Проектирование реконструкции Александровогайского ЛПУМГ

Определяем среднею температуру,⁰С:

t_ср = t_rр + ((t_н - t_rр)/b)*(1-e^-b) =24,4⁰C

где: b = 0,701

Определяем среднее давление на участке трубопровода

Принимаем предварительно :

Р_к = 5,60 МПа

Р_ср = 6,58 МПа

Коэффициент сжимаемости газа:

z =1-0,4273*P_пр*T_пр^-3,668

где

P_пр = P_ср/ P_кр = 6,58/43,26 =0,152

T_пр = T_cр/ T_кр = 297,55/191,30 = 1,555

Z = 1-0,4273*0,152*1,555^-3,668 = 0,987

Определяем число Рейнольдса:

R_e=1,81*10³*Q*D/(d*m)

R_e=1,81*10³*60*0,62/(1400*1,079*10^-6) = 44 573 017,3

Коэффициент гидравлического трения:

l_тр = 0,067*(158/R_e+2K_э/d)^0,2 = 0,067*(158/44573017,3+2*0,05/1400)^0,2 =0.0100

Коэффициент гидравлического сопротивления:

l = 1,05*l_mp =1,05*0,01 = 0,0105

Находим давление в конце газопровода:

4.4 Тепловой расчёт магистрального газопровода

Расчет на 100% нагрузки.

Определим среднее давление газа:

Определим температуру в конце участка:

где:



4.4.2 Расчет на 80% нагрузки

Определим среднее давление газа:

Определим температуру в конце участка:

t_к=t_ГР+(t_н-t_ГР)/e^b=2,4+(33-2,4)/0,701=17,6^oC

где:

Расчёт режима работы нагнетателя

Расчет на 100% нагрузки.

Q_кц =75 млн. м3/сут. пропускная способность компрессорного цеха

Тип нагнетателя - RF288-30 "Купер-Бесcимер"

n_н = 6097 об/мин номинальная частота вращения нагнетателя

Q_н = 16 млн. м3/сут. производительность нагнетателя

К = 1,3 показатель политропа природного газа

Т_вх= 293 К температура газа на входе в нагнетатель

N_мех = 150кВт механические потери для газотурбинного привода

m =5 количество работающих агрегатов

n = 2 количество работающих пар агрегатов

DP = 0,8мПа потери в обвязке пылеуловителей

Р_вх = 4,91мПа давление перед входом в компрессорный цех

Газовая постоянная:

R = 288,4/D - 288,4/0,62= 465,16 Дж/кг*К

Коэффициент сжимаемости газа:

z = 0,987

Плотность газа в нормальных условиях:

r_н = 0,748кг/м³

Давление газа на входе в нагнетатель, с учетом потерь в обвязке пылеуловителей

Р¹_вх= Р_ВХ-DР = 4,91-0,8= 4,11мПа

Удельный вес газа в условиях всасывания:

Фактическая производительность группы нагнетателей

Q_н=Q_кц /m = 75/5 = 15 млн. м³/сут.

Объёмная производительность нагнетателя

Относительно удельный вес газа:

Значение расчетных величин:

z_пр = 0,9

n_н = 6200 об/мин.

Значение величин vzRT

Провиденная частота вращения

где:

R_пр = 508 Дж/кг*К

Т_пр = 293 К; z_пр = 0,89

n_ф =6097 об/мин. фактическая частота вращения нагнетателя

n_н =6200 об/мин. номинальная частота вращения нагнетателя

Приведенная объемная производительность

е =1,41 степень сжатия

h_пол = 0,85 политропический КПД

Определяем внутреннюю мощность потребляемую нагнетателем

Определяем мощность на муфте привода

N=N_i+N_мех = 4544,9+150=4694,9 кВт

Определяем давление газа на выходе из нагнетателя

Р_вых =Р¹_вх*е = 4,11*1,41 = 5,8 мПа

Определяем температуру газа на выходе из нагнетателя

Т_вых = Т_вх*е^а = 293*1,41^0,231 =317К =44^оС

где:

Проверяем удаленность режима работы нагнетателя от границ помпажа

где: Q^min_пр 110 м³/мин. Минимальное значение произведенной производительности нагнетателя

Расчет на 80% нагрузки.

Q_кц = 60млн, мэ/сут, пропускная способность компрессорного цеха

Т_вх = 293 К температура газа на входе в нагнетатель

Р_вх= 4,91мПа давление перед входом в компрессорный цех

Коэффициент сжимаемости газа:

z= 0,987

Плотность газа в нормальных условиях:

r_н = 0,748 кг/м3

Давление газа на входе в нагнетатель, с учетом потерь в обвязке пылеуловителей

Р¹_вх =Р-DР = 4,91-0,8 = 4,11 мПа

Удельный вес газа в условиях всасывания:

Фактическая производительность группы нагнетателей

Q_н =Q_кц/m =60/5 =12млн.м³/сут.

Объёмная производительность нагнетателя

Приведенная частота вращения

где:

R_пр = 508 Дж/кг*К

Т_пр = 293 К; z_пр = 0,89

n_ф =6097 об/мин. фактическая частота вращения нагнетателя

n_н =6200 об/мин. номинальная частота вращения нагнетателя

Приведенная объемная производительность

е =1,35 степень сжатия

h_пол = 0,8 политропический КПД

Определяем внутреннюю мощность потребляемую нагнетателем

Определяем мощность на муфте привода

N=N_i+N_мех = 3976,8+150=4126,8 кВт

Определяем давление газа на выходе из нагнетателя

Р_вых =Р¹_вх*е = 4,11*1,35 = 5,549 мПа

Определяем температуру газа на выходе из нагнетателя

Т_вых = Т_вх*е^а = 293*1,35^0,231 =314К =41^оС

где:

Проверяем удаленность режима работы нагнетателя от границ помпажа

где: Q^min_пр 102 м³/мин. минимальное значение произведенной производительности нагнетателя

5. РЕКОНСТРУКЦИЯ ГПА ТИПА ГТК-10И ПУТЕМ УСТАНОВКИ РЕГЕНЕРАТОРА ТЕПЛОТЫ УХОДЯЩИХ ГАЗОВ

5.1 Выбор типа регенератора

Применение регенерации теплоты уходящих газов для подогрева воздуха перед камерой сгорания приводит к повышению КПД и соответствующей экономии топливного газа. Тип применяемого регенератора оказывает существенное влияние на габаритные размеры его, капиталовложения, компоновочные характеристики.

