Организация газоснабжения населенных пунктов

Вскрытие фильтра рекомендуется проводить в следующем порядке: закрыть краны на входной и выходной нитках блока переключения и перевести АГРС на работу по байпасу. Сбросить газ из технологических коммуникаций через кран, расположенный в блоке переключения. Убедившись, что в фильтре отсутствует давление газа, снять крышку 7. Для этого отвинтить гайки 2 и навинчиванием гаек 3 на винты 4 переместить крышку 7 и вынуть стопорные сектора 5 и 9. Затем с помощью гаек 2 переместить крышку в обратном направлении и снять. После этого отвинтить гайку 6 и вынуть кассету 8. Снять с кассеты фильтрующий материал и заменить новым, закрепив его проволокой 12. Установку кассеты, крышки и стопорных колец производят в порядке, обратном процессу при вскрытии фильтра. Продувка фильтра от конденсата производится по графику членом ремонтной бригады через вентиль 1 в шламовую емкость.



Рисунок 2.1 - Кассетный фильтр.

2.6 Одоризация газа на ГРС

Согласно действующим правилам техники безопасности используемый в населенных пунктах газ должен обладать сильным характерным запахом. Это дает возможность легко обнаруживать его присутствие в жилых или производственных помещениях и исключать образование газовоздушной смеси. Для придания запаха газу, в него добавляют сильнопахнущие жидкости - одоранты, которые должны обладать следующими свойствами:

а) физиологической безвредностью, при тех концентрациях, что нужны для создания ощутимого запаха;

б) в смеси с газом не разлагаться, а также не реагировать с применяемыми на газопроводе материалами;

в) совершенной безвредностью продуктов их сгорания;

г) малорастворимостью их паров в воде или в конденсате;

д) летучестью для обеспечения испарения их в потоке газа с высоким давлением и низкой температурой.

Для одоризации газов применяется в основном этилмеркаптан СНSН, обладающий следующими свойствами:

Молекулярная масса ....... 62,13

Температура кипения, °С ..... 37

Температура замерзания, °С . . . . 148

Плотность в жидком состоянии при 20° С,

кг/л .......... 0,83

Пределы взрываемости, % . ... . . 2,8--18,2

Количество одоранта, вводимого в поток газа, устанавливается в зависимости от нижнего предела взрываемости для нетоксичного газа и безопасной для здоровья концентрации при газах, содержащих окись углерода.

Одоризацня нетоксичных газов считается эффективной, если присутствие их в воздухе может быть обнаружено при концентрации, не превышающей нижнего предела взрываемости. Это так называемая сигнальная норма концентрации газа в воздухе. Для метана эта норма равна 1, для пропана 0,47, для бутана 0,36 об. %. Практикой установлено, что сигнальная норма природного газа обладает необходимым резким запахом при добавлении 16 г этилмеркаптана (19,1 см³) на 1000 м³ газа.

Этилмеркаптан легко взаимодействует с окисями железа, из-за чего при транспортировке газа на большие расстояния наблюдается постепенное уменьшение запаха одорированного газа.

По принципу и строению установки делятся на капельные, фитильные, барботажные. Кроме того, существуют одоризаторы с механической подачей одоранта и автоматические. Капельными установками одорант подается в газопровод отдельными каплями или тонкой струей, где он испаряется, смешиваясь с газовым потоком. В фитильных установках увеличение поверхности испарения создается с помощью матерчатых или керамических фитилей, погруженных частично в жидкий одорант и обладающих большей всасывающей способностью. В барботажных установках развитие поверхности испарения достигается пробулькиванием - барботажем раздробленных струй газа через слой одоранта.

В связи с переходом на новые формы обслуживания наибольшее распространение получают автоматические одоризационные установки.

Наибольшее распространение получил новый тип универсального автоматического одоризатора газа - УОГ-1 (рис. 2.2). Этот одоризатор предназначен для установки на ГРС производительностью 3-165тыс. м\ч. Он автоматически осуществляет подачу одоранта в количестве, пропорциональном расходу газа.

Рисунок 2.2 - Универсальный одоризатор газа УОГ-1

Техническая характеристика УОГ-1

Рабочее давление в газопроводе, кгс/см² . . 2-12

Производительность по одоранту, см^ч . . 57-3150

Перепад давления на диафрагме, соответствующий максимальному расходу газа, кгс/см². Не более 0,6

Погрешность одоризатора, %..... ±10

Число циклов в минуту ....... 2-5

Температура окружающего воздуха, °С от -40 до 50

Максимальный расход газа на питание системы управления, м\ч ....1

Принцип работы одоризатора, изображенного на рисунке 1.7, заключается в следующем. В одоризатор подается часть газа, проходящего через ГРС; перепад давления создается установленной на газопроводе 7 диафрагмой 5. Из подземной емкости 3 одорант поступает в расходную емкость 2, далее через замерный сосуд 1 и поплавковую камеру 4 в инспекционный дозатор 6, где он инжектируется ответвленной струей газа. Одорированный газ возвращается в основной газопровод и там смешивается с остальным количеством газа.

