Реконструкция газораспределительной станции с полной заменой оборудования и трубопроводов

Надземные трубопроводы защищаются от атмосферной коррозии покрытием, состоящим из двух слоев грунтовки ГФ-021 и двух слоев эмали ПФ-115.

Опознавательная окраска трубопроводов наносится в соответствии с ГОСТ 14202-69 и «Правилами безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов».

На входном и выходных газопроводах предусматривается установка электроизолирующих вставок. Электроизолирующие вставки входят в комплект поставки ГРС «Семилуки». Демонтаж оборудования и трубопроводов существующей ГРС осуществляется после ввода в эксплуатацию проектируемой ГРС. Выполнение строительно-монтажных работ по ГРС осуществлять после получения оборудования и сверке привязочных проектных размеров с фактическими. Рабочим проектом предусматривается утилизация использованного оборудования одоризации газа с предварительным обезвреживанием остатков одоранта в подземной емкости. При проведении работ, связанных с нейтрализацией одоранта используется соответствующие положения «Инструкции по технике безопасности при производстве, хранении, транспортировании (перевозке) и использовании одоранта», ОАО «Газпром», М., 1999 г. Для обезвреживания остатков одоранта используется 10-15% водный раствор хлорной извести, который закачивается в емкость через систему заправки. Выделяющиеся при этом пары одоранта обезвреживаются в деодораторах путем барботирования паров через аналогичный раствор хлорной извести или гипохлорида натрия. Продуктами реакции являются элементарный газообразный азот и раствор хлорида натрия, который после откачки сбрасывается на очистные сооружения. Обеззараживание существующего оборудования одоризации газа производится на месте, на территории ГРС. После нейтрализации остатков одоранта оборудование демонтируется. В соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов» в целях защиты и обеспечения условий для нормальной работы ГРС предусмотрена охранная зона в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией отстоящей от ограждения ГРС на 100 м во все стороны. Для проведения ремонтно-профилактических работ по обслуживанию технологического оборудования в зданиях редуцирования и замера газа, предусмотрены краны мостовые ручные однобалочные подвесные, во взрывобезопасном исполнении, грузоподъемностью 3,2 тс и 5,0 тс соответственно, ТУ 24.00.4912-88.

Безопасный срок эксплуатации ГРС будет указан заводом-изготовителем в техническом паспорте. Для проведения мелкого ремонта оборудования и приборов ГРС предусмотрена мастерская, расположенная в здании операторной ГРС. В мастерской установлен верстак с тисками для ремонта оборудования, стол для электромонтажных работ.

Мастерская выгорожена в отдельное помещение, имеет необходимое количество эвакуационных выходов. Категория помещения по взрывопожарной и пожарной опасности определена в соответствии с НПБ 105-03 и соответствует «В4».Количество работающих в мастерской - 2 человека в смену (приборист, слесарь по ремонту технологических установок), группа производственного процесса - 1б. Режим работы - трехсменный по 8 часов.

Техническое обслуживание ГРС, ликвидация аварийных ситуаций осуществляются службой ГРС, входящей в состав Воронежского УМГ ООО «Газпром трансгаз Москва».

1.5 Гидравлический расчет

Падение давления на участке газовой сети можно определять:- для сетей среднего и высокого давлений по формуле

где PH - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Рк - абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

Ро = 0,101325 МПа;

X - коэффициент гидравлического трения;

l - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d - внутренний диаметр газопровода, см;

P- плотность газа при нормальных условиях, кг/м ;

Qo - расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

- для сетей низкого давления по формуле

где Рн - давление в начале газопровода, Па;

Рк - давление в конце газопровода, Па; X, 1, d, ро, Qq - обозначения те же, что и в формуле (3). Коэффициент гидравлического трения А. определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса

где v - коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с , при нормальных условиях;

Q - обозначения те же, что и в формуле , и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (6)

где Re - число Рейнольдса;

п - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных - 0,01 ем, для бывших в эксплуатации стальных - 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации - 0,0007 см;

d - обозначение то же.

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения определяется:

- для ламинарного режима движения газа Re ? 2000

-для критического режима движения газа Re =2000-4000

-для гидравлически гладкой стенки

-при 4000 < Re < 100000 по формуле

-при Re > 100000



- для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Re > 4000

где п - обозначение то же

d - обозначение то же

Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке.

Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5 - 10%.

Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяют по формуле Q2



где U - действительная длина газопровода, м;

E - сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода;

d - обозначение то же;

X - коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам. В тех случаях когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы проектируются из условий возможности их использования в будущем на природном газе.

При этом количество газа определяется как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.

Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле

где - коэффициент гидравлического трения;

V - средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.

С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: во всасывающих трубопроводах - не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах - не более 3 м/с. Расчет диаметра газопровода паровой фазы СУГ выполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.

При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический
напор Hg, определяемый по формуле

где g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;

h - разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;

ра - плотность воздуха, кг/м , при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа;

ро - обозначение то же,

Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10%.

При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.

По формулам а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле



мм

где dp - расчетный диаметр, мм;

А, В, т, т - коэффициенты, определяемые по таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;

Qo - расчетный расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

АРУд - удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле

Па

ДРдоп - допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления);

L - расстояние до самой удаленной точки, м.

Таблица 6.

Категория сети	А
Сети низкого давления	106/(162п2) = 626
Сети среднего и высокого давления	Ро{(Рт162п), Р0 = 0,101325 МПа, Рщ - усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.

Таблица 7.

Материал	В	т	т]
Сталь	0,022	2	5
Полиэтилен	0,3164 (97пv)025 = 0,0446, v - кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м2/с.	1,75	4,75

2. ИНЖЕНЕРНЫЕ СЕТИ И СИСТЕМЫ

Водоснабжение. Настоящий раздел рабочего проекта выполнен на основании исходных данных проекта и нормативными документами /24/-/27/В связи с небольшим объемом водопотребления, сезонностью отдельных этапов работ и в соответствии с техническими условиями, водоснабжение осуществляется на привозной воде. Нормы водопотребления приняты в соответствии со СНиП 2.04.01-85* (Внутренний водопровод и канализация зданий). Хозяйственно-питьевое водопотребление составляет 0,61 м3/сут. Обеспечение периодического заполнения и постоянной подпитки системы теплоснабжения составляет 1,27 м3/сут. Горячее водоснабжение предусматривается от электроводонагревателей, установленных в операторной возле умывальников.