В качестве регенератора ГТК-10И принят регенератор трубчатый продольно-противоточного типа с использованием гладких труб. Продукты сгорания проходят в межтрубном пространстве, воздух внутри труб.

5.2 Тепловой расчет регенератора

Исходные данные получены из расчета тепловой схемы агрегата ГТК-10И, работающего по регенеративной схеме.

Приняты следующие параметры:

- расход воздуха GB = 52,5 кг/с;

- температура воздуха на выходе из регенератора t_B = 450 С;

- расход продуктов сгорания G_r = 53,2 кг/с;

- температура продуктов сгорания t_r = 925 °С;

- степень регенерации р, = 0,73.

Регенератор продольно-противоточного типа со следующими характеристиками:

- диаметр трубок d₁ = 24,4 мм, d₂ = 26 мм;

- внутренний диаметр регенератора D_BH = 3200 мм;

- шаг труб = 1,3_г = 34 мм;

- толщина стенки регенератора 15 мм.

Выполняем поверочный расчет регенератора: определение необходимой площади теплообмена для принятой конструкции, определение компоновочных размеров, расчет сопротивления по воздушному тракту.

Построим t-Q диаграмму регенератора для противоточной схемы движения теплоносителей.

Рисунок 5 .1 Схема движения теплоносителей.

Тепловой баланс регенератора:

Q_рег = С_рв * G_в * (t_в"-t_в') = С_рг * О_г * (t_г"-t_г') * з_р,

где С_рв, С_рг - средние теплоемкости воздуха и газа при их средних температурах;

з_р = 0,99 - коэффициент, учитывающий потери теплоты в окружающую среду (принимается).

Из уравнения теплового баланса определим температуру газов на выходе;

Определим средние температуры теплоносителей:

t^ср_r = 0,5* (274 + 450) = 367 °С, t^ср_r = 0,5* (51.4 + 345) = 429,5 °С.

При средних температурах теплоносителей определим их теплофизические характеристики:

Для воздуха при t^ср = 367 °С, Р_ср - 0,77 МПа [27]:

- плотность р_в (р=0,1 МПа) = 566 кг/м³;

- теплоемкость С^рв = 1,06 кДж/кг*гр;

- коэффициент теплопроводности л_В - 4,91*10^-2 Вт/м*гр;

- коэффициент температуропроводности б_В = 81,9*10^-6 м²/с;

- коэффициент динамической вязкости м_в = 31,4*10^-6 Па-с;

- коэффициент кинематической вязкости х_В =55,46*10^-6м² /с;

- критерий Прандтдя Р_гв = 0,676.

Для продуктов сгорания при t_ср = 429,5 °С, Р_ср = 0,1 МПа [27]:

- плотность р_г= 0,525 кг/м3;

- теплоемкость С_р = 1,1 кДж/кг*гр;

- коэффициент теплопроводности л_г = 5,7* 10^-2 Вт/м*гр;

- коэффициент температуропроводности б_В- 94,3*10^-6 м²/с;

- коэффициент динамической вязкости |м_в = 31,7*10^-6 Па*с;

- коэффициент кинематической вязкости х_В = 60,4*10^-6 м²/с;

- критерий Прандтля Р_гв = 0,64.

Определим проходные сечения для воздуха и газа.

При числе трубок n = 6080 шт; и внутреннем диаметре d₁ = 24,4 мм определим площадь проходного сечения:

Определим значения скоростей для воздуха и газа:

Определим коэффициент теплоотдачи от газа к стенке:

Определим коэффициент теплоотдачи от стенки к воздуху:

Коэффициент теплопередачи в регенераторе:

Определим среднелогарифмический напор в регенераторе:



Площадь теплообмена регенератора составляет:

Определим высоту трубок теплообменной поверхности:

5.3 Аэродинамический расчет

Определим потери давления по воздушному и газовому тракту: Суммарные потери давления определим как сумму:

,

где - суммарные сопротивления трубопроводов;

- суммарное местное сопротивление;

- сопротивление трения.

Рассчитаем сопротивление трения:



Местные сопротивления определяются как доля динамического напора, определенного по средней скорости:

Сопротивление трубопроводов определим исходя из предварительной проработки компоновки регенератора:

Рассчитаем суммарные сопротивления:

по воздуху: = 3333 + 2 * 486 +1200 = 5505 кПа;

по газу: =2014 + 2428 + 800 = 3070 кПа.

Определим отношение потерь давления:

Суммарное относительное сопротивление;

5.4 Влияние регенератора на потери мощности ПТУ

Установка регенератора в схему газовоздушного тракта приводит, к появлению дополнительного сопротивления по газовой и воздушной сторонам. Оценку дополнительного сопротивления приведем по следующей методике.

Рассчитаем полезную работу ГТУ.

где Q_k - степень повышения давления воздуха в компрессоре;

н- суммарные относительные потери давления в газовоздушном тракте,

н = н_о+дн_р,

дн- дополнительные относительные потери за счет установки регенератора.

Для оценки влияния дополнительных потерь давления на мощность ГТУ продифференцируем величину 1_п, дн_р, т.е. определим

Из полученной формулы видно, что знак "минус" указывает на то, что увеличение сопротивления по газовоздушному тракту приводит к снижению полезной работы ГТУ, Расчетная формула для определения снижения мощности при постоянном значении Q_к имеет вид:

Суммарное увеличение относительных сопротивлений газовоздушного тракта за счет установки регенератора приводит к снижению мощности привода ГПА при расчетных условиях на 350 кВт.

5.5 Прочностной расчет

Целью прочностного расчета регенератора является определение толщин стенок корпуса регенератора и стенок трубок,

Расчет толщины трубной доски со стороны выхода газа. Проектная температура 391°С, Давление- 0,7 МПа.

Принимается по ГОСТу 40 мм.

Расчет со стороны входа газа.

Температура 550°С.

Принимается 60 мм.

Расчет толщины трубопровода входа воздуха:



Принимается 10 мм.

Расчет трубопровода выхода воздуха.

Принимается 12 мм.

Расчет толщины трубного пучка;

Принимается 8м

5.6 Описание конструкции регенератора

Теплогидравлическими расчетами установлены габаритные и массовые характеристики регенератора. Суммарная поверхность теплообмена регенератора составила F = 5420 м². Высота корпуса регенератора с учетом подвода и отвода воздуха и продуктов сгорания Н_к = 14,5 м.

