Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин, подключенных к УКПГ-14 Оренбургского НГКМ

Площадка под станцию выбирается в соответствии с проектом планировки и застройки района строительства. Выбор обосновывается сравнением технико-экономических показателей различных вариантов размещения станции на различных площадках этого района. Размеры площадки принимаются минимально необходимыми с учетом рациональной плотности застройки и возможности расширения станции. Площадку станции следует размещать ниже по течению рек по отношению к ближайшим населенным пунктам и по возможности к существующим дорогам.

В данном проекте рельеф принимаем спокойный, пологий, с предельно выраженным уклоном для удобств отвода поверхностных вод и создания благоприятных условий для работы самотечной канализации и возможности проведения самотечных технологический операций.

Генеральный план станции должен обеспечивать наиболее экономичный производственный процесс на минимальной территории с учетом размещения во всех возможных случаях технологического оборудования на открытых площадках.

При разработке генерального плана обеспечивают наиболее рациональное размещение зданий и сооружений с учетом сторон света и направления ветров, предусматривается возможность выполнения строительных и монтажных работ современными методами с применением новых усовершенствованных конструкций.

В данном проекте головная перекачивающая станция включает в свой состав: насосную; резервуарный парк; камеру пуска скребка, совмещенную с узлом подключения станции к магистральному нефтепроводу; сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек; понижающую электроподстанцию с открытым распределительным устройством; комплекс сооружений хозяйственно-фекальной и промышленно-ливневой канализаций; котельную с тепловыми сетями; объекты вспомогательных служб (инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские КИПиА), административный блоки складские помещения.

Между зданиями и сооружениями станции должны соблюдаться разрывы, определяемые правилами пожарной безопасности.

Планировочные решения генерального плана настоящего проекта приняты с учетом расположения основных производственных и вспомогательных сооружений в соответствии в требованиями СНиП 2-89-80. Принято размещение и ориентация зданий и сооружений на генеральном плане создают условия проветриваемости территории.

Резервуарный парк расположен на минимальном расстоянии от подпор ной насосной и имеет более высокие отметки по сравнению с отметками участков для насосной. Это обеспечивает самотечное заполнение всасывающих трубопроводов, создает статистический подпор в приемных трудопроводах насосов.

Для защиты окружающей среды от аварийного разлива нефти предусмотрено обвалование резервуарного парка. В соответствии со СНиП 2-106-79 "Склады нефти и нефтепродуктов" резервуары с понтоном располагают группами емкостью 120000 м. Каждая группа наземных резервуаров должна быть ограждена сплошным земляным валом. В пределах одной группы каждый резервуар емкостью 20000м, а также несколько резервуаров суммарной емкостью 20000 м необходимо разделять внутренним земляным валом. Высота внешнего ограждения должна быть на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся нефти, но не менее 1 м, ширина земляного вала (по верху) не менее 0,5 м. Минимальное расстояние от стенок резервуаров до нижней кромки внутренних откосов обвалования принимается равным 6 м. Расстояние между стенками резервуаров, установленных водной группе, должно быть для резервуаров с понтоном не менее 0,65·D, но не более 30 м.

Подача воды для хозяйственно-производственных противопожарных нужд обеспечивается системой оборотного водоснабжения. Очистка сточных вод предусматривает очистные сооружения, которые обеспечивают содержание нефти до 5 мг/л, что вполне допустимо для сброса стоков в водоемы. нефтепровод трасса оборудование безопасность

Для обеспечения подъездов к зданиям и сооружениям и противопожарных проездов предусмотрены внутриплощадочные дороги с асфальтобетонным покрытием шириной 4 м и возвышающимся полотном дорог на 0,3 м от естественно рельефа. Для обеспечения нормальных санитарно-гигиенических условий предусматривается благоустройство территории: посадка деревьев и устройство газонов. Через обвалование резервуаров устраиваются лестницы. Территория ГНПС ограждается забором высотой 2,1 м из металлической сетки по железобетонным столбам.

1.12 Расчет перехода по железной дороге

Переходы по железной дороге проектируют, как правило подземными, с учетом обеспечения полной безопасности для движения транспорта в период проведения работ по прокладке трубопровода и его эксплуатации, предохранения земельного полотна дороги от размыва при аварии на нефтепроводе, надежности нефтепровода при воздействии статических и динамических нагрузок.

При сооружении перехода через железную дорогу укладывают патрон (кожух), в котором прокладывается нефтепровод. Кожух укладывают с уклоном 0,002. Один конец кожуха закладывают герметично с помощью установки специального сальника, а на другом конце устанавливают вход в специальный колодец для сбора нефти в случае разрыва основной трубы. При этом из колодца предусматривают выход в отводную трубу для аварийного стока нефти в сторону дороги. Колодец должен располагаться не ближе 25 метров от крайнего к колодцу рельса для дорог общего назначения [3].

Нефтепровод "Оренбург - Орск" имеет 6 переходов через железные дороги общего назначения. Прокладка кожуха осуществляется методом статического прокола. Расчет кожуха сводится к определению его длины и толщины стенки трубы.

1. Определение трубы понтона.

Кожух должен иметь длину [10]:

L = A + 2 · l,

где А - ширина железной дороги,

l = 25 м. - расстояние принимаемое для железных дорог общего назначения.

L = 4 + 2 · 25 = 54 м.

Патрон заглубляется на глубину не менее 1,5 м. от подошвы рельса.

2. Определение толщины стенки патрона.

Рис. 1.3 Схема перехода под железной дорогой

Диаметр патрона должен быть больше диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм. [10].

Принимаем диаметр патрона d_п = 630 мм. при диаметре нефтепровода d = 426 мм.

На патрон действует давление, которое очерчивается по параболе.

Расчетный пролет загружающего свода:

м

Где d_п = 0,63 - диаметр патрона,

-угол внутреннего трения глинистого грунта (табл. 34 [10]).

Высота естественного свода:

м,

Где f_кр = 2 - коэффициент прочности грунта (табл. 34 [10]).

Эквивалентная высота грунта над патроном:

Рис. 1.4 Разгружающий свод

Рис.1.5 Схема нагрузок, грунта. действующих на патрон

м,

Где h - высота грунта над патроном,

h_п - высота насыпи,

- плотность соответственно грунта и насыпи.