Вода на хозяйственные нужды доставляется в термосах из централизованного источника водоснабжения и хранится в двух емкостях объемом 300 л каждая, располагаемых над умывальником. Для питьевых целей используется привозная бутилированная вода. Внутрикорпусная сеть водопровода проектируется из полипропиленовых труб диаметром 20-50 мм.

Внутреннее пожаротушение в зданиях, расположенных на площадке ГРС в соответствии с СН 433-79 и СНиП 2.04.01-85 не требуется. Обеспечение производственных нужд ГРС для периодического заполнения и постоянной подпитки системы теплоснабжения осуществляется из емкости. Расчетные расходы на водопотребление приведены в табл. 3.1.

давление регулятор фильтр инженерный

Таблица 8.

Наименование систем	Расчетный расход	Напор на входе, м	Примечание
	м3/сут	м3/ч
Хозяйственно-питьевое водоснабжение, в том числе горячее водоснабжение			MинимальнМинимальный свободный напор у санприборов
	0,61	0,53
Производственное водоснабжение: - Заполнение системы теплоснабжения ГРС - Подпитка системы теплоснабжения	1,2 0,07	0,03
				1раз в год (в расчетный расход не входит
Итого:	1,68	0,56

3. СТРУКТУРА СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

Наружное пожаротушение. Наружное пожаротушение операторной осуществляется из 2-х резервуаров емкостью по 75 м3, при расчетном расходе на наружное пожаротушение 10 л/с в течение 3-х часов, согласно СНиП 2.04.02-84*. Резервуары предусмотрены стальные, изготовленные ОАО завод «Курганхиммаш», заглубленный вариант размещения. Подача воды на пожаротушение осуществляется передвижной мотопомпой «Гейзер-1200», которая хранится на территории ГРС. Пополнение или восстановление пожарного запаса воды осуществляется на привозной воде в течение 48 часов (Прил.1 к п.2.25 СНиП 2.04.02-84*). Указатель пожарного резервуара должен быть выполнен в соответствии с ГОСТ 12.4.009-2001 и размещен на здании операторной.

Канализация. Сточные воды собираются в водонепроницаемом выгребе объемом 3,0 мі с дальнейшей периодической откачкой, по мере необходимости, ассенизационной машиной и вывозом по договору с предприятием ЖКХ на существующие очистные сооружения пос. Сторожовка, согласно технических условий.

Внутрикорпусная сеть канализации проектируется из полиэтиленовых труб диаметром 50-100 мм.

Так как на площадке отсутствуют движение автотранспорта и производственные процессы, загрязняющие природную среду, поверхностные стоки в количестве 290 м3 /год отводятся с площадки по рельефу, поверхностным водотоком, без очистки.

Теплоснабжение, отопление и вентиляция. Технические решения по теплоснабжению, отоплению и вентиляции зданий операторной, редуцирования и замера газа приняты в соответствии с требованиями действующих нормативных документов /28/-/35/

При разработке проектной документации были использованы следующие материалы:

– архитектурно-строительные чертежи;

– технологическое задание;

– данные об источнике тепла.

Расчетные параметры наружного воздуха для проектирования приняты согласно СНиП 41-01-2003, СНиП 23-01-99*(изм.1) и приведены в табл. 3.2.

Преобладающее направление ветра в холодный и теплый периоды года - северо-западное.

Расчетные параметры внутреннего воздуха приняты в соответствии со СНиП 41-01-2003, ГОСТ 12.1.005-88*.

Таблица 9.

Периоды года	Расчетные параметры	Продолжительность отопительного пери ода, в сутках	Средняя темпера тура отопительного периода, °С	Скорость ветра в м/сек	Барометрическое давление, ГПа
	Отопление	Вентиляция	Кондиционирование
	Т, °С	J, кДж кг	Общеобменная	С местными отсосами
			Т, °С	J, кДж кг	Т, °С	J , кДж кг	Т, °С	J, кДж кг
Теплый	-	-	25,1	-	-	-	25,1	-	-	-	4,3	1005
Холодный	-27	-	-27	-	-	-	-	-	196	-4,3	5,6

Система теплоснабжения

Потребителями тепла реконструируемой ГРС являются: здание операторной; здание редуцирования; здание замера газа. Источником теплоснабжения является встроенная в здание операторной котельная, установленной мощностью 300 МВт. Потребность в тепловой энергии зданий см. табл. 10.

Таблица 10.

Наименование потребителя	Расчетные тепловые нагрузки, кВт ( ккал/ч)
	Отопление	Вентиляция	Горячее водоснабжение	Всего
1.Здание операторной	24,6 (21206)	12,06 (10397)	-	36,66 (31603)
2.Здание редуцирования	75,71 (65099)	-	-	75,71 (65099)
3.Здание замера газа	64,75 (55675)	-	-	64,75 (55675)
Итого				177,12 (152377)

В помещении котельной предусматривается становка 3-х водогрейных котлов типа СарЗЭМ-100 (2 рабочих , 1 резервный), узлы учета тепла и газа. Система теплоснабжения закрытая 2-х трубная. Вода из котельной подается по температурному графику 95-70єС. От котельной теплопроводы прокладываются надземно на низких и высоких опорах.. Трубопроводы для тепловых сетей предусматриваются из труб стальных электросварных прямошовных по ГОСТ 10704-91 из стали 20 по ГОСТ 1050-88*. Трубопроводы изолируются теплоизоляционными матами типа «URSA» и покрываются стеклопластиком рулонным фольгированным.

Основные решения по отоплению.