Диаметр входного воздуховода d_вх = 750 мм,

Диаметр выходного воздуховода d_вых = 800 мм.

Диаметр регенератора - 3,2 м.

Высота трубного пучка Н_тр = 8,0 м.

Регенератор монтируется на площадке рядом с блок-боксом ГПА на соответствующем фундаменте с учетом обеспечения минимальной длины газовоздуховодов. Предусматривается возможность установки котла-утилизатора для подогрева воды на собственные нужды КС.

6. АВТОМАТИЗАЦИЯ АВО ГАЗА

Сжатие природного газа в нагнетателе приводит к повышению его температуры. Для уменьшения сопротивления газопривода с связанного с этим уменьшением затрат энергии на компримирование, а также для того, чтобы исключить перегрев изоляции трубы на магистральных газопроводах осуществляют охлаждение газа. На современных КС в основном применяют аппараты воздушного охлаждения газа, которые обладают рядом преимуществ перед другими системами охлаждения. К ним относится независимость от источника водоснабжения, простота эксплуатации, относительно невысокая капиталоемкость.

На КС устанавливают АВО газа вентиляторного типа, которые представляют собой поверхности теплообмена, выполненные из труб с принудительной циркуляцией воздуха. Регулирование теплопроизводительности осуществляется изменением расхода воздуха за счет изменения характеристик вентилятора. При низких температурах наружного воздуха охлаждение может осуществляться за счет свободной конвекции с остановленными вентиляторами. Как правило, АВО газа оборудуется двумя вентиляторами в каждой секции.

Сложность современных технологических систем транспорта газа и то ключевое место, которое занимает эта отрасль в народном хозяйстве страны, недопустимость перебоев в работе КС обуславливает введение технологического контроля, автоматического регулирования и АСУ.

Объектом регулирования выбран аппарат воздушного охлаждения. Необходимость автоматизации АВО газа дополняется такими факторами: расположение на открытой площадке, сильный шум и вибрация.

Системой предусмотрено автоматическое регулирование температуры на входном коллекторе технологического газа и поддержание его в заданных пределах. Регулирование осуществляется путем изменения задействованных вентиляторов.

Предусматривается дистанционное управление из диспетчерского пункта КС и с пункта управления в цехе ГТК; в аварийной ситуации происходит выброс газа в атмосферу. На месте установлены необходимые приборы для визуального контроля параметров. АВО оборудуется системой технологической и аварийной ситуации, системой пожаробезопасности.

Кабельные сети КИПиА выполнены на технологической площадке в каналах, кабели защищаются металлорукавом. Места прохода через стены или перекрытия защитными трубами.

Технологический газ после компримировання поступает в блок АВО газа на входе в который ставятся датчики по температуре и давлению. В случае отключения от нормы этих параметров сигнал поступает на главный щит управления (ГЩУ) цеха. Затем газ непосредственно поступает в АВО. За температурой газа следят ртутные термометры. Давление газа определяется манометрами, установленные на обвязке АВО. Для управления двигателями вентиляторов по месту устанавливаются блоки управления двигателями.

Блоки управления входят в систему автоматики, где зажигается лампа сигнализации "Неисправность". Их неисправная работа контролируется по температуре газа на выходе из АВО, при помощи термометра сопротивления. На выходе из блока АВО газа осуществляется контроль за температурой газа, идущего в магистраль - термометрами. В случае повышения температуры загорается сигнальная лампа "температура повысилась".

6.1 Система защиты агрегата

В комплекс систем защиты газотурбинного агрегата входят системы, обеспечивающие защиту агрегата во время пуска и останова, а также системы, предотвращающие повреждение турбины в случае нарушения нормального рабочего режима или при возникновении аварийных состояний. Некоторые из систем защиты, принимая сигналы от различных датчиков, действуют через щит управления турбиной. Все системы защиты действуют независимо от системы управления с тем, чтобы при возникновении неисправности в системах управления системы защиты не выбыли из строя.

Во всех случаях отключение турбины осуществляются путем прекращения подачи топливного газа в камеры сгорания при помощи стопорного клапана.

Первичной защитной системой между пультом управления турбины и стопорными клапанами топливного газа является подсистема гидравлического выключения, в который при аварии снижается давление масла, в результате чего закрывается стопорный клапан.

Система защиты от превышения скорости (частоты вращения валов ТВД и ТНД) предназначена для защиты газовой турбины от возможных повреждений, вызванных превышением максимальной частоты вращения валов, управляет цепь регулирования частотой этих валов, цепь регулирования температурой или система регулирования поворотными сопловыми лопатками второй ступени.

Система защиты от превышения скорости состоит из основной и вспомогательной систем.

Основная система защиты от превышения скорости является электронной системой защиты и состоит из магнитных датчиков скорости и логических схем щита управления "SPEET TRONIK".

Вспомогательная система защиты от превышения частоты вращения механическая и состоит из автоматов безопасности ТВД и ТНД.

Автоматы безопасности включают в себя следующие устройства:

- предохранительные болты, смонтированные на валу силовой турбины;

- расцепляющие устройства, срабатывающие при превышении заданных скоростей и смонтированные в корпусе вспомогательного редуктора и в корпусе подшипника №4 силовой турбины;

- гидравлического цилиндра, управляемого маслом гидравлического выключения;

- конечные выключатели 12UA, 12LA;

- кнопки ручного включения автомата.

Механическая система защиты от превышения частоты вращения является запасной по отношению к электронной. Поэтому предел срабатывания на 2% выше, чем у электронной системы защиты от превышения частоты вращения. Механическая система служит для закрытия стопорного клапана топливного газа путем ручного снижения давления в системе гидравлического выключения при достижении или превышении предела срабатывания.

Однако несколько входящих в систему электрических реле 12LA, 12UA, 63 HQ действуя независимо друг от друга, включают главную цепь релейной защиты на щите управления, что приводит к выключению турбины автоматически. При этом снимается электропитание с электрогидравлического сбрасывающего клапана 20 HQ, что приводит к закрытию стопорного клапана топливного газа, при этом сигнал VCE также падает до нуля, и регулирующий клапан топливного газа становится на положение нулевого расхода топлива.

Система защит от превышения температуры газа.

