Выбор
min сигн.
ПИД
Расчет
нижней
уставки
Выбор
max сигн.
ПИД
Nтвд(нижн)
ПИД
Nтвд
Nтнд
Nст
Ограничение
допустимых
оборотов

Nтвд
Огран.Nтвд по
верхн. и нижн.
уровням
Выбор
выходного
сигнала
Ограничение
расхода
топлива
Nтвд
Nтнд
Расчет
уставки
Компенсация по
температуре
Nтнд
прив.
Компенсация по
температуре
Твозд.вх.Д
Уставка
Nтнд
Уставка
Nтвд
Nтвд
прив.
Ручное
управление
Вверх
Вниз
Рв. за ОК
Твозд.вх.Д
Компенсация
изменения
давления газа
Ртг, tтг, dPтг, K
Корректирующая
функция
расхода
Расчет масового
расхода
топливного газа
Компенсация
зоны
нечувствительности
Ограничение
скорости
изменения
Корректирующая
функция
IGV
Корректирующая
функция
VBV
Корректирующая
функция
VSV
Конфигурирование
выходного
сигнала
IGV_out
(ВНА)
VBV_out
(КПР)
VSV_out
(РНА)
FCV_out
(ТРК)
Рисунок 2.2- Структурная схема программного модуля управления
расходом топлива GT
2.3.2Функциональный модуль антипомпажного регулирования (AS)
Назначение модуля антипомпажного регулирования
Модуль антипомпажного регулирования (AS) обеспечивает:
 предотвращение помпажа нагнетателя на всех режимах работы
агрегата путем управления клапаном рециркуляции компримируемого
газа (антипомпажным клапаном);
 прекращение помпажа нагнетателя (после первого пересечения
рабочей точкой границы помпажа) на всех режимах работы агрегата
путем автоматического изменения положения линии настройки
модуля AS;
 автоматическое увеличение зоны между границей помпажа и линией
настройки модуля AS в зависимости от скорости приближения
рабочей точки нагнетателя к линии настройки;
 ограничение выбранных параметров процесса, таких как давление в
нагнетании, степень сжатия и т.д.;
 предотвращение помпажа нагнетателя и превышения заданных
уровней ограничиваемых параметров при ошибочных действиях
оператора;
 защиту нагнетателя от неустранимого помпажа (например, при
самопроизвольном закрытии крана №1) путем подачи сигнала
Аварийного останова после повторного (или более - по требованию
заказчика) пересечения рабочей точкой нагнетателя границы помпажа;
 стратегию выживания, обеспечивающую замену вышедшего из строя
входного сигнала заранее заданной постоянной или вычисляемой
(измеряемой) величиной.
находится в работе. Когда модуль AS переходит в этот режим,
антипомпажный клапан закрывается с заранее заданной скоростью.
Модуль AS перейдет из режима Пуск (Start) в режим Работа (Run), как
только отклонение рабочей точки нагнетателя от линии настройки
антипомпажного регулирования станет меньше порогового значения,
либо значение выхода модуля AS достигнет нижнего ограничения;
 Работа (Run) – модуль AS функционирует в режиме Работа (Run), если
нагнетатель работает и нет запросов as_ESD, as_STOP, Manual. В этом
режиме модуль AS управляет клапаном рециркуляции, используя
алгоритмы антипомпажного регулирования;
 Ручной (Manual) – позволяет Оператору непосредственно управлять
клапаном рециркуляции со Станции контроля и управления.
Структура модуля антипомпажного регулирования
На рисунке 2.3 показана функциональная схема модуля антипомпажного
регулирования.
Модуль
антипомпажного
регулирования
обеспечивает
максимально
допустимый диапазон рабочих режимов нагнетателя без рециркуляции,
благодаря эффективному предотвращению его помпажа.
Предотвращение помпажа нагнетателя на любом рабочем режиме
осуществляется
поддержанием
значения
расхода
выше
значения,
соответствующего границе помпажа за счет рециркуляции компримируемого
газа путем открытия антипомпажного клапана. Для минимизации потерь
энергии на рециркуляцию, т.е. повышения экономичности работы ГПА,
необходимо обеспечить минимально необходимое открытие антипомпажного
клапана, что достигается, как указано выше, путем установки линии настройки
модуля AS на минимально возможное расстояние от линии помпажа (см.
рисунке 2.4). Когда рабочая точка нагнетателя находится на линии настройки
антипомпажного регулятора, то величина рассогласования (Dev) равна нулю.
Параметр,
характеризующий
политропный
напор
линия границы
помпажа (SO)
линия границы
ступенчатого
открытия АПК (RT)
линия настройки
антипомпажного
регулирования (CL)
характеристики
нагнетателя
рабочая
точка
Параметр,
характеризующий
расход
Рисунок 2.3 - Линии настроек модуля антипомпажного регулирования
Если Dev<0, то существует опасность помпажа, и расход следует
увеличить. Если Dev>0, то рециркуляцию следует прекратить без опасности
помпажа нагнетателя. В зависимости от величины возмущения и положения
рабочей точки нагнетателя модуль AS использует три управляющих алгоритма:
 Пропорционально-интегральный алгоритм (ПИ-алгоритм) – вступает в
работу при пересечении рабочей точкой линии настройки модуля AS
(Control
Line).
Этот
алгоритм
обеспечивает
эффективное
предотвращение помпажа при достаточно медленном приближении
рабочей точки нагнетателя к линии помпажа;
2.3.3Функциональный модуль регулирования процесса (РС)
Назначение модуля регулирования процесса
Модуль регулирования процесса (регулятор процесса) обладает рядом
функциональных возможностей, которые позволяют ему решать различные
задачи. В зависимости от применения регулятор процесса может работать в
качестве следующих регуляторов:
 Автономного регулятора (Stand Alone Controller);
 Регулятора распределения нагрузки (Load Sharing Controller);
 Главного регулятора (Master Controller);
 Главного регулятора цеха (Shop Master Controller);
 Главного регулятора станции (Station Master Controller).
Регулятор процесса может работать как автономный регулятор в случаях
его применения для управления одиночным нагнетателем. В этой конфигурации
он регулирует по выбору Заказчика одну из следующих переменных (параметров
процесса): расход, давление на выходе нагнетателя, давление на входе
нагнетателя или степень сжатия. При этом имеется возможность безударного
перехода
При
в
процессе
регулировании
регулирования
основной
с
одной
переменной
переменной
одновременно
на
другую.