Для обеспечения нормальной работы автоматических одоризаторов необходимо ежемесячно проводить профилактические проверки, при которых проверяется герметичность всех стыков и соединений одоризатора. При наличии малейших утечек газа или одоранта немедленно устраняют их путем дополнительной подтяжки болтов и сальниковых гаек, сменой прокладок, уплотнительных колец и заменой сальников.

2.7 Эксплуатация ГРС «Снежеть»

Подготовка ГРС к работе

Произвести предпусковую проверку и настройку приборов контроля и автоматики в соответствии с инструкциями изготовителей смонтированных приборов.

Выполнить продувку станции инертным газом количеством 50 м³. Давление инертного газа до 0,8 МПа. Продувку станций нужно проводить очень тщательно, чтобы в сосудах и трубопроводах не осталось газовоздушной смеси. Содержание кислорода в продуктах продувки не должно превышать 0,3% объемных.

По окончании вытеснения воздуха из всей станции произвести медленный подъем давления газа для чего плавно и медленно открыть кран Кр1. Порядок подъема давления:

- от 0,1 до 0,3 МПа в течение 15 мин;

- от 0,3 до 3,0 МПа в течение 15 мин;

- от 3,0 до 5.5 МПа в течение 10 мин.

Открыть пусковой шаровой кран на регуляторе давления газа Кр 60, Кр 61.

Проверить работоспособность регуляторов давления газа при закрытом положении шаровых кранов Кр11, Кр12 в соответствии с руководством по эксплуатации.

Проверить по манометру заполнение газом редуцирующих ниток до рабочего давления ГРС.

Провести первое функциональное испытание регулирования выходного давления путем открытия продувочных кранов Кр 63, Кр 66 для стравливания небольшого количества газа в атмосферу и установить текущее давление. Заполнить трубопровод газом до узла переключений. Точное текущее давление можно отрегулировать только при работе установки при больших расходах.

Продуть и заполнить газом сеть узла подготовки (редуцирования) газа на собственные нужды. Процесс заполнения должен осуществляться через байпас станции при помощи клиновой задвижки Кр 19 узла отключения станции в блок-боксе переключения. Закрыть шаровые краны непосредственно за регуляторами давления Кр101, Кр102 на редуцирующей нитке газа на котельную установку и проверить функционирование регулятора давления. Заполнить газом редуцирующие нитки. Провести первое функциональное испытание регулирования выходного давления путем стравливания небольшого количества газа в атмосферу и установить предварительное текущее давление 0, 0025 МПа. Точное текущее давление можно отрегулировать только при работе ГРС.

Пуск ГРС

Открыть или убедиться, что открыты краны Кр1, Кр11, Кр12, Кр15, Кр17. После достижения рабочего давления проверить наличие расхода газа, а также соответствие давления по станции проектным величинам.

Пуск узла нагрева газа в теплообменнике производится одновременно с подачей воды, нагреваемой в котле путем открытия арматуры Кр34, Кр38, подачей топливного газа на розжиг горелочного устройства котла и на горелку. В зимний период для обогрева топливного газа. предусмотрен наружный электрообогрев.

Контрольно-измерительные приборы и электрооборудование

Непосредственно в блок-боксе технологическом размещаются местные приборы, первичные преобразователи измерения технологических параметров, запорная и регулирующая аппаратура.

В помещении блок-бокса вспомогательного размещаются отопительные котлы, шкаф силовой и шкаф измерения расхода.

Система контроля и автоматического управления обеспечивает поддержание заданных технологических параметров ГРС, непрерывное автоматическое определение расхода газа. выдаваемого потребителю, автоматическую сигнализацию отклонения технологических параметров и состояния оборудования ГРС.

Системой контроля и автоматического управления предусмотрено:

Местный контроль и измерение:

1) температуры:

- на входе ив ыходе газа;

- на входе и выходе теплоносителя из отопительных котлов;

- на входе и выходе теплоносителя из теплообменника.

2) давления

- на входе и выходе газа;

- газа в фильтре - сепараторе;

- основного газа после редуцирования;

- газа насобственные нужды после редуцирования

- газа настройки регулятора давления, предохранителных отсечных клапанов;

- на входе и выходе теплоносителя из отопительных котлов;

- на входе и выходе теплоносителя из теплообменника;

- газа в межтрубном пространстве теплообменника при разрыве трубок.

3) расход газа, выдаваемого потребителю;

4) перепада давления газа в фильтре-сепараторе;

Местная многосуточная регистрация температуры и давления газа на выходе станции.

Автоматическое измерение объемного расхода и количество газа, приведение к нормальным условиям, хранение информации.

Автоматическое регулирование давление газа, выдаваемого потребителю.

Автоматическое регулирование давление газа, выдаваемого в котельную.

Автоматическое регулирование температуры газа, выдаваемого потребителю.

Сигнализация отклонения следующих технологических параметров:

- превышение перепада давления газа в фильтре-сепараторе;

- повышение или падение давления у потребителя;

- падение давления в системе теплоносителя.