Система защит от превышения температуры газа является одной из основных систем защит газовой турбины. При нормальных условиях эксплуатации температура газа поддерживается регулированием расхода топлива. При этом система защиты от превышения температуры сначала включает сигнал тревоги, и оператор может разгрузить ГТ и таим образом, предотвратить отключение турбины. Если же температура газа будет продолжать повышаться, то система защиты остановит агрегат.

Система защиты проектирована таким образом, что она является независимой от системы регулирования температуры газа. Для большей надежности в системе защиты предусмотрено два независимых канала отключения.

Система защиты от вибрации

Эта система состоит из четырех автоматических каналов. В каждый канал входят вибродатчик и печатные платы щита управления "SPEET TRONIK". Вибродатчики установлены на подшипниках №1, №4 ГТ и на обоих подшипниках нагнетателя.

Имеется два уровня вибрации: при достижении первого уровня вибрации включается предупредительная сигнализация, при достижении второго уровня оповещающее устройство указывает причину такой остановки. На панели главного щита управления имеется индикатор, с помощью которого можно проверить уровень вибрации каждого канала.

Ручные, аварийные и электрические защитные устройства

Газовая турбина обычно выключается вручную, путем поворота главного переключателя в положение "Стоп". При этом автоматически выполняются последовательности, необходимые для нормальной остановки агрегата. Для ручного аварийного выключения требуется нажать красную кнопку на ГЩУ. Это немедленно выключит подачу топлива и остановит агрегат. Аварийное выключение агрегата может быть осуществлено при помощи ручного стопорного клапана, расположенного внизу главного щита манометров в отсеке вспомогательного оборудования, а также при помощи ручных кнопок автоматов безопасности ТНД и ТВ Д.

7. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЦЕХА

В электрической части дипломного проекта надо рассчитать электроснабжение цеха Ал-Гайской КС.

Расчет электроснабжения цеха производим для того, чтобы обеспечить бесперебойную работу и защиту КС. По расчетам выбирается электрическое оборудование, которое будет установлено на станции. Выбранное оборудование должно соответствовать самым высоким требованиям, предъявленным к нему для надежной работы основного цехового оборудования.

Были произведены следующие расчеты для выбора оборудования. Для электроснабжения цеха по расчетной мощности выбираем силовые трансформаторы. Для выбора коммутирующей аппаратуры (автоматы, пускатели) и кабельных линий надо рассчитать токи короткого замыкания.

Выбираем шины для присоединения потребителей 0,4 кВ. Для выбора автоматов, кабелей и магнитных пускателей произведем расчет номинальных и пусковых токов двигателей. Для этого находим сопротивление цепи "фаза-нуль" и проверяет на допустимую кратность тока однофазного короткого замыкания. Сечение проводов и шин кабеля выбирается от ряда технических и экономических факторов.

7.1 Описание схемы электроснабжения цеха

Внешнее электроснабжение цеха осуществляют от трансформаторов подстанции 110/10 кВ. Подстанция принимается комплексной, крупноблочной, заводского изготовления типа КТДБ Куйбышевского завода "Электрощит".

На стороне высокого напряжения принимается упрощенная схема. На стороне низкого напряжения принимается одиночная секционная система шин с автоматическим включением резерва на секционном выключателе. Распределительное устройство 10 кВ комплектуется из шкафов серии К-371 (наружной установки). Ал-Гайская КС по степени надежности относится в I категории. Основными потребителями на КС являются: АВО газа, компрессоры, вентиляторы, задвижки, наружное и внутреннее освещение зданий и сооружений. В качестве электропривода технологических механизмов принимаются асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором, с напряжением 380В. Электроснабжение общестанционных технологических нагрузок осуществляется от распределительных пунктов серии ПР-9000, которые подключаются к КТП 2x1000 кВА 10/0,4 кВ ПЭБа. Электроснабжение электроприемников каждого ГПА предусмотрено по двум кабельным линиям 0,4 кВ от I и II секции двух-трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ 2x1000 кВА, установленной в помещении КТП и электрощитовой ПЭБ.

Перерыв электроснабжения ГПА допускается во время автоматического ввода резервного питания (АВР) на шинах 0,4 кВ подстанции. В распределительных силовых линиях ГТК-10И двухтрансформторной подстанции 10/0,4 кВ 2x630 кВА. Управление АВО осуществляется с помощью щита управления станции, установленного в помещении РУ-0,4 кВ КТП.

Для аварийного электроснабжения на напряжении 0,4 кВ проектом предусматривается установка электростанции типа АС-804 с генератором мощностью 630 кВА. Электростанция размещена в блок-боксе и включается в работу автоматически при исчезновении напряжения на шинах 0,4 кВ подстанции. Внутриплощадочные и внутрицеховые распределительные сети 0,4 кВ выполняются кабельными и прокладываются совместно с кабелями КИПиА. К АВО газа силовые и контрольные кабели прокладываются в траншее на глубине 1 м. Для повышения коэффициента мощности на стороне 0,4 кВ до заданного электроснабжающей организацией величин к щитам КТП подключаются батареи статических конденсаторов. Конденсаторные установки поставляются Усть-Каменогорским заводом. Мощность батареи определяется при расчете электрических нагрузок в таблице "Ведомость электрических нагрузок".

7.2 Расчет электрических нагрузок и выбор мощности силового трансформатора цеховой подстанции

Исходными данными для проектирования электрической части проекта является ведомость электрических нагрузок цеха.

Таблица 7.1. Ведомость электрических нагрузок цеха.

Результаты расчета сводятся в таблицу "Расчетные электрические нагрузки цеха" на основании данной выше ведомости.

На КС имеются потребители I и II категории» поэтому на КТП должно быть установлено не менее двух силовых трансформаторов.

Нагрузки КТП ПЭБ составляет:

Активная мощность - Р_р = 301 кВт;

Реактивная мощность Q_р = 450 кВт.



8. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Оценка воздействия КС на окружающую среду

Газовая промышленность является одной из наиболее стабильно развивающихся отраслей народного хозяйства. Объем добычи газа постоянно увеличивается. Более 90% транспорта газа осуществляется компрессорными станциями, оснащенными ГПА.

1 - газоперекачивающие агрегаты; 2 - дымовые трубы (рекуператоры); 3 - маслоохладители; 4 - нагнетатели природного газа; 5 - помещение цеха; 6 - помещение КИПа; 7 - производственное помещение; 8 - ГЩУ.