Системы отопления зданий операторной, редуцирования и замера газа рассчитаны на равномерный нагрев воздуха помещений в течение всего отопительного периода. Источником тепла служит котельная, встроенная в здание операторной. В здании операторной система отопления 2-х трубная с нижней разводкой. В качестве нагревательных приборов приняты радиаторы биметаллические «Сантехпром БМ» и радиаторы стальные РС-2-500. У отопительных приборов устанавливаются регулирующие клапаны RTD-N с термостатическими элементами фирмы «Данфосс».Для отключения веток систем отопления и теплоснабжения устанавливается запорная арматура. Удаление воздуха осуществляется из верхних точек систем отопления и теплоснабжения через штуцеры с шаровыми кранами, автоматическими воздухоотводчиками типа Wind фирмы «Данфосс» и воздухоотводчиками в комплекте с отопительными приборами. Теплоснабжение калориферов приточной установки П1 предусмотрено самостоятельной системой от распределительного коллектора.

Распределительный коллектор оснащен запорно-регулирующей арматурой, контрольно-измерительными приборами.

Для систем отопления и теплоснабжения применены трубы стальные водогазопроводные по ГОСТ 3262-75* и электросварные по ГОСТ 10704-91. Для трубопроводов предусмотрена антикоррозийная защита: грунтовка ГФ-021 - один слой, краска БТ-177 - два слоя. Для трубопроводов систем отопления и теплоснабжения принята тепловая изоляция ISOTEC фирмы «Сан-Гобен Изовер».

В зданиях редуцирования и замера газа системы отопления 2-х трубные с верхней разводкой. В качестве нагревательных приборов приняты радиаторы стальные РС-4-500. У отопительных приборов устанавливаются регулирующие клапаны RTD-N фирмы «Данфосс». Для отключения веток систем отопления устанавливается запорная арматура фирмы «Данфосс». Удаление воздуха осуществляется из верхних точек систем отопления автоматическими воздухоотводчиками типа Wind фирмы «Данфосс». Для гидравлической балансировки системы отопления на стояках установлены балансировочные клапаны фирмы «Данфосс». Узел управления оснащен запорно-регулирующей арматурой, грязевиками, контрольно-измерительными приборами. Для систем отопления применены трубы стальные водогазопроводные по ГОСТ 3262-75* и электросварные по ГОСТ 10704-91. Для трубопроводов предусмотрена антикоррозийная защита: грунтовка ГФ-021 - один слой, краска БТ-177 - два слоя. Для трубопроводов систем отопления и теплоснабжения принята тепловая изоляция ISOTEC фирмы «Сан-Гобен Изовер».

Основные решения по вентиляции. Для обеспечения нормативных параметров воздуха в помещениях операторной предусматривается приточно-вытяжная вентиляция с механическим и естественным побуждением. Воздухообмены определены исходя из расчета:

– ассимиляции теплоизбытков от людей, солнечной радиации, технологического оборудования;

– обеспечения кратностей по требованиям нормативных документов.

Приточный воздух в холодный период года для подачи в помещения очищается в фильтре, нагревается в калориферах приточной установки типа VТS фирмы «VTS». Обработанный воздух подается в верхнюю зону помещений решетками с регуляторами расхода приточного воздуха и диффузорами VS фирмы «Арктика». В помещении отопительной приток осуществляется через клапан УВКэ с электроприводом «Belimo».Удаление воздуха из операторной и мастерской предусматривается из верхней зоны помещений вентиляторами В1, В2. Из остальных помещений предусмотрена вытяжная вентиляция с естественным побуждением. Вытяжка осуществляется через решетки АМН, ПРН, диффузоры VE фирмы «Арктика». Для механической общеобменной вытяжной вентиляции применены вентиляторы фирмы «Арктика». Для обеспечения оптимальных параметров внутреннего воздуха в теплый период года в помещениях операторной и мастерской предусматривается мультисплит система фирмы «MITSUBISHI ELECTRIC».

Воздухообмены по кратностям приведены в табл. 3.5, тепловоздушные балансы в таб. 3.4.

Для снижения шума от отопительно-вентиляционного оборудования предусмотрены следующие мероприятия:

– установка шумоглушителей;

– применение вентиляционного оборудования в изолированных корпусах;

– размещение вентоборудования в венткамере;

– соединение вентиляторов и воздуховодов на гибких вставках;

– применение малошумного вентоборудования.

Воздуховоды изготавливаются из оцинкованной стали (ГОСТ 14918-80*) толщиной по СНиП 41-01-2003. Транзитные воздуховоды выполняются из сварных звеньев с приварными фланцами из стали толщиной 1,4 мм, покрываются огнезащитной изоляцией DOSSOLAN 3000 толщиной 10 мм фирмы «DAUSSAN SAS».

Патрубок от воздухозаборной решетки до приточной установки П1 теплоизолируется толщиной 50 мм матами из стекловолокна с покрытием армированной алюминиевой фольгой ISOTEC KIM-AL фирмы «Сан-Гобен Изовер».

В зданиях редуцирования и замера газа предусмотрена приточно-вытяжная вентиляция с механическим и естественным побуждением.

Постоянно действующая трехкратная вытяжная вентиляция осуществляется системой ВЕ1. Для ассимиляции теплоизбытков от солнечной радиации в теплый период года при достижении температуры воздуха более +30°С в помещениях редуцирования и замера газа включаются вытяжные системы В1В данных помещениях предусмотрена аварийная вытяжная механическая вентиляция, обеспечивающая восьмикратный обмен воздуха в час из верхней зоны.Приточный воздух на компенсацию 3-кратной вытяжки поступает через жалюзийные решетки в нижней зоне дверей и ворот. В теплый период года дополнительный приток наружного воздуха обеспечивается через клапан КПУ с электроприводом «BELIMO», открывающийся при включении вытяжной системы В1.

3.1. Автоматизация отопительных котлов. Автоматизация котлов «Сар3ЭМ-100» принята в объеме комплектной поставки

Дополнительно проектом предусматривается контроль: температуры обратной сетевой воды на вводе и к котлам, прямой сетевой воды после каждого котла, природного газа на вводе, дымовых газов показывающими термометрами ТБ-2Р; давления воды в теплосеть, обратной сетевой воды до и после грязевика, на всасе и напоре сетевых насосов показывающими манометрами МП4-У; давления газа на вводе и перед каждым котлом напоромером мембранным НМП-52М2; температуры воды в теплосеть показывающим электроконтактным термометром ТГП-100ЭК; давления обратной сетевой воды показывающим электроконтактным манометром ДМ 2010Сг; загазованности отопительной природным газом СН4 сигнализатором СТМ10; загазованности отопительной оксидом углерода СО сигнализатором СОУ-1.