3. КИП и автоматика

3.1 Преобразователь измерительный “Сапфир-22-Ех”

Преобразователь измерительный взрывозащищенный “Сапфир” предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами взрывоопасных производств и обеспечивает непрерывное преобразование значения измеряемого параметра Ї избыточного давления, абсолютного, гидростатического, разряжения, разности давлений в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи.

Преобразователь избыточного давления Сапфир-22ДИ-Ех модели 2161 имеет верхний предел измерения 16 МПа и предел допускаемой основной погрешности Ї ±0,5%. Конструкция прибора представлена на рисунке 3.1.

Мембранный тензопреобразователь 4 размещен внутри корпуса 6. Измеряемое давление подается в камеру 5 и воздействует на мембрану тензопреобразователя, вызывая ее прогиб и изменение сопротивления тензорезисторов. Полость 3 сообщена с окружающей атмосферой. Электрический сигнал от тензопреобразователя передается из измерительного блока в электронное устройство 1 через гермоввод 2.

3.2 Датчик давления Метран-43-Ех-ДИ

Датчик избыточного давления (в дальнейшем датчик) предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра-давления избыточного в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи.

Датчики Метран-43-Ех-ДИ предназначены для преобразования давления рабочих сред: жидкостей, газа и пара.

Датчики, применяемые в компрессорных станциях имеют взрывозащищенное исполнение.

Взрывозащищенные датчики имеют маркировку по взрывозащите 1ExiallCT5X или 1ExibllCT5X в зависимости от комплектности, соответствуют требованиям ГОСТ 22782.0, ГОСТ 22782.5 и предназначены для установки во взрывоопасных зонах помещений.

Знак “Х” в маркировке взрывозащиты указывает на особые условия эксплуатации датчиков Метран-43-Ех, связанные с тем, что питание датчиков осуществляется от одного из вторичных устройств.

Датчики предназначены для измерения давления и разности давлений сред, по отношению к которым материалы, контактирующие с измеряемой средой: сталь 12Х18Н10Т, материал мембраны сплав 36НХТЮ ГОСТ 5632, являются коррозионностойкими.

Таблица 3.1 -Технические данные датчика Метран-43-Ех-ДИ

Параметры	Значение
Максимальный верхний предел измерений P, кПа	1,0
Минимальный предел измерений Р, кПа (аналоговый преобразователь АП)	0,4
Минимальный предел измерений Р, кПа (микропроцессорный преобразователь МП1)	0,1
Ряд пределов измерения по ГОСТ 22520, МПа	0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0

При перенастройке датчика с кодом электронного преобразователя АП на любой из пределов измерений, предусмотренных для данной модели, допускаемая основная погрешность и вариация не превышают:

для датчиков класса точности 0,2%-0,25%;

для датчиков класса точности 0,25%-0,5%;

для датчиков класса точности 0,5%-0,5%.

Вариация выходного сигнала не превышает |г|.

Схема электронного преобразователя микропроцессорного датчика давления показана на рисунке 2.3. Датчики имеют линейно возрастающую характеристику выходного сигнала. Выходной сигнал датчиков Метран-43-Ех -- 4…20 мА.

Источник питания должен удовлетворять следующим требованиям:

сопротивление изоляции не менее 20 МОм;

выдерживать испытательное напряжение при проверке электрической прочности изоляции 1,5 кВ;

пульсация (двойная амплитуда) выходного напряжения не должна превышать 0,5% от номинального значения выходного напряжения при частоте гармонических составляющих, не превышающей 500 Гц.

Средний срок службы датчиков - 12 лет.

Средняя наработка датчика на отказ с учетом технического обслуживания

100000 часов.

Датчики Метран-43-Ех выдерживают перегрузку давлением в 1,25 раза большим максимального верхнего предела измерений модели.

Датчик состоит из преобразователя давления (в дальнейшем - измерительный блок) и электронного преобразователя.

В качестве чувствительного элемента в датчиках используются тензопреобразователи.

Измеряемый параметр воздействует на мембрану измерительного блока и линейно преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления тензорезисторов тензопреобразователя, размещенного в измерительном блоке.

Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал.

Чувствительным элементом тензопреобразователя является пластина монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами, прочно соединенная с металлической мембраной тензопреобразователя.

Схема электрическая функциональная датчика с кодом электронного преобразователя АП содержит следующие функциональные узлы:

стабилизатор напряжения (СН);

стабилизатор тока (СТ);

усилитель напряжения постоянного тока (УН);

преобразователь напряжения в ток (ПНТ);

измерительный мост (М);

усилитель термокоррекции (УТК);

корректор нелинейности (КН).

3.3 Преобразователь корректор СПГ-761

Корректор СПГ 761 предназначен для применения в составе узлов учета природного газа. СПГ 761 выполняет преобразования выходных сигналов датчиков расхода, температуры, давления и возможно, датчиков плотности и удельной теплоты сгорания в значениях физических величин; вычисляется и ведется коммерческий учет расхода газа при рабочих и стандартных условиях объема газа при стандартных условиях, объема газ при стандартных условиях, учет массы газа и средневзвешенный удельный объем теплоты сгорания.

