close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Пояснительная записка на тему Модернизация технологических процессов ГРС

код для вставкиСкачать
 СОДЕРЖАНИЕ
Введение......................................................................................7 1.Техническая часть.......................................................................10
1.1 . Генеральный план Семилукской ГРС..........................................31
1.2 Архитектурно строительное решение.............................................34
1.3Технологическая схема ГРС.........................................................39
1.4. Технологические решения по ГРС ...............................................40
1.5. Гидравлический расчет.............................................................46
2. Инженерные сети и системы.........................................................53
3.Структура систем автоматического управления.................................55
3.1.Автоматизация и телемеханизация...............................................61
3.2.Структура систем телемеханики, основные функции и задачи............62
4.Безопасность и экологичность......................................................66
5.Экономическая часть..................................................................80
Заключение.......115
Список литературы.......117
Приложения
ВВЕДЕНИЕ
Энергетической стратегией России определены следующие основные стратегические цели развития газовой промышленности: стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ; развитие Единой системы газоснабжения (ЕСГ) и ее расширение на восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны; совершенствование организационной структуры газовой отрасли. В настоящее время доля газа в энергетическом ресурсе России составляет около 50%. Важным элементом действующей газотранспортной системы являются газораспределительные системы. ОАО "Газпром" по состоянию на 01.01.2004 г. эксплуатирует 3764 газораспределительные станции (ГРС), из них на балансе ОАО "Газпром" находятся 3441 ед., на балансе сторонних организаций - 323 ед. Степень загрузки ГРС составляет 31,8%. Проектная производительность - 175229,59, фактическая - 54668,21 нм/ч. Более трети станций (1309 ед.) находится в эксплуатации свыше 20 лет. Текущее состояние ГРС, как и других объектов магистральных газопроводов, характеризуется рядом негативных тенденций: старением основных фондов, низкой эффективностью использования оборудования и газопроводов, увеличением риска уровня отказов и др.В связи с вышесказанным становиться понятна значимость работ по реконструкции ГРС. Такие работы должны быть выполнены в максимально сжатый срок с высоким качеством, поскольку существующие ГРС функционируют в составе распределительных систем газоснабжения. Газотранспортными обществами ОАО "Газпром" при проведении реконструкции действующих ГРС и ремонтно-восстановительных работ внедряются новые технические решения:
* привязка блочно-комплектных ГРС полной заводской готовности
производства, что сокращает сроки монтажа и наладки, а также уменьшает площадь застройки, отводимую под ГРС;
* применение компактных систем осушки газа производства для подготовки импульсного газа для приводов шаровых кранов узлов редуцирования и переключения;
* применение регулируемых опор условным диаметром 400 мм и более с целью исключения "провисания" трубопроводов в процессе эксплуатации из-за просадки фундаментов опор;
* газоснабжение потребителей по временной схеме с подключения на байпасе ГРС блока редуцирования с применением регуляторов типа РДО-1 (до 70 тыс. нм/ч), ДКД-300 (свыше 70 тыс. нм/ч);
* применение современных композитных материалов с целью уменьшения уровня шума ГРС;
* комплексный подход к капитальному ремонту (технологическое оборудование, контрольно-измерительные приборы, метрология, благоустройство и т.д.) с применением мини ГРС для бесперебойной подачи
газа потребителям;
* замена блочных операторных на отдельные здания с обеспечением необходимых условий для работы операторов и систем автоматизации,
выделение помещений для ремонта оборудования и складирования,
применение телемеханики на газопроводах собственных нужд (контроль давления на входе и выходе шкафовых распределительных пунктов
(ШРП), сигнализация загазованности в помещении котельной, операторной), вынос ШРП, газораспределительных устройств собственных нужд из залов редуцирования.
Компоновка технологического оборудования в утепленных блок-боксах обеспечивает удобный доступ для обслуживания и ремонта. Конструктивное исполнение отдельных узлов станции (узел переключений, узел редуцирования, узел очистки и т.д.) дает возможность их самостоятельного использования при реконструкции и капитальном ремонте действующих ГРС с размещением, как в блок-боксах, так и в стационарных зданиях.
В соответствии с озвученными требованиями выполнен настоящий дипломный проект в котором в достаточной мере отражены вопросы по замене основного и вспомогательного оборудования, проработаны экономические вопросы и вопросы организации проведения робот по реконструкции оборудования, рассмотрены вопросы связанные с безопасностью персонала и защитой окружающей среды от воздействия оборудования ГРС.
1 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Качественная подготовка газа к транспорту на подземных хранилищах газа является одной из важных проблем газовой промышленности. От надежной, правильно организованной технологии подготовки газа на подземном хранилище газа (ПХГ) зависит обеспечение бесперебойной подачи газа в магистральные газопроводы.
Существующие здания и сооружения ПХГ находятся в эксплуатации с 1960 года, физически изношены и морально устарели.
Модернизация, реализация технического перевооружения позволит обустроить и эксплуатировать на современном уровне. При техническом перевооружении планируется максимальное использование существующей технической инфраструктуры .
В дипломной работе изложены принципиальные решения генерального плана по проекту технического перевооружения, основные технологические решения и схемы, компоновочные решения проектируемых и реконструируемых зданий, а также приведен перечень аналогов применяемого основного технологического и инженерного оборудования. Согласование основных направлений технического перевооружения, представленных в работе, позволит оценить уровень и объем конечной продукции - проекта "Реконструкции и модернизация и технологических процессов на Семилукской ГРС" и свести к минимуму корректировки на завершающей стадии проектирования.
1.1.В данном разделе описываются основные технические и технологические параметры применяемого оборудования при разработке проектной документации для реконструкции ГРС
Блок очистки газа. Блок очистки газа на ГРС позволяет предотвратить попадание механических примесей и конденсата в оборудование, в технологические трубопроводы, в приборы контроля и автоматики станции и потребителей газа. Импульсный и командный газ автоматического регулирования и управления должен быть осушен и дополнительно очищен в соответствии с ОСТ 51.40-83.Для очистки газа на ГРС применяют пылевлагоулавливающие устройства различной конструкции, обеспечивающие подготовку газа в соответствии с действующими нормативными документами по эксплуатации. Главное требование к блоку очистки газа - автоматическое удаление конденсата в сборные емкости, откуда он по мере накопления вывозится с территории ГРС. Этот блок должен обеспечить такую степень очистки газа, когда концентрация примеси твердых частиц размером 10 мкм не должна превышать 0,3 мг/кг, а содержание влаги должно быть не больше величин, соответствующих состоя-нию насыщения газа. Наибольшая трудность при очистке газа образование гидратов углеводородных газов: белых кристаллов, напоминающих снегообразную кристаллическую массу. Твердые гидраты образуют метан (их формула 8СН446Н20 или СН2-5,75Н20) и этан (8С2Н6-46Н20 или С2Нб'5,75Н20); пропан образует жидкие гидраты (8СзН8-136Н20 или СзН8-17Н20). При наличии в газе формируются как твердые, так и жидкие гидраты. Гидраты - нестабильные соединения, которые при понижении давления и повышении температуры легко разлагаются на газ и воду. Они выпадают при редуцировании газа, обволакивая клапаны регуляторов давления газа и нарушая их работу. Кристаллогидраты откладываются и на стенках измерительных трубопроводов, особенно в местах сужающих устройств, приводя тем самым к погрешности измерения расхода газа. На ГРС малой пропускной способности для очистки газа от механических примесей применяют висциновые фильтры (рис. 1) Такой фильтр состоит из корпуса, внутри которого смонтирована кассета (насадка), заполненная кольцами Рашига. Эти кольца бывают металлические и керамические. В основном применяют металлические размером 15x15x0,5 мм. Кольца Рашига смазывают висциновым маслом по ГОСТ 7611-55 (60% цилиндрового масла плюс 40 солярового). Рис.1.Висционный фильтр Dу700
1-патрубок входной; 2-корпус фильтра; 3-перфорированная сетка; 4-люк загрузочный; 5-засыпка;6-щтуцер; 7-патрубок выходной; 8-люк разгрузочный; 9-отбойный лист.
Принцип работы висцинового фильтра следующий: частички механических примесей, попадая с потоком газа в фильтр, проходят через смоченные висциновым маслом кольца Рашига, меняя свое направление, и прилипают к поверхности колец. Как только перепад давления газа на входе в фильтр и на выходе из него возрастает, что свидетельствует о загрязненности насадки, кольца фильтра очищают паром, промывают содовым раствором, после чего их смазывают чистым висциновым маслом. Процесс очистки и восстановления работоспособности висцинового фильтра весьма трудоемок, так как осуществляется вручную. Частые очистка и восстановление работоспособности фильтра обусловлены тем, что масляная активная пленка с колец Рашига быстро растворяется и смывается конденсатом, находящимся в природном газе. Висциновые фильтры предназначены для очистки газа только от механических примесей, так как их конструкция не позволяет оборудовать фильтры автоматическим сбросом конденсата в подземную емкость.
Блок подогрева газа. Наибольшие трудности при редуцировании газа возникают из-за образования гидратов, которые в виде твердых кристаллов оседают на стенках трубопроводов в местах установки сужающих устройств, на клапанах регуляторов давления газа, в импульсных линиях контрольно-измерительных приборов (КИП). Наиболее благоприятны для образования гидратов падение температуры и давления, что влечет за собой уменьшение как упругости водяных паров, так и влагоемкости газа, в результате чего происходит образование гидратов. В качестве методов по предотвращению гидратообразования применяют общий или частичный подогрев газа; местный обогрев корпусов регуляторов давления и ввод метанола в коммуникации газопровода. Огневые подогреватели одинаковы по конструкции , отличаются техническими данными. Основные элементы этих подогревателей: огневая камера (состоит из основания, боковых и торцевых стенок, крышки), змеевик, горелка, байпасная линия, установка термобаллонов, контрольно-запальное устройство, дымовая труба, блок автоматики контрольно-запального устройства и автоматика регулирования (включает в себя отсекатель, фильтр, регулятор давления, регулятор температуры, сбросной и электромагнитный клапаны, терморегулятор). В керамзитобетонном основании (рис. 2) огневой камеры находится наклон-ная горелочная щель, служащая стабилизатором горения газа. Подощелевая горелка, расположенная под основанием огневой камеры в горелочной щели, представляет собой трубу с огневыми отверстиями по ее образующей. Пламя направляется на боковую радиационную стену, которая, раскалившись, излучает тепло, нагревающее змеевик. Часть змеевика, расположенная в верхней части огневой камеры, нагревается теплом отходящих газов. Краны служат для отключения змеевика подогревателя на летний период или для ремонтных работ. Газ в этом случае, минуя змеевик, проходит по байпасному газопроводу.
Рис.2. Огневой подогреватель газа ПГА-5
1- основание огневой камеры; 2- горелка; 3- горелочная щель; 4 - контрольно-запльное устройство; 5- радиационная часть змеевика; 6- боковые стенки подогревателя; 7- конвективная часть змеевика; 8 - крышка; 9- дымовая труба; 10- шибер.
Автоматика регулирования и защиты размещена на сварной раме и закрыта кожухом. В дымовой трубе расположен шибер, с помощью которого можно регулировать тягу в разные периоды года.
Ниже приведена техническая характеристика подогревателей ПГА-5.
Техническая характеристика огневых подогревателей газа ПГА-5
Номинальная тепловая производительность, Мкал/ч29Давление газа, кгс/см подогреваемого работопливного на входе3-12Расход газа, м'/ч: подогреваемого номинальны5000топливного при QHp = 8575 ккал/ч4Перепад температуры, ° С, подогреваемого газа при номинальном расходе15Напряжение питания электромагнитного клапана и блока контроля пламени и зажигания. Вт:ток постоянный12±10%ток переменный220±10%Максимальная потребляемая мощность блока контроля
пламени и зажигания, Вт24Габаритные размеры, мм2200x1580x1836Масса, кг2500 Температуру газа на выходе из подогревателя в заданных пределах от 5 до 60° С поддерживают с помощью терморегулятора. Терморегулятор Термометрическая система его состоит из баллона и сильфона, заполненных жидкостью с большим коэффициентом теплового расширения. Изменение температуры газа на выходе из подогревателя ведет к изменению в термосистеме объема и давления жидкости. При этом сильфон сжимается или разжимается, перемещая шток, который связан с большим и малым фигурными рычагами отсекателя. Малый фигурный рычаг поднимает или опускает клапан терморегулятора. Если температура газа выше заданной на выходе из подогревателя, жидкость в термосистеме расширяется и сжимает сильфон. Вследствие этого шток, преодолевая усилие пружины, поднимается вверх, освобождая конец большого фигурного рычага, что в свою очередь ведет к освобождению клапана, который касается на седло и закрывает проход топливного газа к горелкам.