Проектом предусматривается выдача следующих сигналов оператору:

агазованность отопительной оксидом углерода и природным газом 1порог (10%НКПВ СН4, 20 мГ\м3 СО);

– загазованность отопительной природным газом и оксидом углерода 2 порог (20%НКПВ СН4 и 100мГ\м3 СО- отсекается подача природного газа в отопительную;

– температуры воды в теплосеть ниже нормы;

– давления обратной сетевой воды ниже\выше нормы;

– срабатывания отсечного клапана на трубопроводе газа;

– АВР сетевых насосов;

Проектом предусматривается местная сигнализация загазованности у входа в отопительную. Учет тепла, вырабатываемого отопительной, предусматривается в части рабочего проекта «Тепломеханические решения котельных». Учет газа, потребляемого отопительной, предусматривается в части проекта «Газоснабжение. Внутренние устройства».

3.2.Структура системы телемеханики, основные функции и задачи Телемеханизацию ГРС обеспечивает контролируемый пункт (КП) телемеханики комплекса «Магистраль-2», расположенный в помещении операторной ГРС. КП комплекса «Магистраль-2» построен на базе функциональных интеллектуальных модулей, конструктивно размещаемых в шкафах УСиУ (устройство связи и управления) и УБП-02 (устройство бесперебойного питания двухканальное).УСиУ состоит из набора функциональных блоков, выполняющих измерительно-управляющие и коммутационные функции и объединенных единым межблочным интерфейсом, и соединительных блоков с клеммными соединителями со встроенными элементами грозозащиты, предназначенными для защиты входных и выходных цепей от перенапряжений, вызванных наведенным электростатическим потенциалом и грозовыми разрядами.УБП предназначено для формирования от сетевого или резервного источников питания напряжений постоянного тока +27В и +110В, необходимых для функционирования модулей и блоков КП и питания датчиков и исполнительных механизмов. Модули СЭ-02, входящие в состав УБП, осуществляют мониторинг каналов питания КП.Для резервирования питания предусмотрены аккумуляторы, входящие в комплект УБП-02. Аккумуляторные батареи обеспечивают непрерывную работу оборудования КП в течение трех суток. Переход на резервное питание осуществляется автоматически при пропадании сетевого питания. Контролируемый пункт системы телемеханики обеспечивает сбор информации с датчиков, ее обработку и передачу на диспетчерский пункт Воронежского УМГ. Процесс обмена информацией контролируемого пункта телемеханики с пунктом управления предусматривает следующую градацию сообщений по приоритетам:

– аварийный;

– предупредительный;

– известительный;

– управляющий;

– диагностический.

Объем информационного обмена между КП ГРС и диспетчерским пунктом управления телемеханики на ЛПУ МГ:

1) Телеизмерение (входные аналоговые сигналы):

– температуры газа на входе ГРС;

– давления газа на входе ГРС;

– температуры газа на выходе ГРС;

– давления газа на выходе ГРС;

– физико-химических показателей газа после фильтров-сепараторов (компонентный состав, плотность, теплотворная способность, индекс Воббе, температура точки росы по воде);

– температуры газа перед зданием редуцирования;

– расхода газа по узлам коммерческого учета газа;

– параметров СКЗ (ток, напряжение, потенциал «труба-земля»).

Для всех измеряемых величин осуществляется сравнение с технологической границей и выдача предупредительной сигнализации в случае выхода за нее.

2) Телесигнализация (входные дискретные сигналы):

– положения охранных кранов (откр/закр) (известительный);

– положения крана обводной линии (откр/закр) (известительный);

– положения входного крана (откр/закр) (известительный);

– положения свечного крана (откр/закр) (известительный);

– положения крана на входе блока подогревателей (откр/закр) (известительный);

– положения крана на выходе блока подогревателей (откр/закр) (известительный);

– положения крана на линии подачи газа в обход блока подогревателей (откр/закр); (известительный)

– положения кранов на линиях редуцирования (откр/закр) (известительный);

– положения выходных кранов (откр/закр) (известительный);

– отключения основного источника питания 220В 50Гц (ПС) (аварийный);

– наличия довзрывоопасной концентрации природного газа в зданиях АГРС и в отопительной I и II предел (аварийный);

– пожара на АГРС (аварийный);

– срабатывания охранной сигнализации(аварийный);

– местный режим управления кранами(аварийный);

– давления на входе АГРС ниже нормы(аварийный);

– давления на выходе АГРС выше нормы(аварийный);

– наличия предельно-допустимой концентрации (ПДК) оксида углерода 1 и 2 пределы.

3) Телеуправление (выходные дискретные сигналы):

– охранными кранами ГРС (откр/закр);

– краном обводной линии (откр/закр);

– входным краном (откр/закр)

– свечным краном (откр/закр);

– краном на входе блоков подогревателей (откр/закр);

– краном на выходе блоков подогревателей (откр/закр)

– краном на линии подачи газа в обход блока подогревателей (откр/закр);

– кранами на линиях редуцирования (откр/закр);

– выходными кранами (откр/закр);

– аварийным остановом АГРС;

4) Телерегулирование (выходные аналоговые сигналы):

– тока СКЗ

Передача информации на ДП Воронежского УМГ производится по телемеханическому каналу связи (см. раздел рабочего проекта «Технологическая связь»).

Монтаж приборов и средств телемеханизации, прокладка кабельных трасс и импульсных трубных проводок выполнена в соответствии с требованиями СНиП 3.05.07-85, ВСН 205-85 и ПУЭ.

4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ

Введение

Обеспечение безопасности работ персонала, обслуживающего установку, а также охрана окружающей среды от вредных факторов, появляющихся при работе установки является одной из важнейших проблем, стоящих перед разработчиком.