В качестве датчиков расхода газа, совместных с СПГ-761, могут использоваться преобразователи объемного расхода и счетчики объема; преобразователи перепада давления на стандартных и специальных диафрагмах и трубах Вентури. Физические принципы, на которых метод измерения расхода тем или иным датчиком, не важны для сопряжения датчика с СПГ-761. совместно СПГ-761 может быть использован любой датчик расхода с выходным сигналом силы тока 0-5, 0-20 или 4-20мА или с выходным числоимпульсным сигналом с частотой следования импульсов до 1000 Гц.

Корректор СПГ-761 предназначен для использования вне взрывоопасных зон и помещений. В том случае, когда предъявляются требования по взрывозащищенности к используемому в составе узла учета электрооборудованию, то должна быть обеспечена взрывозащищенность преобразователей расхода (перепада давления), давления и температуры, а сам корректор должен быть помещен вне взрывоопасной зоны.

Корректор позволяет обслуживать до трех трубопроводов, которые могут относиться к одному или двум потребителям. В разных трубопроводах может быть разный состав газа и различные типы датчиков расхода, температуры, давления и возможно, плотности и удельной теплоты сгорания. Для расширения диапазона измерений корректор может обслуживать два или три датчика перепада давления с частично перекрывающимися диапазонами измерений, установленные на одном сужающем устройстве. Расход, объем и масса по трубопроводам, относящимся к одному потребителю, суммируется для получения сводных данных по этому потребителю.

Перечень настроечных параметров и их значения должны быть описаны в проекте на узел учета. Далее нужно ввести базу данных с клавиатуры или с компьютера в соответствии с описанием на поставляемое программное обеспечение.

После ввода базы данных следует произвести пробный пуск СПГ-761 на счет (на интегрирование). Если база данных составлена и введена правильно, то СПГ-761 начнет вычисления, в противном случае он будет требовать ввода недостающих данных. Перед пуском на счет следует установить реальную дату и время начало работы прибора.

Корректор является прибором коммерческого учета и поэтому должен быть опломбирован и только после пуска на интегрирование.

3.4 Расчет сужающего устройства

В данной части приведены расчеты сужающего устройства для измерения расхода газа.

Сужающее устройство, в данном случае диафрагма предназначена для измерения расхода методом переменного перепада давления.

Данные для расчета:

Измеряемая среда - природный сухой газ состава, %: метан - 93, этан-4, пропан - 1, бутан - 0,6, пентан - 0,2, углекислый газ - 0,2, азот - 1.

Наибольший измеряемый объемный расход газа, приведенный к нормальным условиям Qн max = 100000 м³/ч, средний Qср= 60000 м³/ч, минимальный Qн min = 30000 м³/ч.

Температура газа перед сужающим устройством Т₁=278 К.

Избыточное давление газа перед сужающим устройством p_и= 12 кгс/см².

Среднее барометрическое давление p_б= 755 мм рт. ст.

Максимальный перепад давления на сужающем устройстве (p₁-p₂)_max = 0,25 кгс/см² = 2500 кгс/м².

Внутренний диаметр трубопровода перед сужающем устройством D = 400 мм.

Методика расчета:

1. Сужающим устройством выбираем диафрагму из нержавеющей стали марки Х17, а вторичный прибор берем (датчик перепада давления "Rosemout 2024") класса точности 1, со шкалой 0-100000 м³/ч и предельным перепадом давления 2500 кгс/м².

2. Выразим барометрическое давление в килограмм-силах на квадратный сантиметр и определим расчетное давление р₁ перед сужающим устройством:

р_б=755*13,595*10⁴=1,026 кгс/см²,

р₁= р_и+р_б , (1)

р₁=12=1,026=13 кгс/см².

3. Определим показатели адиабаты компонентов газовой смеси по табл.: метан - 1,32; этан -1,20; пропан -1,16; бутан -1,104 пентан -1,08; углекислый газ -1,31; азот -1,40.

Показатель адиабаты смеси найдем по формуле

х_см=(1/100)(а₁х₁+а₂х₂+…+а_iх_i) (2)

где а₁, а₂, …,а_i -содержание отдельных коипонентов в смеси,%;

х₁, х₂, …,х_i -показатели адиабаты для компонентов смеси.

х_см=(1\100)(93*0,668+4*1,263+1*1,872+0,6*1,10+0,2*1,08+0,2*1,31+1*1,40)=1,32.

4. Определим коэффициент сжимаемости газовой смеси при расчетном давлении р₁=13 кгс/см² и температуре Т₁=278К по приведенным температуре и давлению, рассчитываемым по формулам (3) и (4) или по (рис. 3) /4./ с последующим расчетом коэффициента сжимаемости смеси по формуле (5).