Эквивалентная высота грунта на уровне оси патрона:

H⁰_экв = 0,315 + H_экв = 0,315 + 1,413 = 1,728 м

Вертикальное давление на патрон:

Н/м²

Боковое давление на патрон:

Н/м²

Упругий отпор грунта:

,

Где к = 0,42кгс/см² - коэффициент сопротивления грунта,

r - радиус патрона,

- толщина стенки,

,

к₁ = 0,35 кгс/см²,

Принимаем толщину стенки патрона 100 мм, тогда:

,



Изгибающий момент М и номинальная сила N в наиболее напряженном сечении патрона от действия давления грунта и давления, вызываемого массой подвижного железнодорожного состава, определяются по формулам:

;

,

Где n_гр = 1,2 - коэффициент перегрузки от собственной массы и давления грунта,

Р_п = 5494 Н/м² - нагрузка от массы подвижного железнодорожного состава (рис. 20 [10]),

n_п = 1,2 - коэффициент перегрузки от подвижного железнодорожного состава.

Н/м²;

Н.

Толщина стенки патрона:

,

Где R_н - нормативное сопротивление. равное наименьшему значению предела текучести материала патрона,

- коэффициент однородности материала,

m = 0,75 - коэффициент условий работы.

Принимаем сталь марки Ст.4 для которой =2453 · 10⁵ Н/м².

, м

мм

Принятая предварительно в расчетах толщина стенки патрона равная 10 мм будет работать с коэффициентом запаса прочности равным 2,3.

Итак, укладываем патрон диаметром 630 мм, длиной 54 м из стали Ст.4 с толщиной стенки 10 мм и коэффициент запаса прочности равным 2,3.



2. Безопасность производственных процессов и оборудования на проектируемом нефтепроводе

2.1 Уровень безопасности технологического процесса

Наибольшего эффекта в повышении безопасности труда можно достичь обеспечением высокой безопасности технологических процессов и технологического оборудования. Требования оздоровления безопасности труда должны стать составной частью процесса создания новой техники и технологий. Использование герметичного оборудования и коммуникационных линий, высоконадежной арматуры, сокращение числа насосов и промежуточных емкостей, фланцевых соединений и т.д. позволило уменьшить объемы вредных выбросов. Применение блочного строительства существенно упростило монтажные работы и облегчило ремонтные работы.

Современный технологический процесс должен практически безотходным на всех стадиях, или давать минимум отходов. В нем не должны использоваться токсичные, взрыво-, пожароопасные и агрессивные вещества, он должен быть непрерывным или иметь высокую степень непрерывности.

Применение современной техники при проектировании нефтепровода исключает до минимума возможность зарождения и проявления производственных опасностей и профессиональных вредностей. Однако, новая технология не должна требовать от человека тяжелой, опасной работы, контакта ядовитыми веществами, пребывание в неблагоприятных условиях.

Оснащение всего технологического процесса транспортирования нефти по магистральному нефтепроводу надежными средствами индикации и защиты, контрольно-измерительными приборами, предохранительными, сигнализационными, регулирующими отключающими другими устройствами с высокой чувствительностью, с заданными параметрами и временем срабатывания, средствами автоматики и телемеханики существенно повышает надежность и безопасность технологического процесса.

В проекте, для предотвращения образования взрывоопасных смесей и концентраций, производственные помещения оборудуются системой контроля и управления составом воздуха, ряд технологического оборудования вынесен на открытые, продуваемые площадки.

Все эти требования значительно повышают безопасность технологических процессов и оборудования.

2.2 Основные производственные опасности и вредности

Нефть Оренбургского газоконденсатного и сопутствующих месторождений содержит такой опасный компонент, как сероводород (в пределах 4-6%). Сероводород - бесцветный, ядовитый газ с резким запахом тухлых яиц, действующий на центральную нервную систему и весь организм человека в целом. ПДК сероводорода в пределах рабочей зоны в смеси с углеродом составляет 3 мг/м³.

Легкие компоненты представляют собой нейротропный яд. ПДК паров нефти в воздухе рабочей зоны 300 мг/м³. Нефть оказывает воздействие на кожу человека, вызывает сильные раздражения и заболевания (дерматит). Температура вспышки паров нефти составляет 35С, и относится к легковоспламеняющимся жидкостям. Температура самовоспламенения нефти 270С, а концентрационные пределы воспламенения ее паров в воздухе составляют: нижний - 1,4% об; верхний - 7,5% об.

При перекачке нефти возникает электризация с потенциалом до 1000В.Возникновение статических разрядов может воспламенить пары нефти, что может вызвать взрывы и пары. Кроме того, статическое электричество отрицательно действует на работающих, вызывая плохое самочувствие, утомление и нервные расстройства.

Источником повышенного шума и вибраций на НПС являются насосные агрегаты. Уровень шума в машинном зале достигает 60 ДБа, что не превышает санитарные нормы. Применение электрооборудования до 1000 В и выше создает опасность получения электротравмы.

Несоблюдение правил безопасности работы с оборудованием и инструментом моет привести к механическим травмам, а не соблюдение правил проведения огневых работ - к тепловым ожогам.

Климат в районе прохождения трассы нефтепровода - резко континентальный, со средней температурой зимой -25^о до -35^оС, а летом от +25 до +35^оС. Это создает опасность обморожения и получения тепловых ударов летом. Природным очагом болезней по трассе является энцифалитный клещ.

При перекачке нефти, в результате различных неполадок, из нее в воздух рабочей зоны может выделиться сероводород. Пожаро- взрывоопасность сероводорода характеризуется показателями: температура воспламенения - 246^оС; концентрационные пределы воспламенения в воздухе: нижний - 4,3% об, верхний - 46% об; гасящий зазор - 0,89 мм.

2.3 Безопасность производственного оборудования

Основное оборудование нефтепровода:

1. Трубы диаметром 426 х 8мм из стали марки 20 на рабочее давление 7,5 МПа.

2. Насосы магистральные центробежные нефтяные секционные марки НМ 710 - 280 с развиваемым напором 280 м.

3. Электродвигатель 2 АМЗ 1 800\6000 У5 мощностью N = 800 кВт и частотой вращения n = 30000 об/мин во взрывозащищенном исполнении.

4. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС - 10000 м³ со стальным понтоном.

5. Арматура запорная, регулирующая, предохранительная, защитная.

При выборе этого оборудования учтены требования охраны окружающей среды и безопасности жизнедеятельности.