обеспечивается
автоматический переход на предельное регулирование одной из нескольких
ограничивающих
переменных
(например,
если
регулируется
расход,
то
ограничиваются значения давления и температуры газа на выходе нагнетателя).
Регулятор процесса также может вырабатывать ограничивающее воздействие
РОС (Pressure Override Control) при резких возмущениях по давлению газа или
степени сжатия.
Регулятор процесса может работать в качестве главного регулятора при
использовании для управления несколькими компрессорами с заданным
распределением нагрузки. Как и в случае автономного регулятора, главный
регулятор может регулировать несколько переменных процесса и при
 при работе под управлением главного регулятора КЦ - участие в
поддержании заданного значения регулируемого параметра КЦ и
распределении нагрузки между агрегатами, входящими в состав КЦ;
 управление модулем GT в процессе ввода и вывода ГПА в магистраль;
 ограничение давления газа на выходе нагнетателя либо давления газа
на входе нагнетателя, температуры газа на выходе нагнетателя или
степени сжатия;
 стратегию выживания, обеспечивающую замену вышедшего из строя
входного сигнала заранее заданной постоянной или вычисляемой
(измеряемой) величиной.
Операционные режимы (статусы) модуля регулятора процесса
Регулятор процесса может находится в четырех операционных режимах:
Режим Полный останов (Shutdown) – применяется для автоматического
останова нагнетателя. Когда регулятор процесса переходит в режим Shutdown,
его выход снижается до установленного уровня и сохраняется на этом уровне
до пуска нагнетателя. При работе в режимах Пуск (Starting), Работа (Run) или
Ручной (Manual) регулятор процесса переходит в режим Полный останов
(Shutdown) при инициировании автоматической последовательности останова.
 Когда регулятор процесса находится в этом режиме, то алгоритмы
распределения нагрузки не действуют;
 Режим Пуск (Starting) – используется для автоматического пуска
нагнетателя. Регулятор процесса переходит в режим Пуск (Starting) из
режима Полный останов (Shutdown) после выполнения предпусковых
условий и затем переходит в режим Работа (Run) после окончания
пуска. В этом режиме алгоритмы распределения нагрузки отключены;
 Режим Работа (Run) – применяется для автоматического ПИДрегулирования переменных нагнетателя и
группы совместно
Для уменьшения отклонений регулируемого параметра в переходных
процессах регулятор процесса использует опережающее воздействие CRLD от
взаимодействующих регуляторов.
В группах ГПА, работающих по последовательной или параллельной схеме
включения, регулятор рассчитывает воздействие первичного распределения
нагрузки CRLS, используя выходной сигнал главного регулятора.
Рассчитанное таким образом воздействие является выходом регулятора
процесса
до
окончательного
распределения
нагрузки
ПИД-алгоритмом
регуляторов процесса.
Выход
регулятора
процесса
используется
для
формирования
дистанционной уставки для модуля управления расходом топлива GT. Если
модуль GT переходит из автоматического режима с дистанционным
управлением от регулятора процесса в режим ручного или местного
управления, то он не будет реагировать на дистанционное задание, а будет
использовать местное. Когда это происходит, регулятор процесса будет следить
за местным заданием (местной уставкой) модуля GT и поддерживать свой
выход на уровне этого задания. Поэтому, когда произойдет обратное
переключение модуля GT в автоматический режим с дистанционным
управлением, то в начале перехода не будет никакой разницы между местным и
дистанционным заданиями. Это обеспечит безударный переход модуля GT в
автоматический режим с дистанционным управлением от регулятора процесса.
2.4 Функциональная схема автоматизации ГПА-16Р«Уфа»
В газотурбинных установках контроль и сигнализация осуществляется по
большому числу параметров. Основные из них включены в систему аварийнопредупредительной защиты и сигнализации. К ним относятся: давление масла
смазки; перепад давления между газом и маслом в полости нагнетателя и
маслом уплотнения; температура подшипников; осевой сдвиг роторов;
давление топливного газа; температура продуктов сгорания; вибрация
подшипников агрегата; частота вращения роторов; давление масла предельной
защиты; возникновение помпажа.
Защита по давлению смазки останавливает агрегат при падении давления
масла в системах смазки турбины или нагнетателя ниже установленных
величин. Давление измеряется электроконтактным манометром, контакты
которого при падении давления масла включают реле аварийного давления
масла.
Защита по перепаду между газом и маслом уплотнения (поз.35 PdSA)
осуществляется с помощью реле. Его контакт включает цепь аварийного реле
перепада.
Защита по температуре продуктов сгорания (поз.31 TE) производится с
помощью термопар которые устанавливаются по возможности дальше от
камеры сгорания в некоторых точках и соединяются параллельно для
получения сигнала, пропорционального усредненной температуре газа в
данном сечении.
Защита агрегата по вибрации (поз.10,33,36 SE, поз.7,9,30,32,37 SISA)
осуществляется с помощью датчиков, размещаемых по крышкам подшипников,
а также на корпусах газогенератора, силовой турбины.
Защита по давлению топливного газа (поз.20,19 PT, поз.25 PISA)
обеспечивается с помощью электроконтактного манометра. При падение
давления топливного газа во время работы агрегата размыкание контакта
приводит к срабатыванию аварийного реле давления газа.
3 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
Компрессорная станция относится к категории опасных производств, так
как работы связаны с перекачкой взрывоопасного и пожароопасного вещества
― природного газа. При реконструкции компрессорного цеха существует
опасность
разгерметизации
оборудования
и
существует
опасность
возникновения пожара или взрыва. Кроме того, на обслуживающий персонал
компрессорного цеха постоянно воздействуют такие вредные факторы, как
шум, вибрация, недостаточная освещенность, а также риск отравления
вредными веществами. Поэтому очень важно, чтобы все работы на территории
КЦ проводились в соответствии с требованиями по охране труда и
промышленной безопасности, а вредные факторы соответствовали санитарным
нормам и по возможности снижались путем проведения соответствующих
мероприятий и модернизаций оборудования.
3.1 Охрана труда
3.1.1 Анализ производственных опасностей и вредностей
3.1.1.1 Свойства газа
Как уже было ранее отмечено, в процессе реконструкции, ремонта и
технического обслуживания оборудования, производственные опасности и
вредности могут быть обусловлены присутствием в производственной среде
вредных веществ, природного газа и газового конденсата.
Природный газ по технологическому воздействию относится к веществам
четвертого класса опасности по ГОСТ 12.1.007-82 «Вредные вещества.
Классификация
и
общие
требования».