Т_кр= (1/100)(а₁Т_кр1+а₂Т_кр2+ …+а_iТ_крi), (3)

р_кр= (1/100)(а₁р_кр1+а₂р_кр2+ …+а_ih_крi), (4)

Z_см =(1/100)(а₁Z₁+а₂Z₂+ …+а_iZ_i), (5)

где Т_кр1, Т_кр2, …, Т_крi - критические температуры отдельных компонентов,

К; р_кр1, р_кр2, …, р_крi - критические давления, кгс/см²; Z₁, Z₂, …, Z_i -коэффициенты сжимаемости отдельных компонентов,

а₁, а₂, …, а_i -содержания отдельных компонентов в смеси, %.

Так как в природном газе метана более 90%, можно принять коэффициент сжимаемости смеси равным таковому для метана /4./. Тогда коэффициент сжимаемости Z метана при р₁ =13 кгс/см² и Т₁ =278 К равен 0,97.

5. Плотность газовых компонентов, кг/м³, при нормальных условиях определяем по табл.2 /4./: метан -0,668; этан -1,263; пропан -1,872; бутан -2,519; пентан -3,221; углекислый газ -1,842; азот -1,166.

Плотность газовой _смеси р_н при нормальных условиях вычисляется по формуле (6):

р_н=(1/100)(а₁р₁+а₂р₂+ …+а_iр_i), (6)

где а₁, а₂, … а_i -содержания газовых компонентов в смеси, %;

р₁, р₂, …,р_i -плотности отдельных газовых компонентов.

р_н =(1/100)(93*0,668 +4*1,263 +1*1,872 +0,6*2,519

+0,2*3,221 +0,2*1,842 +1*1,166) =0,727 кг/м³.

4. Определим вспомогательную величину С:

С = m (7)

m =(Qнmax / 0,01252eD²) * (8)

при =1, подставив исходные данные:Qнmax =100000 м³/ч,

D = 400 мм, р_н =1,0332 кгс/см², Тн = 273 К, Т₁ = 278 К, Z = 0,97, 32

р_н = 0,727 кгс/м³, р₁ =13 кгс/см², (р₁ - р₂)_max =2500 кгс/см².

m =100000/(0,01252*1*400²)=

=49,92*0,00474=0,237.

Диаметр отверстия диафрагмы найдем по формуле (9). При

D = 400 мм, m = 0,237 и = 0,650.

D=D (9)

d = 400 =400*0,604 = 241,6 мм

7. По известным (р₁-р₂)_max/р₁ показателю адиабаты смеси х и модулю m определим уточненный коэффициент изменения плотности ₁ /4./ При (р₁-р₂)_max/р₁ = 0,25/13 = 0,019, х = 1,28 и m =0,365 значение ₁ = 0,99.

Максимально допустимый перепад давления /4./ при наименьшей погрешности от изменения в рабочем диапазоне расходов составляет 0,34, кгс/см², т.е. больше заданного перепада давления 0,25 кгс/см², а значит, вполне допустим.

8. Проверим расчет по полученным данным, подставив их в формулу (10):

Q =0,01252**²*d² (10)

Q_нmax=0,01252*0,650*0,99*241,6²*

=470,26*210,49 =98985 м³/ч.

Так как расчетное значение примерно на 1% не совпадает с заданным максимальным расходом, определяем повторное уточненное значение m, подставляя в него уточненное значение

= 0,99.

m =100000/(0,01252*0,99*400²)*0,00474 =0,239.

При m = 0,239 и D = 400 мм /4./ найдем уточненные значения = 0,651 и m = 0,367.

Уточненный диаметр диафрагмы, определяемый по формуле (9),

d=400* = 242,4 мм.

Повторно подставив в равенство (10) значения всех величин:

Q_нmax = 0,01252*0,651*0,99*242,4²*210,49 = 99705,4 м³/ч.

Погрешность расчета

р = ((100000-99795,4)/100000)*100 = 0,2 %.

Так как погрешность 0,2 % вполне допустима, окончательно принимаем параметры сужающего устройства:

= 0,651, m =0,367 и D = 242,2 мм

9. Необратимые потери давления р_п.д на диафрагме определим по рис. 2. При m = 0,367 они будут равны 65 % или

р_п.д =0,25*0,65 = 0,16 кгс/см².

10. Для определения зоны постоянства вычислим Re_max и Re_min по формуле (11), подставив Q_нmax =100000 м³/ч=27,78 м³/с и Q_нmin =30000 м³/ч = 8,33 м³/с. Динамическую вязкость газа найдем по рис.5 /4./;для газа данного состава ее можно принять равной вязкости метана при нормальном давлении. При этих условиях

= 1,09*10⁵ Па*с. Тогда

Re_max = 1,273*27,78*0,7271/(0,4*1,09*10^-5) = 5,9*10⁶;

Re_min = 1,273*8,33*0,7271/(0,4*1,09*10^-5) = 1,8*10⁶.