Блок редуцирования. Предназначен для снижения высокого входного давления газа Р = 12/75 кгс/см до низкого выходного В вых= 3/12 кгс/см и автоматического поддержания заданного давления на выходе из узла редуцирования, а также для защиты газопровода потребителя от недопустимого повышения давления. Блок редуцирования состоит из двух линий (ниток) редуцирования: рабочей и резервной. Обе линии имеют одинаковое оборудование: последовательно установленные входной пневмоприводной запорный кран, резервный регулятор давления газа, рабочий регулятор и выходной запорный кран с ручным или пневматическим (пневмоприводом) приводом. При повышении давления газа на выходе из блока редуцирования в работу включается резервный регулятор. В качестве регуляторов давления газа применяют РД-64 являются агрегатами новой модификации. Регуляторы давления газа типа РД-64. На ГРС с расходом газа от х25000 м /ч и более применяют регуляторы давления РД-50-64, являющиеся статическими, прямого действия, работающими без использования постороннего источника энергии. Все перечисленные типоразмеры регуляторов РД-64 одинаковой конструкции. Основными элементами их являются регулирующий орган и мембранно-исполнительный механизм. Регулятор состоит из литого стального корпуса с верхним и нижним седлами. Дросселирование осуществляется тарельчатым плунжером (затвором), который изменяет открытие верхнего седла при перемещении штока, соединенного с жесткими дисками мембраны. Подвижная система перемещается в направляющей втулке и цилиндре нижнего седла. Для создания и поддержания давления в надмембранной камере регуляторов РД-50-64, РД-80-64 и РД-100-64, соответствующего выходному давлению, используется двухступенчатый редуктор-задатчик ВР-1, который питается газом от входного газопровода. Настройку на давление от 1,5 до 10 кгс/см осуществляют с помощью редуктора ДР-2, на давление от 12 до 16 кгс/см - редуктора ВР-1; контроль за настройкой регулятора - по манометру при открытом кране. Затвор (тарельчатый плунжер) имеет отверстие для разгрузки его от давления газа при любом положении. Импульс выходного давления подводится в подмембранную полость регулятора по стальной трубке Dy= 15 мм и отверстию. Точку отбора импульса на газопроводе располагают не менее чем в 2,5 м после выхода из запорного устройства.
Рис. 3. Регулятор высокого давления прямого действия типа РД-64
1-затвор; 2- корпус; 3- мембранный привод; 4- манометр; 5- двухступенчатый редуктор-задатчик; 6- шток; 7- седло.
Регулирующий орган имеет два седла, закрепленных в корпусе регулятора, и золотник. Мембранно-исполнительный механизм состоит из мембранного узла, содержащего мембрану, зажатую между двумя дисками, на которых закреплен шток золотника. Для уплотнения штока и клапана применяют резиновые кольца. Процесс регулирования давления протекает следующим образом: в надмембранной камере редуктора создается постоянное давление, равное регулируемому на выходе из регулятора. Если давление на выходе из регулятора меньше заданного, то сила, действующая на мембрану сверху, превышает таковую снизу. Узел чувствительного элемента, связанный с мембраной, перемещаясь вниз, увеличивает проходное сечение регулятора. В результате количество протекающего газа возрастает, а давление на выходе из регулятора восстанавливается до заданного. Если же выходное давление превышает заданное, чувствительный элемент, перемещаясь вверх, уменьшает проходное сечение регулятора, восстанавливая таким образом давление на выходе из регулятора до заданного.Подвижная система регулятора уравновешена, что достигается воздействием давления газа со стороны входа на золотник как сверху, через верхнее седло, так и снизу, на стенки пологого стакана золотника.
Пропускная способность редукторов (по воздуху), м3/ч: ДР-2 - не менее 10 (при Рвых = 10 кгс/см , давление после первой ступени 6, после второй - 1 кгс/см ); РВД-1 - не менее 16 (при Рт = 10 и Рвых= 3,5 кгс/см2); РНД-1 - не менее 10 (при Рш = 6 и Рвых = 1 кгс/см ). Регулятор давления газа типа РД-64 монтируют вертикально (мембранным приводом вверх) между двумя отключающими кранами или задвижками на горизонтальном газопроводе в месте, доступном для осмотра (рис. 3). Направление потока газа должно совпадать с направлением стрелки на корпусе. Обвязка регулятора выполняется стальными цельнотянутыми трубками с толщиной стенки не менее 3 мм, вентилями и соединительными фитингами, рассчитанными на рабочее давление 55 кгс/см .Участок трубопровода, предназначенный для монтажа регулятора типа РД-64, должен иметь диаметр условного прохода не менее Dy регулятора; длина прямых участков трубопроводов до и после регулятора - не менее 1 м; расстояние от пола помещения редуцирования до нижней образующей регулятора - не менее 0,3 м.Наблюдение за регулируемым давлением ведут по показаниям манометра, установленного на линии подвода этого давления непосредственно у регулятора. Для обслуживания регуляторов типа РД-64 в здании редуцирования должна быть предусмотрена металлическая площадка с лестницами и перилами, а для монтажа и демонтажа регулятора - кран-балка грузоподъемностью 0,5-1 т. 40Пропускная способность редукторов (по воздуху), м3/ч: ДР-2 - не менее 10 (при Рвых = 10 кгс/см , давление после первой ступени 6, после второй - 1 кгс/см ); РВД-1 - не менее 16 (при Рт = 10 и Рвых= 3,5 кгс/см2); РНД-1 - не менее 10 (при Рш = 6 и Рвых = 1 кгс/см ).Регулятор давления газа типа РД-64 монтируют вертикально (мембранным приводом вверх) между двумя отключающими кранами или задвижками на горизонтальном газопроводе в месте, доступном для осмотра. Направление потока газа должно совпадать с направлением стрелки на корпусе. Обвязка регулятора выполняется стальными цельнотянутыми трубками с толщиной стенки не менее 3 мм, вентилями и соединительными фитингами, рассчитанными на рабочее давление 55 кгс/см .Участок трубопровода, предназначенный для монтажа регулятора типа РД-64, должен иметь диаметр условного прохода не менее Dy регулятора; длина прямых участков трубопроводов до и после регулятора - не менее 1 м (рис. 19); расстояние от пола помещения редуцирования до нижней образующей регулятора - не менее 0,3 м.Наблюдение за регулируемым давлением ведут по показаниям манометра, установленного на линии подвода этого давления непосредственно у регулятора. Для обслуживания регуляторов типа РД-64 в здании редуцирования должна быть предусмотрена металлическая площадка с лестницами и перилами, а для монтажа и демонтажа регулятора - кран-балка грузоподъемностью 0,5-1 т. 40 Регуляторы давления типа РД-25-64, РД-40-64. Предназначены для автоматического регулирования давления газа "после себя" на объектах магистральных газопроводов высокого давления (ГРС, установках очистки и осушки газа, газовых промыслах и др.). Регуляторы - статические, прямого действия, работают без использования постороннего источника энергии.
Блок одоризации газа. Для своевременного обнаружения утечек газа в соединениях газопровода, в сальниках запорной и регулирующей арматуры, в соединениях контрольно-измерительной аппаратуры и т. д. к природному газу необходимо добавлять вещества с резким неприятным запахом, называемые одорантом. В качестве такового применяют этилмеркаптан, пенталарм, каптан, сульфан и др., чаще всего - этилмеркаптан (CHSH), который представляет собой бесцветную прозрачную жидкость. Норма вводимого одоранта (этилмеркаптан) должна быть 16 г на 1000 м газа, приведенного к стандартным условиям. Газ, подаваемый промышленным предприятиям и электростанциям, по согласованию с потребителем и органами Ростехнадзора может не одорироваться.При наличии централизованного узла одоризации газа, расположенного на магистральном газопроводе, допускается не предусматривать узел одоризации газа на ГРС. Узел одоризации устанавливается на выходе станции после обводной линии. Подача одоранта допускается как с автоматической (основной режим работы), так и с ручной регулировкой. На ГРС необходимо предусматривать емкости для хранения одоранта. Объем емкостей должен быть таким, чтобы заправка их производилась не чаще одного раза в два месяца. В емкостях для хранения одоранта должны быть предусмотрены средства контроля его уровня. Заправка емкостей одорантом должна осуществляться только закрытым способом. Емкости хранения одоранта должны быть оборудованы системой контроля утечек одоранта. Технология утилизации оборудования одоризации газа должна предусматривать разработку согласованных с органами государственного надзора подготовительных мероприятий по демонтажу оборудования одоризации газа и последующей передаче для его утилизации.
Расчет объема емкости одоранта
Согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006 одной заправки емкости одоранта должно хватать на срок в течение двух месяцев эксплуатации. Суточный расход этилмеркаптана равен 420000 .
Расход одоранта за два месяца равен:
, (1)
где Q- расход одоранта за два месяца, м; - суточный расход этилмеркаптана ; t - время за сутки
N - срок заправки
Масса одоранта равна,
,кг (2)
где Q- расход одоранта за два месяца, м3;
Объема емкости хранения одоранта равен:
, м3
где - масса одоранта;
- плотность одоранта (принимаем = 840 ).
Отсюда следует, принимаем емкость, объем которой равен 11 .
Рис.4. Одоризационная установка капельного типа.1-4.6.8-12.14.15.6-расходная емкость;7=подземная емкость;13-уровномер;16-смотровое окно.
Блок переключения. Предназначен, во-первых, для защиты системы газопроводовпотребителя от возможного высокого давления, газа; во-вторых, для подачи газа потребителю, минуя ГРС, по байпасной линии с применением ручного регулирования давления во время ремонтных
и профилактических работ станции. Блок переключения состоит из кранов (рис.5.) на входном и выходном газопроводах, обводной линии и предохранительных клапанов (рис. 6), как правило, их два: один рабочий,
другой - резервный. Этот блок должен располагаться в отдельном здании или под навесом защищающем его от атмосферных осадков.
Рис.5. Шаровой кран с пневмоприводом
Между предохранительными клапанами ставят трехходовой
вентиль, который всегда открыт на один из предохранительных
клапанов. Между газопроводом и клапанами отключающая арматура не устанавливаться. Пределы настройки предохранительных клапанов должны превышать номинальное давление газа на 10%.Для сброса газа в атмосферу применяются вертикальные трубы (колонки, свечи) высотой не менее 5 м от уровня земли, которые выводят за ограду ГРС на расстояние не менее 10 м. Каждый предохранительный клапан должен иметь отдельную выхлопную трубу. Допускается объединение выхлопных труб в общий коллектор от нескольких предохранительных клапанов с одинаковыми давлениями газа.
Рис.6. Пружинный предохранительный клапан
1 - корпус; 2 - втулка (седло); 3 - упорный закрепляющий штифт; 4 - направляющее (регулирующее) кольцо; 5 - тарелка клапана; 6 - направляющая втулка; 7 - шток; 8 - пружина; 9 - устройство для подрыва клапана от руки; 10 - гайка для регулировки клапана.
Блок учета газа. Наибольшее распространение на ГРС получили следующие модификации дифманометров сильфонных самопишущих с приводом диаграммы от часового механизма: ДСС-710чН, ДСС-710чВ а также дифманометры с дополнительной записью давления и с приводом диаграммы от часового механизма: ДСС-712-2С, ДСС-734чН и ДСС-734чВ.
Рис.7 Дифманометр ДСС
а-схема самопишушего сильфонного дифманометра; б-устройство сильфонного дифманометра
Ниже приведены технические данные дифманометров, применяемых на ГРС. Турбинный газовый счетчик (ТГС). Предназначен для измерения объема (при рабочих условиях) газообразных сред, кроме кислорода, в установках промышленных и коммунальных предприятий, а также для учета газа при коммерческих операциях. Принцип действия счетчика основан на использовании энергии потока газа для вращения чувствительного элемента - турбинки. При взаимодействии потока газа с турбинкой последняя вращается в частотой, пропорциональной скорости (объемному расходу) измеряемого газа. Частота вращения турбинки подсчитывается отсчетным устройством, показывающим объем газа, прошедший через счетчик за время измерения. Выпускаются счетчики трех типоразмеров .
Ниже приведена техническая характеристика турбинных газовых счетчиков.
Уровнемеры градуируют с учетом плотности измеряемой и разделительной жидкости.
Измерение расхода газа. Одной из важнейших задач при транспортировке газа является измерение расхода газа, причем учет расхода газа на магистральных газопроводах необходим не только для коммерческих расчетов, но и как технологический параметр режима работы системы дальнего транспорта газа. Основным методом измерения количества транспортируемого природного газа является метод определения перепада давления на сужающих устройствах, в качестве которых используются разного рода измерительные диафрагмы, сопла, трубки Вентури и т. д. В качестве приборов определения расхода газа применяются и дифференциальные сильфонные самопишущие манометры (ДСС), и более современные микропроцессорные измерительные комплексы, например "Суперфлоу-2". Формула для определения расхода газа имеет вид:
где QН- расход газа при нормальных условиях (рн = 1,0332 кгс/см2, Т = 293,15 К), м3/ч; Р = Р1-Р2- перепад давления на диафрагме, кгс/см2; Т- температура газа, К
К; z - коэффициент сжимаемости газа, характеризующий отличие реального газа от идеального; а - коэффициент расхода сужающего устройства; е - поправочный множитель на расширение измеряемой среды (коэффициент расширения); рп- плотность газа при нормальных условиях; d - диаметр отверстия диафрагмы, мм.