Особенно много проблем связано с обеспечением полноценной охраны окружающей среды, так как это влечет за собой большие затраты денежных средств и времени, что приводит к снижению прибыли. Однако масштабы и глубина отрицательных изменений, вносимых человеком в окружающую среду, в последнее время принимают угрожающие размеры, поэтому проблема охраны природы приобрела исключительную остроту.

Главной задачей безопасности и экологичности является использование в нем современных агрегатов, технологических процессов и производственной среды с целью обеспечения максимально производительных, здоровых и безопасных условий труда.

Опасные и вредные производственные факторы

В окружающую среду выброс различных газов. Однако даже в нормальных условиях эксплуатации полностью исключить утечки, газов, практически невозможно. При возникновении же аварий выбросы вредных веществ в окружающую среду могут принять значительные масштабы. Чтобы избежать этого необходимо тщательно просматривать аппаратуру КС, ГРС, ГРП, ШП. Кроме того, вблизи должны устраиваться пункты пожаротушения и песчаные валы для предотвращения распространения возможных последствий утечек.

Основные опасные и вредные производственные факторы

1) По эксплуатируемому газопроводу перекачивается газ, содержащий 97,5 % метана. Природный газ с высоким содержанием метана нетоксичен, но при большом его содержании в воздухе (более 20 %) создается недостаток кислорода, что вызывает удушье.

Токсичность газу придает метанол, являющийся ядом. Наличие на ГРС различных ртутных приборов создает опасность выделения паров ртути, которая является ферментным ядом. В воздухе рабочей зоны может так же присутствовать окись углерода, которая является кровяным ядом.

Механические повреждения возможны от не огражденных движущихся частей механизмов, падающих предметов, падения людей.

Не соответствие с нормами микроклимата.

В производственном помещении не достаточно естественного освещения.

Опасность на трассе газопровода представляют кровососущие комары, природные очаги болезней.

Действие опасных и вредных факторов на человека.

Вредным называется вещество, которое при контакте с организмом человека может вызвать травмы, заболевания или отклонения в состоянии здоровья, обнаруживаемые современными методами как в процессе контакта с ним, так и в отдаленные сроки жизни настоящего и последующего поколений.

1) В организм промышленные химические вещества могут проникать через органы дыхания, желудочно-кишечный тракт и неповрежденную кожу. Однако основным путем поступления являются легкие.

К заболеваниям, вызываемым воздействием выделяющихся вредных веществ, таких как метанол, оксид углерода, диоксид азота, пары ртути, относятся : токсическое поражение органов дыхания (эрозия, перфорация носовой перегородки, трахеит, бронхит); токсическая анемия; токсическое поражение нервной системы (полиневропатия, неврозоподобные состояния, энцефалопатия), токсическое поражение глаз (катаракта, конъюнктивит); токсическое поражение костей (остеопороз, остеосклероз); аллергические заболевания; возможно развитие профессиональных опухолевых заболеваний, особенно органов дыхания, печени, желудка и мочевого пузыря.

Таблица 11. Предельно допустимое содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны по ГОСТ 12.1.005-88

Таблица 11

Наименование вещества	ПДК. мг/м'	Преимущественное агрегатное состояние в условиях производства	Класс опасности
Азота диоксид	2	п	3
Ртуть металлическая	0,01/0,005	п	1
Углерода оксид	20	п	4
Метанол	5	п	2

ОХРАННАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ

Для автоматической сигнализации о проникновении на территорию ГРС посторонних лиц предназначена система устройств периметральной охранной сигнализации.

В качестве извещателей охранной сигнализации используется серийно выпускаемое промышленностью оптико-электронное устройство «Рубеж-3».

В качестве аппаратуры приема сигналов принято серийно выпускаемое устройство охранной сигнализации УОТС-М, которое устанавливают в аппаратной (КИП и А) здания редуцирования ГРС.

Устройства «Рубеж-3» размещают на стойках по углам площадки ГРС с внутренней стороны ограждения, на расстоянии 1,2 м от него, с ориентацией двухлучевого инфракрасного барьера параллельно полотну ограждения и с учетом разбивки периметра на блок-участки. При попытке проникновения через охраняемый участок площадки ГРС срабатывает выходной контакт устройства «Рубеж-3», включенного в шлейф аппаратуры приема сигналов тревоги УОТС-М. Ею выдаются акустический и световой сигналы тревоги. По цепи автоматики эти сигналы тревоги подаются в квартиры операторов.

Для обеспечения подачи сигналов тревоги на аппаратуру предусматривается самостоятельная сеть проводов ПРППМ 2x1,2, прокладываемых в траншее и по стене здания открыто.

Электропитание устройств «Рубеж-3» и УОТС-М осуществляется от сети переменного тока напряжением 220 В. Для защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током предусматривается зануление (заземление) корпусов аппаратуры, для чего используются нулевые жилы питающих кабелей.

ФОРМЫ ОБСЛУЖИВАНИЯ.

Для обеспечения бесперебойной и безаварийной работы от ее всех узлов ГРС и взависимости пропускной способности предусматриваются следующие

Централизованная. Применима при пропускной способности станции неболее 25000 м3/ч и на расстоянии не более 2 ч езды от промплощадки ЛПУ до ГРС. При этой форме обслуживания персонал на ГРС отсутствует. Все плановые профилактические и ремонтные работы выполняет персонал ремонтной службы ЛПУ один раз в неделю.

Периодическая. Осуществляется при пропускной способности ГРС до 50000 м /ч одним оператором в одну смену. Рабочий день оператора 7 ч (при б-дневной рабочей неделе); в предпраздничные и предвыходные дни продолжительность рабочего дня сокращается на 1 ч. Распределение рабочих часов в течение рабочего дня устанавливается графиком, утвержденным начальником ЛПУ. В выходные и в праздничные дни оператор ГРС не работает.

Контроль за работой ГРС выполняет диспетчер ЛПУ по системе телемеханики.

Надомная. Применима при пропускной способности ГРС до 150 тыс. м /ч, с выходными газопроводными коллекторами к потребителям. Обслуживают

ГРС два оператора, из которых один -- старший. Каждый оператор дежурит 1 сутки, из них 6 ч он работает непосредственно на ГРС, а остальные 18 ч дежурит дома у пульта автоматики.