Проверив по рис. 6,а граничное число Рейнольда, получим, что для m =0,367 Re_min>Re_гр, поэтому можно считать, что коэффициент расхода будет постоянным в рабочем диапазоне изменения расхода газа.

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда при эксплуатации ГРС

Анализ опасностей

При эксплуатации ГРС на жизнь и здоровье обслуживающего персонала могут повлиять следующие факторы:

неблагоприятные влияния природного газа, метанола и одоранта на организм и самочувствие обслуживающего персонала;

пожароопасность и взрывоопасность;

возникновение зарядов статического и атмосферного электричества;

поражение электрическим током;

неблагоприятное влияние шума и вибрации;

освещенность объекта.

Влияние природного газа, метанола и одоранта на организм человека

Основным продуктом участвующим в технологическом процессе является природный газ метан (СН₄).

Метан - газ без цвета и запаха, легче воздуха. Действует на организм человека удушающее, а при горении (в случае неполного сгорания) - отравляюще (СО). Природный газ имеет способность скапливаться в помещении (запертых) вытесняя кислород. Токсические и пожароопасные свойства приведены в табл.

Таблица 4.1. Токсические и пожароопасные свойства газа

Наименование параметра	Единица измерения	Количество	Действие на организм человека
Удельный вес	кг/м3	0,73
Предел взрывыемости	%	5-15	до 5 % - запах, до 15 %- горение
Температура воспламенения	єС	620
Температура горения	єС	2097
Теплопроводная способность	ккал	8500
Сила давления при взрыве	кг с/см2	8,15
Количество воздуха для горения	м3	9,15
При концентрации газа в воздушной смеси, приводит к снижению концентрации кислорода	%	с 16 до 14 до 12 до 10
Безопасная концентрация газа в газовоздушной смеси		1/25	от нижнего предела взрываемости

Так как природный газ без запаха, его перед подачей в городские газовые сети одорируют на ГРС после блока отключающих устройств. Для одоризации проектом предусмотрено применение этилмеркаптана (С₂Н₅SН). Это легко воспламеняющаяся, взрывоопасная жидкость. В небольших концентрациях этилмеркаптан вызывает отравление, тошноту и головную боль. В больших концентрациях - действует на нервную систему, вызывает судороги, паралич и смерть. Свойства этилмеркаптана приведены в табл. 4.2.

Для борьбы с гидратными соединениями способствующими к образованию закупорок (пробок), проектом предусмотрено применение метанола (метиловый спирт). Это бесцветная прозрачная жидкость по запаху напоминающая винный спирт. Метанол - сильный яд, действующий на нервную систему. Легко воспламеняется, взрывоопасен. В организм человека может проникнуть через дыхательные пути и через кожу. Признаками отравления является: головная боль, головокружение, рвота, боль в желудке, общая слабость, мелькание в глазах, а в тяжелых случаях потеря зрения и смерть. Токсические и пожароопасные свойства метанола приведены в табл. 4.3.

Таблица 4.2. Свойства этилмеркаптана

Наименование параметра	Единица измерения
Удельный вес	г/см3	0,83
Предел взрываемости	%	2,8-18
Норма введения этилмеркаптана на 1000 м3 газа	г	16
Запах одоранта содержащегося в газе должен ощущаться при содержании газа в воздухе		1/5 нижнего предела взрываемости

Таблица 4.3. Токсические и пожароопасные свойства метанола

Наименование	Единица измерения	Количество	Действие на человека
Пределы взрываемости	%	5,5-36,5
ПДК метанола в воздухе рабочей зоны	мг/м3	5
5-10 г метанола	г		отравление
30 г метанола	г		вызывает смерть

Природный газ рассматривается обычно как безвредный в виду отсутствия в нём окиси углерода. Действия природного газа на организм человека идентично действию метана, т. к. в нём содержится 90 % и более этого компонента.

Таблица 4.4.Свойства газа

Среда	Температура воспламенения, С	Пределы взрываемости, % по объёму
		Верхний	Нижний
Газ	640	5	15

4.2 Экологичность

В настоящее время большое внимание уделяется охране окружающей природной среды. За загрязнение природной среды (сбросы, выбросы вредных веществ и размещение отходов) взимается определенная плата, размер которой зависит от количества, вредности и т.п. загрязняющих веществ. Размер этой платы согласовывается с территориальными органами по охране окружающей среды.

На ГРС загрязнение окружающей среды происходит за счет выбросов в атмосферу загрязняющих веществ от стационарных и передвижных источников, размещения отходов. ГРС располагается в соответствии с розой ветров за городом на открытой местности. Вследствие использования природного газа в качестве топлива для подогрева газа достигается минимальное загрязнение атмосферы.

Предельно-допустимые выбросы двуокиси азота (NO₂) - 1,145 т/год, окиси углерода (СО) - 1,166 т/год (ОНД-86. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий).