Рисунок 8.1 - Схема источников загрязнения окружающей среды.

8.1 Загрязнение и защита атмосферы от вредных выбросов

Атмосфера загрязняется вредными выбросами образующимися при сжигании газа в ГПА. В атмосферу наряду с основными продуктами сгорания (CO₂, H₂O, N₂) поступают также газообразные токсичные вещества (NO и NO₂).

Компрессорные станции являются крупными источниками выбросов вредных веществ. Выпускаемые ГПА обычно оснащены выхлопными трубами небольшой высоты (15-25 м), что ухудшает условия рассеивания вредных примесей в атмосферу и усугубляет их воздействие на экологию.

Поэтому при выполнении дипломного проекта необходимо рассмотреть экологические аспекты влияния работы КС на окружающую среду.

Определение максимальной предельной концентрации вредных выбросов

Критерием санитарной оценки среды является предельно допустимая концентрация вредного вещества в атмосферном воздухе на уровне земли. Под ПДК следует понимать такую концентрацию вредных веществ и химических соединений, которая при определенном воздействии в течение длительного времени на организм человека не вызывает каких либо патологических изменений в организме. ПДК атмосферных загрязнений устанавливается в двух показателях: максимально-разовая (до 20 мин.) и среднесуточная. В таблице приведена экологическая характеристика используемого на КС газоперекачивающего агрегата ГТК-10И.

Таблица 8.1. Характеристика источников вредных веществ.

Высота выброса	Диаметр трубы	Параметры газовоздушной смеси в выхлопе	Наименование вредных вещ-в	Кол-во вред. вещества
м	м	скорость	объем	тем-ра
22	2,2	17,2	63,5	295	CO2; NO2	7,4; 2,0

Определяем максимальную ПДК вредных веществ Cn [м²/м³] для выброса нагретой смеси величин Cn на расстоянии Xм [м] от источника:

,

где А - коэффициент, характеризующий условия горизонтального и вертикального рассеивания вредных веществ в атмосфере [г/с];

H - высота источника выброса [м];

ДT - разность между температурой выбрасываемых газов и воздуха

Tн.в.=12,2 ⁰С - для района Юга Саратовской области [14]

ДT=295-12,2=282,8 ⁰С;

Vr - объем дымовых газов, выбрасываемых из трубы [м³/с];

F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосфере F=1;

m, n - коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из трубы

; ,

где ; ,

Dт, W₀ - принимается из табл. 9.

Коэффициент n определяем по параметру :

;

при n=1.

Максимальная ПДК:

м²/м³,

м²/м³.

Из-за расположения выхлопных труб близко друг к другу, произведем перерасчет на количество труб.

Расчет ведем на четыре агрегата:

; = 0,063·8 = 0,504 м²/м³.

; = 0,017·8 = 0,136 м²/м³.

В районах, где воздух загрязняется другими предприятиями, используют фоновую концентрацию (С_ф)

С_i+С_ф < ПДК

С_ф(NO_x) = 0,03 м²/м³; С_ф(CO) = 0,5 м²/м³;

ПДК (NO_x) = 0,085 м²/м³; ПДК (CO) = 3 м²/м³;

= 0,504 + 0,03 = 0,534 м²/м³;

= 0,136 + 0,5 =0,636 м²/м³.

В связи с превышением ПДК по NO_x необходимо внедрить мероприятия по снижению выбросов вредных веществ. Одним из эффективных методов снижения выбросов вредного вещества является каталитическая очистка выхлопных газов ГПА. При этом в качестве катализатора применяется насадка из пятиоки-сиванадия с одновременным добавлением в выхлоп аммиака.

Окиси азота снижаются до 95%

= М (1-0,95) = 7,4 (1-0,95) = 0,37 г/с.

Пересчитаем ПДК для NO_x:

= 0,025 м²/м³,

= 0,025 + 0,03 = 0,055 м²/м³.

После внедрения мероприятий по снижению выбросов окислов азота в воздухе ПДК соблюдается.

Определение высоты дымовой трубы.

Высота дымовой трубы.

,

ПДК=0,085 мг/м³ - ПДК диоксида азота

ПДК=3 мг/м³ - ПДК оксида углерода

С_ф=0,02 мг/м³ - фоновая концентрация диоксида азота

С_ф=0,5 мг/м³ - фоновая концентрация оксида углерода

Определяем высоту дымовой трубы.

14,5 м.

4,06 м.

Высота дымовой трубы Н =15 м.

Плата за выбросы вредных веществ в атмосферу

Нормативные платы за ПДВ: NO₂ - 52 р/т; СО - 0,6р/т;

Выбросы окислов азота

М_NO2 =0,37 г/с

М_NO2 = 0,37*3600*5500/1000=7326 т/год

Плата за выбросы

У_NO2 = f K_эк М_NO2 П _NO2

У_NO2 = 1,2*4,75*7326*52= 2,171 тыс. руб. / год

Выброс СO с продуктами сгорания

М_СO = 2,1 г/с

М_СO = 2,1*3600*5500/1000=41580 т/год;

Плата за выбросы

У_СO = f М_СO Ц_SO2

П_СO = 1,2*4,75*41580*0,6= 0,142 тыс. руб. / год

Годовая плата за выбросы составит

У_А= 2,171+142,2=2,3тыс. руб. / год.

8.2 Загрязнение и защита гидросферы от вредных сбросов

В настоящее время для очистки производственных сточных вод применяются самые разнообразные методы химической технологии, существенно различающиеся как по характеру используемых в них физико-химических процессов, так и по технологическому оформлению.

Обычно методы очистки сточных вод подразделяются на механические, физико-химические, химические и биохимические.

Загрязнителями па проектируемом объекте являются :

1. сточная вода с высоким содержанием щелочей после душевых для персонала, в количестве

М_сутдуш = М_сутдуш * n_чел * 365 = 0,03 * 40 * 365 = 438 т/год

где М_сутдуш =0,03 т/сут чел - суточный расход воды на человека,

n_чел=40 чел персонал цеха.