Перечень формул, а также таблицы и графики по которым определяются различные поправочные коэффициенты, входящие в формулы расчета газа приведены р. Правилах измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами РД 50-213-80. В этих Правилах также определены требования к исполнению и установке сужающих устройств, на участках трубопроводов, требования к установке дифманометров и т. д. Важнейшим преимуществом метода перепада давления является возможность поверки и аттестации первичных преобразователей расчетным путем по геометрическим данным сужающих устройств. Аттестация вторичных преобразователей производится стандартными методами. Принцип действия ДСС основан на зависимости между измеряемым перепадом давления и упругой деформацией винтовых цилиндрических пружин, сильфонов или торсионной трубки. С помощью системы рычагов эта зависимость преобразуется в показание стрелки самопишущего прибора. Микропроцессорные измерительные комплексы являются более современными, точными и надежными системами учета расхода газа. Общий вид измерительного трубопровода с диафрагмой и микропроцессорным измерительным комплексом приведен на рисунке. Стандартный измерительный комплекс ("Суперфлоу-П") состоит из датчиков давления, перепада давления и температуры. Принцип действия комплекса основан на измерении перепада давления, давления, температуры и непрерывном автоматическом вычислении расхода и объема природного газа в соответствии с Правилами измерения расхода газа и жидкостей стандартными сужающими устройствами РД 50-213-80.
Рис.8. Cтруктурная схема системы измерения расхода газа методом перепада давления
1-сужающее устройство; 2-датчик температуры; 3-датчик перепада давления; 4-датчик давления; 5-Суперфлоу-2;
Сигналы от датчиков поступают на входы 1-7 вычислителя. При помощи мультиплексора сигналы поступают на аналого-цифровой преобразователь (AD) и затем в центральный процессор (CPU). Процессор, выполняя команды, записанные в предварительно-программируемом запоминающем устройстве (EEPROM), обеспечивает автоматическое непрерывное определение и отображение показаний на жидкокристаллическом дисплее (LCD), вычисление расхода газа, дистанционную передачу показаний на компьютер, автоматическое фиксирование во времени и запоминание нештатных ситуаций, хранение и передачу месячных, суточных и часовых отчетов, ввод и запоминание параметров. Оперативное запоминающее устройство (RAM) служит для хранения результатов вычислений и промежуточных величин в процессе вычислений. Встроенная литиевая батарейка (3,2 В) обеспечивает хранение данных в оперативном запоминающем устройстве и ход часов реального времени (RTQ, в случае пропадания внешнего источника электроснабжения - в течение одного года.
Рис.9. Структурная схема стандартного измерительного комплекса "Суперфлоу-2: вх.1- вх.7 - аналоговые входы; MUX - мультиплексор; AD - аналого-цифровой преобразователь; CPU - центральный процессор; LCD - жидкокристалический дисплей; RAM - оперативное запоминающее устройство; EEPROM - предварительно- програмирующее запоминающее устройство; RTC - часы реального времени; Serial RS232C -последо-вательный; RS232C порт; CHIT - переносной терминал; Dnii - выходной сигнал
Собственный блок бесперебойного питания с аккумуляторами (емкостью 10 А-ч) обеспечивает нормальную работу вычислительного комплекса, в случае пропадания электроснабжения - в течение одного месяца.
Последовательный порт RS232C служит для приема и передачи данных с переносного терминала (CHIT) или компьютера. При помощи ручного терминала или персонального компьютера со специальным программным обеспечением в вычислитель вводятся постоянные параметры:
• диаметр измеряемого трубопровода;
• диаметр отверстия диафрагмы;
• текущее время и дата;
• время цикла измерения;
. тип отбора давления (фланцевый или угловой);
• нормальная температура Ти, нормальное давление ра и переменные параметры (обычно один раз в сутки);
• плотность измеряемого газа в нормальных условиях;
• содержание азота и углерода в измеряемом газе;
барометрическое давление.
Переменные параметры вводят либо вручную (через переносной терминал или персональный компьютер), используя результаты лабораторных анализов газа, либо при наличии электронных приборов определения состава газа (хроматографов) и электронных барометров - автоматически.
Вычислитель имеет также программируемые дискретные выходные сигналы фвых), при помощи которых можно передавать данные о расходе в другие системы автоматики.
Относительная погрешность комплекса не превышает ± 0,5 %.
Определенное распространение начинает получать метод измерения расхода газа при помощи турбинных и ротационных счетчиков. Этот метод является более точным, особенно при небольших расходах газа, однако необходимость создания сложных поверочных установок сдерживает его распространение. Структурная схема турбинного счетчика приведена на рис. 6.20. Принцип действия турбинных счетчиков заключается в преобразовании скорости потока газа в частоту вращения турбины, установленной в счетчике, которая в свою очередь преобразует ее в частоту электрических импульсов. Скорость потока газа, или частота импульсов, пропорциональна мгновенному объемному расходу газа, а количество импульсов - суммарному объему прошедшего через турбинный счетчик газа за определенный период времени. Учитывая, что турбинные счетчики обеспечивают измерение расхода газа при рабочих температурах и давлениях, их показания необходимо приводить к нормальным условиям по формуле:
где Q н- приведенный к нормальным условиям объем прошедшего газа, м3; Q - объем прошедшего газа при рабочих температурах и давлениях (показания турбинного счетчика), м3, Р - давление газа в счетчике, МПа; Р н=0,103 МПа - нормальное атмосферное давление; Т=239,15 К - нормальная температура газа; Т- температура газа в счетчике, К; z - коэффициент сжимаемости. Следует отметить, что давление на выходе газораспределительных станций, где обычно устанавливаются турбинные счетчики, невелико (0,3 - 0,6 МПа), в связи с чем в практических расчетах коэффициент сжимаемости z можно принимать равным единице.
1.1 Генеральный план. Генеральный план площадки ГРС разработан в соответствии с действующими нормативными документами /1/-/6/. Строительство ГРС предполагает демонтаж оборудования на старой площадке ГРС и строительство ГРС на новой площадке к юго-западу от старой. Площадка ограничена со всех сторон пастбищем. Ближайшая автомагистраль, проходит в 200 м северо-восточнее площадки ГРС. Площадка свободна от застройки и зеленых насаждений. Вертикальная планировка площадки решена в насыпи. Поверхностный водоотвод по площадке выполнен открытым способом по спланированной поверхности. Сброс воды с территории осуществляется на рельеф. Для отвода поверхностных вод от площадки ГРС, рабочим проектом предусматривается устройство водоотводных канав с юго-восточной и юго-западной стороны площадки ГРС, и с юго-восточной стороны подъездной автодороги. Водоотводные канавы укрепляются посевом трав. Для пропуска сточных вод через подъездную автодорогу предусматривается устройство двух железобетонных водопропускных труб диаметром 0,5 м.К площадке ГРС предусматривается устройство подъездной автодороги длиной 304,28 м, с асфальтобетонным покрытием и обочинами. Ширина проезжей части подъездной автодороги принята 3,5 м, обочин - 1,0 м. Перед въездом на площадку ГРС запроектирована разворотная площадка. Перед разворотной площадкой предусматривается установка шлагбаума и устройство "лежачего полицейского".Участок дороги до старой площадки ГРС, протяженностью 415 м также используется: проектные решения предусматривают его реконструкцию. Конструкция дорожной одежды подъездной автодороги принята:
Таблица 2
асфальтобетон мелкозернистый по ГОСТ 9128-97*7 смщебень по ГОСТ 8267-93*18 смпесок по ГОСТ 8736-93*35 смНа площадке ГРС предусмотрены автодороги и площадки с плиточным покрытием с бортовым бетонным камнем марки БР 100.30.15 по ГОСТ 6665-91 по краям. Ширина внутриплощадочных автодорог принята 3,5 м. Конструкция дорожной одежды внутриплощадочных автодорог и площадок принята:
Таблица 3
плита 1П30.18 - 30 по ГОСТ 21924.0-8418 смпесчано-гравийная смесь, укрепленная 10% цемента по весу по ГОСТ 23735-79*5 смплита 1Ф 16.8 по ГОСТ 17608-91*8 смпесчано-гравийная смесь, укрепленная 10% цемента по весу по ГОСТ 23735-79*10 смпесок по ГОСТ 8736-93*35 смРабочим проектом предусмотрена отсыпка территории в районе надземных замерных ниток, здания замера газа, блоков переключения и одорации щебнем, толщиной 0,15 м. На свободных от застройки и твердого покрытия участках площадки ГРС предусматривается газон с подсыпкой растительного грунта 0,15 м. В качестве элементов благоустройства предусматривается переносное оборудование: скамьи и урны для мусора.
На участках строительства подъездной автодороги и ГРС предусматривается срезка растительного грунта толщиной 0,50 м. На площадке старой ГРС, после сноса существующих зданий, сооружений и ограждения, скалывания твердого покрытия рабочим проектом предусматривается срезка непригодного (загрязненного за годы эксплуатации ГРС) грунта толщиной 0,3 м с заменой его плодородным. По периметру площадки ГРС предусматривается устройство металлического решетчатого ограждения высотой 2,0 м с установкой по верху козырька из спирали АКЛ. Для дополнительной защиты рабочим проектом предусмотрена полоса отчуждения шириной 1,5 - 2,0 м с внешней стороны ограждения. Вокруг полосы отчуждения с северо-западной и северо-восточной сторон площадки предусмотрена канава. Таким образом, вся площадка окружена канавами, часть из которых выполняет еще и водоотводную функцию. Рабочим проектом предусмотрена реконструкция подъездной автодороги к существующей ГРС от автодороги Семилуки - Латная до проектируемой подъездной автодороги длиной 150 м.Инженерные сети: газопроводы, кабели контрольные и технологической связи запроектированы в траншеях и на эстакаде, кабели силовые, охранной сигнализации, бытовая канализация, заземление - в траншеях, одорант, пары одоранта, азот, антифриз, сетевая вода - на эстакаде. Для увязки всего подземного и надземного хозяйства выполнен сводный план инженерных сетей. Основные технико-экономические показатели по генплану в пределах ограждения площадки ГРС приведены в табл.4
Таблица 4
Наименования показателейПоказателиПлощадь в ограждении, га- территории0,77- застройки0,31- твердого покрытия0,15- озеленения0,31Плотность, %- застройки40,3- твердого покрытия19,4- озеленения40,3 1.2 Архитектурно-строительные решения
Общие данные. Раздел "Архитектурно-строительные решения" выполнен в соответствии с действующими нормативными документами /11-23/
Строительные решения проекта разработаны на основании:
исходных данных, приведенных в первой части пояснительной записки;
- климатических и инженерно-геологических характеристик площадки строительства;
- заданий смежных отделов.
Для зданий и сооружений принят II уровень ответственности согласно приложению 7* СНиП 2.01.07-85*.
Инженерно-геологические условия площадки строительства. По данным инженерно-геологических изысканий, геологическое строение площадки представлено в следующем виде: ИГЭ №1 - насыпной грунт (песок глинистый со щебнем), мощностью слоя от 0 до 1,2 м; ИГЭ №2 - почвенно-растительный слой (южный чернозем), мощностью слоя 0,5 м; ИГЭ №3 - суглинок пылеватый, полутвердый, мощностью слоя от 0,4 до 1,3 м; ИГЭ №4 - опока глинистая, трещиноватая, с линзами опоковидных глин, мощностью от 2,3 до 6,3 м; ИГЭ №5 - глина тугопластичная, песчанистая мощностью от 3,2 до 6,0 м.
Интенсивного проявления опасных геологических и инженерно-геологических процессов и явлений на площадке строительства не наблюдается. Грунты ИГЭ № 3 относятся к слабопучинистым, ИГЭ № 4 к практически непучинистым. Нормативная глубина сезонного промерзания глинистых грунтов составляет 1,5 м, для трещиноватых опок - 2,2 м. Поделенные воды до глубины 10 м не вскрыты. По степени агрессивного воздействия на бетон, грунты - неагрессивны.