После каждого дежурства оператор имеет суточный отдых. В это время дежурит оператор сосед. Профилактическое обслуживание ГРС операторы выполняют вместе с ремонтной бригадой.

Вахтенная. Имеет место на ГРС с пропускной способностью свыше 150 тыс. м /ч, с выходными газопроводными коллекторами к потребителям более двух. ГРС посменно в соответствии с утвержденным графиком обслуживается персоналом круглосуточно. Один оператор является старшим, он же подменяет оператора, ушедшего в отпуск.

Вахтенная с круглосуточным дежурством. Выполняется двумя операторами на ГРС с пропускной способностью более 500 тыс. м /ч, с выходными газопроводными коллекторами более двух.

РЕМОНТНАЯ СЛУЖБА

При ЛПУ создается ремонтная служба ГРС, в состав которой входят группы КИП и А, учета газа, ремонтно-техническая. За ремонтной службой ГРС закреплены специально оборудованные автомобили.

Служба ремонтная создается для обслуживания не менее 15 ГРС и удаленности их от ЛПУ более чем на 40 км. Основные задачи этой службы:

1) централизованное техническое обслуживание ГРС;

2) своевременная ликвидация аварийных ситуаций при всех формах обслуживания;

3) измерение расхода газа;

4) метрологическое обеспечение средств измерений и их ремонт;

5) выполнение пуско-наладочных работ на вновь вводимых в эксплуатацию ГРС;

6) разработка планов проведения огневых и газоопасных работ;

7) оформление документации в установленном порядке на выполнение профилактических и ремонтных работ, а также по ликвидации аварий и неисправности оборудования;

8) заливка метанола в коммуникации с целью исключить гид-ратообразование.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ.

По окончании строительства ГРС должна быть принята в эксплуатацию межведомственной комиссией в соответствии с действующими строительными нормами и правилами.

Перед пуском ГРС на станции проводят пуско-наладочные работы, во время которых проверяют работоспособность всего оборудования, а также КИП и А; всю проектную и техническую документацию, акты на опрессовку оборудования и инженерных коммуникаций, настройку предохранительных клапанов, систему защиты и аварийно-предупредительную сигнализацию.

Допуск вновь поступившего оператора к самостоятельной работе разрешается только после обучения его по специальности в объеме, предусмотренном программой. Все операторы ежегодно сдают экзамены на знание техники безопасности и правил технической эксплуатации ГРС в соответствии с календарным графиком.

Дежурные операторы имеют право изменять технологический режим работы ГРС только по распоряжению диспетчера ЛПУ, а также переходить с одной линии редуцирования на другую только в соответствии с утвержденным графиком. В аварийной ситуации после переключения на другую линию редуцирования оператор обязан доложить об этом диспетчеру ЛПУ.

Регулировка, настройка системы защиты, автоматики, сигнализации, предохранительных клапанов, а также ревизия регуляторов и регламентные работы проводятся по утвержденным планам и графикам.

Все действия по переключению с одной линии редуцирования на другую, переходы на байпасную линию и обратно, регулировке, настройке системы защиты, автоматики, сигнализации, предохранительных клапанов, а также любые профилактические, ремонтные и другие работы оператор должен запределы срабатывания защитной автоматики и аварийной сигнализации давления газа на выходе из ГРС должны составлять ±10% от установленного номинального давления газа.

Заблаговременно извещают потребителей газа при переходе на байпасную линию работы ГРС.

При изменении расхода газа ниже 30 и выше 80% учет газа должен обеспечиваться за счет параллельно подключенных приборов учета газа к основным расходомерам.

Для нормальной работы оборудования ГРС и системы КИП и А в зимнее время необходимо поддерживать температуру в помещении КИП и А 20+2° С, в помещении редуцирования -- не ниже 5° С.

Для очистки газа от конденсата должны быть сооружены устройства для автоматического удаления жидкости в подземные сборники. Запрещается разливать конденсат на землю, а также сбрасывать его в реки и водоемы. Разлившийся конденсат должен быть убран вместе с землей.

На рабочем месте оператора должна находиться следующая техническая и оперативная документация:

1. Типовое положение по обслуживанию ГРС.

2. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.

3. Инструкция по пуску, остановке, изменению режимов и аварийным переключениям ГРС.

4. Инструкция по обслуживанию системы защиты и сигнализации.

5. Инструкция по обслуживанию установки пылеочистки газа.

6. Инструкции по обслуживанию установки одоризации газа.

7. Инструкция по обслуживанию замерных узлов и обработке диаграмм самопишущих приборов ГРС.

8. Инструкция по эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

9. Инструкция по эксплуатации котлов отопления и установке подогрева газа.

10. Инструкция по обслуживанию станции катодной защиты.

11. Инструкция по эксплуатации монорельса и однотонной тали.

12. Инструкция по эксплуатации молниезащитных устройств и устройств защиты объектов ГРС от статического электричества.

13. Инструкция по противопожарной безопасности на ГРС.

14. Инструкция по оказанию первой помощи пострадавшим.

15. Вахтенный журнал для записи контролируемых параметров режима работы ГРС.

16. Журнал распоряжений для записи всех распоряжений по ГРС.

17. Журнал контролирующих лиц для записи замечаний инспекторов Госгортехнадзора.

18. Журнал для проведения инструктажа с операторами на рабочем месте.

19. Журнал дефектов для записи о всех выявленных неисправностях ГРС.

20. Журнал учета расхода одоранта.

21. График дежурств.

22. Технологическая схема ГРС.

23. Выписка из протокола об аттестации персонала ГРС.

24. Номера телефонов Горгаза, основных потребителей, пожарной команды, скорой помощи и местных руководящих органов.

Расчет контурного заземления.

Наиболее безопасным является контурное заземление, так как разность потенциалов между заземляемым объектом и электродами заземления намного меньше, чем при выносном заземлении вследствие меньшего расстояния между ними.

Контурное заземление произведем при помощи группы металлических стержневых электродов, соединенных между собой параллельно при помощи горизонтальной металлической полосы.