2. вода, предназначенная для мытья полов в количестве

М_пол = М_{сут.пол}·365 F= 0,5·3654190/1000= 764,7 т/год

где М_сутпол-0,5 т/1000м² - суточный расход воды на мытье полов

Нормативы платы за различные стоки составляют:

П_душ = 2,5 руб/т; (содержание щелочи) [6]

П_пол = 40 руб./т. (средневзвеш. содержание взвешенных веществ, хлоридов и масла) [6]

По формуле (6.10) определим общую годовую плату за загрязнение гидросферы:

У_Г=_г·( М_душП_душ+М_полП_пол)=1,13·(4382,5+764,740)= 35,8тыс.руб/год,

где: _г = 1,13 --коэффициент учитывающий ценность загрязняемого водоема; для Саратовской зоны _г=1,13.

8.3 Загрязнение и защита литосферы от вредных отходов

Для защиты почв, лесных угодий, поверхностных и грунтовых вод от неорганизованного выброса твердых и жидких отходов в настоящее время используют сбор отходов на промышленных свалках и полигонах. На полигонах производят переработку промышленных отходов.

Люминесцентные лампы направляют на демеркуризацию в специализированную организацию.

Производственный мусор с производства, по мере его накопления, направляют на биорекультивирование.

Бытовой мусор вывозится на свалку, 0.04 т/год на одного человека, в

М_быт-40*19еловек^:=760 кг/год=0,76 т/год складируется в специальные контейнеры, которые потом увозятся на свалку; .

Старые поверхности нагрева, обмуровка оборудования и другой строительный мусор вывозится на переработку и на свалку.

Нормативы платы за отходы составляют:

П_быт = 0,4 (5 класс) руб/т; П_{пр отх} = 248,4 (4 класс) руб/т; П_{пр ветошь} = 497 (3 класс) руб/т

Загрязнителями на проектируемом объекте являются :

1. Производственные отходы М _пр.отх 60 т/год

М_пр = М_прf * F_ц = 0,01 * 4190=42 т/год

где M_npf-0.01 т/м²год - количество производственного мусора на 1 м² в год, F_кц - площадь цеха (м²).

2. Бытовой и производственный мусор в количестве

М_быт = М_бытчелn_чел = 0,0440 =1,6 т/год

где М_бытчел =0,04 т/чел в год - количество бытового мусора на человека в год.

3. Ветошь, образующаяся в результате ремонта и протирки оборудования

М_{пр ветошь} = m_{пр ветошь чел}n = 0,00340 = 0,12 т/год

Общая сумма платежей за бытовой и производственный мусор составит:

У_Л=·(М_быт П_быт + М_пр.отх П_{пр отх} +М _{пр ветошь} П _{пр ветошь})_л

У_Л =1,9(1,60,4+42248,4+0,12497)1= 20 тыс.руб/год.

где: = 1,9 --коэффициент экологической значимости при загрязнении литосферы в Поволжье; _л = 1при размещении отходов на полигонах твердых отходов.

Затраты на защиту окружающей среды

Результаты произведённых выше расчётов позволяют определить общую плату за ущерб нанесенный объектом, тыс. руб/год.

Это определяется по формуле:

У=У_А + У_Г + У_Л

У= 2,3+35,8+20,0= 58,1

В результате реконструкции цеха путем установки рекуператоров уменьшается тепловое загрязнение окружающей среды, а плата за загрязнения составит 2,3тыс.руб./год.

Для снижения загрязнения окружающей среды необходимо применять следующие природоохранные мероприятия:

Атмосфера: установка рекуператоров снижает тепловое загрязнение окружающей среды, однако необходимо применять дополнительные фильтры и системы подавления оксидов азота и оксидов углерода;

Гидросфера: для уменьшения загрязнения гидросферы вредными стоками необходимо использование баков отстойников и химической очистки сточных вод перед сбросом, наилучшим способом снижения сбросов является применение оборотного водоснабжения;

Литосфера: централизованное хранение и своевременную утилизацию производственных и бытовых отходов и вывоз их на ПТО и ПБО.

9. БЕЗОПАСНОСТЬ АЛ-ГАЙСКОЙ КС

9.1 Анализ опасных и вредных факторов

Забота об улучшении условий труда является неотъемлемой частью производства. Новая техника, более современное оборудование должно не только экономить труд и увеличивать производительность, но и способствовать созданию на производстве безопасных и безвредных условий труда. При эксплуатации КС условия труда должны соответствовать длительному сохранению работоспособности и нормальной жизнедеятельности персонала станции. Это достигается путем обеспечения безопасности и созданием благоприятных санитарно-гигиенических и эстетических условий на рабочих местах.

9.1.1 Техника безопасности на КС

Особенности эксплуатации оборудования на КС с точки зрения опасности для обслуживающего персонала обусловлены:

- необходимость проведения газоопасных работ;

- работа с оборудованием, с высоким давлением;

- возможность отравления газом;

- возможность взрывов и пожаров.

Исходя из этих особенностей предусмотрены следующие основные мероприятия, обеспечивающие безопасность работы персонала:

- при аварийных ситуациях предусмотрено отключение КС от МГ, стравливание газа в атмосферу;

- в помещениях с взрывоопасными средами применяется электрооборудование во взрывоопасном исполнении в соответствии с "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей".

- в цехах газовых турбин и нагнетателей предусмотрена установка сигнализаторов взрывоопасной концентрации газов согласно СНиП II - А.Б-70;

- предусматривается молниезащита оборудования от вторичных проявлений молний и от статического электричества;

- ГТУ оборудованы автоматической системой пожаротушения;

- оборудование КС оснащено предохранительными клапанами для сброса газа при повышении давления выше допустимого;

- все агрегаты и трубопроводы изолированы при рабочей температуре свыше 60 °С по СНиП III -20-74;

- помещение газовой турбины и нагнетателей отделены герметической стенкой, обеспечивающей безопасность работы оборудования и обслуживающего персонала;

- эксплуатация ГПА должна осуществляться в строгом соответствии с разработанной инструкцией по эксплуатации, учитывающей требование норм по технике безопасности и местные конкретные условия.