Архитектурно-строительные решения предусматривают строительство следующих зданий и сооружений:
а) на площадке ГРС:
- здания редуцирования (поз. 1А по генплану); - здания замера газа (поз. 1Б);
- здания операторной (поз. 2);
- фундаментов из сборных ж/бетонных плит (ГОСТ 21974.0-84*) на подушке из песчано-гравийной смеси (ГОСТ 23735-79*) для установки блоков переключения (поз. 1В, Г, Д), блоков очистки (поз. 1Е), блоков одоризации (поз. 1Ж, И) и блоков арматуры (блоки предусматриваются разделом ТХ);
- фундаментов из сборных бетонных блоков по ГОСТ 13579-78* для подогревателя газа (блок предусматривается в части ТХ) и КТП (блок предусматривается в части НЭС);
- фундаментов монолитных, бетонных род блок передавливания (поз. 1Н) - узлы приема одоранта (поз. 1Р) и выдачи конденсата (поз. 1П), емкость хранения одоранта (поз. 1Л);
- монолитной железобетонной плиты под газификатор;
- фундаментов сборных железобетонных по т.п. 7.402-3, ал. III под подземные краны Ду 400 и емкость сбора конденсата (поз. 1М);
- столбчатых фундаментов из монолитного железобетона под колонки продувочных свечей;
- опор под трубопроводы из металлоконструкций, замоноличенных в бетонные фундаменты;
- переходных площадок из металлоконструкций по сер. 1.450.3-7.94, вып. 2;
- эстакады под трубопроводы и кабели связи: несущие конструкции - металлические из прокатных профилей; фундаменты - монолитные, железобетонные;
- прожекторной мачты с молниеприемником, высотой 30,5 м с использованием железобетонных конструкций мачт по сер. 3.407.9-172, с фундаментом из двойных железобетонных ригелей по сер. 3.407.9-158;
- молниеприемника высотой 24 м из стальных сварных труб на столбчатом фундаменте из монолитного железобетона;
- ограждения территории ГРС из металлических панелей, высотой 2,10 м по типовым проектным решениям ограждения, разработанными ООО "Газпром трансгаз Москва" 25.12.2002 г. с установкой по верху козырька безопасности АКЛ-500С из объемной колючей проволоки на V-образных кронштейнах и устройством противоподкопного заграждения из сварной решетки, заглубленной в грунт на 500 мм. Стойки ограждения заделаны в сборные железобетонные фундаменты.
б) на линейной части:
- сборного железобетонного фундамента по т.п. 7.402-3, альб. III под подземный кран Ду 500;
- столбчатых монолитных ж/бетонных фундаментов под колонки продувочных свечей Ду 150;
- ограждения территории крановых узлов из металлических панелей высотой 2,10 м по типовым проектным решениям ограждения, разработанными ООО "Газпром трансгаз Москва" 25.12.2002 г. с установкой по верху козырька безопасности АКЛ-500С из объемной колючей проволоки на V-образных кронштейнах.
Основанием фундаментов зданий и сооружений служат опока глинистая (ИГЭ № 4) и искусственное основание из песчаной подушки, выполненной на кровле опоки глинистой.
Принятые в рабочем проекте фундаменты и конструктивные решения зданий и сооружений, с учетом данных инженерно-геологических изысканий, обеспечивают уровень возможных неравномерных осадок в пределах допускаемых для их надежной эксплуатации. Здание редуцирования
Здание редуцирования - одноэтажное, каркасное, с осевыми размерами 8,5 м  20 м и высотой до низа балки покрытия 6,0 м, оборудовано подвесным краном, грузоподъемностью 3,2 т;
Основные конструкции:
- фундаменты колонн - монолитные железобетонные столбчатые;
- цоколь из керамического кирпича;
- каркас из металлических однопролетных рам с двускатными балками покрытия;
- стены из 3-х слойных сендвич-панелей "Венталл-С";
- кровля из 3-х слойных сендвич-панелей "Венталл-К" по стальным прогонам.
Степень огнестойкости здания - III.
Здание замера газа
Здание замера газа - одноэтажное, каркасное, с осевыми размерами 6,5 м  19 м и высотой до низа балки покрытия - 7,5 м, оборудовано подвесным краном грузоподъемностью 5,0 т.
Основные конструкции:
фундаменты колонн - монолитные железобетонные столбчатые;
- цоколь из керамического кирпича;
- каркас из металлических однопролетных рам с двускатными балками покрытия;
- стены из 3-х слойных сендвич-панелей "Венталл-С";
- кровля из 3-х слойных сендвич-панелей "Венталл-К" по стальным прогонам.
Степень огнестойкости здания - III.
Операторная
Здание операторной - одноэтажное, каркасное, с осевыми размерами 6,0 м  18,0 м и высотой до низа балки покрытия 3,3 м. В здании размещены котельная, мастерская, помещение операторной.
Основные конструкции:
фундаменты колонн - монолитные железобетонные, столбчатые;
- цоколь из керамического кирпича;
- каркас из металлических однопролетных рам с двускатными балками покрытия;
- стены из 3-х слойных сендвич-панелей "Венталл-С";
- кровля из 3-х слойных сендвич-панелей "Венталл-К" по стальным прогонам.
Степень огнестойкости здания - III.Основные строительные показатели по зданиям представлены в табл. 5.
Таблица 5.
Наименование показателейЕдиница
измеренияПоказатели
по проектуСтепень
огнестойкостиЗдание редуцированияПлощадь застройким2195,25IIIОбщая площадьм2172,9Строительный объемм31271,6Здание замера газаПлощадь застройким2147,3IIIОбщая площадьм2125,58Строительный объемм31124,0ОператорнаяПлощадь застройким2131,73IIIОбщая площадьм2109,31Строительный объемм3498,0
1.3. Технологические схема ГРС. Газ высокого давления 5,4 МПа из магистрального газопровода: 1 нитка Ду 500, вторая нитка Ду 500, через объединенный коллектор Ду 700 поступает в блок переключения, состоящий из входной и выходных ниток с пневмогидроприводными кранами, предохранительных клапанов и байпасных линий. Затем газ поступает в блок очистки состоящий из фильтра где происходит его очистка от капельной влаги и механических примесей с автоматическим сбросом отстоя в подземные емкости сбора конденсата. После очистки газ поступает в подогреватели газа, где нагревается с целью исключения выпадения гидратов при редуцировании. Проектом предусматривается частичный подогрев газа с последующим смешением его с холодным. Температура газа после узла смешения при давлении 5,4 МПа, должна быть не менее +250С.Очищенный и подогретый газ направляется в узел редуцирования газа, После редуцирования газ поступает в блок замера расхода газа восьми Предусматривается резервирование замерных ниток по всем выходам, с применением быстросъемных сужающих устройств. После замера газ направляется в блок переключений и далее в блок одоризации, где каждая выходная линия одорируется пропорционально расходу газа (не менее 16 г на 1000 м3). Отбор газа на собственные и технологические нужды (подогреватели и котельная в здании операторной) производится после узлов одоризации. Предусматривается установка счетчика для замера расхода газа на собственные и технологические нужды. Для подачи газа в котельную с давлением 0,002 МПа предусматривается узел редуцирования газа.
Схемой ГРС обеспечивается возможность кратковременной подачи газа потребителям через байпасные линии при отключенной ГРС. Контроль давления на выходе ГРС осуществляется по манометру.
Технологическую схему ГРС см. лист "Технологическая схема ГРС".
1.4. Технологические решения по ГРС.
В соответствии с заданием и техническими требованиями на разработку рабочего проекта предусматривается замена морально и физически устаревшего оборудования ГРС на автоматизированную газораспределительную станцию "Семилуки". Строительство новой площадки газораспределительной станции предусматривается рядом с действующей ГРС. Режим работы ГРС круглогодичный, круглосуточный. Форма обслуживания ГРС - вахтенная.
ГРС "Семилуки" укомплектована оборудованием, запорно-регулирующей арматурой и соединительными деталями трубопроводов, соответствующими современному техническому уровню. ГРС имеет разрешение на применение Ростехнадзора России, сертификат соответствия и изготовлена организацией аккредитованной в ОАО "Газпром". ГРС "Семилуки" предназначена для снижения давления природного газа с 5,4 МПа до требуемых параметров (1,2 МПа и 0,6 МПа) и поддержания его на выходе с заданной точностью, измерения расхода и автоматической одоризацией газа перед подачей потребителям.
Кроме оборудования входящего в комплект поставки ГРС "Семилуки" предусматривается:
- строительство здания операторной;
- строительство здания редуцирования, в котором размещается узлы редуцирования, входящие в комплект поставки ГРС "";
- строительство здания замера расхода газа, в котором размещается быстросменные сужающие устройства, входящие в комплект поставки ГРС "Семилуки";
Оборудование, запорная арматура, трубопроводы, соединительные детали трубопроводов и изоляционные покрытия, примененные в проекте, сертифицированы в установленном порядке, разрешены к применению в соответствии с требованиями РД 08-425-01 "Положение о рассмотрении документации на технические устройства для нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производств, объектов геологоразведочных работ и магистральных газо-, нефте- и продуктопроводов, проведении приемочных испытаний технических устройств и выдаче разрешений на их применение".
Применены материалы и оборудование, прошедшее процедуру эксплуатационных испытаний, в том числе:
- запорно-регулирующая арматура в соответствии с Распоряжением ОАО "Газпром" "О создании постоянно действующей комиссии для проведения испытаний запорно-регулирующей арматуры" от 06 июня 2002 г., №116;
- изоляция труб, соединительных деталей трубопроводов и запорно-регулирующей арматуры в соответствии с Распоряжением ОАО "Газпром" "О создании постоянно действующей комиссии для проведения испытаний изоляционных покрытий от 09 июля 2003 г., №156".
Расположение оборудования на открытой площадке соответствует рекомендациям завода-изготовителя и с учетом требований ВНТП 01/87/04-84, СНиП II-89-80*, СНиП 21-01-97*, СН 433-79.
Выбор материалов труб, деталей трубопроводов произведен исходя из условий эксплуатации объекта и температуры транспортируемой среды. Трубопроводы, оборудование и арматура, включая краны на выходе из ГРС приняты на максимальное рабочее давление в подводящем газопроводе равное 5,4 МПа.
Выбор труб для строительства трубопроводов на площадке ГРС выполнен на основании "Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности".
После завершения строительно-монтажных работ производится очистка, испытание на прочность и проверка на герметичность газопроводов согласно "Перечню требований к порядку организации и завершения работ по проведению гидравлических испытаний при реконструкции, ремонте и строительстве объектов добычи и транспорта газа". Очистка внутренней полости труб от попавшего внутрь грунта, грязи, снега и различных предметов осуществляется продувкой воздухом. Испытание трубопроводов газа, конденсата и емкости сбора конденсата производится гидравлическим способом:
- на прочность давлением Рисп=1,25Рраб=6,75 МПа продолжительностью 24 часа;
- на герметичность давлением Рисп=Рраб=5,4 МПа продолжительностью 12 часов.
Испытание трубопроводов, одоранта и емкости для хранения одоранта производится гидравлическим способом:
- на прочность давлением Рисп=1,5 МПа продолжительностью 24 часа;
- на герметичность давлением Рисп=Рраб=1,2 МПа продолжительностью 12 часов.
Забор воды для испытания газопровода предусматривается из р.Ведуга, расположенной в 250 м от газопровода. Необходимое количество воды - 190 м3.
Перед сбросом испытательной воды ее надлежит очистить - произвести отстой в земляных амбарах, общий объем которых соответствует полному объему испытательной воды (V= 190 мЗ ). После гидравлического испытания газопроводов на прочность и проверки на герметичность из них должна быть полностью удалена вода. Полное удаление воды производится продувкой скоростным потоком воздуха. Удаление считается законченным, когда из газопровода выходит чистая струя воздуха. После удаления воды полость газопровода следует дополнительно осушить. Осушка полости газопровода производится продувкой сухим сжатым воздухом.Параметры, технология работы по очистке полости и испытанию трубопроводов должны соответствовать требованиям СНиП III-42-80*, ВСН 011-88 и СНиП 3.05.05-84.Для защиты подземных газопроводов от коррозии применяются трубы в заводской изоляции по ТУ 1394-015-05757848-2005, для изоляции сварных стыков предусматриваются термоусаживающиеся манжеты "Терма-СТМП" по ТУ 2245-011-44271562-2004. Защита подземных емкостей одоранта и сбора конденсата от коррозии предусматривается нанесением битумно-полимерной изоляции "весьма усиленного" типа согласно требованиям по ГОСТ 9.602-89*.
Надземные трубопроводы защищаются от атмосферной коррозии покрытием, состоящим из двух слоев грунтовки ГФ-021 и двух слоев эмали ПФ-115.
Опознавательная окраска трубопроводов наносится в соответствии с ГОСТ 14202-69 и "Правилами безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов". На входном и выходных газопроводах предусматривается установка электроизолирующих вставок. Электроизолирующие вставки входят в комплект поставки ГРС "Семилуки". Демонтаж оборудования и трубопроводов существующей ГРС осуществляется после ввода в эксплуатацию проектируемой ГРС. Выполнение строительно-монтажных работ по ГРС осуществлять после получения оборудования и сверке привязочных проектных размеров с фактическими. Рабочим проектом предусматривается утилизация использованного оборудования одоризации газа с предварительным обезвреживанием остатков одоранта в подземной емкости. При проведении работ, связанных с нейтрализацией одоранта используется соответствующие положения "Инструкции по технике безопасности при производстве, хранении, транспортировании (перевозке) и использовании одоранта", ОАО "Газпром", М., 1999 г. Для обезвреживания остатков одоранта используется 10-15% водный раствор хлорной извести, который закачивается в емкость через систему заправки. Выделяющиеся при этом пары одоранта обезвреживаются в деодораторах путем барботирования паров через аналогичный раствор хлорной извести или гипохлорида натрия. Продуктами реакции являются элементарный газообразный азот и раствор хлорида натрия, который после откачки сбрасывается на очистные сооружения. Обеззараживание существующего оборудования одоризации газа производится на месте, на территории ГРС. После нейтрализации остатков одоранта оборудование демонтируется. В соответствии с "Правилами охраны магистральных трубопроводов" в целях защиты и обеспечения условий для нормальной работы ГРС предусмотрена охранная зона в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией отстоящей от ограждения ГРС на 100 м во все стороны. Для проведения ремонтно-профилактических работ по обслуживанию технологического оборудования в зданиях редуцирования и замера газа, предусмотрены краны мостовые ручные однобалочные подвесные, во взрывобезопасном исполнении, грузоподъемностью 3,2 тс и 5,0 тс соответственно, ТУ 24.00.4912-88. Безопасный срок эксплуатации ГРС будет указан заводом-изготовителем в техническом паспорте. Для проведения мелкого ремонта оборудования и приборов ГРС предусмотрена мастерская, расположенная в здании операторной ГРС. В мастерской установлен верстак с тисками для ремонта оборудования, стол для электромонтажных работ. Мастерская выгорожена в отдельное помещение, имеет необходимое количество эвакуационных выходов. Категория помещения по взрывопожарной и пожарной опасности определена в соответствии с НПБ 105-03 и соответствует "В4".Количество работающих в мастерской - 2 человека в смену (приборист, слесарь по ремонту технологических установок), группа производственного процесса - 1б. Режим работы - трехсменный по 8 часов.