Практически полное сгорание топливного газа достигается путем его предварительной очистки от пыли и механических примесей. С увеличением высоты дымовой трубы улучшилось рассеивание выбросов. Проводится постоянный контроль экологического состояния почв на землях, отведенных на постоянное пользование (под газопровод): выявление деградированных почв с потерей плодородия (при передаче в сельскохозяйственное использование земель, временно изъятых для проведения строительных и буровых работ) и определение показателей деградации почвенных свойств и показателей состояния почвенной биоты и растений.

Мероприятия по охране почв включают[9]:

сокращение площади земель, отводимых под газопровод - ширина полосы не более 20-45 м (СН 452-73 «Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов»);

строительство противоэрозионных сооружений вдоль трассы газопровода, озеленение рекультивируемых земель, проведение мероприятий по улучшению почвенных условий фито-, агро- и культуротехнической мелиорацией;

при проведении связанных с нарушением земель работ снятие и транспортировку плодородного слоя почвы в места временного складирования в соответствии с требованиями ГОСТ 17.5.3.06-85, ГОСТ 17.5.3.05-84;

планировку и очистку поверхности почвы путем применения эффективных химических средств их деградации в соответствии с РД 39-0147103-365-86, РД 39-0147098-015-90;

контроль за физико-химическими и биологическими свойствами почв в соответствии с требованиями ГОСТ 17.4.1.03-84, ГОСТ 17.4.4.02-84, ГОСТ 17.4.1.02-83, ГОСТ.

Для своевременного определения утечки газа из газопровода производится периодический обход газопровода. Вследствие воздействия газопровода на растительный мир проявляется в деградации леса, травянистой и кустарниковой растительности в результате вырубок, пожаров, химического воздействия; в появлении вторичных растительных сообществ, необходимо обеспечивать сохранение растительности, которое достигается:

снятием и сохранением дернины на участках, в целях дальнейшего использования при рекультивации;

мероприятиями по противопожарной охране лесов (выявлением наиболее пожароопасных участков, установлением особого режима деятельности в пределах пожароопасных участков, расчисткой пожароопасных лесов от сухостоя и валежника, устройством противопожарных рвов и полос);

мероприятиями по охране поверхностных вод.

При эксплуатации газопровода возможны ухудшение условий существования животных, поэтому сохранение животного мира обеспечивается:

мероприятиями по локализации строительных работ, а также работ по обслуживанию объектов в пределах отведенных земель;

максимальным сохранением естественной структурированности ландшафта, сохранением уникальных для зоны воздействия трудно восстановимых компонентов мест обитании (элементов рельефа, отдельных деревьев и т.д.) в пределах, отведенных под строительство земель.

5.Экономическая часть

Данный проект газопровода - отвода и ГРС разработан на основании федеральной целевой программы “Газификация Западно-Казахстанской области” на 2001 - 2009 годы.

Как город с оборонным комплексом, нуждается в более надежном газоснабжении, т.к. газоснабжение от газопровода-отвода попутным газом нестабильно и зависит от пластового давления на нефтяном месторождении особенно в зимнее время.

Для оценки эффективности принятых технологических решений строительства газопровода-отвода и ГРС в произведем расчет технико-экономических показателей.

5.1 Необходимые капитальные затраты

В состав сооружений рабочего проекта входят:

- газопровод - отвод к ГРС из труб Ду 150 протяженностью 177,1 км.;

- газопровод - отвод от ГРС до газопровода - отвода из труб Ду 300 протяженностью 4,020 км.;

- электрохимическая защита;

- технологическая связь;

- телемеханика;

- 2 дома операторов в д.

- подъездные дороги к ГРС;

- инженерные коммуникации к ГРС и Д.О. (ЛЭП, связь, и др.).

5.2 Стоимость строительства объектов

Стоимость строительства объектов предусматриваемых настоящим проектом определяем по сборнику “Укрупненные показатели стоимости строительства (УПСС) объектов магистрального трубопроводного транспорта газа” разработанного ВНИПИтрансгазом введенного в действие 01.01.91г.

Приведение стоимости строительства к ценам на 01.01.2000г.

Индекс изменения стоимости строительства (с учетом НДС) к ценам 1991 года для Западно-Казахстанской области К = 10,41. (Бюллетень строительной техники № 3 за 2000 г., официальный отдел стр. 32 п. 50)

448,06 тыс. руб. 10,41 = 4664,3 тыс. тенге.

В том числе строительные работы:

305,7 10,41 = 3182,3 тыс. тенге.

Монтажные работы:

20,49 10,41 = 213,3 тыс. тенге.

Оборудование:

119,87 10,41 = 1247,85 тыс. тенге.

Прочее:

2 10,41 = 20,82 тыс. тенге.