Прочность нефтепровода обеспечена выбором качественной стали для труб, надежной сваркой с применением стопроцентной гамма дефектоскопии сварных стыков и нормативным расчетом толщины стенки трубы.

По окончании строительства нефтепровода обязательно его гидравлическое испытание водой, свободной от механических примесей. Давление испытания на прочность:

Р_исп = 1,1 · Р_раб= 1,1 · 7,5 = 8,25 МПа.

Испытание проводят в течение не менее 6 часов. В конце испытания давление в контрольных точках не должно понизиться более чем на 1%.

Трубопроводные коммуникации насосных станций и участки трубопровода 1 категории испытывают давлением:

Р_исп = 1,25 · Р_раб = 1,25 · 7,5 = 9,375 МПа

Резервуары также подвергаются гидравлическому испытанию. Вода должна быть залита в резервуар в течение не более 5 суток. Уровень замеряется специальной линейкой, воду в резервуаре выдерживают в течении 3 суток и замеряют падение уровня воды в резервуаре. Допустимая норма суммарных потерь воды из резервуара не должна превышать 3 л воды на 1 м³ смачиваемой поверхности.

От опасных вибраций массивные фундаменты насосных агрегатов защищены упругими прокладками.

Для предотвращения механических травм все вращающиеся части оборудования имеют специальное ограждение.

Электросиловое оборудование, все трубопроводные коммуникации и резервуары надежно заземляются для предотвращения возникновения не корпусе оборудования опасных потенциалов и возникновения статистического электричества на трубопроводах и резервуарах.

Предусмотрено устройство металлических площадок и лестниц для обслуживания насосных агрегатов.

Основные размеры лестниц:

- ширина 0,7 м;

- угол наклона лестницы 45^о ;

- ширина ступеней 0,7 м;

- высота ступеней 0,12 м;

- высота перил 1,2 м;

- расстояние между стойками перил 1,5 м;

- высота нижней отбортовки 0,15 м;

- средняя связь 0,6 м.

Для защиты оборудования от воздействия обратного потока нефти при отключении насосной станции, на напорной стороне нефтеперекачивающего агрегата установлен "быстродействующий" обратный клапан, а на технологических трубопроводах между фильтрами - грязеуловителями и основной насосной установлена группа предохранительных клапанов со сбросом нефти в резервуар. Остальные клапаны на коллекторе насосной приняты плавно закрывающимися.

В связи со взрывоопасностью паров нефти не перекачивающей станции предусмотрен автоматический контроль загазованности. При превышении содержания паров нефти в воздухе выше 0,9% об. включается аварийная вентиляция, при дальнейшем повышении содержания паров нефти происходит отключение всех агрегатов насосной станции.

Защита от коррозии подземных коммуникаций и сооружений насосной станции осуществляется станцией катодной защиты СКЗ - 2000 Вт. Защита резервуаров от почвенной коррозии осуществляется протекторами типа ПМ-10 Ц. Защита от коррозии внутренней поверхности днища первого пояса резервуара осуществляется протекторами типа ПМР-5, которые располагаются на днище резервуара по концентрическим окружностям.

Средством механизации ремонтных работ в насосной являются прочные цилиндрические подкладные опоры, ручные лебедки и передвижной кран грузоподъемностью 10 т с машинным приводом.

Слесарный инструмент для работы во взрывоопасной зоне должен быть искробезопасным и изготовлен из бронзы или меди.

2.4 Размещение оборудования и организация рабочих мест

Расположение площадок для НПС выбрано с учетом преобладающего ветра на местной "розе ветров". Территория НПС располагается с подветренной стороны от ближайших населенных пунктов и отделена от из границ санитарно-защитной зоной шириной 500 м, которая благоустроена и засажена деревьями и кустарником.

Для безопасного и технологически правильного проведения всех операций по перекачке нефти, а также по противопожарным и санитарным соображениям, территория насосной станции разделена на зоны:

1. Резервуарный парк.

2. Насосная.

3. Узел приема и учета нефти.

4. Камера приема и пуска очистительных сооружений.

5. Насосная для сбора и откачки утечек.

6. Пожарная насосная.

7. Резервуары для пожарного запаса воды.

8. Операторная, склад приборов, ремонтная мастерская и др. находятся в одном помещении.

Расстояние между резервуарами, стоящими в одной группе, принято 0,65 · D.

P = 0,65 · 34,2 = 22,23 м



Расстояние между группами резервуаров принимается равным 40 м.

Расстояние между группами резервуаров и пожарной насосной равно 45 м.

Расстояние от резервуаров до насосной станции равно 30 м, до ремонтной мастерской - 70 м. Расстояние от подземных трубопроводов до резервуаров - 4 м, до фундаментов зданий не менее 4 м.

По границам резервуарного парка и между группами резервуаров предусмотрены проезды шириной 4 м.

Каркасно-панельное здание насосной заводского изготовления состоит из каркаса, выполненного из гнуто-сварных профилей, соединенных с помощью высокопрочных болтов и навесных аллюминевых панелей с несгораемым утеплителем. Здание насосной отнесено к категории А по пожарной опасности и к категории 1 по огнестойкости.

Насосные агрегаты установлены на бетонных фундаментах высотой от уровня пола - 0,5 м, ширина проходов между агрегатами - 4м.

Размеры здания насосной:

- длина - 54 м;

- ширина - 12 м;

- высота - 5м.

Все здания и сооружения соединены между собой пешеходными дорожками шириной 1 м. Технологический площадки имеют покрытие из дорожных плит. Дорога для автотранспорта шириной 4 м с асфальтовым покрытием. Площадка насосной станции ограждена забором из металлической сетки по железобетонным столбом высотой 2,15 м.

Потребность насосной станции в воде на хозяйственно-бытовые нужды и систему теплоснабжения обеспечивает система оборотного водоснабжения, состоящая из артезианской скважины, насосной и резервуаров для воды.

На насосной станции предусмотрено две системы канализации:

1. Производственно-ливневая.

2. Хозяйственно-бытовая.

Производственные стоки проходят механическую очистку в отстойниках и очистку от нефти во флотационной установке. Бытовые стоки подвергаются биологической очистке и сбрасываются в водоемы с остаточным содержанием нефти не более 1 мг/м³.

Телефонизация насосной станции осуществляется от местной автоматической телефонной станции.