Он
бесцветен,
легче
воздуха,
Таблица 3.2 – Классификация производств по взрывной,
взрывопожарной и пожарной опасностям
Класс
Категория
Наименование
и
производственных
производства по взрывоопасных
помещений и
Наименование взрывной
и пожароопасных зон
наружных
продуктов взрывопожарной по ПУЭ
установок
опасностям
НПБ-105-95
1.Площадка
Природный
А
В-1г
компрессорного цеха
газ
2.Установка
Природный
А
В-1г
охлаждения газа
газ
3.Площадка
А
В-1г
Природный
фильтровгаз
сепараторов
4.Установка
подготовки
топливного, пуско- Природный
вого и импульсного газ, конденсат
газа
помещение
А
В-1а
наружная часть
Природный
А
В-1г
газ
5.
В
В-1
Масло
Маслохозяйство
6. Склад ГСМ
масло,
А
В-1г
бензин
7. Компрессорная
Д
Воздух
сжатого воздуха
3.1.1.2 Статическое и атмосферное электричество
Прямые удары молнии продолжительностью доли секунд характеризуются
многоимпульсным электрическим разрядом с силой тока в канале молнии
300... 1200 кА, при разности потенциалов 10000 кВ и температуре 20000 °С
и выше.
3.1.1.4 Освещение
Недостаточное
освещение
рабочего
места
вызывает
повышенную
утомляемость, которая замедляет реакцию, что может явиться причиной травм.
Свет обеспечивает связь организма с окружающей средой. Около 90 %
информации
о
внешнем
функционирования
мире
органа
поступает
зрения.
к
человеку
Рационально
в
результате
спроектированное
и
выполненное производственное освещение улучшает условия работы, снижает
утомляемость, оказывает благоприятное психологическое воздействие на
персонал,
повышает
производительность
труда,
снижает
вероятность
производственного травматизма.
Проведенные исследования 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 10 % то рабочего, для обеспечения минимальной
освещенности в рабочих помещениях. Специальное освещение представлено
охранным освещением, устроенным у складов и оборудования.
Освещенность рабочих мест должна соответствовать зрительным условиям
труда,
согласно
СН
и
П-4-96.
Помещения,
в
которых
установлено
технологическое оборудование, обязательно вентилируются, включением
аварийной вентиляции перед заходом в них обслуживающего персонала.
Имеется внутренне электроосвещение всех помещений, ремонтное и аварийное
там, где это необходимо. Управление освещением крупных помещений со
щитов, остальных - местное, с помощью выключателей управления. Наружное
электроосвещение состоит из:
- наружного технологического оборудования - 5 лк;
внимание, ухудшается зрение. Интенсивный шум вызывает функциональные
изменения сердечно-сосудистой системы, нарушение нормальной функции
желудка и ряд других функциональных нарушений в функции человека.
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.
Так как реконструкция КС ведется на действующем обьекте, защита от
шума, является важным фактором влияющем на здоровье человека. Для защиты
от шума на КС применяются головные телефоны, а также «беруши».
Для защиты работников КС от вредного воздействия шума необходимо
регламентировать его уровень и длительность воздействия. Эту цель
преследует санитарно-гигиеническое нормирование шума. В нашей стране
введены государственные нормы по ограничению шума на различных
предприятиях,
в частности, на КС. В газовой промышленности приняты
“Гигиенические нормы допустимых уровней звукового давления и уровней
звука на рабочих местах ГН-1004-73, ГОСТ 12.1.003-83, регламентирующие
уровни шума на человека.
Вибрация – механические колебательные движения,
источниками
которой на объектах КС могут быть оборудование и трубопроводы.
Если колеблющиеся части оборудования соприкасаются с телом
работающего, вибрация выступает в качестве профессиональной вредности.
При общих вибрациях с частотой менее 0,7 Гц всё тело колеблется как единый
элемент. В частотном диапазоне 4 – 30 Гц
возникает резонанс органов
человека. В результате резонанса могут возникнуть повреждения внутренних
органов. Систематическое воздействие вибраций приводит к нарушению
физиологических
функций
организма.
Поражается
нервная,
сердечно-
сосудистая и пищеварительная системы.
Из вышесказанного вытекает необходимость принятия ряда мер по
обеспечению безопасных и безвредных условий труда.
Опасность нанесения вреда здоровью рабочего персонала, проводящего
работы по реконструкции, в результате неправильной строповки, а так же
обрыва тросов маловероятна, т.к габаритные размеры ГТУ
длина, мм, не более....................................................... 2500
ширина, мм, не более.......................................……..... 3200
высота, мм, не более ...……….……………………..... 3200
Масса ГТУ:
сухая масса ГТУ, кг, не более……………………………….1400
масса двигателя с подмоторной рамой
в состоянии поставки, кг не более…………………………..6800
3.1.1.7 Нормы браковки канатов грузоподъёмных кранов
1. Браковка канатов грузоподъемных кранов, находящихся в эксплуатации,
должна производиться в соответствии с руководством по эксплуатации крана.
При отсутствии в руководстве по эксплуатации соответствующего раздела
браковка производится согласно рекомендациям, приведенным в настоящем
приложении.
Для оценки безопасности использования канатов применяют следующие
критерии:
а) характер и число обрывов проволок (рисунки 3.1—3.3), в том числе
наличие обрывов проволок у концевых заделок, наличие мест сосредоточения
Рисунок 3.1- Обрывы и смещения проволок каната крестовой свивки
обрывов проволок, интенсивность возрастания числа обрывов проволок;
ж) деформация
сти,
в
выдавливания
виде
проволок
волнистости,
и
прядей,
корзинообразно-
раздавливания
пря-
дей, заломов, перегибов и т.п.;
з)
повреждения
в
результате
температурного
воздейст-
вия или электрического дугового разряда.
2.
Браковка
чугунными
канатов,
блоками,
работающих
должна
рывов проволок в соответствии с
предназначенных
для
со
стальными
производиться
по
рисунком 3.4.
числу
Канаты
и
об-
кранов,
перемещения расплавленного или раскаленного
металла, огнеопасных и ядовитых веществ, бракуют при вдвое меньшем числе
обрывов проволок.
3.
При
уменьшении
диаметра
каната
в
результате
поверхностного износа (рисунок 3.5) или коррозии (рисунок 3.6) на
7% более по сравнению с номинальным диаметром каната подлёжит
браковке даже при отсутствии видимых обрывов проволок.