Удельные капитальные вложения на 1000 м³ перекачиваемого газа:

К_уд. = = 0,052 тыс. тенге/ 1000м³

где К_общ.- общая фондоемкость

Q - годовой объем перекачиваемого газа

5.3 Эксплуатационные расходы и себестоимость перекачиваемого газа

Годовые эксплуатационные расходы по содержанию объектов, предусмотренных настоящим проектом:

1) Одорант:

13,2 90 10⁶ 16 10^-9 19 (тыс. тенге.),

где, 13,2 - стоимость 1 т. одоранта в тыс.тенге. (отпускная цена завода “Метафракс”);

9010⁶ - годовой объем перекачиваемого газа в м³;

1610^-9 - расход одоранта на 1 м³ газа в т. (16 гр. на 1000м³)

2). Электроэнергия:

0,310 17,910³ = 5,5 (тыс. тенге.) ,

где 0,310 - одноставочный тариф (т. к. нагрузка меньше 750 КВа.);

17,910³ - годовая потребность в электроэнергии в кВт./час.

3). Зарплата производственного персонала:

35,75 2,79 = 99,74 (тыс. тенге.), где

35,75 - средняя зарплата одного работника в тыс. тенге.

2,79 - нормативная численность обслуживающего персонала

4). Отчисления на социальное страхование:

99,74 38,5 % = 13,76 тыс. тенге., где

38,5% - отчисление на социальное страхование

5). Амортизация основных фондов:

а) Линейная часть 3% 215,85 тыс. руб. = 6,48 тыс. тенге.

б) ГРС и Д.О. 6% 218,10 тыс. руб.= 13,09 тыс. тенге.

Итого: 19,57 тыс. тенге.

6).Прочие расходы (налог на имущество, внебюджетные фонды)

10% от суммы п. 1 п. 5

= 15,76 (тыс. тенге.)

7).Годовые эксплуатационные расходы:

19+5,5+99,74+13,76+19,57+15,76 = 173,33 (тыс. тенге.)

8). Себестоимость транспорта 1000 м³ газа:

173,33 : 910⁴ = 0,0019 (тыс. тенге.)

5.4 Расчет экономической эффективности капитальных вложений (с НДС)

1) Выручка от реализации газа для промышленных объектов составляет 3600 тенге./1000м³ по данным экономического отдела.

36 910⁴ = 32,4 млн. тенге

2) Оплата за газ поставщикам - 1200 тенге./1000м³ по данным экономического отдела , 11,16 млн.тенге

3) Себестоимость транспорта газа по магистральным газопроводам - 3,07 тенге./1000м^3, ,27,63 млн. тенге

4) Себестоимость транспорта газа по отводу ,11,16 млн. тенге.

5) Прибыль балансовая,212,12 млн.тенге.

6) Налог на прибыль 35%, 74,24 млн. тенге

7) Чистая прибыль,137,88 млн.тенге.

8) Срок окупаемости,3,4 (года)

Рентабельность производства

Рпр = = = 0,43

где В - выручка от реализации газа.

Как видно из приведенных расчетов транспортировка и реализация природного газа - высокорентабельное производство.

Заключение

трубопровод газ давление транспортируемый

В данном дипломном проекте были рассмотрены оптимальные технологические решения по сооружению и эксплуатацию газопровода-отвода от МГ Карачаганак-Уральск до ГРС Приречное протяженностью 8.1 км.

Для более надежной и долговременной эксплуатации газопровода были предусмотрены использование двухслойного наплавленного эпоксидного покрытия, которое позволяет защитить трубопровод от коррозий.

Проектом был предусмотрена прокладка трубопровода диаметром 6 дюймов с учетом переходов через естественные и искусственные преграды. Сделаны необходимые технологические расчеты. Выбраны КИП и средства автоматизации основных производственных процессов.

В части охраны труда предусмотрены меры по снижению шума на компрессорных станциях с использованием звукоизолирующих перегородок, экранов и кожухов.

Принятые технические решения данного дипломного проекта могут быть применены на практике.

Список литературы

1. Бородавкин П.П. Сооружение магистральных трубопроводов. М. Недра, 1977

2. Тугунов П.И. Транспорт и хранение нефти и газа. М. Недра, 2001

3. Алиев Р.А. Компрессорные станции магистральных газопроводов. М. Недра, 1979

4. Дизенко Е.И. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров. М. Недра, 1978

5. Гриценко А.И. Газодинамические процессы в трубопроводах и борьба с шумом на компрессорных станциях. М. Недра, 2002

6. Алиев Р.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М. Недра, 1988

7. Яковлев Е.И. Газовые сети и газохранилища. М. Недра, 1991

8. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов ВСН 012-88

9. СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы.

10. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание ВСН 011-88.

11. СНиП 3.01.03-84 Геодезические работы в строительстве.

12. СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения. Правила производства и приемки работ.

13. СНиП Ш-42-80 Магистральные трубопроводы.

14. ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.

15. Новоселов В.А. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. М. Недра, 1982

16. Бабин Л.А. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. М. Недра, 1979

17. Баяхметов Т.Б. Перспективы развития нефтепроводного транспорта и повышение коммерческих результатов от экспорта сырья. Алматы, 2001

18. Омарова Г.А. Нефтяные ресурсы и их транспортировка в рыночной экономике РК. Алматы, 2001

19. Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной промышленности. М. Недра, 1980

20. Попов Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. М. Недра, 1986

Размещено на Allbest.ru