Исходные данные:

U = 1000 В ();

измер = 100 Омм - измеренное удельное сопротивление грунта;

kсез = 1,2 - коэффициент сезонности;

Размеры стержня: lc = 2,5 м - длина;

dс = 0,05 - диаметр;

Н0 = 0,5 м - заглубление под поверхность земли.

а = 5 м - расстояние между стержнями;

dn = 0,04 м - ширина полосы;

1) Согласно требованием, изложенныим в нормативной документации [20] определяем максимально допустимое значение сопротивления заземляющего устройства, при котором через тело человека (при прикосновении) будет идти безопасный по величине ток (для напряжения до 1000 В):

Rз = 4 Ом

2) Удельное сопротивление грунта с учетом коэффициента сезонности:

= измер kсез (8.1)

= 100 1,2 = 120 Омм

3) Определяем сопротивление растеканию тока (Rэл + Rгр) одиночного вертикального стержневого электрода:

(8.2)

(8.3)

м

Подставляя численные значения величин в формулу (6.2), получим:

 Ом

Так как сопротивление одного электрода больше допустимого [20], то необходимо увеличить их количество.

4) Определяем ориентировочное количество электродов

(8.4)

, принимаем: n = 10 электродов.

5) Определяем сопротивление растеканию тока группы электродов:

, (8.5)

где - коэффициент использования вертикального стержня - учитывает эффект экранирования (отдельные токи накладываются друг на друга).

Ом

6) Определяем длину горизонтальной полосы:

L = n a (8.6)

L = 105 = 50 м

7) Определяем сопротивление растеканию тока горизонтальной полосы:

(8.7)

Ом

8) Определяем сопротивление растеканию тока горизонтального контура:

(8.8)

где - коэффициент использования горизонтальной полосы.

Ом

9) Определяем результирующее сопротивление:

(8.9)

Ом

R = 3,5 Ом < 4 Ом = Rз

Применение 10 электродов диаметром 40 мм и длиной 2,5 м, соединенных при помощи горизонтальной полосы шириной 50 мм и длиной 50 м на расстоянии 5 м друг от друга дают общее сопротивление 3,5 Ом, которое меньше допустимого по «Правилам устройства электроустановок» (Rз.max = 4 Ом), следовательно, позволяет безопасно работать с электроустановкой.

5. Экономическая часть

В качестве приборов определения расхода газа применяются и дифференциальные сильфонные самопишущие манометры (ДСС), и более современные микропроцессорные измерительные комплексы, например «Суперфлоу-П». По сравнению с другими устройствами они имеют ряд преимуществ.

Основным отличительным свойством комплекса «Суперфлоу-П» является использование интеллектуальных цифровых датчиков, которые позволяют добиться максимально возможной точности измерений расхода природного газа.

Новая измерительная система учёта позволяет получить экономию средств за счёт сокращения непроизводственных издержек. Дополнительным источником экономической эффективности является возможность включения комплекса в автоматизированную информационную систему управления предприятия, что позволит в реальном режиме оценивать расход природного газа и, при накоплении статистических данных по расходу, более точно планировать средства в бюджете предприятия на покупку энергоресурсов.

Кроме того, внедрение системы сбора данных с узлов учёта потребления газа обеспечит:

сокращение общих затрат на сбор и обработку информации за счет автоматизации процедуры сбора и обработки с ИМК;

сокращение затрат на программно-технические средства за счёт унификации программного обеспечения работающего с ИМК разных производителей и моделей, приведения информации к единому формату хранения и обработки;

увеличение эффективности работы персонала и снижение затрат, связанных с организацией и проведением проверок достоверности измерения на замерных узлах (в том числе затраты на командировки на места установки ИМК);

экономию рабочего времени при анализе результатов измерений;

экономию ресурсов за счет использования имеющейся на предприятии инфраструктуры средств связи (телефонные линии, выделенные линии, корпоративная сеть предприятия).

в

Применение системы СПУ в процессе планирования ремонта ГРС.

Для организации и повышения эффективности работы ГРС предлагается использовать систему планируемого управления. Эта система учитывает порядок, длительность, трудоемкость, выполнения ремонтных работ на газораспределительной станции. Сетевой график позволяет организовать оперативное управление ремонтными работами на ГРС. Их применение особенно эффективно в тех случаях, когда достижение поставленных задач требует согласованных во времени действий многих участников комплекса работ, охвата большого числа разнообразных работ и взаимосвязей их исполнителей. Сетевыми графиками пользуются для оперативного управления производственным коллективом, который выполняет данную работу. В определенные моменты времени отмечаются состояния работ и сопоставляется продолжительность путей по невыполненным работам с остающемся временем на выполнение всего комплекса поставленных задач

Проводим разработку плана-графика ремонтных работ ГРС на основе методов сетевого планирования и управления с применением ЭВМ.

Перечень планируемых работ сводим в таблицу.

Таблица 12 - Перечень планируемых работ

Код работ	Наименование работы	Количество исполнителей	Длительность, дни	Трудоемкость,нормо-часов
1	2	3	4	5
12	Получение инструктажа по технике безопасности. Допуск к работе.	30	1	240
2-4	Получение дополнительного инструк-тажа. Окончательный допуск к работе.	7	1	56
4-14	Демонтаж насосных установок.	4	6	192
14-17	Ремонт насосных установок.	5	2	80
17-21	Монтаж, наладка и пробный пуск насосных установок.	7	6	336
2-6	Подготовка запчастей, инструмента.	2	1	16
6-14	Комплектация запчастей, инструмента.	2	1	16
6-8	Демонтаж обмуровки ГРС.	10	2	160
8-9	Демонтаж горелок и аппаратуры КИП.	5	1	40
9-13	Демонтаж экранной поверхности котла.	4	3	96
13-16	Замена арматуры ГРС.	5	2	80
16-19	Монтаж экранных труб и проведение предварительного испытания.	4	5	160
19-20	Установка горелочных устройств и аппаратуры КИП.	5	2	80
20-21	Изоляционные и обмуровочные работы.	5	6	240
8-18	Осмотр внутреннего теплопровода котла.	2	4	64
18-21	Ремонт внутрикотлового трубопровода	10	3	240
2-3	Получение заданий на ремонт. Допуск к работе.	10	1	80
3-7	Проверка, наладка потенциометров.	3	1	24
7-15	Установка к работе потенциометров и термопар.	3	1	24
3-11	Снятие гидравлических результатов.	4	3	96
10-12	Ремонт, замена датчиков МЭД.	5	1	40
3-5	Снятие и сдача в ремонт с последующей наладкой манометров.	3	1	24
5-10	Ремонт импульсной линии.	7	4	224
12-15	Ремонт и наладка приборов. Опробование давления.	3	2	48
15-21	Комплексное опробование и наладка работы ГРС.	10	2	160
21-22	Комплексное опробование и наладка приборов КИП.	30	1	240
22-23	Сдача приёмной комиссии.	30	1	240
23-24	Осмотр, проверка, подготовка, сдача всего технологического оборудования.	5	1	40
11-12	Фиктивная работа	0	0	0