Комплекс санитарно-бытовых помещений включает в себя:

- гардеробные для рабочей и повседневной одежды;

- санузлы, душевые, умывальные;

- места для курения и комнаты отдыха;

- помещения для стирки, чистки и ремонта спецодежды;

- медпункт.

2.5 Приемы безопасности работы, научная организация труда

Самые опасные работы на насосной станции: пуск, остановка, переключение насосных агрегатов, заполнение резервуаров, ликвидация аварий, зачистка резервуаров, сварка, резка.

Пуск агрегатов должны выполнять более квалифицированные рабочие, перед пуском необходимо проверить исправность основного и вспомогательного оборудования, требуемое электрическое напряжение, исправность приборов, регуляторов, автоматических систем управления.

Пуск насосного агрегата производится в следующей последовательности:

- проверить исправность всего оборудования;

- проверить уровень масла в маслобаках, при необходимости долить;

- заполнить корпус насоса нефтью не открывая задвижку на напорной лини;

- открыть вентиля подачи масла в сальниковые уплотнения;

- открыть вентиля подачи охлаждающей воды;

- включить электродвигатель;

- постепенно открыть задвижку на напорной линии при достижении двигателем необходимого числа оборотов, а насосом необходимого напора.

Ремонт насоса можно производить только после полной остановки агрегата. После этого, необходимо удалить нефть из корпуса насоса, а сам насос отключить от магистрального нефтепровода задвижками. Электродвигатель на время ремонта должен быть обесточен.

Сварочные работы можно производить только с соблюдением всех правил техники безопасности, предусмотренных инструкцией после получения специального разрешения на проведение огневых работ. Сварочные работы можно производить только при концентрации паров нефти не выше 0,1% об. по требованиям СОБТ ГОСТ 12.1.005-76. При сварке в сырых местах сварщик обязан пользоваться резиновым ковриком или деревянным настилом. На месте производства сварочных работ должны находиться в полной готовности первичные средства пожаротушения. При работах в насосном цехе должна быть включена приточно-вытяжная вентиляция, а состав воздуха в рабочей зоне должен контролироваться стационарными приборами с сигнализацией об опасной загазованности.

Для организации всей работы по охране труда не насосной станции предусмотрена должность инженера по охране труда, основные обязанности которого:

- создание безопасных и здоровых условий труда;

- предупреждение травматизма и профессиональных заболеваний не основе широкого внедрения механизации и автоматизации производства;

- организация инструктажей и обучения;

- расследование несчастных случаев на производстве;

обеспечение взаимодействия с профкомом органом Госнадзора;

- организация медицинского обслуживания.

Профессиональный отбор проводится по психологическим показателям, которые включают выяснение психофизических особенностей данной профессии, оценку личности и ее способностей и их сопоставление с психофизиологическими особенностями данной профессии, вынесение заключения о соответствии структуры личности данной профессии.

На насосной станции организуются обязательные инструктажи для работающих:

- вводный инструктаж для вновь принятых на работу или переведенных с другой работы;

- периодический, квартальный инструктаж на рабочем месте;

- внеочередные инструктажи;

- обеспечение безопасным методам труда на рабочем месте;

- ежегодная проверка знаний у обслуживающего персонала.

Все виды инструктажей фиксируются в карточке регистрации инструктажей. Через каждые три года проводится проверка знаний руководящих инженерно-технических работников.

Обязательно применение на НПС знаков безопасности. Например:

Запрещающих: Предупреждающих:

"Курить запрещено" "Высокое напряжение"

Указательных Предписывающих

"Место для курения" "Работать здесь"

2.6 Коллективные и индивидуальные средства защиты работающих

Использование средств индивидуальной защиты (СИЗ) работниками нефтепровода является дополнительным условием предотвращения от несчастных случаев и профессиональных заболеваний.

Машинист НПС должен получать бесплатно следующие СИЗ:

1. Рукавицы нефтемаслостойкие на 2 месяца.

2. Комбинезон из нефтенепроницаемой ткани на 12 месяцев.

3. Ботинки с нефтестойкой подошвой без металлических гвоздей на 18 месяцев.

В холодное время года дополнительно машинист НПС должен получить:

1. Куртку утепленную на 24 месяца.

2. Брюки утепленные на 24 месяца.

3. Валенки на резиновой подошве на 30 месяцев.

Дежурные СИЗ на НПС:

1. Диэлектрические перчатки, галоши, коврики по 4 шт.

2. Шланговые противогазы ПШ-1, ПШ-2 по 6 шт.

3. Каски "Труд" - 4 шт.

4. Предохранительные и спасательные пояса по 3 комплекта.

5. Противошумы ВЦНИОМ-2М - 4шт.

6. Очки защитные открытые и закрытые по 4 шт.

7. Указатели напряжения - 4 шт.

8. Распираторы типа "Лепесток" - 12 шт.

9. Фильтрующие противогазы с коробками типа "А" и КД по 7 шт.

Все средства индивидуальной защиты должны быть проверены и иметь клеймо о проверке и пригодности их к применению.

Чистка, сушка, стирка и ремонт СИЗ выполняется в отдельном специальном помещении.

В каждом рабочем помещении должна быть аптечка,содержащая бинт, вату, спиртовой раствор йода, медицинские шины и жгут, валидол, борную кислоту и другие препараты.

Предусмотрены средства коллективной защиты. В частности для НПС:

1. Вентиляция и очистка воздуха в помещениях.

2. Отопление.

3.Авоматический контроль всех параметров работы оборудования и сигнализация.

4. Освещение.

5. Защита от вибрации (контроль и сигнализация с помощью датчиков).

6. Защита от шума (глушители шума).

7. Защита от поражения электрическим током (изолирующие устройства, заземление, зануление).

8. Защита от статического электричества (антистатические покрытия, заземление).

9. От механических факторов (ограждения, дистанционные управления).

2.7 Средства и оборудование пожаротушения

В качестве основных огнегасящих средств на НПС выбраны вода и воздушно-механическая пена. Вода используется в стационарной системе орошения резервуаров, а также для получения воздушно-механической пены в пеногенераторах.

Для тушения горящего резервуара навесными струями можно использовать только пену кратности 70-150.ЭТо объясняется тем, что пена меньшей кратности, падая с высоты 6-8 м на поверхность горящей нефти окунается в нее и обволакивается пленкой, сгорает и быстро разрушается.