Техническое обслуживание ГРС, ликвидация аварийных ситуаций осуществляются службой ГРС, входящей в состав Воронежского УМГ ООО "Газпром трансгаз Москва".
1.5 Гидравлический расчет
Падение давления на участке газовой сети можно определять:- для сетей среднего и высокого давлений по формуле
где PH - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;
Рк - абсолютное давление в конце газопровода, МПа; Ро = 0,101325 МПа;
X - коэффициент гидравлического трения; l - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м; d - внутренний диаметр газопровода, см; P- плотность газа при нормальных условиях, кг/м ;
Qo - расход газа, м3/ч, при нормальных условиях; - для сетей низкого давления по формуле
где Рн - давление в начале газопровода, Па; Рк - давление в конце газопровода, Па; X, 1, d, ро, QQ - обозначения те же, что и в формуле (3). Коэффициент гидравлического трения А. определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса
где v - коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с , при нормальных условиях;
Q - обозначения те же, что и в формуле , и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (6)
где Re - число Рейнольдса;
п - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных - 0,01 ем, для бывших в эксплуатации стальных - 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации - 0,0007 см;
d - обозначение то же.
В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения определяется:
-для ламинарного режима движения газа Re ≤ 2000
-для критического режима движения газа Re =2000-4000 -для гидравлически гладкой стенки
-при 4000 < Re < 100000 по формуле
-при Re > 100000
- для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Re > 4000
где п - обозначение то же
d - обозначение то же
Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке.
Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5 - 10%.
Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяют по формуле Q2
где U - действительная длина газопровода, м;
E - сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода;
d - обозначение то же;
X - коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам. В тех случаях когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы проектируются из условий возможности их использования в будущем на природном газе.
При этом количество газа определяется как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.
Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле
где - коэффициент гидравлического трения;
V - средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.
С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: во всасывающих трубопроводах - не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах - не более 3 м/с. Расчет диаметра газопровода паровой фазы СУГ выполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.
При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический
напор Hg, определяемый по формуле
где g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;
h - разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м; ра - плотность воздуха, кг/м , при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа; ро - обозначение то же, Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается
до 10%.
При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних
газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.
По формулам а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр
газопровода следует предварительно определять по формуле
мм
где dp - расчетный диаметр, мм;
А, В, т, т - коэффициенты, определяемые по таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;
Qo - расчетный расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;
АРУд - удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле
Па
ΔРдоп - допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления);
L - расстояние до самой удаленной точки, м.
Таблица 6.
Категория сетиАСети низкого давления106/(162п2) = 626Сети среднего и высокого давления
Ро{(Рт162п),
Р0 = 0,101325 МПа,
Рщ - усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.Таблица 7.
МатериалВтт]Сталь0,02225Полиэтилен0,3164 (97пv)025 = 0,0446,
v - кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м2/с.1,754,75
2 ИНЖЕНЕРНЫЕ СЕТИ И СИСТЕМЫ Водоснабжение. Настоящий раздел рабочего проекта выполнен на основании исходных данных проекта и нормативными документами /24/-/27/В связи с небольшим объемом водопотребления, сезонностью отдельных этапов работ и в соответствии с техническими условиями, водоснабжение осуществляется на привозной воде. Нормы водопотребления приняты в соответствии со СНиП 2.04.01-85* (Внутренний водопровод и канализация зданий). Хозяйственно-питьевое водопотребление составляет 0,61 м3/сут. Обеспечение периодического заполнения и постоянной подпитки системы теплоснабжения составляет 1,27 м3/сут. Горячее водоснабжение предусматривается от электроводонагревателей, установленных в операторной возле умывальников.
Вода на хозяйственные нужды доставляется в термосах из централизованного источника водоснабжения и хранится в двух емкостях объемом 300 л каждая, располагаемых над умывальником. Для питьевых целей используется привозная бутилированная вода. Внутрикорпусная сеть водопровода проектируется из полипропиленовых труб диаметром 20-50 мм. Внутреннее пожаротушение в зданиях, расположенных на площадке ГРС в соответствии с СН 433-79 и СНиП 2.04.01-85 не требуется. Обеспечение производственных нужд ГРС для периодического заполнения и постоянной подпитки системы теплоснабжения осуществляется из емкости. Расчетные расходы на водопотребление приведены в табл. 3.1.
Таблица 8.
Наименование системРасчетный расходНапор на входе, мПримечанием3/сутм3/чХозяйственно-питьевое водоснабжение, в том числе горячее водоснабжениеMинимальнМинимальный свободный напор у санприборов0,610,53Производственное водоснабжение:
- Заполнение системы теплоснабжения ГРС
- Подпитка системы теплоснабжения
1,2
0,07
0,031раз в год (в расчетный расход не входитИтого:1,680,56
3 СТРУКТУРА СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ Наружное пожаротушение. Наружное пожаротушение операторной осуществляется из 2-х резервуаров емкостью по 75 м3, при расчетном расходе на наружное пожаротушение 10 л/с в течение 3-х часов, согласно СНиП 2.04.02-84*. Резервуары предусмотрены стальные, изготовленные ОАО завод "Курганхиммаш", заглубленный вариант размещения. Подача воды на пожаротушение осуществляется передвижной мотопомпой "Гейзер-1200", которая хранится на территории ГРС. Пополнение или восстановление пожарного запаса воды осуществляется на привозной воде в течение 48 часов (Прил.1 к п.2.25 СНиП 2.04.02-84*). Указатель пожарного резервуара должен быть выполнен в соответствии с ГОСТ 12.4.009-2001 и размещен на здании операторной.
Канализация. Сточные воды собираются в водонепроницаемом выгребе объемом 3,0 м³ с дальнейшей периодической откачкой, по мере необходимости, ассенизационной машиной и вывозом по договору с предприятием ЖКХ на существующие очистные сооружения пос. Сторожовка, согласно технических условий.
Внутрикорпусная сеть канализации проектируется из полиэтиленовых труб диаметром 50-100 мм. Так как на площадке отсутствуют движение автотранспорта и производственные процессы, загрязняющие природную среду, поверхностные стоки в количестве 290 м3 /год отводятся с площадки по рельефу, поверхностным водотоком, без очистки.
Теплоснабжение, отопление и вентиляция. Технические решения по теплоснабжению, отоплению и вентиляции зданий операторной, редуцирования и замера газа приняты в соответствии с требованиями действующих нормативных документов /28/-/35/
При разработке проектной документации были использованы следующие материалы:
- архитектурно-строительные чертежи; - технологическое задание;
- данные об источнике тепла.
Расчетные параметры наружного воздуха для проектирования приняты согласно СНиП 41-01-2003, СНиП 23-01-99*(изм.1) и приведены в табл. 3.2.
Преобладающее направление ветра в холодный и теплый периоды года - северо-западное.
Расчетные параметры внутреннего воздуха приняты в соответствии со СНиП 41-01-2003, ГОСТ 12.1.005-88*.
Таблица 9.
Периоды
годаРасчетные параметрыПродолжительность отопительного пери
ода, в суткахСредняя темпера
тура отопительного периода,
°ССкорость ветра в м/секБарометричес
кое давление, ГПаОтоп
лениеВентиляцияКондиционирова
ниеТ,
°СJ,
кДж кгОбщеобменнаяС местными отсосамиТ, °СJ, кДж
кгТ, °СJ ,
кДж
кгТ, °СJ,
кДж
кгТеплый--25,1---25,1---4,31005Холод
ный-27--27-----196-4,35,6Система теплоснабжения
Потребителями тепла реконструируемой ГРС являются: здание операторной; здание редуцирования; здание замера газа. Источником теплоснабжения является встроенная в здание операторной котельная, установленной мощностью 300 МВт. Потребность в тепловой энергии зданий см. табл. 10.
Таблица 10.
Наименование потребителя
Расчетные тепловые нагрузки, кВт ( ккал/ч)ОтоплениеВентиляцияГорячее
водоснабжениеВсего1.Здание операторной24,6
(21206)12,06
(10397)-36,66
(31603)2.Здание редуцирования75,71
(65099)
--75,71
(65099)3.Здание замера газа64,75
(55675)--64,75
(55675)Итого177,12
(152377) В помещении котельной предусматривается становка 3-х водогрейных котлов типа СарЗЭМ-100 (2 рабочих , 1 резервный), узлы учета тепла и газа.Система теплоснабжения закрытая 2-х трубная. Вода из котельной подается по температурному графику 95-70ºС. От котельной теплопроводы прокладываются надземно на низких и высоких опорах.. Трубопроводы для тепловых сетей предусматриваются из труб стальных электросварных прямошовных по ГОСТ 10704-91 из стали 20 по ГОСТ 1050-88*. Трубопроводы изолируются теплоизоляционными матами типа "URSA" и покрываются стеклопластиком рулонным фольгированным. Основные решения по отоплению. Системы отопления зданий операторной, редуцирования и замера газа рассчитаны на равномерный нагрев воздуха помещений в течение всего отопительного периода. Источником тепла служит котельная, встроенная в здание операторной. В здании операторной система отопления 2-х трубная с нижней разводкой. В качестве нагревательных приборов приняты радиаторы биметаллические "Сантехпром БМ" и радиаторы стальные РС-2-500. У отопительных приборов устанавливаются регулирующие клапаны RTD-N с термостатическими элементами фирмы "Данфосс".Для отключения веток систем отопления и теплоснабжения устанавливается запорная арматура. Удаление воздуха осуществляется из верхних точек систем отопления и теплоснабжения через штуцеры с шаровыми кранами, автоматическими воздухоотводчиками типа Wind фирмы "Данфосс" и воздухоотводчиками в комплекте с отопительными приборами. Теплоснабжение калориферов приточной установки П1 предусмотрено самостоятельной системой от распределительного коллектора.
Распределительный коллектор оснащен запорно-регулирующей арматурой, контрольно-измерительными приборами.
Для систем отопления и теплоснабжения применены трубы стальные водогазопроводные по ГОСТ 3262-75* и электросварные по ГОСТ 10704-91. Для трубопроводов предусмотрена антикоррозийная защита: грунтовка ГФ-021 - один слой, краска БТ-177 - два слоя. Для трубопроводов систем отопления и теплоснабжения принята тепловая изоляция ISOTEC фирмы "Сан-Гобен Изовер".
В зданиях редуцирования и замера газа системы отопления 2-х трубные с верхней разводкой. В качестве нагревательных приборов приняты радиаторы стальные РС-4-500. У отопительных приборов устанавливаются регулирующие клапаны RTD-N фирмы "Данфосс". Для отключения веток систем отопления устанавливается запорная арматура фирмы "Данфосс". Удаление воздуха осуществляется из верхних точек систем отопления автоматическими воздухоотводчиками типа Wind фирмы "Данфосс". Для гидравлической балансировки системы отопления на стояках установлены балансировочные клапаны фирмы "Данфосс". Узел управления оснащен запорно-регулирующей арматурой, грязевиками, контрольно-измерительными приборами. Для систем отопления применены трубы стальные водогазопроводные по ГОСТ 3262-75* и электросварные по ГОСТ 10704-91. Для трубопроводов предусмотрена антикоррозийная защита: грунтовка ГФ-021 - один слой, краска БТ-177 - два слоя. Для трубопроводов систем отопления и теплоснабжения принята тепловая изоляция ISOTEC фирмы "Сан-Гобен Изовер".
Основные решения по вентиляции. Для обеспечения нормативных параметров воздуха в помещениях операторной предусматривается приточно-вытяжная вентиляция с механическим и естественным побуждением. Воздухообмены определены исходя из расчета:
- ассимиляции теплоизбытков от людей, солнечной радиации, технологического оборудования;
- обеспечения кратностей по требованиям нормативных документов.