По данным таблицы разрабатываем топологию сетевого графика (см. приложение А ).

Длительность работ Д вычисляем по формуле:

, (4.4)

где Тр - трудоемкость, нормо-часов;

ч - количество исполнителей, чел.

Расчет параметров сетевого графика проводим с использованием ЭВМ по программе «Сетевое планирование». Результаты приведены в таблице 4.17 и таблице 4.18.

Таблица 13 - Расчет резервов времени работ

Таблица 14 - Расчет сроков свершения событий и их резервов

Критический путь проходит по событиям:

1-2-6-8-9-13-16-19-20-21-22-23-24

Общая продолжительность критического пути составила: 49 дн.

Для иллюстрации последовательности проводимых работ проекта применяют ленточный график (календарно-сетевой график, диаграмму Ганта).

Отдельные этапы проекта могут выполняться параллельно различными исполнителями, что отображается в виде отрезков, размещенных на временных интервалах. Диаграмма Ганта приведена в приложении Б.

Для отражения динамики потребности ресурсов во время проектирования построим эпюру загрузки исполнителей. Эпюра загрузки исполнителей представлена в приложении В.

Проведем оптимизацию сетевого графика, цель которой состоит в максимально возможном сокращении времени выполнения работ, т.е. в сокращении критического пути сетевого графика за счет перераспределения исполнителей. Практически эта задача сводится к сокращению директивного срока выполнения ремонтных работ на ГРС.

Оптимизация сетевого графика проводилась на ЭВМ, с помощью программы «Сетевое планирование».

Программа показала, что данный сетевой график не подлежит оптимизации.

Таком образом, при помощи системы СПУ нами был спланирован график проведения ремонта ГРС. Продолжительность работ составила 35 дней.



ВЫВОД

После расчёта раннего и позднего срока наступления события а также полного резерва времени проводим оптимизацию:

Для этого с работы 3-5 на работу 3-6 переводим 13 человек, в результате сокращается время работы на 1день.

Для этого с работы 6-9 на работу 6-7 переводим 3 человек, в результате сокращается время работы на 3 дня

.Для этого с работы 14-16 на работу 14-17 переводим 5 человек, в результате сокращается время работы на 6 дней

При сокращении общего количества работников с 50 человек до 49 критический путь сократится на 1 день.

Заключение

В данном дипломном проекте выполнена реконструкция газораспределительной станции с полной заменой оборудования и трубопроводов.

Целью проектирования является повышение надежности газоснабжения потребителей. В связи с этим предусмотрена полная замена морально устаревшего и физически изношенного оборудования ГРС, которая эксплуатируется с 1973г. Другой задачей является повышение производительности ГРС в связи с возросшей потребностью в газе и установка приборов измерения физико-химических показателей газа.

Данная ГРС разработана в блочно-модульном исполнении. Такая компоновка позволяет решать задачи реконструкции и капитального ремонта устаревших ГРС с размещением технологического оборудования АГРС как в блоках-боксах, так и в капитальных зданиях.

В работе выполнен выбор основного оборудования ГРС в соответствии с требованиями СНИП, ГОСТ и заданием на проектирование. По результатам расчетов на ГРС установлено оборудование.

В качестве регуляторов давления устанавливаются регуляторы Суперфлоу-2. АГРС позволяет осуществлять автоматическое поддержание выходного давления газа на заданном уровне с точностью не более 5 %.

Блок очистки включает в себя висционный фильтр.

В данном проекте были применены следующие технологические решения: привязка блочно-комплектных ГРС полной заводской готовности; применение компактных систем осушки газа; применение регулируемых опор; применение азотных технологий для предотвращения прямого контакта природного газа и атмосферного кислорода с целью повышения безопасности эксплуатационного обслуживания и производства ремонтных работ; применение материалов и оборудования, прошедших процедуру эксплуатационных испытаний; установка регуляторов расхода газа для возможности осуществления поддержания дисциплины газопотребления. подключение строящегося газопровода-отвода к действующим газопроводам по технологии врезки под давлением без стравливания газа; определение географических координат объектов инфраструктуры с использованием GPS-технологий.

В полном объеме выполнены разделы безопасности и экологичности.

Выполнено экономичное обоснование данного проекта. По результатам расчетов считаем, что проведение реконструкции на ГРС следует считать технически и экономически целесообразной.

Список литературы

1. СНиП 2. 05. 06-85* Магистральные трубопроводы», изд. 1997 г. с изменениями 1, 2, 3;

2. СНиП II-89-80* «Генеральные планы промышленных предприятий», изд. 1994 г. с изменениями;

3. СНиП 2.05.07-91* «Промышленный транспорт», изд. 1996 г. с изменением 1;

4. СниП 2.05.02-85 «Автомобильные дороги» изд. 2004 г. с изменениями;

5. ВНТП 01/87/04-84 «Объекты газовой и нефтяной промышленности с применением блочных и блочно-комплектных устройств»;

6. ПТУСП 01-63 «Противопожарные технические условия строительного проектирования предприятий нефтегазодобывающей промышленности».

7. СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»;

8. ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления»;

9. СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»;

10. СП 42-102-2004 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб».

11. СНиП 2.01.07-85* (изд.
2003 г.) «Нагрузки и воздействия»;