Тушение пожаров в резервуарном парке и НПС будет осуществляться автоматической стационарной установкой с применением воды и воздушно-механической пены кратности 100. Автоматическая система включает в себя: пожарную насосную станцию, которая подает воду и пенообразователь к очагу пожара; резервуары для запасов воды и пенообразователя; пеногенераторы; пожарные трубопроводы с гидрантами и пожарными кранами. Для охлаждения горящего и соседних резервуаров применяется стационарная система орошения водой.

Для сигнализации о возникновении пожара в производственных и складских помещениях, размещены тепловые и дымовые датчики, передающие сигнал на пульт диспетчера. Для ликвидации возгорания используются первичные средства пожаротушения, расположенные на пожарных постах: ящики с песком, топоры, багры, ведра, огнетушители ОХП-10, ОУ-5, ОП-10, ОП-50.

Из обслуживающего персонала НПС формируется ДПД.

Обязанности членов ДПД:

- соблюдать (и требовать этого от других) противопожарный режим на рабочих местах,

- знать свои обязанности по боевому расчету;

- в случае пожара принимать участие в его тушении;

- следить за исправностью работоспособностью средств пожаротушения;

- о всех неисправностях докладывать начальнику дружины или устранять их самостоятельно;

- выполнять распоряжения начальника дружины;

- повышать свои пожарно-технические навыки и знания.

НПС с резервуарным парком охраняют ведомственная пожарная охрана (команда) на 2-4 пожарных автомобилях со всем необходимым снаряжением.



2.8 Обеспечение БЖД в чрезвычайных ситуациях

Аварийная остановка насосной

Аварийная остановка станции может возникнуть:

- при прекращении подачи электроэнергии;

- при прекращении подачи воздуха КИПиА;

- при разгерметизации системы;

- при пожаре на станции;

- при нарушении параметров работы насосных агрегатов.

При аварийной ситуации обслуживающий персонал должен поставить в известность диспетчера станции, начальника смены и администра- цию станции.

При прекращении подачи электроэнергии остановятся насосные агрегаты, вентиляторы, вспомогательные насосы и отключится основное электроосвещение. Обслуживающий персонал при этом обязан: отключить НПС ль магистрального трубопровода, перекрыть запорную арматуру насосных агрегатов, поступающую нефть на ГНПС направить в резервуарный парк.

При возобновлении подачи электроэнергии приступить к пуску станции и выводу ее на заданный режим.

При прекращении подачи воздуха КИПиА на непродолжительное время производить регулировку процесса в ручном режиме, контролируя параметры работы оборудования по местным приборам. После возобновления подачи воздуха вывести станцию на нормальный режим.

При отключении подачи воздуха КИПиА на длительное время приступить к остановке станции.

В случае разгерметизации какого-либо участка, необходимо быстро отключить данный участок от всей системы и сбросить давление в дренажную емкость. Если возможна работа станции без данного участка, то продолжить работу, в противном случае, остановить НПС.

2.9 Расчет освещения машинного зала НПС

1. Естественное освещение

Свет оказывает большое влияние на организм человека, работу основных функциональных систем, характер психических процессов. Недостаточная или чрезмерная освещенность, например может изменить кровяное давление, замедлить биохимический обмен веществ, понижать активность и работоспособность.

Состояние освещенности рабочего места имеет большое значение в безопасности труда. Широкое применение естественного света в производственных помещениях не только экономически выгодно, но и благоприятно для человека.

Уровень естественного света в производственных помещениях можно регулировать изменением числа и количества световых проемов, рациональным соотношением площади окон с площадью межоконных перегородок, площади пола, длины, ширины и высоты помещения. Количественно обоснованным является соотношение, при котором обеспечивается нормативное значение коэффициента естественного освещения [КЕО (е_н)] в проектируемом производственном помещении.

Расчет ведется по СНИП-2-4-79 "Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования"

В насосной предусмотрено боковое освещение.

Размеры машинного зала НПС:

Длина А = 36 м.

Ширина В = 12 м.

Высота Н = 5 м.

Для помещения с боковым освещением:

;

Где S₀ - площадь световых проемов,

S₀ - площадь пола,

е_н = 0,3% - нормативное значение КЕО,

= 25 - световая характеристика окна (зависит от отношения длины помещения к глубине, ширины к высоте, изменяется от 6,5 до 66),

К_зд = 1 - коэффициент, учитывающий затемнение окон противостоящим зданием,

r₁ = 4,0 - коэффициент, учитывающий влияние отраженного света при боковом освещении,

- общий коэффициент освещенности, определяется по формуле:

,

= 0,9 - коэффициент светопроницаемости стекла (СНИП-2-4-79 табл.28),

= 0,75 - коэффициент, учитывающий светопотери света в переплетах светопроема (СНИП-2-4-79 табл.28),

= 0,75 - коэффициент, учитывающий светопотери света несущих конструкциях (СНИП-2-4-79 табл.29),

= 0,75 - коэффициент, учитывающий светопотери света в солнце защитных конструкциях (СНИП-2-4-79 табл.29),

= 0,75 - коэффициент, учитывающий светопотери света от загрязненния остекленной поверхности (СНИП-2-4-79 табл. 79),

;

м².



Площадь световых проемов 23,5 м². Принимаем, площадь одного оконного проема 4 м², тогда количество окон:

шт.

На основании расчета, принимаем в машинном зале НПС 6 оконных проемов.

2. Искусственное освещение

Для освещения взрывоопасного помещения машинного зала НПС класса В - 1а применяем светильники повышенной надежности против взрыва типа НОГЛ 2 ? 80 с двумя люминесцентными лампами мощность 80 Вт и световым потоком F_л = 5600 лм. каждая.

Требуемое количество светильников находим по формуле (СНИП-2-4-79):

Где Е_min = 20 лк. - минимальная освещенность машинных залов насосных станций (СНИП-2-4-79);

К = 1,5 - коэффициент запаса, учитывающий фактическую прозрачность воздуха;

Z = 1,2 - отношение средней освещенности к минимально;

= 0,1 - коэффициент использования светового потока;

F_с = 2 · F_л = 2 · 5600 = 11200 лм. - световой поток одного светильника.

Светильник размещают в два ряда по 7 штук в каждом.