Приточный воздух в холодный период года для подачи в помещения очищается в фильтре, нагревается в калориферах приточной установки типа VТS фирмы "VTS". Обработанный воздух подается в верхнюю зону помещений решетками с регуляторами расхода приточного воздуха и диффузорами VS фирмы "Арктика". В помещении отопительной приток осуществляется через клапан УВКэ с электроприводом "Belimo".Удаление воздуха из операторной и мастерской предусматривается из верхней зоны помещений вентиляторами В1, В2. Из остальных помещений предусмотрена вытяжная вентиляция с естественным побуждением. Вытяжка осуществляется через решетки АМН, ПРН, диффузоры VE фирмы "Арктика". Для механической общеобменной вытяжной вентиляции применены вентиляторы фирмы "Арктика". Для обеспечения оптимальных параметров внутреннего воздуха в теплый период года в помещениях операторной и мастерской предусматривается мультисплит система фирмы "MITSUBISHI ELECTRIC".
Воздухообмены по кратностям приведены в табл. 3.5, тепловоздушные балансы в таб. 3.4.
Для снижения шума от отопительно-вентиляционного оборудования предусмотрены следующие мероприятия:
- установка шумоглушителей;
- применение вентиляционного оборудования в изолированных корпусах;
- размещение вентоборудования в венткамере;
- соединение вентиляторов и воздуховодов на гибких вставках;
- применение малошумного вентоборудования.
Воздуховоды изготавливаются из оцинкованной стали (ГОСТ 14918-80*) толщиной по СНиП 41-01-2003. Транзитные воздуховоды выполняются из сварных звеньев с приварными фланцами из стали толщиной 1,4 мм, покрываются огнезащитной изоляцией DOSSOLAN 3000 толщиной 10 мм фирмы "DAUSSAN SAS".
Патрубок от воздухозаборной решетки до приточной установки П1 теплоизолируется толщиной 50 мм матами из стекловолокна с покрытием армированной алюминиевой фольгой ISOTEC KIM-AL фирмы "Сан-Гобен Изовер".
В зданиях редуцирования и замера газа предусмотрена приточно-вытяжная вентиляция с механическим и естественным побуждением.
Постоянно действующая трехкратная вытяжная вентиляция осуществляется системой ВЕ1. Для ассимиляции теплоизбытков от солнечной радиации в теплый период года при достижении температуры воздуха более +30°С в помещениях редуцирования и замера газа включаются вытяжные системы В1В данных помещениях предусмотрена аварийная вытяжная механическая вентиляция, обеспечивающая восьмикратный обмен воздуха в час из верхней зоны.Приточный воздух на компенсацию 3-кратной вытяжки поступает через жалюзийные решетки в нижней зоне дверей и ворот. В теплый период года дополнительный приток наружного воздуха обеспечивается через клапан КПУ с электроприводом "BELIMO", открывающийся при включении вытяжной системы В1.
3.1. Автоматизация отопительных котлов. Автоматизация котлов "Сар3ЭМ-100" принята в объеме комплектной поставки. Дополнительно проектом предусматривается контроль: температуры обратной сетевой воды на вводе и к котлам, прямой сетевой воды после каждого котла, природного газа на вводе, дымовых газов показывающими термометрами ТБ-2Р; давления воды в теплосеть, обратной сетевой воды до и после грязевика, на всасе и напоре сетевых насосов показывающими манометрами МП4-У; давления газа на вводе и перед каждым котлом напоромером мембранным НМП-52М2; температуры воды в теплосеть показывающим электроконтактным термометром ТГП-100ЭК; давления обратной сетевой воды показывающим электроконтактным манометром ДМ 2010Сг; загазованности отопительной природным газом СН4 сигнализатором СТМ10; загазованности отопительной оксидом углерода СО сигнализатором СОУ-1. Проектом предусматривается выдача следующих сигналов оператору:
агазованность отопительной оксидом углерода и природным газом 1порог (10%НКПВ СН4, 20 мГ\м3 СО);
- загазованность отопительной природным газом и оксидом углерода 2 порог (20%НКПВ СН4 и 100мГ\м3 СО- отсекается подача природного газа в отопительную;
- температуры воды в теплосеть ниже нормы; - давления обратной сетевой воды ниже\выше нормы;
- срабатывания отсечного клапана на трубопроводе газа;
- АВР сетевых насосов;
Проектом предусматривается местная сигнализация загазованности у входа в отопительную. Учет тепла, вырабатываемого отопительной, предусматривается в части рабочего проекта "Тепломеханические решения котельных". Учет газа, потребляемого отопительной, предусматривается в части проекта "Газоснабжение. Внутренние устройства".
3.2.Структура системы телемеханики, основные функции и задачи Телемеханизацию ГРС обеспечивает контролируемый пункт (КП) телемеханики комплекса "Магистраль-2", расположенный в помещении операторной ГРС. КП комплекса "Магистраль-2" построен на базе функциональных интеллектуальных модулей, конструктивно размещаемых в шкафах УСиУ (устройство связи и управления) и УБП-02 (устройство бесперебойного питания двухканальное).УСиУ состоит из набора функциональных блоков, выполняющих измерительно-управляющие и коммутационные функции и объединенных единым межблочным интерфейсом, и соединительных блоков с клеммными соединителями со встроенными элементами грозозащиты, предназначенными для защиты входных и выходных цепей от перенапряжений, вызванных наведенным электростатическим потенциалом и грозовыми разрядами.УБП предназначено для формирования от сетевого или резервного источников питания напряжений постоянного тока +27В и +110В, необходимых для функционирования модулей и блоков КП и питания датчиков и исполнительных механизмов. Модули СЭ-02, входящие в состав УБП, осуществляют мониторинг каналов питания КП.Для резервирования питания предусмотрены аккумуляторы, входящие в комплект УБП-02. Аккумуляторные батареи обеспечивают непрерывную работу оборудования КП в течение трех суток. Переход на резервное питание осуществляется автоматически при пропадании сетевого питания. Контролируемый пункт системы телемеханики обеспечивает сбор информации с датчиков, ее обработку и передачу на диспетчерский пункт Воронежского УМГ. Процесс обмена информацией контролируемого пункта телемеханики с пунктом управления предусматривает следующую градацию сообщений по приоритетам:
- аварийный;
- предупредительный;
- известительный;
- управляющий;
- диагностический.
Объем информационного обмена между КП ГРС и диспетчерским пунктом управления телемеханики на ЛПУ МГ:
1) Телеизмерение (входные аналоговые сигналы):
- температуры газа на входе ГРС;
- давления газа на входе ГРС;
- температуры газа на выходе ГРС;
- давления газа на выходе ГРС;
- физико-химических показателей газа после фильтров-сепараторов (компонентный состав, плотность, теплотворная способность, индекс Воббе, температура точки росы по воде);
- температуры газа перед зданием редуцирования; - расхода газа по узлам коммерческого учета газа;
- параметров СКЗ (ток, напряжение, потенциал "труба-земля").
Для всех измеряемых величин осуществляется сравнение с технологической границей и выдача предупредительной сигнализации в случае выхода за нее.
2) Телесигнализация (входные дискретные сигналы):
- положения охранных кранов (откр/закр) (известительный);
- положения крана обводной линии (откр/закр) (известительный);
- положения входного крана (откр/закр) (известительный);
- положения свечного крана (откр/закр) (известительный);
- положения крана на входе блока подогревателей (откр/закр) (известительный);
- положения крана на выходе блока подогревателей (откр/закр) (известительный);
- положения крана на линии подачи газа в обход блока подогревателей (откр/закр); (известительный)
- положения кранов на линиях редуцирования (откр/закр) (известительный);
- положения выходных кранов (откр/закр) (известительный);
- отключения основного источника питания 220В 50Гц (ПС) (аварийный);
- наличия довзрывоопасной концентрации природного газа в зданиях АГРС и в отопительной I и II предел (аварийный);
- пожара на АГРС (аварийный);
- срабатывания охранной сигнализации(аварийный);
- местный режим управления кранами(аварийный);
- давления на входе АГРС ниже нормы(аварийный);
- давления на выходе АГРС выше нормы(аварийный);
- наличия предельно-допустимой концентрации (ПДК) оксида углерода 1 и 2 пределы.
3) Телеуправление (выходные дискретные сигналы):
- охранными кранами ГРС (откр/закр);
- краном обводной линии (откр/закр);
- входным краном (откр/закр)
- свечным краном (откр/закр); - краном на входе блоков подогревателей (откр/закр); - краном на выходе блоков подогревателей (откр/закр) - краном на линии подачи газа в обход блока подогревателей (откр/закр);
- кранами на линиях редуцирования (откр/закр);
- выходными кранами (откр/закр);
- аварийным остановом АГРС;
4) Телерегулирование (выходные аналоговые сигналы):
- тока СКЗ Передача информации на ДП Воронежского УМГ производится по телемеханическому каналу связи (см. раздел рабочего проекта "Технологическая связь").
Монтаж приборов и средств телемеханизации, прокладка кабельных трасс и импульсных трубных проводок выполнена в соответствии с требованиями СНиП 3.05.07-85, ВСН 205-85 и ПУЭ.
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ
Введение
Обеспечение безопасности работ персонала, обслуживающего установку, а также охрана окружающей среды от вредных факторов, появляющихся при работе установки является одной из важнейших проблем, стоящих перед разработчиком.
Особенно много проблем связано с обеспечением полноценной охраны окружающей среды, так как это влечет за собой большие затраты денежных средств и времени, что приводит к снижению прибыли. Однако масштабы и глубина отрицательных изменений, вносимых человеком в окружающую среду, в последнее время принимают угрожающие размеры, поэтому проблема охраны природы приобрела исключительную остроту.
Главной задачей безопасности и экологичности является использование в нем современных агрегатов, технологических процессов и производственной среды с целью обеспечения максимально производительных, здоровых и безопасных условий труда.
Опасные и вредные производственные факторы
В окружающую среду выброс различных газов. Однако даже в нормальных условиях эксплуатации полностью исключить утечки, газов, практически невозможно. При возникновении же аварий выбросы вредных веществ в окружающую среду могут принять значительные масштабы. Чтобы избежать этого необходимо тщательно просматривать аппаратуру КС, ГРС, ГРП, ШП. Кроме того, вблизи должны устраиваться пункты пожаротушения и песчаные валы для предотвращения распространения возможных последствий утечек.
Основные опасные и вредные производственные факторы
1) По эксплуатируемому газопроводу перекачивается газ, содержащий 97,5 % метана. Природный газ с высоким содержанием метана нетоксичен, но при большом его содержании в воздухе (более 20 %) создается недостаток кислорода, что вызывает удушье.
Токсичность газу придает метанол, являющийся ядом. Наличие на ГРС различных ртутных приборов создает опасность выделения паров ртути, которая является ферментным ядом. В воздухе рабочей зоны может так же присутствовать окись углерода, которая является кровяным ядом.
2) Механические повреждения возможны от не огражденных движущихся частей механизмов, падающих предметов, падения людей.
3) Не соответствие с нормами микроклимата.
4) В производственном помещении не достаточно естественного освещения.
5) Опасность на трассе газопровода представляют кровососущие комары, природные очаги болезней.
Действие опасных и вредных факторов на человека. Вредным называется вещество, которое при контакте с организмом человека может вызвать травмы, заболевания или отклонения в состоянии здоровья, обнаруживаемые современными методами как в процессе контакта с ним, так и в отдаленные сроки жизни настоящего и последующего поколений. 1) В организм промышленные химические вещества могут проникать через органы дыхания, желудочно-кишечный тракт и неповрежденную кожу. Однако основным путем поступления являются легкие.
К заболеваниям, вызываемым воздействием выделяющихся вредных веществ, таких как метанол, оксид углерода, диоксид азота, пары ртути, относятся : токсическое поражение органов дыхания (эрозия, перфорация носовой перегородки, трахеит, бронхит); токсическая анемия; токсическое поражение нервной системы (полиневропатия, неврозоподобные состояния, энцефалопатия), токсическое поражение глаз (катаракта, конъюнктивит); токсическое поражение костей (остеопороз, остеосклероз); аллергические заболевания; возможно развитие профессиональных опухолевых заболеваний, особенно органов дыхания, печени, желудка и мочевого пузыря.
Таблица 11. Предельно допустимое содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны по ГОСТ 12.1.005-88
Таблица 11
Наименование веществаПДК. мг/м'Преимущественное агрегатное состояние в условиях производстваКласс опасностиАзота диоксид2п3Ртуть металлическая0,01/0,005п1Углерода оксид20п4Метанол5п2
ОХРАННАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ
Для автоматической сигнализации о проникновении на территорию ГРС посторонних лиц предназначена система устройств периметральной охранной сигнализации.
В качестве извещателей охранной сигнализации используется серийно выпускаемое промышленностью оптико-электронное устройство "Рубеж-3".
В качестве аппаратуры приема сигналов принято серийно выпускаемое устройство охранной сигнализации УОТС-М, которое устанавливают в аппаратной (КИП и А) здания редуцирования ГРС.