При уменьшении диаметра каната в результате повреждения
сердечника — внутреннего износа, обмятия, разрыва и т.п. (на 3% от
номинального диаметра у некрутящихся канатов и на 10% у остальных канатов)
канат подлежит браковке даже при отсутствии видимых обрывов проволок
Рисунок 3.4- Пример определения числа обрывов
наружных проволок стального каната
для
контроля
сечения
каната
обрывами,
металлической
(потери
подвергать
слоев
износом
прядей
дефектоскопии
при
помощи
части
внутреннего
механическим
внутренних
трации
потери
сечения),
и
всей
его
дефектоскопа
вызванной
коррозией
(рисунок 3.8),
по
поперечного
канат
длине.
потери
проволок
необходимо
При
регис-
сечения
метал-
ла проволок, достигшей 17,5% и более, канат бракуется.
а — небольшие лыски на проволоках; б — увеличенная длина лысок на
отдельных проволоках; в — удлинение лысок в отдельных проволоках при
заметном уменьшении диаметра проволок; г — лыски на всех проволоках,
уменьшение диаметра каната; д — интенсивный износ всех наружных
проволок каната (уменьшение диаметра проволок на 40%).
Рисунок 3.5 - Износ наружных проволок каната крестовой свивки
5. При
оборванных
обнаружении
прядей
в
канат
канате
к
одной
дальнейшей
или
работе
нескольких
не
допус
кается.
6. Волнистость
каната
правлением
ее
спирали
правлений
спирали
характеризуется
(рисунок 3.9).
волнистости
и
шагом
При
свивки
и
на-
совпадении
каната
наи
ра-
7. Канаты не должны допускаться к дальнейшей работе при обнаружении:
корзинообразной
деформации
(рисунок
3.10);
выдавливания
сердечника
(рисунок 3.11); выдавливания, или расслоения прядей (рисунок 3.12); местного
увеличения диаметра каната (рисунок 3.13); местного уменьшения диаметра
каната (см. рисунок 3.7); раздавленных участков (рисунок 3.14); перекручиваний (рисунок 3.15); заломов (рисунок 3.16); перегибов (рисунок 3.17);
повреждений в результате температурных воздействий или электрического
дугового разряда.
Рисунок 3.10- Корзинообразная деформация
Рисунок 3.11- Выдавливание сердечника
а — в одной пряди; б — в нескольких прядях
Рисунок 3.12- Выдавливание проволок прядей
Рисунок 3.13- Местное увеличение диаметра каната
Полному техническому освидетельствованию грузоподъемные машины
должны подвергаться перед вводом в работу (первичное техническое
освидетельствование) и периодически не реже одного раза в три года.
Частичное техническое освидетельствование всех грузоподъемных машин
должно производиться не реже одного разп в году.
3.1.1.8 Сварочно - монтажные работы
Перед началом производства данной работы оформить наряд-допуск в
соответствии с «Инструкцией по организации безопасного проведения
газоопасных работ на объектах ОАО Баштрансгаз».
При ручной электродуговой сварке используется следующее оборудование:
 электроды сварочные марки ОК 53.70;
 аппарат сварочный марки УД 2.20.
При ручной электродуговой сварке существуют несколько опасных
факторов воздействия на сварщика: поражение электрическим током при
прикосновении человека к токопроводящим частям электрической цепи; ожоги
от капель и брызг металла и шлака при сварке; взрыва в результате проведения
сварки вблизи легковоспламеняющихся и взрывоопасных веществ; травмы
различного рода механического характера при подготовке трубопровода к
сварке и в процессе сварки.
Ультрафиолетовое излучение вызывает ожоги глаз и кожи, инфракрасное
может вызвать помутнение кристаллика глаза. Воздействие излучения дуги
вредно не только для сварщиков, но и для подручных рабочих.
Вблизи мест производства должны находиться аптечки, содержащие
медикементы необходимые для оказания первой медецинской помощи при
ожогах, отравлении, ушибах, порезах и тому подобное. Рядом вывешивают
рекомендации по оказанию первой помощи пострадавшим.
3.1.1.8.1 Требования к проведению огневых и газоопасных работ в
компрессорном цехе
Огневыми работами в действующих компрессорных цехах считаются
сварочные работы, газовая резка и связанные с ними операции, производимые
во взрывоопасных помещениях цеха или непосредственно на действующих
газовых коммуникациях, а также на коммуникациях в пределах отключающих
кранов цеха.
Газоопасными считаются работы, которые выполняются в загазованной
среде или при котрых возможен выход газа из газопроводов, их коммуникаций
и аппаратов, газового оборудования, запорной арматуры или агрегатов. К
газоопасным работам относятся:
a) присоединение вновь смонтированных коммуникаций, аппаратов к
действующим коммуникациям, расположенным в помещениях и
снаружи;
b) ввод в эксплуатацию газовых коммуникаций;
c) ревизия, ремонт и замена газового оборудования, подземных и
надземных газопроводов, находящихся под газом;
d) вскрытие центробежных нагнетателей
e) осмотр и ревизия защитных решеток на всасывающих патрубках ЦН;
f) замена уплотнительного подшипника ЦН;
g) заливка в технологические коммуникации реагентов с целью
устранения гидратных образований.
Холодная прокрутка ГПА
Холодную прокрутку проводят перед каждым запуском ГПА с целью
окончательной проверки готовности всех систем к работе. После холодной
прокрутки убеждаются в отсутствии посторонних шумов на выбеге ротора
компрессора, утечек масла, повреждений двигателя и других систем. ГПА готов
к пуску.
3.1.2.2 Защита от статического и атмосферного электричества
Статическое электричество таит опасность возникновения пожара и взрыва.
Общие положения по защите от статического электричества изложены во
"Временных правилах защиты от проявлений статического электричества на
производственных
установках
и
сооружениях
нефтяной
и
газовой
промышленности":
- технологическое оборудование и трубопроводы для предотвращения
опасностей, связанных с искровыми разрядами статического электричества,
должны быть заземлены.
Максимальное
сопротивление
контура
заземления
от
статического
электричества не должно превышать 100 Ом.
- предусмотрена защита технологических установок производственных
зданий и сооружений от электрической и электромагнитной индукции. От
прямых ударов молний сооружения защищены специально установленными
молниеотводами.
Молниеотвод состоит из трех частей: молниеприемника, токоотвода и
заземления. Для устройства молниеотвода использовано оцинкованное железо.
Основное
преимущество
железа:
высокая
температура
плавления
и
относительно низкая стоимость.
Защита организуется в зависимости от продолжительности грозовой
деятельности, определяется по картам РД - 34.21.122-87 в соответствии с
Заданные значения, при которых срабатывает тревожный контакт, являются
следующими:
- в здании турбокомпрессора тревога при 20 % нижнего предела
взрываемости (НКПРП);
- в турбинных блоках тревога при 15 % НКПРП, остановка при 30 %
НКПРП;
- в блоках турбогенераторов тревога при 20 % НКПРП, остановка при 40 %
НКПРП;
- в помещениях батарей тревога при 15 % НКПРП;
- в блоке подготовки газа тревога при 20 % НКПРП.
Щиты распространения газа размещены внутри блока газовой турбины, а
также внутри зданий турбогенератора и турбокомпрессоров, в блоке
турбогенератора, в батарейной и в кожухе установки подготовки газа.
3.1.2.5 Вентиляция
Вентиляция создает нормальные санитарно-гигиенические условия труда в
производственных помещениях, в воздух которых попадают взрывоопасные и
токсичные газы, пары, пыль, избытки влаги и тепла. В соответствии со СНиП
2.04.05-86 "Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха" установлена
искусственная и естественная вентиляция.
Оборудование
вытяжной
вентиляции
взрывоопасных
помещений
предусмотрено во взрывобезопасном исполнении.
Пуск
системы
периодического
действия
-
автоматический
от
газоанализаторов. Приемные отверстия для удаления воздуха периодической
вентиляции размещаются в зоне наибольшего скопления взрывоопасных паров
и газов.
Воздуховоды системы вытяжной вентиляции выполняются из несгораемых
материалов.
3.1.2.6 Мероприятия по борьбе с шумом
Все необходимые меры по снижению шума на КС, воздействующего на
человека на рабочих местах, принимаются в соответствии с ГОСТ 12.1.029 - 80
и СанПиН 2.2.4/2.1.8.562-93.
В ГТУ заметный эффект дает акустическая обработка внутренней
поверхности входного патрубка компрессора и внешнего патрубка турбины.
Это снижает затраты на шумопоглощающие устройства во входном и
выходном трактах.
Борьбу
со
структурным
шумом
осуществляют
с
помощью
вибродемпфирования. Обычная листовая резина - малосжимаемый материал,
поэтому
для
снижения
перфорированную
резину.
вибрации
Снижение
на
КС
шума,
применяют
вызываемого
пористую
и
колебаниями
металлических поверхностей, добиваются с помощью звукопоглощающих и
вибродемпфирующих
облицовок,
материалами
с
большим
внутренним
трением. Для снижения шума ГПА применяются, как проходные глушители,
которые, не препятствуя движению воздуха, существенно снижают уровень
звука, так и звуколокализующие и шумо вибропоглощающих материалов
подавляющие устройства в виде защитных кожухов и покрытий из звуков.
Утечки газа или воздуха через не плотности фланцевых соединений создают
высокочастотный шум. Вибрация элементов корпусных деталей вызывает, как
правило, низкочастотный шум.
Высокочастотный структурный шум легче поддается устранению при
выполнении виброизоляции с помощью разного рода прокладок или
амортизаторов.
Борьбу с низкочастотным шумом нужно вести в источнике - за счет
устранения вибрации роторов-опор.
Уровень шума со стороны выхлопа ГТК на 14...20 дБ меньше, чем со
стороны всасывания, имеет более плотное распределение спектра частот, в нем
- предусмотрено отключение ГПА и организован сброс газа на свечу с
помощью пневмоприводных кранов от одного ключа аварийной остановки
ГПА;
- контроль и регулирование всех основных и технологических параметров
производится из аппаратной;
- в укрытиях предусмотрена установка сигнализаторов взрывоопасной
концентрации углеводородного газа;
- демонтаж и
монтаж
оборудования установок механизирован,
выполняется с помощью предусмотренного кранового оборудования;
- молниезащита и защита оборудования и трубопроводов от вторичных
проявлений молний и от статического электричества;
- для защиты обслуживающего персонала от поражения током и защиты от
статического электричества выполнено заземление;
- эксплуатация ГПА должна осуществляться в строгом соответствии с
разработанной инструкцией по эксплуатации, учитывающей требования норм
по ТБ и местные конкретные условия;
- в помещении газовых турбин предусмотрена система пожаротушения.
3.1.2.8 Санитария, гигиена труда и обеспечение спецодеждой и
индивидуальными средствами защиты
Бытовое обслуживание работающих осуществляется следующим образом:
руководство и исполнители ЛПУ МГ, диспетчерская служба и служба ВОХР
(20 ч) пользуется только бытовыми устройствами общего назначения
(санузлами и умывальниками). Остальной производственный персонал КС
обеспечивается бытовыми устройствами, расположенными в СЭРБе. Там
размещены гардеробы, душевые, умывальные, помещения для сушки одежды.
Для питания рабочих имеется столовая на 62 посадочных места. В здании
СЭРБа имеются помещения для красного уголка, помещение общественных
организаций, кабинет по технике безопасности.
3.2 Промышленная безопасность
3.2.1 План ликвидации возможных аварийных ситуаций
План ликвидации аварий на КС разрабатывается начальником цеха и
утверждается главным инженером ЛПУ МГ. План ликвидации аварий включает
в себя следующие основные пункты:
перечень тем противоаварийных тренировок :
- пожар на работающем агрегате в машинном зале;
- пожар в галерее нагнетателей;
-
утечка газа на АВО газа, в БПТПГ, пылеуловителях, сепараторах с
возгоранием;
- разрыв магистрального газопровода;
оперативная часть:
- виды аварий и места их возникновений;
- мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии;
- лица, ответственные за выполнение мероприятий;
- действия пожарной части;
- места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварии;
список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно
извещены об аварии сменным диспетчером;
список лиц, ответственных за выполнение мероприятий предусмотренных
планом, исполнителей;
принципиальная схема расположения основных коммуникаций на КС;
план эвакуации персонала цеха.
Аварии на КС ликвидируются силами постоянной готовности (ЛЭС, ГРС,
АТХ, ЭВС) во взаимодействии с силами МЧС РБ согласно утвержденных
планов. Отделение охраны предприятия во взаимодействии с органами МВД
осуществляет оцепление района аварии, проводятся оперативно-следственные
мероприятия по выявлению причин аварии с привлечением специалистов
госгортехнадзора, МВД, ФСБ и других служб.
- проводится герметизация помещений, зданий для укрытия в них
сотрудников;
- готовится медпункт для оказания помощи рабочим и служащим объекта;
- направляется оперативная группа комиссии по ЧС в угрожаемый объект
для оценки обстановки на месте и принятия решения по сложившейся
обстановке;
- комиссия по ЧС организует и контролирует проведение мероприятий по
предотвращению и уменьшению последствий возможной аварии.
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;
-
привести
в
готовность
резервные
источники
тепло-,
водо-,
энергоснабжения.
Производится своевременное техническое обслуживание, текущий и
плановый ремонты ГПА и других установок и оборудования КЦ в соответствии
с инструкциями заводов-изготовителей, ПТЭ МГ, ПТЭ КЦ, нормативной
документацией по регламентам технического обслуживания и ремонта. Для
предотвращения разгерметизации технологических трубопроводов и сосудов
высокого давления вследствие превышения давления они оборудованы
предохранительными клапанами и контрольно-измерительными приборами.
На КС предусмотрен автоматический контроль параметров потенциально
опасных элементов средствами систем автоматического управления и систем
централизованного контроля и управления КЦ, включающих подсистемы сбора
и обработки информации.
Своевременно
производится
контроль
подземных
и
надземных
трубопроводов и запорной арматуры, их техническое обслуживание и ремонт.
В частности, регулярно проверяется состояние фундаментов опор под
Установка автоматического пожаротушения состоит из следующего
основного оборудования: 2-х насосов 4К-6, резервуара V=100 м3, эжектора,
пеногенераторов
ГВП-600-26,
вспомогательного
оборудования
и
распределительных трубопроводов. Время тушения одного возгорания 10
минут при производительности по пене 1500 м3/10 мин.
Электрооборудование в пожаровзрывоопасных помещениях выполнено во
взрывобезопасном
исполнении.
Электрические
приборы
и
средства
автоматизации имеют маркировку взрывозащиты 1ExdIIBT4 и предназначены
для применения во взрывоопасных зонах. Выбор электрооборудования и
приборов контроля, кабелей произведен в зависимости от категории
производства.
Взрыво- и пожароопасные пары и газы удаляются из помещений системой
вытяжной вентиляции.
Для
обеспечения
бесперебойной
работы
вентиляционных
систем
установлены резервные агрегаты.
Все здания и сооружения размещены с учетом противопожарных разрывов,
определенных НПБ 01-93.
Все здания и сооружения приняты не ниже второй степени огнестойкости.
Все производственные помещения с категориями производства А, В по
взрывопожарной опасности отделены от помещений с производствами
невзрывоопасных категорий, брандмауэрными стенами (газонепроницаемыми).
К зданиям и сооружениям по всей длине обеспечен подъезд пожарных
автомобилей.
Количество эвакуационных выходов из зданий – не менее двух.
Для наружного пожаротушения предусмотрен кольцевой водовод с
установкой пожарных гидрантов через 150 м. Кольцевой водовод подключен к
противопожарной насосной, обеспечивающей необходимый расход (15.9 л/с) и
напор.
оксидов азота и углерода с продуктами сгорания, а также выбросы при
остановке газотурбинных агрегатов ГТК-10-4.
Основа программы снижения выбросов NОх
для РАО “Газпром” −
совершенствование процессов сгорания природного газа в камерах сгорания.
Газотурбинные агрегаты ГТК-10-4 отличаются наибольшими выбросами
NОх с выхлопными газами, поэтому на рассматриваемой станции была
произведена модернизация камер сгорания с установкой горелочных устройств
ПСТ-90/10 разработки НПФ “Теплофизика” УГАТУ. При этом достигнуто
значительное снижение валовых выбросов NОх в атмосферу (см. таблицу 3.6).
Таблица 3.6 - Данные по выбросу для одного агрегата
Наименование
показателей
1
1.Расход
продуктов
сгорания
2.Содержание кислорода
3.Концентрация
NOх
фактическая
4.Концентрация
NO2
фактическая
5.Концентрация
NO
фактическая
6.Концентрация
СO
фактическая
7.Средняя
наработка
одного агрегата за 2003 г.
8.Валовый выброс NOХ
9.Валовый выброс NO
10.Валовый выброс NO2
11.Валовый выброс СO
Обозначе
ние
2
Значение
Разм
штат
ПСТ
ер-ность ные
-90/10горелки 20
3
4
5
QП.С.
нм3/с
66.5
66.5
СО2
%
18.3
18.3
СNOx
мг/нм3
350
39.0
СNO2
мг/нм3
35.0
0.39
СNO
мг/нм3
315.0
38.61
СCO
мг/нм3
40
92.5
3600
3600
301.644
271.480
30.164
34.474
33.612
30.251
3.361
79.72
Т
WNOx
WNO
WNO2
WСO
час
тонн/год
тонн/год
тонн/год
тонн/год
- укладка дренажных и продувочных трубопроводов для опорожнения
аппаратов
и
трубопроводов
при
авариях
и
работах
связанных
с
реконструкцией;
- оснащение технологических процессов средствами КИП, обеспечивающих
блокировку оборудования и сигнализацию при отклонениях от нормальных
условий ведения процесса;
- строительство за пределами промышленной площадки факела для полного
сжигания природного газа при авариях и
работах по реконструкции на
газопроводах;
Для отвода сточных вод на площадке КС имеется система канализации, в
состав
которой
входит
малогабаритная
насосная
установка
(МКНУ)
производительностью 5 м3/час, созданная по проекту 1425-13 СПКБ ПНГСМ.
Количество канализационных стоков на площадке КС составляет:
хозяйственно-бытовые стоки – 8,65 м3/сут.;
производственные (постоянные) – 69,7 м3/сут.;
производственные (периодические) – 183,3 м3/сут.
4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Продолжительность реконструкции
Продолжительность строительно-монтажных работ по реконструкции КС4 определена согласно СНиП 1.04.03-85*, по формуле:
TH  A1 C  A2C
(4.1)
ТН – продолжительность строительно-монтажных работ;
А1 – коэффициент, равный 9,2 для газокомпрессорных станций;
А2 – коэффициент, равный 0,5 для газокомпрессорных станций;
С – сметная стоимость строительно-монтажных работ в млн. руб. в ценах на
01.01.1991г.
Для данного обьекта (КС-4) сметная стоимость строительно-монтажных
работ в ценах на 01.01.1991 года составляет 15,11 млн.руб., что выходит за
интервал обьемов СМР в формуле определения продолжительности СМР.
Верхний предел СМР составляет 6,0 млн.руб., поэтому общий обьем СМР
поделен на 3 части, каждая из которых составляет 5,04 млн.руб.
Продолжительность строительно-монтажных работ на этот объём СМР
составит:
Tобщ = 9,2 5,04  0,5  5,04  18 месяцев
Общая продолжительность строительно-монтажных работ на весь объём
СМР составит:
ТОБЩ = 18+0,5*18+0,5*18 = 36 месяцев, где:
0,5 – коэффициент совмещения по времени ведения строительномонтажных работ.
Начало реконструкции 2003 год.
Окончание реконструкции 2006 год.
 здание ОСАДУ;
 ливневая канализация;
 оставшиеся объекты транспортного хозяйства и связи;
 оставшиеся работы по благоустройству и озеленению территории.
Сметная стоимость пусковых комплексов ( в ценах на 01.01.1991 г.)
приведена в таблице 4.1.
Таблица 4.1- Сметная стоимость пусковых комплексов.
Пусковые комплексы
1 пусковой комплекс
Всего сметная
стоимость,
тыс.руб.
19409,184
СМР, тыс.руб
Ввод пускового
комплекса
5037,827
2004г.
2 пусковой комплекс
19409,184
5037,827
2005г.
3 пусковой комплекс
19409,186
5037,827
2006г.
Всего по объекту:
58227,554
15113,481
4.3 Методика расчета экономической эффективности
Для оценки экономической эффективности инвестиционных проектов
могут использоваться следующие критерии:
- чистый дисконтированный доход (ЧДД);
- индекс доходности (ИД);
- внутренняя норма доходности (ВНД);
- срок окупаемости с учетом фактора времени (дисконтирования).
Чистый дисконтированный доход определяется как сумма следующего
вида:
ЧДД=Фд(t0)+ Фд(t1)* (t1)+ Фд(t2)* (t2)+...+ Фд(tK)* (tK)+...+ Фд(T)* (T) ( )
или
Pt  Зt
t
t  0 1  E 
t
ЧДД= 
где tK, t – шаги расчета;
(4.3)
ЧДД=
Pt  Зt ` 
1 
K
1 
E  1  E ` 
(4.4)
В данном случае величина (1-1/(1+Е)Т)/Е получена как сумма членов
геометрической прогрессии.
Значения коэффициентов 1/(1+Е)Т и (1-1/(1+Е)Т)/Е можно получить из
специальных таблиц дисконтированных величин.
Величину (Рt - Зt’) можно представить в виде:
Рt - Зt’=(Вt+Аt+Лt)-Сt-Нt,
(4.5)
где Вt – выручка от реализации продукции (услуг) на t-м шаге;
Аt – амортизационные отчисления по проектируемому объекту t-м
шаге;
Лt – ликвидационная стоимость основных фондов на t-м шаге;
Сt – себестоимость продукции (эксплуатационные затраты) на t-м шаге;
Нt – суммарные налоговые выплаты из прибыли на t-м шаге.
В свою очередь:
Вt- Сt= Пt,
(4.6)
где Пt – прибыль до налогообложения на t-м шаге.
Следовательно:
Рt - Зt’=Пt-Нt +Аt+Лt= ПЧt +Аt+Лt,
(4.7)
где ПЧt – чистая прибыль на t-м шаге.
Если рассчитанный ЧДД положителен, то прибыльность инвестиций
выше нормы дисконта и проект следует принять. Если ЧДД равен нулю, то
прибыльность равна норме дисконта. Если ЧДД меньше нуля, то
прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта и от этого проекта следует
отказаться.
При сравнение альтернативных проектов предпочтение должно
отдаваться проекту с большим значением ЧДД.
+
Е
0
0,10
0,20
-
Рисунок 4.1 - Пример зависимости ЧДД от нормы дисконта
Для оценки эффективности ИП значение ВНД необходимо сопоставлять с
нормой дисконта Е. Инвестиционные проекты у которых ВНД>Е, имеют
положительный ЧДД и поэтому эффективны. Проекты, у которых ВНД<Е,
имеют отрицательный ЧДД и поэтому неэффективны.
4.4 Эффективность инвестиций
4.4.1 Инвестиции
Общий объём инвестиций на реконструкцию КС-4 «Поляна» ООО
«Баштрансгаз» определён согласно сводному сметному расчету в базисном
уровне цен на 01.01.1991 г. в сумме 58227,554 тыс. руб. и в текущем уровне
цен на 01.01.02 г. – 1327244,055 тыс. руб.
представлена в таблице 4.2.
Масло
Таблица 4.4
Марка
Годовой расход
рабочего масла,
кг
Цена, руб./кг
(без НДС)
Стоимость
годового
расхода,
млн. руб.
- двигателя «МС-8П»
7920
16,70
0,132
- нагнетателя ТП-
9900
6,72
0,067
Рабочее масло
0,199
22С
ИТОГО:
Электроэнергия
Таблица 4.5
Наименование
Мощность, кВт
Годовой расход
электроэнергии,
тыс.кВт.час
Итого
Количество
Тариф, руб.
(без НДС)
Стоимость,
млн. руб.
670
152 руб./месяц
1,222
4000
300
1,200
2,422
Расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды
Таблица 4.6
Основные
категории
работающих
1.Руководители,
специалисты и
другие служащие
2.Рабочие
Итого:
Численность,
чел.
Среднегодовая
заработная плата 1-го
работающего,тыс.руб.
Годовой фонд
оплаты труда,
млн.руб.
5
81,7
1,144
30
50,2
1,506
35
59,8
1,914
Прочие затраты
В прочие затраты включены следующие затраты:
 содержание аппарата управления;
 содержание и ремонт зданий, сооружений;
 оплата труда вспомогательных рабочих и специалистов,
обслуживающих три цеха ГКС;
Структура эксплуатационных затрат представлена в таблице 4.11.
4.4.3 Эффективность инвестиций
Расчет эффективности инвестиций на реконструкцию КС-4 «Поляна»
ООО «Баштрансгаз» произведен в соответствии с «Методическими
рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов»,
утвержденными Минэкономики РФ и Министерством финансов РФ,
Госкомитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике
№ ВК 477 от 21.06.1999 г.
Обоснованием инвестиций предусматривается замена основного
оборудования ГТК-10-4, введенного в 1981 г. и имеющего износ 100%, на
ГПА-16Р «Уфа» без увеличения годового объёма перекачиваемого газа.
Исходные параметры основного оборудования представлены в таблице
4.8.
Таблица 4.8- Исходные параметры основного оборудования
Наименование параметров
1
Количество агрегатов, шт
Расход топливного газа, м/час
ГТК-10-4
ГПА-16Р «Урал»
(до реконструкции)
(после реконструкции)
2
3
8 (1 ремонт., 1
5 ( 1 ремонт., 1
резервн.)
резервн.)
3600
4674
Таблица 4.9- Убытки вследствие упущенной выгоды
Годы
1
2
3
4
5
6
Выбытие мощности
количество
агрегатов
Объем газа,
млн. м
2
4
6
6
6
6
10317,0
20634,0
30951,0
30951,0
30951,0
30951,0
Тариф за 1000 м газа (без
Стоимость годового объема
Убыток от
НДС и акциза), руб.
газа, млн. руб.
упущенной
поступающего
реализуемого
реализуемого поступающего выгоды, млн.
на КС
руб.
потребителем
потребителем
на КС
(расчетный)
300,050
268,00
3095,7
2765,0
330,7
300,050
268,00
6191,2
5529,9
661,3
300,050
268,00
9286,8
8294,8
992,0
300,050
268,00
9286,8
8294,8
992,0
300,050
268,00
9286,8
8294,8
992,0
300,050
268,00
9286,8
8294,8
992,0
Тариф за 1000 м газа, реализуемого потребителям принят в соответствии с Постановлением Федеральной
энергетической комиссии РФ от 14 апреля 2000 г. №18/2 и составляет для республики Башкортостан 353,0 (с акцизом,
без НДС).
Таблица 4.11- Структура себестоимости по экономическим элементам
№
п\п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Экономические
элементы
Топливный газ,
масло
Электроэнергия
Затраты на оплату
труда
Отчисления на
социальные нужды
Текущий ремонт
Амортизация
основных фондов
Прочие затраты,
всего
Налог на дорожный
фонд
Итого
0 год
1 год
2 год
3 год
4 год
5 год
6 год
0
20,70
20,70
20,70
20,70
20,70
20,70
0
2,40
2,40
2,40
2,40
2,40
2,40
0,0
1,90
1,90
1,90
1,90
1,90
1,90
0,0
0,70
0,70
0,70
0,70
0,70
0,70
0,0
0,40
0,40
19,40
0,40
46,40
0,40
0,0
89,50
89,50
89,50
89,50
89,50
89,50
0,0
1,50
1,50
1,50
1,50
1,50
1,50
0,0
11,57
23,15
34,72
34,72
34,72
34,72
0,0
128,67
140,25
170,82
151,82
197,82
151,82
Продолжение таблицы 4.12
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Налог в дорожный фонд
0,00
11,57
23,15
34,72
34,72
34,72
34,72
13
Итого себестоимость
0,00
128,67
140,25
170,82
151,82
197,82
151,82
14
Балансовая прибыль
0,00
202,03
521,05
821,18
840,18
794,18
840,18
15
Налоги за счет балансовой прибыли, всего
0,00
31,46
36,42
41,38
41,38
41,38
41,38
0,00
26,50
26,50
26,50
26,50
26,50
26,50
4,96
9,92
14,88
14,88
14,88
14,88
0,00
170,57
484,64
779,80
798,80
752,80
798,80
в том числе
Налог на имущество
Налог на ЖФ и СКС
16
Балансовая прибыль без местных налогов
17
Налогооблагаемая прибыль
18
Налог на прибыль (начисл.)
0,00
51,17
145,39
233,94
239,64
225,84
239,64
19
Чистая прибыль
0,00
119,40
339,24
545,86
559,16
526,96
559,16
20
Платежи в бюджет
0,00
152,56
321,66
485,10
490,80
477,00
490,80
Себестоимость без налогов
0,00
116,40
116,40
135,40
116,40
162,40
116,40
Налоги
0,00
153,26
322,36
485,80
491,50
477,70
491,50
Таблица 4.14-Расчет интегрального эффекта и внутренней нормы доходности (Егодовой = 0,10).
Наименование показателей
1
Чистая прибыль
Амортизационные
отчисления
Капитальные затраты
Капитальные затраты
дисконтированные
Поток реальных денег
Чистый доход
Коэффициент
дисконтирования
Поток реальных денег
дисконтированный
Чистый дисконтированный
доход (ЧДД)
Индекс доходности (ИД)
Внутренняя норма
доходности (ВНД)
1,10500
0 год
2
0,00
1 год
3
119,40
2 год
4
339,24
3 год
5
545,86
4 год
6
559,16
5 год
7
526,96
6 год
8
559,16
0,00
89,50
89,50
89,50
89,50
89,50
89,50
1327,20
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1327,20
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
-1327,20
208,90
-1118,30
428,74
-689,56
635,36
-54,20
648,66
594,46
616,46
1210,92
648,66
1859,58
1,00000
0,90909
0,82645
0,75131
0,68301
0,62092
0,56447
-1327,20
189,91
354,33
477,36
443,04
382,77
366,15
-1327,20
-1137,30
-782,96
-305,61
137,44
520,21
886,36
0,00000
0,14309
0,41007
0,76974
1,10355
1,39196
1,66784
26,40%
26,40%
При Е=25
Коэффициент
дисконтирования
Поток реальных денег
дисконтированный
Чистый дисконтированный
доход (ЧДД)
1,00000
0,8
0,64
0,512
0,409
0,327
0,262
-1327,20
167,12
274,39
325,3
265,3
201,582
169,95
-1327,20
-1160,08
-885,63
-560,39
-295,09
-93,508
76,442
ЧДД
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
-100 5
8
11
14
17
20
23
26
Рисунок 4.2 - Зависимость ЧДД от нормы дисконта
29
32
35
E
4.4.4 Выводы
Обоснованием
инвестиций
рассматривается
реконструкция
компрессорной станции КС-4 «Поляна» ООО « Баштрансгаз».
Необходимость реконструкции вызвана тем, что основное оборудование
компрессорной станции имеет 100% износ и нуждается в замене.
Обоснованием инвестиций рассмотрен вариант замены действующих
агрегатов ГТК-10-4 на газоперекачивающие агрегаты ГПА-16Р «Уфа».
Годовой объём транспортируемого газа не увеличивается и составляет
30,9 млрд. м.
Численность рабочих на КС остается без изменения.
Общая стоимость реконструкции в текущем уровне цен на 01.01.2003г.
составляет
1327,2
млн.руб.,
в
том
числе
стоимость
основных
производственных объектов – 850,9 млн.руб. или 64,1%.
Замена агрегатов позволит уменьшить потери газа.
Показатели эффективности инвестиций при этом характеризуются
следующими величинами:
 чистый дисконтированный доход – 886,34 млн.руб;
 срок окупаемости – 3,7 года;
 внутренняя норма доходности – 26,4%.
Исходя
из
изложенного,
реконструкцию
необходимой и экономически целесообразной.
КС-4
следует
считать