2.10 Расчет вентиляции машинного зала НПС

Основная задача вентиляции во всех производственных помещениях нефтяной и газовой промышленности: в поддержании постоянного химического состава воздуха, соответствующего по чистоте и содержанию кислорода его естественному составу; недопущении загрязнения воздуха ядовитыми, взрывчатыми и другими веществами; поддержания температуры, относительной влажности, скорости и давления в допустимых пределах.

Помещение машинного зала НПС взрывоопасное класса В - 1а.

Принимаем к установке вытяжную вентиляцию с кратностью воздухообмена равным 8. Приток воздуха обеспечивается за счет неплотностей оконных и дверных проемов.

Вытяжка осуществляется из 1/3 верхней зоны за счет дефлекторов и из 2/3 нижней зоны за счет механической вентиляции.

Расход воздуха:

Z = V · n = 2160 · 8 = 17280 м³/ч.

где n = 8 1/ч - кратность воздухообмена,

V - объем вентилируемого помещения,

V = А · В · Н = 36 · 12 · 5 = 2160 м³.

1. Расход воздуха через дефлекторы:

м³/ч.

Для удобства аэрации машинного зала НПС задаемся количеством дефлекторов равным 6 шт.

Расход воздуха через один дефлектор составляет:

м³/ч.

где n = 6 - количество дефлекторов.

Диаметр подводящего патрубка дефлектора определяем по выражению:

м.

где Q - производительность дефлекторов,

W_n - скорость воздуха в подводящем патрубке.

W_n = W_в · 0,5 = 0,5 · 4 = 2 м/с.

W_в = 4 м/с - скорость ветра.

Принимаем к установке дефлектора ЦАГИ марки Т22 с диаметром патрубка D = 426 мм (стр. 58 [13]) в количестве 6 штук.

2. Расход воздуха через механическую вентиляцию:

м³/ч.

Находим необходимую мощность на валу электродвигателя вентилятора:

кВт,



где k = 1,1-1,5 - коэффициент запаса,

Q_в -производительность вентилятора,

Н - напор создаваемый вентилятором,

- КПД вентилятора.

Принимая к установке вытяжной вентилятор марки А6,3 105-1 N6,3 с электродвигателем В 132 S 4 мощностью 7,5 кВт и частотой вращения n=1450 об/мин в количестве 2 шт. (1 рабочий + 1 резервный) (стр. 65 [13]).

Итак, в результате расчетов получаем:

- 6 дефлекторов ЦАГИ марки Т22 с диаметром патрубка D = 426 мм.

- 2 вентилятора марки А6,3 105-1 N6,3 с электродвигателем В132S4 (1 рабочий + 1 резервный).

2.11 Расчет молниезащиты здания НПС

Согласно инструкции РД 34.21.122-87:

- категория насосной станции по молниезащите - 3 (защита от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции и заноса высоких потенциалов через подземные и наземные металлические конструкции);

- тип зоны защиты - В (с надежностью защиты 95%).

Размеры защищаемого здания:

S = 12 м - ширина,

В = 54 м - длина,

Н = 5,5 м - высота.

Среднегодовая продолжительность гроз 40?60 час/год.

Среднее число ударов молний в земную поверхность:

n = 4 1/(км² · год).

Число поражений молнией зданий НПС:

N = [(S + 6 · H) · (L + 6 · H) - 7,7 ·h^-6] · n^-6 = (12+ 6·5,5) · (54 + 6·5,5)4·0^-

⁶ · n^-6 = 0,01473 1/год.

Одно поражение молнией здания НПС возможно за:

года.

Определяем размеры защитной зоны для типа В:

при L > 1,5 · h,

h_x = Н + h_деф + 3 = 5,5 + 1,5 + 3 = 10 м.

Минимальная необходимая высота молниеотвода:

м,

где L = 62 м. - расстояние между молниеотводами.

h_c = 13 м. - принятое значение высоты зоны защиты в середине между молниеотводами;

Высота зоны защиты от поверхности земли:

h₀ = 0,92 · h = 0,92 · 19,19 = 16,65 м

Размеры зоны защиты на уровне земли:

r₀ = 1,5 · h = 1,5 · h =16,65 м

Размеры зоны защиты на высоте h_x = 10 м. между молниеотводами.

м

Фактическая высота зоны защиты в середине между молниеотводами:

h_c = h₀ -0,14 · (L - 1,5 ·h) = 17,65 - 0,14 · (1,5 · 19,19) = 12,99 м

Размеры зоны защиты на высоте h_x = 10 м в середине между молниеотводами:

м

Каждый молниеотвод имеет 3^х стержневой заземлитель изготовленный из стержней диаметром d = 15 мм. и длинной l = 4 м, заглубленных в землю вертикально с расстоянием от поверхности земли до верхнего конца стержней равным 0,7 м. и расстоянием между стержнями равным 5 м.

2.12 Перечень основной нормативно-технической и технологической документации, требования которой реализованы в проекте

В проекте выполнены требования следующих нормативов:

1. СОВТ ГОСТ 12.0.003-74. Опасные и вредные производственные факторы.

2. СОВТ ГОСТ 12.1.004-79. Пожарная безопасность. Общие требования.

3. СОВТ ГОСТ 12.1.005-88. Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования.

4. СОВТ ГОСТ 12.1.010-76. Взрывоопасность.

5. СОВТ ГОСТ 12.1.017-80. Пожаро-взрывобезопасность нефтепродуктов и химических органических продуктов. Номенклатура показателей.

6. СОВТ ГОСТ 12.1.020-80. Средства и методы защиты от шума, классификация.

7. СОВТ ГОСТ 12.2.020-76. Электрооборудование взрывозащищенное. Термины и определения. Классификация. Маркировка.

8. СОВТ ГОСТ 12.2.044-80. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности.

9. СОВТ ГОСТ 12.4..021-75. Системы вентиляционные. Общие требования.

10. ГОСТ 25812-83. Трубопроводы стальные магистральные.

11.СНиП 2-4-79. Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования.

12.СНиП 2-33-75. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Нормы проектирования.

13.СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.

14.СНиП 2-89-80. Генеральные планы промышленных предприятий. Нормы проектов.

15. СНиП 2-108-79. Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования.

16. ПЭУ-85. Правила устройства электроустановок.

17. ПТЭиПТБ-85. Правила технической эксплуатации и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

18.СНиП 2-82-76. Вспомогательные здания и сооружения промышленных предприятий.