Устройства "Рубеж-3" размещают на стойках по углам площадки ГРС с внутренней стороны ограждения, на расстоянии 1,2 м от него, с ориентацией двухлучевого инфракрасного барьера параллельно полотну ограждения и с учетом разбивки периметра на блок-участки. При попытке проникновения через охраняемый участок площадки ГРС срабатывает выходной контакт устройства "Рубеж-3", включенного в шлейф аппаратуры приема сигналов тревоги УОТС-М. Ею выдаются акустический и световой сигналы тревоги. По цепи автоматики эти сигналы тревоги подаются в квартиры операторов.
Для обеспечения подачи сигналов тревоги на аппаратуру предусматривается самостоятельная сеть проводов ПРППМ 2x1,2, прокладываемых в траншее и по стене здания открыто.
Электропитание устройств "Рубеж-3" и УОТС-М осуществляется от сети переменного тока напряжением 220 В. Для защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током предусматривается зануление (заземление) корпусов аппаратуры, для чего используются нулевые жилы питающих кабелей.
ФОРМЫ ОБСЛУЖИВАНИЯ.
Для обеспечения бесперебойной и безаварийной работы от ее всех узлов ГРС и взависимости пропускной способности предусматриваются следующие Централизованная. Применима при пропускной способности станции неболее 25000 м3/ч и на расстоянии не более 2 ч езды от промплощадки ЛПУ до ГРС. При этой форме обслуживания персонал на ГРС отсутствует. Все плановые профилактические и ремонтные работы выполняет персонал ремонтной службы ЛПУ один раз в неделю.
Периодическая. Осуществляется при пропускной способности ГРС до 50000 м /ч одним оператором в одну смену. Рабочий день оператора 7 ч (при б-дневной рабочей неделе); в предпраздничные и предвыходные дни продолжительность рабочего дня сокращается на 1 ч. Распределение рабочих часов в течение рабочего дня устанавливается графиком, утвержденным начальником ЛПУ. В выходные и в праздничные дни оператор ГРС не работает.
Контроль за работой ГРС выполняет диспетчер ЛПУ по системе телемеханики.
Надомная. Применима при пропускной способности ГРС до 150 тыс. м /ч, с выходными газопроводными коллекторами к потребителям. Обслуживают ГРС два оператора, из которых один - старший. Каждый оператор дежурит 1 сутки, из них 6 ч он работает непосредственно на ГРС, а остальные 18 ч дежурит дома у пульта автоматики.
После каждого дежурства оператор имеет суточный отдых. В это время дежурит оператор сосед. Профилактическое обслуживание ГРС операторы выполняют вместе с ремонтной бригадой.
Вахтенная. Имеет место на ГРС с пропускной способностью свыше 150 тыс. м /ч, с выходными газопроводными коллекторами к потребителям более двух. ГРС посменно в соответствии с утвержденным графиком обслуживается персоналом круглосуточно. Один оператор является старшим, он же подменяет оператора, ушедшего в отпуск.
Вахтенная с круглосуточным дежурством. Выполняется двумя операторами на ГРС с пропускной способностью более 500 тыс. м /ч, с выходными газопроводными коллекторами более двух.
РЕМОНТНАЯ СЛУЖБА
При ЛПУ создается ремонтная служба ГРС, в состав которой входят группы КИП и А, учета газа, ремонтно-техническая. За ремонтной службой ГРС закреплены специально оборудованные автомобили.
Служба ремонтная создается для обслуживания не менее 15 ГРС и удаленности их от ЛПУ более чем на 40 км. Основные задачи этой службы:
1) централизованное техническое обслуживание ГРС;
2) своевременная ликвидация аварийных ситуаций при всех формах обслуживания;
3) измерение расхода газа;
4) метрологическое обеспечение средств измерений и их ремонт;
5) выполнение пуско-наладочных работ на вновь вводимых в эксплуатацию ГРС;
6) разработка планов проведения огневых и газоопасных работ;
7) оформление документации в установленном порядке на выполнение профилактических и ремонтных работ, а также по ликвидации аварий и неисправности оборудования;
8) заливка метанола в коммуникации с целью исключить гид-ратообразование.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ.
По окончании строительства ГРС должна быть принята в эксплуатацию межведомственной комиссией в соответствии с действующими строительными нормами и правилами.
Перед пуском ГРС на станции проводят пуско-наладочные работы, во время которых проверяют работоспособность всего оборудования, а также КИП и А; всю проектную и техническую документацию, акты на опрессовку оборудования и инженерных коммуникаций, настройку предохранительных клапанов, систему защиты и аварийно-предупредительную сигнализацию.
Допуск вновь поступившего оператора к самостоятельной работе разрешается только после обучения его по специальности в объеме, предусмотренном программой. Все операторы ежегодно сдают экзамены на знание техники безопасности и правил технической эксплуатации ГРС в соответствии с календарным графиком.
Дежурные операторы имеют право изменять технологический режим работы ГРС только по распоряжению диспетчера ЛПУ, а также переходить с одной линии редуцирования на другую только в соответствии с утвержденным графиком. В аварийной ситуации после переключения на другую линию редуцирования оператор обязан доложить об этом диспетчеру ЛПУ.
Регулировка, настройка системы защиты, автоматики, сигнализации, предохранительных клапанов, а также ревизия регуляторов и регламентные работы проводятся по утвержденным планам и графикам.
Все действия по переключению с одной линии редуцирования на другую, переходы на байпасную линию и обратно, регулировке, настройке системы защиты, автоматики, сигнализации, предохранительных клапанов, а также любые профилактические, ремонтные и другие работы оператор должен запределы срабатывания защитной автоматики и аварийной сигнализации давления газа на выходе из ГРС должны составлять ±10% от установленного номинального давления газа.
Заблаговременно извещают потребителей газа при переходе на байпасную линию работы ГРС.
При изменении расхода газа ниже 30 и выше 80% учет газа должен обеспечиваться за счет параллельно подключенных приборов учета газа к основным расходомерам.
Для нормальной работы оборудования ГРС и системы КИП и А в зимнее время необходимо поддерживать температуру в помещении КИП и А 20+2° С, в помещении редуцирования - не ниже 5° С.
Для очистки газа от конденсата должны быть сооружены устройства для автоматического удаления жидкости в подземные сборники. Запрещается разливать конденсат на землю, а также сбрасывать его в реки и водоемы. Разлившийся конденсат должен быть убран вместе с землей.
На рабочем месте оператора должна находиться следующая техническая и оперативная документация:
1. Типовое положение по обслуживанию ГРС.
2. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.
3. Инструкция по пуску, остановке, изменению режимов и аварийным переключениям ГРС.
4. Инструкция по обслуживанию системы защиты и сигнализации.
5. Инструкция по обслуживанию установки пылеочистки газа.
6. Инструкции по обслуживанию установки одоризации газа.
7. Инструкция по обслуживанию замерных узлов и обработке диаграмм самопишущих приборов ГРС.
8. Инструкция по эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
9. Инструкция по эксплуатации котлов отопления и установке подогрева газа.
10. Инструкция по обслуживанию станции катодной защиты.
11. Инструкция по эксплуатации монорельса и однотонной тали.
12. Инструкция по эксплуатации молниезащитных устройств и устройств защиты объектов ГРС от статического электричества.
13. Инструкция по противопожарной безопасности на ГРС.
14. Инструкция по оказанию первой помощи пострадавшим.
15. Вахтенный журнал для записи контролируемых параметров режима работы ГРС.
16. Журнал распоряжений для записи всех распоряжений по ГРС.
17. Журнал контролирующих лиц для записи замечаний инспекторов Госгортехнадзора.
18. Журнал для проведения инструктажа с операторами на рабочем месте.
19. Журнал дефектов для записи о всех выявленных неисправностях ГРС.
20. Журнал учета расхода одоранта.
21. График дежурств.
22. Технологическая схема ГРС.
23. Выписка из протокола об аттестации персонала ГРС.
24. Номера телефонов Горгаза, основных потребителей, пожарной команды, скорой помощи и местных руководящих органов.
Расчет контурного заземления.
Наиболее безопасным является контурное заземление, так как разность потенциалов между заземляемым объектом и электродами заземления намного меньше, чем при выносном заземлении вследствие меньшего расстояния между ними.
Контурное заземление произведем при помощи группы металлических стержневых электродов, соединенных между собой параллельно при помощи горизонтальной металлической полосы.
Исходные данные:
U = 1000 В ();
измер = 100 Омм - измеренное удельное сопротивление грунта;
kсез = 1,2 - коэффициент сезонности;
Размеры стержня:lc = 2,5 м - длина;
dс = 0,05 - диаметр;
Н0 = 0,5 м - заглубление под поверхность земли.
а = 5 м - расстояние между стержнями;
dn = 0,04 м - ширина полосы;
1) Согласно требованием, изложенныим в нормативной документации [20] определяем максимально допустимое значение сопротивления заземляющего устройства, при котором через тело человека (при прикосновении) будет идти безопасный по величине ток (для напряжения до 1000 В):
Rз = 4 Ом
2) Удельное сопротивление грунта с учетом коэффициента сезонности:
 = измер kсез(8.1)
 = 100  1,2 = 120 Омм
3) Определяем сопротивление растеканию тока (Rэл + Rгр) одиночного вертикального стержневого электрода:
(8.2)
(8.3)
м
Подставляя численные значения величин в формулу (6.2), получим:
Ом
Так как сопротивление одного электрода больше допустимого [20], то необходимо увеличить их количество.
4) Определяем ориентировочное количество электродов
(8.4)
, принимаем: n = 10 электродов.
5) Определяем сопротивление растеканию тока группы электродов:
,(8.5)
где - коэффициент использования вертикального стержня - учитывает эффект экранирования (отдельные токи накладываются друг на друга).
Ом
6) Определяем длину горизонтальной полосы:
L = n a(8.6)
L = 105 = 50 м
7) Определяем сопротивление растеканию тока горизонтальной полосы:
(8.7)
Ом
8) Определяем сопротивление растеканию тока горизонтального контура:
(8.8)
где - коэффициент использования горизонтальной полосы.
Ом
9) Определяем результирующее сопротивление:
(8.9)
Ом
R = 3,5 Ом < 4 Ом = Rз
Вывод.
Применение 10 электродов диаметром 40 мм и длиной 2,5 м, соединенных при помощи горизонтальной полосы шириной 50 мм и длиной 50 м на расстоянии 5 м друг от друга дают общее сопротивление 3,5 Ом, которое меньше допустимого по "Правилам устройства электроустановок" (Rз.max = 4 Ом), следовательно, позволяет безопасно работать с электроустановкой.
5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
В качестве приборов определения расхода газа применяются и дифференциальные сильфонные самопишущие манометры (ДСС), и более современные микропроцессорные измерительные комплексы, например "Суперфлоу-П". По сравнению с другими устройствами они имеют ряд преимуществ.
Основным отличительным свойством комплекса "Суперфлоу-П" является использование интеллектуальных цифровых датчиков, которые позволяют добиться максимально возможной точности измерений расхода природного газа.
Новая измерительная система учёта позволяет получить экономию средств за счёт сокращения непроизводственных издержек. Дополнительным источником экономической эффективности является возможность включения комплекса в автоматизированную информационную систему управления предприятия, что позволит в реальном режиме оценивать расход природного газа и, при накоплении статистических данных по расходу, более точно планировать средства в бюджете предприятия на покупку энергоресурсов.
Кроме того, внедрение системы сбора данных с узлов учёта потребления газа обеспечит: сокращение общих затрат на сбор и обработку информации за счет автоматизации процедуры сбора и обработки с ИМК; сокращение затрат на программно-технические средства за счёт унификации программного обеспечения работающего с ИМК разных производителей и моделей, приведения информации к единому формату хранения и обработки; увеличение эффективности работы персонала и снижение затрат, связанных с организацией и проведением проверок достоверности измерения на замерных узлах (в том числе затраты на командировки на места установки ИМК); экономию рабочего времени при анализе результатов измерений; экономию ресурсов за счет использования имеющейся на предприятии инфраструктуры средств связи (телефонные линии, выделенные линии, корпоративная сеть предприятия).
в
Применение системы СПУ в процессе планирования ремонта ГРС.
Для организации и повышения эффективности работы ГРС предлагается использовать систему планируемого управления. Эта система учитывает порядок, длительность, трудоемкость, выполнения ремонтных работ на газораспределительной станции. Сетевой график позволяет организовать оперативное управление ремонтными работами на ГРС. Их применение особенно эффективно в тех случаях, когда достижение поставленных задач требует согласованных во времени действий многих участников комплекса работ, охвата большого числа разнообразных работ и взаимосвязей их исполнителей. Сетевыми графиками пользуются для оперативного управления производственным коллективом, который выполняет данную работу. В определенные моменты времени отмечаются состояния работ и сопоставляется продолжительность путей по невыполненным работам с остающемся временем на выполнение всего комплекса поставленных задач
Проводим разработку плана-графика ремонтных работ ГРС на основе методов сетевого планирования и управления с применением ЭВМ.
Перечень планируемых работ сводим в таблицу.