9.1.2 Мероприятия по электробезопасности

Для предупреждения аварийных ситуаций предусмотрены следующие мероприятия, согласно ПТЭиБ обслуживания электроустановок промышленных предприятий:

- предотвращения возникновения аварийных режимов работы электроустановок, достигается релейной и тепловой защитой;

- электроустановки напряжение до 1000В выполняются с глухозаземленной централью, что обеспечивает быстродействующее автоматическое отключение при возникновении опасности поражения током;

- электрические аппараты принимаются в зависимости от классов, групп и категорий взрывоопасности;

- электропроводка выполняется изолированной в трубах, каналах, под штукатуркой;

- защита от электромагнитной и статической индукций осуществляется путем присоединения к общему контуру заземления технологического оборудования и всех трубопроводов на вводах от взрывоопасных помещений;

9.1.3 Мероприятия по пожарной безопасности

В целях пожарной безопасности (ПБ) на КС предусмотрено согласно СНиП IIАБ-70:

- территория КС разделена на две зоны: производственную и служебную. Предусмотрен кольцевой проезд вокруг КС и запасной выход с территории;

- устройство защитного заземленного вала по контуру резервуаров склада ГСМ;

- для наружного пожаротушения прокладывается кольцевая водопроводная сеть (250 мм) с пожарными гидрантами в колодцах;

- внутреннее пожаротушение осуществляется от пожарных кранов водопроводной сети высокого давления;

- пожарную защиту двигателя и нагнетателя обеспечивает автоматическая система пожаротушения. Способ пожаротушения - газовый, объемный, используется углекислый газ;

- нормы расхода воды по СНиП II 31-74 на наружное пожаротушение -15 л/с, запас воды на один пожар в течение 3 часов;

- на площадке спроектирована безбашенная система водоснабжения. Давление поддерживает сеть насосов и гидропневматический бак.

9.1.4 Производственная санитария

На КС микроклимат отличается от нормального, температура в цехах достигает 40-65 °С, шум, вибрация:

- для вентиляции предусмотрена естественная приточно-вытяжная вентиляция, а также искусственная, обеспечивающая вентиляцию в размере не менее трехкратного воздухообмена согласно СНиП II 33-75;

- пульт управления изолирован от производственных цехов с помощью стеклянных перегородок с уплотнениями на дверях;

- для создания нормального микроклимата применяются кондиционеры в летний период.

9.1.5 Мероприятия по борьбе с вибрацией и шумом

Для борьбы с шумом турбины она покрывается кожухами со специальной шумоизоляцией. Для снижения шума также применяется шумоизоляция на трубопроводах, обвязка нагнетателя и устанавливаются шумоглушители на всосе осевых компрессоров и на входных патрубках. Для снижения шума и вибрации на вентиляторах:

- КПД применяется не менее 90%;

- число оборотов минимально возможное;

- вентиляторы стоят на вибро-изолированных основаниях;

- соединение воздуховодов выполнены с помощью гибких вставок и мягких прокладов.

9.1.6 Молниезащита

Компрессорная станция относится по мерам молниезащиты ко II категории сооружений.

Защита от электрической индукции выполнена путем присоединения оборудования и аппаратов, установленных на открытых площадках к контуру, выполненному из полосы 4x40 мм и расположенному по периметру каждой установки. Защита от электромагнитной индукции выполнена устройством через каждые 25 м металлических перемычек между трубопроводами, расположенными друг от друга на расстоянии 10 м. Подземные коммуникации, внешние металлические конструкции заземлены при вводе их в здание. Защита от прямых ударов молний выполнена пятью отдельно стоящими стержневыми молниеотводами.

9.2 Расчет зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода рассчитывается в зависимости от его высоты.

Вся зона представляет собой конус, образующий в виде ломаной линии. Принимаем высоту молниеотвода h=50 м.

Приводим графическое построение зоны защиты на уровне земли и на высоте защищаемого сооружения. Графическое изображение выглядит следующим образом:

- вершина молниеотвода соединяется с точкой, лежащей на уровне земли и на высоте отстающих в обе стороны от основания молниеотвода на расстоянии г'.

г = 0,75 50 = 37,5 м.

- точка молниеотвода, лежащая на высоте 0,8 h = 40 м, соединяется с точками лежащим на поверхности земли и отстающими от основания молниеотвода на расстоянии г':

r=l,5h = 75M.

Ломаные линии, которые образуются в результате пересечения построенных прямых, образуют зону защиты молниеотвода в вертикальной плоскости.

Радиус зоны на высоте зданий и сооружений hx = 22 м считается по формуле:

Площадь зоны молниеотвода на уровне земли составляет:



Площадь зоны пяти молниеотвода составит:

Площадь участка КС составляет: F = 60000 м3, т.е. установка пяти молниеотвода удовлетворяет условием защиты участка КС.

Площадь застройки зоны защиты на высоте одного молниеотвода hx =22 м.

Площадь участка застройки КС равно 15900 м2 т.е. установка пяти молниеотвода вполне удовлетворяет условием защиты зданий и сооружений на этой высоте.

9.3 Описание системы контроля на ТКС 7

ВИБРАЦИИ Т/А ГТК - 10и.

Система контроля вибрации и осевого сдвига нагнетателя т/а ГТК - 10 и состоит из 4-х каналов контроля вибрации - вертикальной и горизонтальной составляющей каждого подшипника ( датчика 29 V - 4) канала контроля осевого сдвига 9 39 VS -5) , проксиметров , блока питания (БП) блока сигнализации (БС) и соединительных линий .

Датчик вибрации и осевого сдвига служат токовихревые зонды, жестко закрепленные на корпусе подшипника. Чувствительным элементом является катушка, помещенная на конце зонда в непосредственной близости от поверхности вала . Катушка излучает переменное магнитное поле с частотой 2 Мгц.. Пока зазор между катушкой и валом более 2,3 мм., потери энергии не происходит и выходной сигнал максимален . При приближении поверхности вала к зонду, магнитное поле изменяется, что приводит к изменению выходного сигнала зонда. Источником сигнала для зонда и линеаризатором его характеристики служит проксиметр, соединенный с зондом коаксиальным кабелем и с блоком сигнализации. Блок сигнализации показывает максимальный размах (двойную) амплитуду перемещения контролируемого вала относительно зонда.

Блок сигнализации имеет два уровня срабатывания.

А) - тревога.

Б) - опасность.

Когда вибрация или осевое смещение достигает уровня срабатывания - загорается определенная лампочка на панели БС и выдается сигнал для срабатывания соответствующих систем защиты.

Блок питания преобразует 110 вольт постоянного тока в напряжение 18 вольт, питающие электронные схемы и 20 вольт для питания ламп и реле. Колебание напряжений допускается в пределах 95-125 вольт. Блок питания защищен от короткого замыкания и не повреждается при перегрузке независимо от её продолжительности.

Фирма : Дженерал Электрик.

Техническое обслуживание производиться согласно наставления по эксплуатации ОПА.

9.4Система обнаружения газа и противопожарная защита укрытия и установки КС-7

Для каждого турбокомпрессорного здания обеспечена система обнаружения газа и противопожарной защиты, включая регулируемые диффузионные датчики пламя и тепло дифференцирующие датчики , центр логического управления с сигналами тревоги, включая систему телеконтроля, вентиляцию здания, систему остановки турбоагрегата, система пожаротушения. В газоопасных зонах установлены 8 диффузионных датчиков газа:

под вентиляторами , расположенных под крышей

под газо - компрессором

в зоне патрубка подачи топливного газа в турбину

в зоне турбинных обшивок

Каждый датчик во взрыво- безопасном исполнении , на объёмном лотке, с двумя регулируемыми контрольными сигналами и без потенциальными выходами.

Комбинированные датчики огня используются в газоопасных зонах, каждый датчик состоит из: два датчика пламени, регулирует на колебание радиации пламени, искусственный свет или солнечная радиация не воспринимается этим датчиком в качестве пламени.

термодифференциальный датчик сигнализирует о подъёме температуры на 10⁰С в минуту. Кроме этого максимальный температурный контакт триггеров логического блока станции, когда температура повышается свыше 70 С.

Логика предупредительной системы сигнализации обнаружения газа и пожара установлена на ГЩУ . Для предупредительной сигнализации в каждом здании предусмотрено:

- звуковая сигнализация

- загорается лампочка, сигнализирующая о пожаре

- местная кнопка для приведения системы в действие

- местный включатель, с помощью которого сигнал срабатывания от автоматического логического устройства , в случае необходимости , может быть прерван в ранний период обнаружения предупредительного сигнала ( 30 секунд ).

- центральный контур.

- кабели и провода: внутри и между зданиями

Действия предупредительной сигнализации газообнаружения .

Тревогу при обнаружении газа, настраивают на два различных уровня предупреждения.

концентрация газа 20%, НКПВ

- концентрация газа 60%, НКПВ

Когда концентрация превышает 20% подается звуковая и световая сигнализация, при этом скорость работы вентиляции увеличивается вдвое .

Когда концентрация превышает 60% , то соответственно компрессорной установки подаётся команда на остановку.

Пожарная предупредительная сигнализация .

Срабатывание одного из датчиков обнаружения пламени или термодифференциального датчика вызывает световой и звуковой сигнал на ГЩУ. После срабатывания второго датчика пламени или местной кнопки управления, одновременно включается дополнительные мигающие лампочки предупредительной сигнализации и реле времени, которое имеет диапазон установки , приводится в действие система «галлон».

При срабатывании пожарной предупредительной сигнализации вентиляция отключается. В случае ликвидации пожара в ручную можно прервать цепь автоматической последовательности пожаротушения путём нажатия на местную кнопку - взрыватель.

Когда пожар потушен до нажатия на кнопку - взрыватель и не сработал ни один датчик, система пожаротушения возвращается в исходное положение. Если же один из датчиков включён , то автоматическая последовательность операций продолжается до тех пор, пока система пожаротушения не сработает.

9.5 Безопасность эксплуатации КС в чрезвычайных ситуациях

Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях является составной частью общественных, социальных и оборонных мероприятий проводимых в мирное и военное время в целях защиты населения и народного хозяйства от последствий, а так же от современных средств поражения.

Основные задачи безопасности эксплуатации КС в чрезвычайных ситуациях:

- защита населения от последствий катастроф, стихийных бедствий и современных нападений;

- повышение устойчивости функционирования объектов народного хозяйства в чрезвычайных ситуациях мирного и военного времени в части организации и осуществления ИТМ ГО, направленных на обеспечение сохранности и снижение потерь основных производственных фондов и запасов материальных ресурсов;

- проведение спасательных и других неотложных работ (СДНР), в ходе ликвидации последствий аварий, катастроф и стихийного бедствия, а также в очагах поражения.

В этой работе большая роль принадлежит и работникам службы охраны труда. Известно, что для предупреждения взрывов и пожаров существенную роль играет классификация производств, помещений и наружных установок по пожаробезопасности. Согласно СНиП II 90-81 производства подразделяются по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности по категориям А, Б, В, Г, Д, Е.

Технологические процессы в газовой промышленности неразрывно связаны с использованием электродвигателей, пусковой аппаратуры, КИПиА, средств автоматизации и управления. В связи с этим электрооборудование выполняют во взрывозащитном исполнении. На взрывоопасных объектах, где имеется электрооборудование, взрыв может произойти только в том случае, если в окружающей среде имеется взрывоопасная концентрация газовоздушной смеси и источник зажигания.

Горючие газы относятся, к взрывоопасным при любых температурах окружающей среды. Для получения исходных данных о выборе электрооборудования необходимо знать, как классифицируются смеси газов и паров. Подразделяются они на категории в зависимости от величины безопасного экспериментального максимального зазора согласно ГОСТ-12.1011-78. Возможность и целесообразность проведения этих работ может быть определена только на основании всестороннего изучения.

Под устойчивостью КС понимается ее способность переносить газ в объемах установленных планом, а при получении слабых и средних разрушений -восстановить производство в кратчайшее время.

Инженерно-технические мероприятия по защите КС от взрывов

Взрыв - это освобождение большого количества энергии в ограниченном объеме за короткий промежуток времени. Взрывы на КС обычно сопровождаются обрушением и деформациями сооружений, пожарами, выходом из строя энергоносителей и утечек газа, гибелью людей. При образовании на КС возможности взрыва газовоздушной смеси рассматриваются 3 зоны:

Рисунок 10.1.

I зона -- зона непосредственного действия газовоздушного взрыва вблизи земли;

II зона - зона действия продуктов взрыва;

III зона - зона действия воздушной ударной волны.

Мероприятия.

- проектирование прочных ограждающих конструкций, способных выдерживать нагрузки равные максимальному давлению при взрыве;

- устранение возможных источников взрыва, соединение во взрывоопасных зонах инертной среды с количеством кислорода недостаточным для горения; изоляция взрывоопасной зоны прочными стеклами; расположение КС в местах, где в случае взрыва не будет причинен вред жилым зданиям, окружающей среде и людям;