19. СОВТ 12.4.026-79. Цвета и специальные знаки безопасности.

20. СОВТ 12.1.003-83. Шум. Общие требования безопасности.

21. СОВТ ГОСТ 12.1.012.78. Вибрация. Общие требования.

22. СОВТ ГОСТ 12.1.008-79. Статистическое электричество. Искробезопасность. Общие требования.

23. РД 34.21.122-87. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений.

24. Ведомственные документы на нефтепроводы: технические и санитарные паспорта, инструкции по технике безопасности и др.



3. Охрана окружающей среды на проектируемом нефтепроводе "Оренбург - Орск"

Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации магистрального нефтепровода включает комплекс мер, обеспечивающих в период строительства и эксплуатации как конструктивные и технологические мероприятия, так и соответствующие методы выполнения работ и соблюдение режима эксплуатации.

обеспечение наилучших условий для окружающей среды является одновременно и гарантией создания наиболее благоприятных условий работы самого нефтепровода.

3.1 Мероприятия по защите окружающей среды в период строительства нефтепровода

Защита окружающей среды в период строительства нефтепровода включает в себя следующие мероприятия:

1. Проведение рекультивации земель для сохранения плодородного слоя почвы при сооружении линейной части нефтепровода.

Работы по рекультивации состоят из следующих мероприятий:

- снятие плодородного слоя почвы шириной 3,5 м. и сохранение его на период монтажа трубопровода в отвале на расстоянии 5 - 7 м.;

- распределение избыточного минерального грунта, оставшегося после укладки трубопровода и засыпке траншеи по полосе рекультивации и уплотнение его;

- возвращение плодородного слоя почвы из отвала хранения и окончательная его планировка.

При снятии, складирования и хранении плодородного слоя не допускается смешивать его с подстилающими породами и загрязнение его строительным мусором и бытовыми отходами.

2. Проведение защитных мероприятий по повышению устойчивости склонов для ликвидации эрозивных и оползневых явлений, при прокладке трубопровода на пересеченной местности, включающих в себя следующие мероприятия:

- закрепление грунтов посевом многолетних трав, однодревковой и посадкой кустарника;

- сооружение устройств организованного стока поверхностных вод по водосточным валикам и желобам.

3. При пересечении водотоков (рек, речек и ручьев) для уменьшения загрязнения водоема взвешенными частицами грунта применяем технологию, совмещенную разработку русловой траншеи с одновременным протаскиванием трубопровода. За счет уменьшения необходимой ширины и глубины разрабатываемой траншеи на дне реки соответственно уменьшается и количество грунта уносимого течением водоема.

4. Для предотвращения размывания берегов, нарушенных при строительстве подводных переходов трубопровода через водоемы, проводим укрепление берегов каменной наброской или с помощью железобетонных плит.

5. для выполнения требований к обеспечению чистоты местности после окончания строительных работ в состав строительно-монтажной колонны включается специальное звено, ответственное за сбор и вывоз строительного мусора и бытовых отходов в специально отведенные места.

3.2 Оценка надежности нефтепровода

Магистральные трубопроводы, непосредственно взаимодействующие на своем протяжении с природной средой, являются ответственными инженерными сооружениями, основная задача при проектировании которых заключается в обеспечении экологической и эксплуатационной надежности.

Надежность линейной части нефтепровода обеспечивается:

1. Применением стальных, бесшовных, горячекатаных труб диаметром 426 мм из углеродистой стали марки 20 (стр. 22 раздел 1.5.5 "Механический расчет").

2. Нормативным расчетом толщины стенки трубопровода с учетом рабочего давления и условий эксплуатации (стр. 22 раздел 1.5.5 "Механический расчет").

3. Проведение гидравлического испытания трубопровода после окончания строительства (раздел 2.3)

4. Применение электрохимзащиты трубопровода от разрушающих воздействий почвенной коррозии и блуждающих токов (раздел 2.3 "Безопасность технологического оборудования").

5. Применение отсекающих кранов, установленных с учетом рельефа местности (раздел 2.1 "Уровень безопасности технологического процесса").

Обеспечение надежности переходов нефтепровода через искусственные препятствия и водоемы:

1. Трубопровод прокладывается в специальном защитном кожухе (патроне) (стр.59 раздел 1.12 "Расчет перехода под железной дорогой").

2. Проведение нормативного расчета длины кожуха и толщины его стенки с учетом действующих нагрузок (стр. 60, раздел 1.12 "Расчет перехода под железной дорогой").

3. При пересечении водотоков применяем конструкцию перехода "труба в трубе" с заполнением межтрубного пространства цементно-песчаной смесью, надежность которого обеспечивается методом резервирования поскольку в случае отказа внутренней трубы ее функции выполняет наружная, тем самым исключая попадание нефти в водоем.

3.3 Расчет ущерба окружающей среде в случае аварии на нефтепроводе

Утечки нефти, возникающие при повреждении магистральных нефтепроводов, приводят к загрязнению грунтовых участков. Как последствия, так и связанные с ними материальные убытки характеризуются размерами (степенью) загрязнения.

По мере растекания нефти на дневной поверхности образуется нефтяное пятно, без учета инфильтрации, на начальной стадии загрязнения площадью [11]:

Где S₁(t) - площадь загрязненная нефтью, вытекающей из нефтепровода за промежуток времени от момента повреждения до остановки насосов;

S_c - площадь загрязнения потенциальным стоком нефти через поврежденный участок после закрытия рассекающей арматуры;

h = 0,1 м. - толщина нефтяного пятна;

V - объем утечки нефти.

Нарушение герметичности нефтепровода, вызванное его повреждением, сопровождается изменением режима перекачки на насосной станции и трубопроводе, фиксируемым специальными измерительными приборами.

При поступлении сигнала насосные станции отключаются, а ближайшие к месту аварии задвижки перекрываются. Однако вследствие инертности системы регистрации и управления работой насосов и запорной арматурой указанные события происходят со сдвигом во времени, то есть: t_n < t₀ < t₃,

где t_n, t₀, t₃ - моменты времени соответственно повреждения, остановки насосов и перекрытия кранов.

Исходя из этого суммарный объем утечки при повреждении трубопровода [11]:

V = q₁·(t₀ - t_n) + q₂(t₃ - t₀) + q₃(t_оп - t₃),

Где q₁, q₂, q₃ - расходы утечки соответственно до отключения насосов, перекрытия кранов и прекращения утечки в момент времени t_оп.

Исходные данные для определения объема нефти попадающей в окружающую среду в случае аварии на нефтепроводе:

Q⁰ = 0,174 м³/с - расход нефти до повреждения трубопровода;

Q^I = 0,194 м³/с - расход нефти после повреждения;

Z₁ = 175 м. - отметка высоты начала перегона между НПС;

Z₂ = 245 м. - отметка высоты конца перегона между НПС;

l = 120 км. - длина перегона;

х = 55 км. - расстояние от начала перегона до места аварии;

i₀ = 0,004924 - гидравлический уклон до повреждения трубопровода;

m₀ = 0,25 - характеристика режима движения нефти до повреждения трубопровода;

Н^I = 660 м. - напор на НПС в начале перегона после повреждения трубопровода;

Н^II = 30 м. - напор в конце после повреждения трубопровода.

Объем нефти, вытекшей через повреждение за период времени от момента повреждения нефтепровода до остановки насосов [11]:

V = q₁·(t₀ - t_n) = 0,0405 · 3600 = 145,8 м³/ч.

Где (t₀ - t_n) = 1 час - период времени от повреждения нефтепровода до остановки насосов.

м³/с.

С достаточной точностью для практических расчетов расходом нефти, q₂ вытекающей через повреждение трубопровода за промежуток времени (t₃ - t₀) от остановки насосов до перекрытия кранов пренебрегаем ввиду малости этого промежутка времени.

А расход утечки q₃ за промежуток времени (t_оп - t₃) от перекрытия кранов до прекращения утечки заменим объемом потенциального стока нефти с поврежденного участка:

V_c = 0,25 · ·d² ·L = 0,25 · 3,14 · 0,41² · 10000 = 1319,6 м³.

Где L = 10 км. - расстояние между отсекающими кранами;

d = 410 мм. - внутренний диаметр нефтепровода.

Тогда площадь загрязнения поверхности грунта в результате повреждения нефтепровода составит:

м²

Плата за загрязнение окружающей среды составит:

млн. руб.

Где V - объем нефти попадающий в окружающую среду,

-плотность нефти,

С = 1759 руб/т - плата за загрязнение окружающей среды 1 т. летучих НКК,

35 - коэффициент увеличения платы,

2 - территориальный коэффициент для Оренбургской области.



4. Экономическая часть

4.1 Определение капитальных вложений

Капитальные вложения в практикуемый объект состоят из затрат на сооружение линейной части трубопровода, насосных станций и резервуаров:

К_тр = К_л + К_нс,

1. Капитальные вложения на сооружение линейной части:

К_л = С_л · L = 37,600 · 2800 10528 тыс. руб.

Где С_л - 37,6 тыс. руб./км. - стоимость сооружения 1 км трубопровода диаметром 426 мм,

L =280 км. Длина трубопровода.

2. Капитальные вложения на сооружение насосных станций:

К_нс = C_гнс + (n -1) · С_пнс + V_р · С_р,

Где C_гнс =2556 тыс.руб. - стоимость сооружения головной насосной станции с резервуарным парком,

С_пнс =1274 тыс.руб. - стоимость сооружения промежуточной насосной станции,

n = 2- число насосных станций,

С_р =20 руб/м³ - стоимость 1 м³ емкости сооружаемых резервуаров,

V_р = 40000 м³ - емкость резервуарного парка на конечном пункте нефтепровода.

К_нс = 2556 + 1274 -40000 · 0,02 = 4630 тыс. руб.

3. Полные капитальные вложения на сооружение нефтепровода:

К_тр = К_л + К_нс, = 10528 + 4630 = 15158 тыс. руб.

Полные капитальные вложения с учетом территориального коэффициента:

К = k_т · К_тр = 1,1 · 15158 = 16673,8 тыс. руб.

Где k_т =1,1 - территориальный коэффициент Оренбургской области, учитывающий степень освоенности района и поясные цены.

Полные капитальные вложения в ценах на 31.03.1996 г.:

К = k₁ · k₂ ·К = 1,4 · 6075 · 16673,8 = 141,811 млрд. руб.

Где k₁ =1,4 - переводочный коэффициент с цен 1984г. на цены 1991г.

k₂ =6075 - переводочный коэффициент с 1991 г. на цены 1996 г.

4.2 Расчет эксплуатационных расходов

Эксплуатационные расходы - это расходы, связанные с эксплуатацией проектируемого нефтепровода и перекачивающей нефти.

Основные элементы затрат себестоимости перекачки нефти по трубопроводу:

- годовая заработная плата обслуживаемого персонала,

- отчисления на социальное страхование,

- годовые амортизационные отчисления,

- годовые расходы на текущий ремонт,

- годовые расходы на электроэнергию,

- годовые расходы на топливо,

- расходы от потерь нефти при транспортировке,

- прочие расходы,

- расходы на охрану труда.

1. Основная заработная плата определяется исходя из норм обслуживания тарифных ставок (таблица 4.1).

Дополнительная заработная плата рассчитывается в процентах от основной и составляет 30%.

Проектируемые выплаты из фонда материального поощрения составляют 25% от основной заработной платы.

Основная заработная плата: 135,360 тыс. руб./год.

Дополнительная заработная плата:

З_д = 0,3 · З_о =0,3 · 135,360 = 40,608 тыс. руб./год.

Выплаты из фонда материального поощрения:

Ф_п = 0,25 · З_о =0,25 · 135,360 = 33,84 тыс. руб./год.

Таблица 4.1

Примерный штат основных подразделений магистрального нефтепровода

№ п/п	Наименование подразделений	Численность, чел.	Годовая зарплата, тыс.руб.
		ГНПС	ППНС	Линейная	Итого
1	Административно-хозяйственный персонал	8	4	4	16	34,560
2	Производственно-эксплуатационный персонал	27	15	16	58	69,600
3	Механическая мастерская	10	8	8	26	31,200
4	Итого	45	27	28	100	135,360

Годовые расходы на заработную плату:

2. Отчисления на социальное страхование определяется от суммы основной и дополнительной заработной платы и проектируемых выплат из фонда материального поощрения в размере 12 - 14%:

З_стр = 0,14 · З = 0,14 ·209,808 = 29,373 тыс. руб./год.