Таблица 12 - Перечень планируемых работ
Код работ Наименование работыКоличество исполнителейДлительность, дниТрудоемкость,нормо-часов1234512 Получение инструктажа по технике безопасности. Допуск к работе.3012402-4Получение дополнительного инструк-тажа. Окончательный допуск к работе.71564-14Демонтаж насосных установок.4619214-17Ремонт насосных установок.528017-21Монтаж, наладка и пробный пуск насосных установок.763362-6Подготовка запчастей, инструмента.21166-14Комплектация запчастей, инструмента.21166-8Демонтаж обмуровки ГРС.1021608-9Демонтаж горелок и аппаратуры КИП.51409-13Демонтаж экранной поверхности котла. 439613-16Замена арматуры ГРС.5280
Продолжение таблицы 12 1234516-19Монтаж экранных труб и проведение предварительного испытания.4516019-20Установка горелочных устройств и аппаратуры КИП.528020-21Изоляционные и обмуровочные работы. 562408-18Осмотр внутреннего теплопровода котла.246418-21Ремонт внутрикотлового трубопровода1032402-3Получение заданий на ремонт. Допуск к работе.101803-7Проверка, наладка потенциометров.31247-15Установка к работе потенциометров и термопар. 31243-11Снятие гидравлических результатов.439610-12Ремонт, замена датчиков МЭД.51403-5Снятие и сдача в ремонт с последующей наладкой манометров.31245-10Ремонт импульсной линии.7422412-15Ремонт и наладка приборов. Опробование давления.324815-21Комплексное опробование и наладка работы ГРС.10216021-22Комплексное опробование и наладка приборов КИП.30124022-23Сдача приёмной комиссии.30124023-24Осмотр, проверка, подготовка, сдача всего технологического оборудования.514011-12Фиктивная работа000 По данным таблицы разрабатываем топологию сетевого графика (см. приложение А ).
Длительность работ Д вычисляем по формуле:
,(4.4)
где Тр - трудоемкость, нормо-часов;
ч - количество исполнителей, чел.
Расчет параметров сетевого графика проводим с использованием ЭВМ по программе "Сетевое планирование". Результаты приведены в таблице 4.17 и таблице 4.18.
Таблица 13 - Расчет резервов времени работ
Таблица 14 - Расчет сроков свершения событий и их резервов
Критический путь проходит по событиям:
1-2-6-8-9-13-16-19-20-21-22-23-24
Общая продолжительность критического пути составила: 49 дн.
Для иллюстрации последовательности проводимых работ проекта применяют ленточный график (календарно-сетевой график, диаграмму Ганта).
Отдельные этапы проекта могут выполняться параллельно различными исполнителями, что отображается в виде отрезков, размещенных на временных интервалах. Диаграмма Ганта приведена в приложении Б.
Для отражения динамики потребности ресурсов во время проектирования построим эпюру загрузки исполнителей. Эпюра загрузки исполнителей представлена в приложении В.
Проведем оптимизацию сетевого графика, цель которой состоит в максимально возможном сокращении времени выполнения работ, т.е. в сокращении критического пути сетевого графика за счет перераспределения исполнителей. Практически эта задача сводится к сокращению директивного срока выполнения ремонтных работ на ГРС.
Оптимизация сетевого графика проводилась на ЭВМ, с помощью программы "Сетевое планирование". Программа показала, что данный сетевой график не подлежит оптимизации.
Таком образом, при помощи системы СПУ нами был спланирован график проведения ремонта ГРС. Продолжительность работ составила 35 дней.
ВЫВОД
После рсчета раннего и позднего срока наступления события а также полного резерва времени проводим оптимизацию:
Для этого с работы 3-5 на работу 3-6 переводим 13 человек, в результате сокращается время работы на 1день.
Для этого с работы 6-9 на работу 6-7 переводим 3 человек, в результате сокращается время работы на 3 дня
.Для этого с работы 14-16 на работу 14-17 переводим 5 человек, в результате сокращается время работы на 6 дней
При сокращении общего количества работников с 50 человек до 49 критический путь сократится на 1 день.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном дипломном проекте выполнена реконструкция газораспределительной станции с полной заменой оборудования и трубопроводов.
Целью проектирования является повышение надежности газоснабжения потребителей. В связи с этим предусмотрена полная замена морально устаревшего и физически изношенного оборудования ГРС, которая эксплуатируется с 1973г. Другой задачей является повышение производительности ГРС в связи с возросшей потребностью в газе и установка приборов измерения физико-химических показателей газа.
Данная ГРС разработана в блочно-модульном исполнении. Такая компоновка позволяет решать задачи реконструкции и капитального ремонта устаревших ГРС с размещением технологического оборудования АГРС как в блоках-боксах, так и в капитальных зданиях.
В работе выполнен выбор основного оборудования ГРС в соответствии с требованиями СНИП, ГОСТ и заданием на проектирование. По результатам расчетов на ГРС установлено оборудование.
В качестве регуляторов давления устанавливаются регуляторы Суперфлоу-2. АГРС позволяет осуществлять автоматическое поддержание выходного давления газа на заданном уровне с точностью не более 5 %.
Блок очистки включает в себя висционный фильтр.
В данном проекте были применены следующие технологические решения: привязка блочно-комплектных ГРС полной заводской готовности; применение компактных систем осушки газа; применение регулируемых опор; применение азотных технологий для предотвращения прямого контакта природного газа и атмосферного кислорода с целью повышения безопасности эксплуатационного обслуживания и производства ремонтных работ; применение материалов и оборудования, прошедших процедуру эксплуатационных испытаний; установка регуляторов расхода газа для возможности осуществления поддержания дисциплины газопотребления. подключение строящегося газопровода-отвода к действующим газопроводам по технологии врезки под давлением без стравливания газа; определение географических координат объектов инфраструктуры с использованием GPS-технологий.
В полном объеме выполнены разделы безопасности и экологичности.
Выполнено экономичное обоснование данного проекта. По результатам расчетов считаем, что проведение реконструкции на ГРС следует считать технически и экономически целесообразной.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. СНиП 2. 05. 06-85* Магистральные трубопроводы", изд. 1997 г. с изменениями 1, 2, 3;
2. СНиП II-89-80* "Генеральные планы промышленных предприятий", изд. 1994 г. с изменениями;
3. СНиП 2.05.07-91* "Промышленный транспорт", изд. 1996 г. с изменением 1;
4. СниП 2.05.02-85 "Автомобильные дороги" изд. 2004 г. с изменениями;
5. ВНТП 01/87/04-84 "Объекты газовой и нефтяной промышленности с применением блочных и блочно-комплектных устройств";
6. ПТУСП 01-63 "Противопожарные технические условия строительного проектирования предприятий нефтегазодобывающей промышленности".
7. СНиП 42-01-2002 "Газораспределительные системы";
8. ПБ 12-529-03 "Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления";
9. СП 42-101-2003 "Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб";
10. СП 42-102-2004 "Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб". 11. СНиП 2.01.07-85* (изд. 2003 г.) "Нагрузки и воздействия"; 12. СНиП 2.02.01-83* (изд. 1995 г. с изм. 2) "Основания зданий и сооружений"; 13. СНиП 52-01-2003 "Бетонные и железобетонные конструкции"; СНиП 2.03.11-85 (изд. 1995 г.) "Защита строительных конструкций от коррозии"; 14. СНиП 21-01-97* (изд. 2002 г.) "Пожарная безопасность здания и сооружений"; 15. СНиП II-23-81* "Стальные конструкции"; 16. СНиП 2.09.03-85 "Сооружения промышленных предприятий"; 17. СНиП II-26-76 "Кровли"; 18. СНиП 2.03.13-88 "Полы"; 19. СНиП 23-02-2003 "Тепловая защита зданий"; 20. СНиП II-22-81* (с изм. 1, 2) "Каменные и армокаменные конструкции"; 21. СНиП 2.09.04-87* "Административные и бытовые здания"; 22. СНиП 31-03-2001 "Производственные здания"; 23. СНиП 23-05-95 "Естественное и искусственное освещение".
24. СНиП 2.04.01-85* "Внутренний водопровод и канализация зданий" с изм.1,2;
25. СНиП 2.04.02-84* "Водоснабжение. Наружные сети и сооружения" с изм.1;
26. СНиП 2.04.03-85* "Канализация. Наружные сети и сооружения" с изм.1;
27. СНиП 433-79 Инструкция по строительному проектированию нефтяной и газовой промышленности. 28. СНиП 41-01-2003 "Отопление, вентиляция и кондиционирование";
29. СНиП 23-01-99*(изм.1) "Строительная климатология";
30. СНиП 2.09.04-87*(изм.3) "Административные и бытовые здания";
31. СНиП 23-02-2003 "Тепловая защита зданий"; 32. СП 41-101-95 "Проектирование тепловых пунктов";
33. ОНТП 51-I-85 "Магистральные трубопроводы";
34. ВРД 39-1.10-069-2002 "Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов";
35. ГОСТ 12.1.005-88*(изм.1) "ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны".
36. "Правила устройства электроустановок" издание, 6, 7;
37. "Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей", издание 6;
38. ПОТ Р М-016-2001/РД 153-34.0-03.150-00 "Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок";
39. ГОСТ Р50571.15-97 "Электроустановки зданий" Часть 5. "Выбор и монтаж электрооборудования" Глава 52. Электропроводки;
40. СНиП 23.05-95*, изм. 1, "Естественное и искусственное освещение". Нормы проектирования;
41. ГОСТ 12.1.030-81* ССБТ "Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление";
42. СНиП 3.05.06-85 "Электромеханические устройства";
43. РД 34.21.122-87 "Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений".
44. СНиП 2.05.06.85* "Магистральные трубопроводы";
45. ВСН 116-93 "Инструкция по проектированию линейно кабельных сооружений связи". Гипросвязь. Москва. Минсвязи России;
46. ВСН 015-89 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Линии связи и электропередачи". ВНИИСТ Москва 1990. Миннефтегазстрой;
47. ПУЭ ОСТ-45-01-87 "Правила устройства электроустановок". "Линии передачи кабельные первичной связи ЕАСС. Нормы электрические на элементарные кабельные участки и кабельные секции";
48. "Руководство по защите подземных кабелей от ударов молнии";
49. ОСТН 600-93 "Отраслевые строительно-технологические нормы на монтаж сооружений связи, радиовещания и телевидения". Москва. "Связь" 1975;
50. Техническое описание "MEGATRANS-3L"(ЗАО НТЦ "НАТЕКС" г. Москва).
51. "Основные положения по автоматизации телемеханизации и АСУ технологическими процессами транспортировки газа". РАО "Газпром" 1995 г.;
52. "Нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. Раздел 5. Газораспределительные и газоизмерительные станции. РАО "Газпром" 1997 г.;
53. "Основные положения по автоматизации газораспределительных станций. "Газпром" 2001 г.
54. ВНТП 01/87/04-84 "Объекты газовой и нефтяной промышленности, выполненные с применением блочных и блочно-комплектных устройств. Нормы технологического проектирования.
55. ВППБ 01-04-98* "Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности".
56. ВРД 39-1.10-006-2000* "Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов".
57. ВРД 39-1.10-069-2002 "Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов".
58. ВСН 006-89 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка".
59. ВСН 008-88 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция".
60. ВСН 011-88 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание".
61. ВСН 012-88 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ".
62. ВСН 39-1.22-007-2002 "Указания по применению вставок электроизолирующих для газопровода".
63. ВСН 39-1.8-008-2002 "Указания по проектированию вставок электроизолирующих на магистральных и промысловых трубопроводах".
64. ВСН 116-93 "Инструкция по проектированию линейно кабельных сооружений связи". Гипросвязь. Москва. Минсвязи России.
65. ВСН 015-89 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Линии связи и электропередачи". ВНИИСТ Москва 1990. Миннефтегазстрой.
66. ГОСТ Р 51164-98 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии".
67. ГОСТ Р50571.15-97 "Электроустановки зданий" Часть 5. "Выбор и монтаж электрооборудования".
68. ГОСТ 25100-82. Грунты. Классификация.
69. ГОСТ 2601-84. Сварка металлов. Термины и определения основных понятий.
70. ГОСТ 12.1.005-88*(изм.1) "ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны".
71. ГОСТ 23118-98. Конструкции стальные строительные. Общие технические условия.
72. ГОСТ 12.1.030-81* ССБТ "Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление".
73. ГОСТ 12.1.003-83* "Допустимые уровни звукового давления, уровни звука и эквивалентные уровни звука на рабочих местах в производственных помещениях и на территории предприяиий".
74. ГОСТ Р 51624-2000 Автоматизированные системы в защищенном исполнении.
75. ГОСТ Р ИСО/МЭК 15408-2002 Информационная технология. Методы обеспечения безопасности. Критерии оценки безопасности информационных технологий.
76. ГОСТ Р 51583-2000 Порядок создания автоматизированных систем в защищенном исполнении.
7
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
4 152
Размер файла
2 120 Кб
Теги
процессов, грс, модернизация, пояснительная, записка, лабы, технологических, тему
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа