Газопровод Тенгиз-Кульсары

Газопровод Тенгиз-Кульсары

Газопровод Тенгиз-Кульсары

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

. Техническо-технологическая часть

.1 Обоснование проекта

1.2 Характеристика предприятия

1.3 Компрессорная станция

.4 Линейная часть газопровода

.5 Патентный обзор изобретения

. Расчетная часть

2.1 Механический расчет

2.1.1 Переход через автомобильную дорогу

.1.2 Переход через железную дорогу

.2 Расчет на прочность

.3 Гидравлический расчет

.4 Технологический расчет

2.5 Катодная защита

3. Программирование и расчет на ЭВМ

. Экономическая часть

.1 Расчет капитальных вложений и основных фондов

4.2 Эксплуатационные расходы

4.2.1 Годовой фонд зарплаты

.2.2 Отчисления от фонда заработной платы

.2.3 Амортизационные отчисления

4.2.4 Расходы по текущему ремонту

4.3 Анализ экономической эффективности инвестиций

.3.1 Концепция стоимости денег с учетом фактора времени

4.3.2 Метод расчета чистого приведенного эффекта

4.3.3 Метод расчета индекса рентабельности

.3.4 Метод расчета внутренней нормы прибыли

.3.5 Метод расчета срока окупаемости инвестиций

. Охрана окружающей среды

.1 Анализ воздействия проектируемого объекта на окружающую среду

5.2 Воздействия на атмосферу

.3 Воздействия на гидросферу

5.4 Воздействия на литосферу

.5 Организационные мероприятия

.6 Природоохранные мероприятия и инженерная защита окружающей среды

.7 Защита атмосферы

.8 Защита гидросферы

5.9 Защита литосферы

. Охрана труда

.1 Техника безопасности

.2 Производственная санитария

.3 Пожаровзрывозащита

7. Заключение

. Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

В данной дипломной работе приняты технологические решения по безопасной эксплуатации газопровода с соблюдением технологических норм и правил принятые в Республике Казахстан.

Вместе с тем разработаны решения основополагающих задач перспективного развития нефтегазового комплекса Республики Казахстан, масштабы и сроки увеличения потенциала перерабатывающих производств, пути повышения: глубины переработки исходных ресурсов и наращивания темпов комплексности использования углеводородов с тем, чтобы повысить эффективность функционирования комплекса за счет выпуска конкурентоспособной конечной продукции и, тем самым, более полно удовлетворить потребности внутреннего рынка, обеспечить реальные шансы для выхода на зарубежных потребителей.

1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В ходе строительства трубопровода руководствуются техническими условиями при строительстве трубопроводов, в котором предусмотрены требования при проектировании Магистральных трубопроводов [9] и руководящие указания Американского института нефти и газа.

Согласно нормам технологического проектирования газопроводов рельеф следует учитывать только в тех случаях, когда на трассе имеются точки, расположенные выше или ниже начального пункта газопровода больше чем на 200 м.

Строительство трубопровода включает в себя монтаж всех трубопроводных элементов, таких как трубы, магистральную запорную арматуру, ловушки для скребков, изолирующие соединения, анкерные фланцы, кабели катодной защиты, разметочные и предупредительные знаки, пункты отбора и т.д. Оно также включает в себя строительство всех специальных сооружений, таких как пересечение автодорог, железных дорог и водных преград, прокладку через соровые участки, меры по восстановлению и борьбе с эрозией, а также все другие специальные строительные работы. Эти работы включают все, что требуется для устройства завершенного трубопровода, соединенного с существующим оборудованием, испытанного и подготовленного к сдаче в эксплуатацию.

Контроль качества подготовительных работ следует осуществлять путем систематического наблюдения и проверки соответствия выполняемых работ требованиям проектной документации, а также, кроме перечисленных, требованиям [11].

В процессе подготовительных работ исполнители контролируют правильность закрепления трассы с соблюдением следующих требований:

створные знаки углов поворота трассы, которые должны быть установлены в количестве не менее двух на каждое направление угла в пределах видимости;

створные знаки на прямолинейных участках трассы, которые должны быть установлены попарно в пределах видимости, но не реже, чем через 1 км;

створные знаки закрепления прямолинейных участков трассы на переходах через реки, овраги, дороги и другие естественные и искусственные препятствия, должны быть установлены в количестве не менее двух с каждой стороны перехода в пределах видимости;

высотные реперы должны быть установлены не реже чем через 5 км вдоль трассы, кроме устанавливаемых на переходах через водные преграды;

допустимые среднеквадратичные погрешности при построении геодезической разбивочной основы: угловые измерения ±2; линейные измерения 1/1000; определение отметок ±50 мм; кроме того проверяют:

соответствие фактических отметок и ширины" планируемой полосы требованиям проекта, особенно в зоне рытья траншей;

качество выполнения водопропускных сооружений;

крутизну откосов при устройстве полок, насыпей, планировке барханов, устройстве нагорных и дренажных канав;

величину уклонов, ширину проезжей части, радиусы поворотов;

наличие разъездов;

несущую способность при устройстве временных и реконструкции постоянных транспортных коммуникаций;

мощность, равномерность и качественный состав плодородного слоя почвы.

Перед началом строительства генподрядная строительно-монтажная организация должна произвести контроль геодезической разбивочной основы с точностью линейных измерений не менее 1/500, угловых Т и нивелирования между реперами с точностью 50 мм на 1 км трассы.

Трасса принимается от заказчика по акту, если измеренные длины линий отличаются от проектных не более чем на 1/300 длины, углы не более чем на 3' и отметки знаков, определенные из нивелирования между реперами, - не более 50 мм.

Способы производства земляных работ на строительстве трубопроводов определяются проектными решениями и должны выполняться в соответствии с требованиями нормативных документов, перечисленных и [12].

Земляные работы должны производиться с обеспечением требований качества и с обязательным операционным контролем, который заключается в систематическом наблюдении и проверке соответствия выполняемых работ требованиям проектной и нормативной документации.

В зависимости от характера выполняемой операции (процесса) операционный контроль качества осуществляется непосредственно исполнителями, бригадирами, мастерами, прорабами или специальными контролерами.

Приборы и инструменты (за исключением простейших щупов, шаблонов), предназначенные для контроля качества материалов и работ, должны быть заводского изготовления и иметь утвержденные в установленном порядке паспорта, подтверждающие их соответствие требованиям Государственных стандартов или технических условий.

Выявленные в процессе контроля дефекты, отклонения от проектов и требований строительных норм и правил или Технологических инструкций должны быть исправлены до начала следующих операций (работ).

Операционный контроль качества земляных работ должен включать:

проверку правильности переноса фактической оси траншеи и ее соответствие проектному положению;

проверку отметок и ширины полосы для работы роторных экскаваторов (в соответствии с проектами производства работ);

проверку профиля дна траншеи с замером ее глубины и проектных отметок, проверку ширины траншеи по дну;

проверку откосов траншей в зависимости от структуры грунтов, указанной в проекте;

проверку толщины слоя подсыпки на дне траншеи и толщины слоя присыпки трубопровода мягким грунтом;

контроль толщины слоя засыпки и обвалования трубопровода грунтом;

проверку отметок верха насыпи ее ширины и крутизны откосов;

изменение фактических радиусов кривизны траншей на участках поворота горизонтальных кривых.

Контроль правильности переноса оси траншеи в плане производится теодолитом с привязкой к разбивочной оси.

Ширина полосы для прохода роторных экскаваторов контролируется промером стальной лентой или рулеткой. Отметки полосы контролируются нивелиром.

Ширина траншеи по дну, в том числе на участках, балластируемых армобетонными грузами или винтовыми анкерными устройствами, а также на участках кривых контролируется шаблонами, опускаемыми в траншею.

Расстояние от разбивочной оси до стенки траншеи по дну на сухих участках трассы должно быть не менее половины проектной ширины траншеи и не превышать ее более чем на 200 мм; на обводненных и заболоченных участках - более чем на 400 мм.

Фактические радиусы поворота траншеи в плане определяются теодолитом (отклонение фактической оси траншеи от проектной на криволинейном участке не должно превышать ±200 мм).

Соответствие отметок дна траншеи проектному профилю проверяется с помощью геометрического нивелирования. В качестве исходных берутся отметки опорных реперов (при необходимости сеть реперов во время выполнения разбивочных работ сгущается таким образом, чтобы расстояние между временными реперами не превышало 2-2,5 км). Нивелировка дна траншеи выполняется методами технического нивелирования. Фактическая отметка дна траншеи определяется во всех точках, где указаны проектные отметки в рабочих чертежах.

Фактическая отметка дна траншеи в любой точке не должна превышать проектную и может быть менее ее на величину до 100 мм.

Если проектом предусмотрена подсыпка рыхлого грунта на дно траншеи, то толщина выравниваемого слоя рыхлого грунта контролируется щупом, опускаемым с бермы траншеи. Толщина выравнивающего слоя должна быть не менее проектной; допуск на толщину слоя определяется требованиями [13].

Контроль за выполнением земляных работ осуществляет производитель этих работ. По мере выполнения отдельных видов (этапов) земляных работ составляются документы на их приемку (приемка постели и глубины заложения дна траншеи, присыпку, засыпку, рекультивацию и т.п.).

Если проектом предусмотрена присыпка трубопровода мягким грунтом, то толщина слоя присыпки уложенного в траншею трубопровода контролируется мерной линейкой. Допускается отклонение толщины слоя в пределах, указанных в [13].

Отметки рекультивированной полосы контролируют геометрическим нивелированием. Фактическая отметка полосы определяется во всех точках, где в проекте рекультивации земель указана проектная отметка.

Фактическая отметка должна быть не менее проектной и не превышать ее более чем на 100 мм.

На рекультивируемых землях с помощью шаблона контролируется высота валика, которая должна быть не менее проектной и при этом не превышать проектную высоту на величину более 200 мм.

Расстояние от оси трубопровода до края насыпи контролируется рулеткой.

Крутизна откосов насыпи контролируется шаблоном.

Уменьшение размеров насыпи против проектных допускается не более чем на 5%, за исключением толщины слоя грунта над трубопроводом на участках вертикальных выпуклых кривых, где уменьшение слоя засыпки над трубопроводом не допускается.

С целью комплексного ведения работ необходимо контролировать сменный темп разработки траншеи, который должен соответствовать сменному темпу изоляционно-укладочных работ. Разработка траншеи в задел, как правило, не допускается.

Приемку законченных земляных работ осуществляет служба контроля качества с обязательной приемкой по следующим параметрам земляных сооружений: ширине траншеи по дну; глубине траншеи; величине откосов; профилю дна траншеи; отметке верха насыпи при засыпке с оформлением соответствующей документации.

Приемка законченных земляных сооружений осуществляется Государственными комиссиями при сдаче в эксплуатацию всего трубопровода (объекта).

При сдаче законченных объектов строительная организация (генеральный подрядчик) обязана представить заказчику всю техническую документацию, перечень которой оговаривается действующими правилами.

Контроль качества сварных соединений.

Для обеспечения требуемого уровня качества необходимо производить:

а) проверку квалификации сварщиков;

б) контроль исходных материалов, труб и трубных заготовок, запорной и распределительной арматуры (входной контроль);

в) систематический операционный (технологический) контроль, осуществляемый в процессе сборки и сварки;

г) визуальный контроль (внешний осмотр) и обмер готовых сварных соединений (для сварных соединений, выполненных двусторонней автоматической сваркой под слоем флюса -дополнительно по макрошлифам);

д) проверку сварных швов неразрушающими методами контроля;

е) механические испытания сварных соединений, выполненных стыковой контактной сваркой оплавлением, сваркой вращающейся дугой и паяных соединений.

Все трубы, детали трубопроводов, элементы запорной (распределительной) арматуры могут быть приняты в монтаж только после прохождения приемки и (или) освидетельствования на соответствие их требованиям раздела 4 настоящих ВСН, а также требованиям [14].

Для проведения сварочных работ на строительстве магистральных и промысловых трубопроводов допускается применение электродов, флюсов, проволок, защитных газов только тех марок, которые регламентируются требованиями [14].

Все поступающие на участок централизованного хранения и подготовки к использованию сварочные материалы подвергают количественному и качественному контролю.

Контроль сварочных материалов осуществляют работники специализированной службы входного контроля или комиссия, в состав которой входят представители монтажной организации, сварочной службы или ПИЛ (включая сварщика, выполняющего технологические пробы) отдела снабжения.

При определении качества сварочных материалов устанавливают: наличие сертификатов на каждую партию и марку материалов, а также соответствие маркировки и условного обозначения сварочных материалов в сертификате и на этикетке упаковки; состояние упаковки; состояние поверхности покрытия электродов; состояние поверхности сварочной проволоки; однородность и цвет зерен флюса и т.д.

Сварочные материалы, которые по результатам входного контроля не соответствуют требованиям нормативных документов, признают некачественными, и на них составляется акт в соответствии с положениями [14].

Операционный контроль осуществляют мастера и производители работ. При этом осуществляется проверка правильности и необходимой последовательности выполнения технологических операций по сборке и сварке в соответствии с требованиями [14] и действующих операционных технологических карт.

При сборке соединений под сварку проверяют:

чистоту полости труб и степень зачистки кромок и прилегающих к ним внутренней и наружной поверхностей:

соблюдение допустимой разностенности свариваемых элементов (труб, труб с деталями трубопроводов и пр.);

соблюдение допустимой величины смещения наружных кромок свариваемых элементов;

величину технологических зазоров в стыках;

длину и количество прихваток.

Если требуется просушка свариваемых кромок или предварительный подогрев,

При операционном контроле в процессе сварки осуществляют наблюдение за обеспечением строгого соблюдения режимов сварки (по показаниям контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на сварочных агрегатах, постах, машинах и т.п.), порядка наложения слоев и их количеством, применяемых материалов для сварки корневого и заполняющих слоев, времени перерывов между сваркой корневого шва и "горячим проходом" и других требований технологических карт.

Все (100%) сварные соединения труб, труб с деталями трубопроводов, арматурой и т.д. после их очистки от шлака, грязи, брызг металла, снятия грата подвергают визуальному контролю и обмеру.

Визуальный контроль и обмер производят работники службы контроля (ПИЛ, специализированных управлений по контролю и т.п.).

При осмотре сварного соединения:

проверяют наличие на каждом стыке клейма сварщика, выполнявшего сварку. Если сварку одного стыка выполняли несколько сварщиков, то на каждом стыке должно быть проставлено клеймо каждого сварщика в данной бригаде, или одно клеймо, присвоенное всей бригаде;

проверяют наличие на одном из концов каждой плети ее порядкового номера;

убеждаются в отсутствии наружных трещин, незаплавленных кратеров и выходящих на поверхность пор.

Приемочный контроль состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов осуществляют в соответствии c требованиями.

Если при контроле изоляции установлено ее неудовлетворительное состояние, то необходимо:

найти места повреждений;

отремонтировать повреждения;

провести повторное испытание изоляции.

Приемочная комиссия после ознакомления с представленной документацией проверяет режимы работы средств ЭХЗ и измеренных значений разности потенциалов трубопровод-земля вдоль трассы сооружения. Объем проверки устанавливает председатель комиссии.

Система ЭХЗ данного участка может быть принята в эксплуатацию при соблюдении следующих условий:

а) минимальная разность потенциалов труба-земля на протяжении всего участка должна быть не ниже проектной величины;

б) запас мощности СКЗ и силы тока дренажных установок должен составлять не менее 35%;

в) исключено вредное влияние на другие объекты.

Чистота полости трубопровода должна обеспечиваться на всех этапах работы с трубой и контролироваться визуально путем осмотра:

каждой трубы в пункте ее получения с завода-изготовителя (ж.д.станция, пристань, аэродром, вертодром);

каждой трубы после транспортировки с пункта получения до сварочной базы, а также после транспортировки из штабеля на сварочный стеллаж;

каждой секции (плети) в процессе сборки и после транспортировки ее на трассу;

при сборке и сварке секций (плетей) в нитку трубопровода;

полости трубопровода при монтаже технологических захлестов, вварке катушек и линейной арматуры.

В результате осмотра полости трубопровода (труб, плетей) должно быть установлено отсутствие в полости загрязнений, воды, снега, льда, случайно попавших предметов (инструмента, спецодежды и т.п.).

В случае загрязнений последние необходимо удалить продувкой или протягиванием очистного устройства.

В процессе сварочно-монтажных и изоляционно-укладочных работ производится визуальный осмотр каждой трубы и плети с целью выявления вмятин, препятствующих последующему безостановочному пропуску очистных и разделительных устройств.

До ввода в эксплуатацию полость трубопровода должна быть очищена, трубопровод испытан на прочность и проверен на герметичность, а из газопроводов, испытываемых гидравлическим способом, удалена вода.

Способы, технология, режимы и параметры очистки полости, испытания и удаления воды устанавливаются ведомственными строительными нормами "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание [10].

1.1 Обоснование проекта

План разработки, рекомендуемый ТШО, включает принятие незамедлительных мер по эффективному росту добычи с минимальным риском. У компании четко определенная возможность увеличить добычу до 17 млн. т/год путем реализации проекта расширения

На 5 млн. т/год. Разработка проекта завода второго поколения находиться на окончательной стадии этапа 2 CPDEP, и готова к переходу на этап 3 после одобрения. Такое состояние дел соответствует графику разработки проекта, направленному на начало эксплуатации объекта в конце 2004 года. Был разработан план проведения буровых работ для поддержания текущего уровня производства и обеспечения роста до 17 млн.т/г.

Закачка кислого газа в пласт (ЗКГ) является возможной альтернативой расширения свыше 17 миллионов тонн нефти в год. Предварительные экономические расчеты показывают, что закачка кислого газ предпочтительнее, чем закачка бессернистого или кислотного газа, и предпочтительнее первичного истощения, при условии, что присущие ей факторы риска и неопределённости будут решены. «Ведущей стратегией» для ЗКГ закачка в 1 объект в северной центральной платформенной части месторождения. Эта часть коллектора в настоящее время имеет более низкое пластовое давление и лучше изучена с геологической точки зрения по сравнению с другими участками.

Рекомендуемый план также включает варианты расширения производства больше 17 млн.т/г. Закачка газа является многообещающей возможностью, и ТШО планирует ее дальнейшее изучение, причем этот вариант может стать наиболее предпочтительным в качестве следующего этапа расширения. Разработка проекта закачки газа и сокращение сопряженного с ним риска потребует проведения дополнительных исследований потока флюидов в Тенгизском коллекторе и разработки новых технологий.

Расширение добычи свыше 17 млн.т/г. посредством обычной технологии, закачки газа или другого процесса потребует дальнейшего бурения активов ТШО.

Расширение производства ТШО до 5 млн. т/г. посредством проекта ЗВП.

Расчетные запасы первичной добычи при вероятности 90% составляют:

Тенгизское месторождение 2.79 млрд. баррелей / 350 млн. тонн Королевское месторождение 0.23 млрд. баррелей / 28 млн. тонн.

Такое количество запасов является достаточным для обоснования предлагаемого проекта Завода второго поколения (ЗВП). В этой стратегии используется преимущество естественного пластового давления, которое обеспечит поток нефти через систему сбора и далее на нефтеперерабатывающий завод. Объекты, предусмотренные по проекту ЗВП, будут производить нефть, товарный газ, пропан, бутан и серу.

Однако более вероятно, что геологические и другие категории запасов в реальности больше, чем взятые в случае, описанном выше.

В связи с развитием мощности предприятии строятся завод нового поколения, которое обеспечивает рост добычи нефти и газа посредством закачки сырого сероводородсодержащего газа обратно в пласт.

В связи с расширением завода возникла необходимость построения новой нитки газопровода диаметром 1020 с Тенгиза до Кульсары, которое обеспечивает население Атырауской области природным газом и транспортируется по магистрали Интергаз Централная Азия. Анализируя данный проект пришли к выводу, и это доказано технико-экономическими расчетами, что строительство данного газопровода протяженностью 120 км является выгодным и оно окупится через 4,3 года.

.2 Характеристика предприятия

Тенгизское месторождение было открыто в 1979 г. Оно является одним из крупнейших в мире сверх-гигантских нефтеносных коллекторов.

Тенгизшевройл (ТШО)- это казахстанское предприятие, которое ведёт геологоразведку, разработку запасов нефти, добычу и сбыт нефти и сопутствующих продуктов, и осуществляющее свою деятельность в соответствии с самыми высокими мировыми стандартами техники безопасности и охраны окружающей среды.

Задачей ТШО является стать самым эффективным и высокорентабельным предприятием нефтяной и газовой отрасли в мире. ТШО - это предприятие в форме товарищества, действующее на территории Республики Казахстан и ведущее геологоразведку, разработку запасов нефти, производство и сбыт нефти и сопутствующих продуктов и осуществляющее свою деятельность в соответствии с самыми высокими мировыми стандартами техники безопасности и охраны окружающей среды.

Стратегическая цель ТШО - это создание материальных благ и высокого качества жизни партнёров компании, Республики Казахстан, Атырауской области и сотрудников ТШО. Стратегическими направлениями компании являются: быть лидером по ТБ и охране окружающей среды, повышение потенциала кадров, уважение среди общественности Казахстана, отличные производственные показатели.

Компания стремиться стать самым эффективным и прибыльным предприятием нефтяной и газовой отрасли в мире, проявляя ответственный подход и соблюдая этические нормы.

Открытое в 1993 году Тенгизское месторождение является одним из крупнейших нефтяных месторождений в мире.

В апреле 1993 года СП Тенгизшевройл было учреждено как товарищество между Правительством Казахстана и Шеврон. Сегодня совладельцами ТШО являются:

Министерство Энергетики и Минеральных Ресурсов, Шеврон, ЭксонМобил и ЛукАрко.

Задача быть лидером в вопросах ТБ и охраны окружающей среды возлагает ответственность на каждого сотрудника, и компания придает первостепенное значение охране труда и здоровью людей и окружающей среды. Для достижения этой установки ТШО будет работать по следующим направлениям:

постоянно совершенствовать безопасные методы работы сотрудников ТШО и у подрядчиков с целью исключить любые несчастные случаи;

способствовать изданию правительством РК технически передовых и практически обоснованных законодательных актов для установления стандартов и введения правил в области ТБ охраны труда и защиты окружающей среды;

разработка и реализация эффективных программ, направленных на сведение к минимуму и снижению выбросов в атмосферу, утилизацию отходов и сточных вод на единицу добычи;

обеспечение безопасности добычи, хранения и транспортировки всех видов продукции от устья скважины до покупателя;

дальнейшее повышение технических возможностей и готовности к устранению аварийных ситуаций.

Перспектива ТШО - стать самым эффективным и высокорентабельным предприятием нефтегазовой отрасли в мире. Высокие производственные показатели - это стратегическая установка, которая концентрирует внимание компании на эффективности работы, начиная с оценки коллектора, увеличения разведанных запасов нефти и разработки промысла до сбыта продукции, то есть на тех видах деятельности, которые сотрудники ТШО контролируют и через которые они могут больше всего влиять на финансовые показатели компании.

Одним из важнейших направлений работы с самого основания ТШО является снижение удельных эксплуатационных затрат. Для достижения этой установки ТШО будет работать по следующим направлениям:

обеспечение надежной и безопасной работы;

максимальное увеличение производительности существующего оборудования;

дальнейшее снижение удельных производственных расходов;

повышение эффективности распоряжения капитальными средствами за счет высокого качества принимаемых решений, более эффективного исполнения проекта и более эффективного использования капитала;

использование различных экономических и надежных выходов на рынки сбыта для всех видов продукции с целью обеспечения максимальной выручки и возможности осуществлять добычу в максимальном объеме;

реализация комплексной и полномасштабной стратегии, направленной на обеспечение роста стоимости активов путем проведения разведки запасов, использовать передовые методы разработки коллектора и разработка имеющихся новых запасов.

ТШО нужны квалифицированные рабочие технических специальностей и специалисты для успешной реализации плана расширения производства и эффективной эксплуатации существующих объектов и оборудования. Решающим здесь будет подготовка менеджеров, руководителей всего звена и специалистов, которые поведут квалифицированная/коллектив в будущее.

Для достижения этой установки ТШО будет работать по следующим направлениям:

разработка и осуществление стратегических планов по кадрам и программ исполнения в соответствии с планами расширения компании с целью национализации рабочих мест (80% в 2004г.) и заполнения вакансий в результате оттока кадров;

поиск новых и удержание имеющихся высококвалифицированных сотрудников, предлагая привлекательные условия оплаты труда и материальное обеспечение, обучение и перспективы продвижения по службе;

контакты с университетами и образовательными институтами по подготовке специалистов и составлению учебных программ, которые наиболее полным образом отвечают потребностям ТШО:

обучение Управленческого персонала с целью повышения квалификации имеющихся и будущих Руководителей и Менеджеров;

использование подходов и методов Программы Оценки труда работника и Парящий орел для приведения показателей работы и результатов каждого отдельного работника в соответствии с требованиями Бизнес Плана.

1.3 Компрессорная станция

Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для компримирования транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станции.

Рассмотренная в данном проекте компрессорная станция является головной.

На ГКС газ не только компримируется, но и подготавливается для транспортировки. В данном случае транспортируемый газ проходит очистку на заводе второго поколения. Но проектом предусмотрено дополнительная установка очистных оборудовании. (Смотрите технологическую схему на 8 листе графической части).

На компрессорной станции работают три группы параллельно соединенных центробежных нагнетателей с приводом от газовой турбины, один на резерв.

Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием всего комплекса сооружений, который по степени значимости разделяются на объекты основного и вспомогательного назначения.

К основным объектам КС относятся: площадки приема и пуска очистных устройств; установка очистки газа от механических примесей; компрессорный цех; коллекторы газа высокого давления; узел охлаждения газа.

К объектам вспомогательного назначения относятся: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа собственных нужд; электростанция собственных нужд или трансформаторная подстанция при внешнем источнике энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения; канализация и очистные сооружения.

Основными оборудованиями КС являются ГПА и их приводы. Многочисленные исследования эффективности применения различных видов привода центробежных нагнетателей показали наибольшую экономичность газотурбинного привода.

1.4 Линейная часть газопровода

Линейная часть выполнена из труб отечественной поставки соответствующие ТУ14-3-771-78 диаметром 1020x12 мм. Обвязка запорной арматуры выполнена из труб Ст20 Д - 219х10мм, 57x5 мм и труб отечественной поставки ТУ-14-3-460-75 Ду 1020x12; 1020x12 мм. Отключающая арматура импортной поставки:

· краны Ду 1020 мм, Ру 80 кг/см2 производства Италии.

Для оперативного управления работой газоконденсатопроводов предусмотрена система линейной телемеханики. Телемеханизация газоконденсатопроводов осуществлена системой телемеханики (ТМ) "Магистраль-1". Предусмотрен следующий объём телемеханизации:

-телеизмерение давления на крановых площадках после запорной арматуры с сигнализацией по граничным уставкам;

-телесигнализация положения запорной арматуры;

-телесигнализация давления ниже допустимого;

-телеуправление запорной арматурой;

-телесигнализация открытия дверей блок-боксов;

-телесигнализация о загазованности на пересечениях с а/дорогами.

Пульт системы линейной телемеханики расположен в диспетчерской ЛПУ.

Электроснабжение линейных потребителей.

К линейным потребителям относятся:

· установки ЭХЗ ;

· узлы запуска и приема очистных устройств;

· электропривод запорной арматуры.

Электропитание станций катодной защиты типа КСС, ПАСК-3, ОПС, ТДЭ осуществляется от трансформаторных пунктов: КТП-25/6; КТП -25/10; ТП- 4/6; та-4/10.

1.5 Патентный обзор

В данном разделе рассматривается вопрос об очистке газа от высокотоксичного углеводородного газа. Углеводород является высокотоксичным и опасным газом влияющий на нервную и сердечно-сосудистый орган человека и вопрос об очистке газа от сероводорода является одним из актуальных. В данном разделе рассмотрены некоторые патентные изобретения по очистке газа от сероводорода.

Способ первый. Получение серы путем гетерогенно-католического окисления сероводорода при 150-350 °С в присутствий катализатора состоящий из углеродного материала, отличающийся тем, что используют катализатор, содержащий волокнистый углерод полученный в результате разложения углеводородов на никельсодержащие катализаторы.

Известен способ получения серы от очистки газовой серы, в которой газы очищаются от сероводорода путем гетерогенно-католического окисления сероводорода в серу при 200-350 °С в слое катализатора, содержащее диоксид ванадия, титана, сульфат алюминия или кальция в различных соотношениях. При малых избытках кислорода степень превращения сероводорода и селективность реакции окисления сероводорода в серу может достигать 99%.

Недостатком способа является то, что при использовании изобретения для очистки газа с большим содержанием кислорода резко снижается селективность реакции. Кроме того, использование при осуществлений процесса катализатора сложен в приготовлений, что сильно удорожает процесс.

Второй способ. Изобретение относится к способу католического окисления сероводорода непосредственно в элементарную серу. Способ заключается в том, что пропускают газ содержащий сероводород, с газом, содержащим свободный кислород, в количестве соответствующий молярному соотношению О2:H2S, равному 0,5-3, предпочтительно 0,5-1,5, через катализатор окисления сероводород до серы при температуре ниже 200 ° С. Указанный катализатор содержит в качестве носителя активный уголь, в котором введено католическая фаза, выбранная среди оксидов, солей или сульфидов одного или нескольких переходных металлов выбранных среди V, Mo, W, Ni и Со количество указанной фазы, выражен в массе переходного металла, составляет 0,1-15% от массы прокаленного катализатора, предпочтительно 0,5-5% от массы прокаленного катализатора. Время контактирования газа с катализатором составляет 0,5-20 с, температура контактирования 60-180 ° С. При этом образующаяся при окислений сероводород и элементарная сера осаждается на катализаторе. Последний термодинамический регенерируют продувкой газом, не содержащее окислитель, при этом температура от 200 до 500 ° С.

Для регенерации сероводорода содержащийся в малых концентрациях, а именно в концентрациях 15% , в газах различных происхождений можно прибегнуть, среди других, к способу проведения прямого католического окисления сероводорода в серу.

В таких процентах осуществляется контактирование обрабатываемого газа, содержащее сероводород, в смеси с соответствующем количестве газа, содержащее свободный кислород, например воздуха, который может быть обогащен кислородом, с католическим окислением воды до серы, осуществляется этот контакт при температурах или выше точки росы образования серы, которое в случае окисления находится в паровой фазе, или же при температурах ниже точки росы образования сера осаждается на катализаторе, что приводит к необходимой периодической регенераций катализатора, насыщенного серой, путем продувки неокисляющим газом, имеющим температуру от 200-500° С. Катализатор окисления может быть приготовлен различными известными способами введения одного или нескольких соединений металлов в твердый измельчительный носители катализатора.

Недостатком способа является недостаточная очистка газов содержащие большое количество сероводорода.

Третий способ. Основным способом получения серы из газов, содержащее сероводород является процесс Клауса. В этом процессе производят гомогенное окисление сероводорода воздухом до серы и диоксида серы. При этом степень извлечения серы не превышает 70%. Затем полученную газовую смесь охлаждают и подают на католическую ступень процесса где протекает реакция

Н2S+SO2              3/nSn+2H2O

Реакция обратима и экзотермична. В связи с этим для достижения высокого равновесного выхода серы требуется низкая (<200° С) температура. Однако, при смешиваний температуры может происходить конденсация серы, что приводит к блокировке активной поверхности катализатора и его дезактивации. Кроме того, в печи Клауса могут образовываться карбонилсульфады СОS и сероуглерод CS2. Для их католического гидролиза требуется температура не менее 300° С. В связи с этим процесс ведут в две или три стадии, причем на первой стадии газ подают в слой катализатора с температурой 300-400° С, а на второй и третьей на несколько градусов выше температуры точки росы сера.

Двухстадийный процесс позволяет достигать степени извлечения сера до 96% трехстадийный до 98%.

Для достижения более высоких уровней извлечения серы применяются процессы доочистки отходящих газов установок Клауса. Одним из известных способов доочистки является прямое селективное окисления сероводорода. В этом случае содержащиеся в хвостовых газах соединения серы гидрируют до сероводорода, смешивают с воздухом и подают в католический реактор.

При этом также может протекать образование диоксида серы по реакции

2Н2S+3O2=3SO2+2H2O

а также в результате протекания обратной реакции. Это нежелательно, так как приводит к снижению степени извлечения серы. Селективность окисления сероводорода снижается при увеличений концентрации кислорода и повышении температуры.

В качестве прототипа предлагаемого изобретения по наибольшему количеству сходных признаков выбран процесс Клауса с процессом доочистки хвостовых газов схема которого включает в себя: двух- или трехстадийную установку Клауса, содержащую каталические реакторы, в которых осуществляется реакция при соотношении концентраций H2S/SO2=2.

Описанный процесс позволяет достигать общей степени извлечения серы до 99-99,6%.

Задачей настоящего изобретения является увеличение срока службы катализатора, упрощение установки и снижение энергозатрат на проведение процесса получения серы.

Процесс получения серы ведут по схеме включающую в себя традиционную двухстадийную установку Клауса и одностадийный процесс доочистки хвостовых газов. Расход воздуха в печи Клауса выбирается таким образом, чтобы на каталических ступенях установки Клауса обеспечивалось соотношение концентрации сероводорода и диоксида серы выше стехиометрического, равного 2,05:1-4:1. Это обеспечивает практическое отсутствие SO2 в хвостовых газов. Кроме того, известно, что введение в процессе Клауса при избытке сероводорода предотвращает сульфатацию катализатора и существенно превышает срок его службы.

Выходящие из последнего конденсатора установки Клауса реакционные газы с температурой 120-160 °С смешивают с кислородом или воздухом и без предварительного подогрева подают в реактор, где проводят каталическое окисление сероводорода в серу. Воздух или кислород при этом подают в количестве, необходимом для поддержания соотношения О2/ H2S в пределах 0,5-0,65. Выходящий из реактора газ охлаждают в конденсаторе для конденсации образовавшейся серы.

Во избежание дезактивации катализатора конденсирующийся серой с помощью попарного переключения клапанов периодически изменяют направления движения реакционной смеси на противоположное, в результате чего в центре слоя катализатора образуется реакционная зона с температурой выше точки росы серы, а сера конденсируется на торцах слоя.

Периодическое изменение направления движения реакционной смеси дает возможность вести процесс при низкой входной температуре газа и, соответственно, поддерживать относительно невысокую температуру в реакционной зоне (не более 250-270°С). Это обеспечивает высокую селективность окисления сероводорода, а также благоприятные термодинамические условия протекания реакции. В результате степень превращения сероводорода в серу в заявленном процессе эквивалента степени превращения в процессе, принятым за прототип (99-99,6%).

Подача реакционного газа в реактор с температурой ниже

°С нежелательна, так как при более низкой температуре возможна забивка слоя катализатора и газоходной арматуры твердой серой, а с температурой выше 160°С нецелесообразна, так как это приведет к росту температуры в реакционной зоне и, соответственно, к снижению селективности окисления сероводорода и падению степени извлечения серы ниже 99%.

Снижение соотношения концентраций сероводорода и диоксида серы до величины менее 2,05:1 нецелесообразно, так как при этом возрастает концентрация SO2 выходящих газов, что снижает степень извлечения серы менее 99% а увеличение этого соотношения более 4:1в связи со слишком быстрым расходованием SO2 приводит к уменьшению выхода серы в установке Клауса и повышению нагрузки на стадию селективного окисления рост концентрации сероводорода на стадии селективного окисления, в свою очередь влечет за собой рост тепловыделения в реакции и приводит, соответственно, к росту температуры, снижению селективности окисления сероводорода и далее к снижению общей степени извлечения серы ниже 99%.

Таким образом, заявленный способ позволяет упростить установку получения серы, снизить энергоемкость процесса и повысить срок службы катализатора.

Пример 1. газ, поступающий со стадии гомогенного окисления сероводорода и содержащий 3% H2S 1,3% SO2 (соотношение H2S/SO2=23). 20% H2O, а также азот и углекислый газ, перерабатывают на каталической установке, включающей в себя три каталических реактора. В первых двух реакторах используют катализатор процесса Клауса на основе Al2O3 и TiO2, в третьем - селективный катализатор окисления сероводорода. В первый реактор газ подают с температурой 300-350°С, затем выходящий газ охлаждают до 160-170°С для конденсации серы, нагревают до 230-250°С и подают во второй реактор. Выходящий из второго реактора газ охлаждают до 140°С для повторной конденсации серы. Выходящий из конденсатора газ смешивают с воздухом до достижения соотношения О2/H2S=0,55 и без подогрева подают в третий реактор, в котором периодический производят реверс потока газа. Степень извлечения серы составляет 99,5%.

В процессе, принятым за прототип, включающем два реактора Клауса, реактор гидрирования сернистых соединений и два реактора окисления сероводорода кислородом достигается такая же степень извлечения серы. При этом заявляемый процесс отличается большей простотой, меньшими энергозатратами и более высоким сроком службы катализатора.

Способ очистки газа, включающий пропускание предварительно нагретого реакционного газа, содержащего сероводород и диоксид серы, последовательно через один, два или три каталических реактора, охлаждение частично прореагировавшего газа и конденсацию образующейся серы после каждого реактора. Последующее введение в реакционный газ кислорода воздуха, пропускание образовавшейся смеси через последний каталический реактор и охлаждение прореагировавшего газа для образовавшейся серы, отличающийся тем, что соотношение концентраций сероводорода диоксида серы в исходном реакционном газе поддерживают в пределах 2,05:4,01 а направление пропускания реакционной смеси через последний реактор периодически изменяют на противоположное, поддерживая температуру газа на входе в него в пределах 120-160 °С.

Таблица 1.1-Показатели гомогенного окисления сероводорода до серы

Способ четвертый. Изобретения относится к процессам производства серы из кислых газов, в частности к способам доочистки хвостовых газов производства серы по методу Клауса, и может быть использовано в нефтяной, газовой, нефтехимической отраслях промышленности.

Наиболее распространенной технологией получения серы из кислых газов является процесс Клауса заключающийся в сжигании сероводорода при недостатке воздуха до серы и диоксида серы и последующем контактировании в двух или трех каталических ступенях непревращенных сероводородов и диоксида серы.

Известно много различных технологий доочистки хвостовых газов, однако наибольшее распространение, благодаря простоте реализации и дешевизне, получили процессы, осуществимые при температуре ниже точки росы серы. Среди них более всего известны процессы Сульфрен. По существу в этих процессах используется реакция Клауса при температуре 130-150°С, когда сера конденсируется в порах катализатора и последний периодически необходимо подвергать регенерации. В качестве катализатора во всех процессах используют активный оксид алюминия, а сами процессы отличаются числом используемых реакторов и методом регенерации катализатора.

Наиболее близким к изобретению относится способ доочистки хвостовых газов процесса Клауса, заключающейся в контактировании сероводорода и диоксида серы в присутствий алюмооксидного катализатора при 130-150°С с последующей регенерацией катализатора от серы при 300-350 °С.

Основным недостатком известного способа являются высокие потери серы с паровой фазой и, как следствие, невозможность достижения общей степени извлечения сера на установках Клауса и доочистки хвостовых газов более 99,6%.

В процессе поглощения сероводорода и диоксида серы из хвостовых газов сера заполняет поры все больше го диаметра, при этом парциальное давление паров над катализатором постоянно возрастает в соответствий с законом Кельвина.

Задачей изобретения является снижение потерь серы и повышение таким образом достигаемой степени ее извлечения за счет дополнительного слоя ультрамикропористого адсорбента паров серы, размещенного последним по ходу газа. В качестве адсорбентов паров серы применяют активированный уголь или кислотостойкие молекулярные сита с отношением SiO2:Al2O3=6-10 при следующем соотношений объемов слоев в реакторе:

катализатор основного слоя -1;

дополнительный слой 0,2-0,3.

Объем слоя адсорбента определяется достигаемым положительным эффектом: ниже нижнего предела и выше верхнего предела повышение степени извлечения серы несущественно и дальнейшее увеличение дополнительного слоя не оправдано экономически.

Как видно, применение дополнительного слоя позволяет увеличить степень извлечения серы от 90до 93,7-94,4%. Причем, при объеме слоя адсорбента ниже предлагаемой величины это увеличение незначительно: 0,6% на активированном угле и 0,2% на молекулярных ситах. Повышение объема дополнительного слоя изнутри заявляемого интервала позволяет повысить степень извлечения серы до 92,4-94,1%. Дальнейшее увеличение дополнительного слоя приводит к незначительному росту этого показателя (0,2-0,3%) и поэтому неоправданно.

Сущность действия изобретения состоит в том, что хвостовые газы, содержащие на выходе из установки Клауса 0,5-0,1% H2S и 0,25-0,5% SO2,, поступают в реактор доочистки хвостовых газов, где на известном катализаторе сернистые компоненты воздействуют между собой с образованием серы, конденсирующейся в порах катализатора. Пары серы, находящиеся в фазовом равновесии с серой, заполнившей поры известного катализатора вследствие капиллярной конденсации, попадают на выходе из реактора в дополнительный слой адсорбента, где физически поглощается так, что парциальное давление паров серы в газе, выходящем из реактора, снижается с 0,05-0,1 mbar до 0,005-0,01 mbar. В результате снижаются потери серы, а общая степень извлечения серы из газа повышается дополнительно на 0,1-0,15%.

Способ пятый. Целью изобретения является разработка способа получения элементарной серы без проведения каталического гидрирования и гидролиза, который бы одновременно обеспечивал максимально возможную степень обессеривания. В соответствий с изобретением последнее достигается за счет смешивания выходящих стадий охлаждения установки Клауса абгазов, содержащих 0,5-2,0 об. % H2S, а также СОS, CS2 и H2O, с кислородом, нагревания абгазов до минимум 200 °С, пропускания через слой катализатора, состоящий из, по меньшей мере, 80 мас. % TiO2, конденсированием элементарной серы и отделением ее, причем газы при температуре от 120-160 °С пропускается через слой катализатора, состоящий как минимум из 80 мас.% AL2O3.

В заявленном способе используется способность обогащенного TiO2 - катализатора при температурах от 200 до 400 °С не только ускорят окисление сероводорода в элементарную серу, но и стимулировать процесс гидролиза COS и CS2 и CO2 в H2S. При этом представляется целесообразным состоящий как минимум из 80 мас. % катализатор, пропитывать составом, содержащим, по меньшей мере один из металлов, а именно никель, железо или кобальт.

Подлежащий обработке сероводородсодержащий газ, имеющий обычно в своем составе диоксид углерода и другие примеси, в частности углеводороды, через трубопровод подается в камеру сгорания известной установки Клауса. В камеру сгорания через трубопровод поступают дозированные количества кислорода для обеспечения частичного сгорания и получения газовой смеси, содержащей на моль SO2 от 1 до 3 моль H2S. Выходящая из камеры сгорания и поступающая в трубопровод газовая смесь имеет в своем составе элементарную серу, которая отделятся в процессе конденсации в холодильник и выводится через трубопровод.

Поступающая в трубопровод газовая смесь подвергается последующей обработке методом катализа в установке Клауса, где в ходе одной или нескольких стадии 2H2S + SO2 превращается в элементарную серу и воду. При этом используется, катализаторы, на основе Al2O3 и TiO2 . Работы проводятся при температуре от 200 до 400°С. Обработанные газы со стадии катализа через трубопровод поступают на стадию охлаждения, где происходит конденсация парообразной серы с последующим ее отведением через трубопровод.

Выходящие из установки Клауса через трубопровод отработанные газы имеют следующий состав, об. %

H2S от 0,5 до1,5

SO2 от 0,1до 0,5

COS от 0,02 до 0,3

CS2 от 0,02 до 0,3

H2O от 20 до 50

К смеси указанного состава добавляется кислород поступающий через трубопровод. Количество кислорода дозируется таким образом, чтобы стали возможны протекающие на последующих стадиях реакции окисления. Газовая смесь через трубопровод поступает на нагреватель, температура в котором в результате непрямого теплообмена поднимается до 200- 400°С, оптимально до минимум 220°С. Через трубопровод смесь поступает в реактор на первую стадию обработки. В реакторе размещается твердый слой из зернистого TiO2 - катализатора, состоящего из, по меньшей мере, 80 масс.% TiO2 и пропитанного никелем, железом или кобальтом. В реакторе на первой стадии обработки происходит, с одной стороны, окисление сероводорода в элементарную серу, а с другой стороны, гидрирование COS и CS2 в CO2 и H2. поскольку работы проводятся при температуре выше точки росы серы, получают поступающую в трубопровод газовую смесь, содержащую вару элементарной серы, которая отделяется путем конденсации в холодильнике и выводится через трубопровод. Обработанные газы через трубопровод подают в реактор на вторую стадию обработки, где располагается твердый слой Al2O3- катализатора. Катализатор на 80% состоит из Al2O3, однако может содержать в качестве пропитки еще и никель, железо или кобальт. Во втором реакторе, где поддерживается температура от 120 до 160°С, снова проводится взаимодействие H2S c SO2 с образованием элементарной серы, причем сера осаждается на катализаторе. Катализаторный слой с осадившимся на нем покрытием из элементарной серы периодически регенерирует путем нагревания и промывания водным паром, спуская при этом серу через трубопровод. В то время, когда восстанавливается каталически слой, в процесс включается второй незагрязненный слой катализатора.

Отработанные газы, выходящие из реактора после второй стадий обработки через трубопровод, содержат еще от 200 до 600 частей на миллион сероводород и от 100 до 300 частей на миллион SO2. Поэтому прежде чем сбросить газы через камин в атмосферу, газы пропускают на стадию сжигания.

Пример. В установку через трубопровод подается содержащий H2S и CO2 газ в количестве 3198 м3/ч при температуре 32°С и давлении 1,6 бар. Смесь имеет следующий состав, мол. %:

H2S 87,18,4O 3,01,0H6 0,4H8 0,1

Газ указанного состава частично сжигается в камере сгорания 26323 м3/ч воздухом при температуре 60°С, причем сжигаемый газ в трубопроводе имеет соотношение H2S:SO2 как 1,88:1. Газовая смесь охлаждается в холодильнике до 250°С. Выделяющиеся при этом количество элементарной серы составляет 2594 кг в час. Перед стадией катализа проводится нагревание до 280 °С.

Стадия катализа в установке Клауса состоит из двух ступеней, при которых в качестве катализатора используется Al2O3. На стадии катализа и в холодильнике образуется в общей сложности в час 1277 кг элементарной серы. Обработанные на стадии катализа по методу Клауса газы охлаждаются в холодильнике 11 до 135°С.

Газ, выходящий через трубопровод в количестве 8350 м3/ч. Через трубопровод к газу добавляется 99 м3/ч воздуха. Газовая смесь выходит из нагревателя с температурой 205°С. В реакторе для проведения первой стадии обработки находится катализатор, содержащий в свом составе TiO2, с пропиткой из 5 мас. % железа. Катализатор в реакторе второй стадии обработки состоит из Al2O3, пропитанного 1 мас.% никеля.

С целью превращения всех сероудержащих компонентов в двуокись серы газ подается на последующую стадию сжигания, непосредственно за которой следует выброс в атмосферу.

Способ получения элементарной серы из газов, содержащих сероводород и углеродные соединения серы, по методу Клауса, включающий сжигание исходного газа, каталическое окисление продуктов сжигания по меньшей мере на одной ступени с получением элементарной серы, конденсацию образующейся серы охлаждением парогазовой смеси после каждой стадии и последующую переработку отходящих газов смешиванием их с кислородосодержащим газом, пропусканием полученной смеси при повышенной температуре через две стадии каталического окисления, первую из которых осуществляют на катализаторе, содержащем по меньшей мере 80 мас.% TiO2 и пропитанном 0,3-5 мас % никеля, или железа, или кобальта, а вторую стадию проводят при 120-160°С на катализаторе, содержащем по меньшей мере 80 мас% Al2O3, отличающейся тем, что сжигание исходного газа ведут до получения на выходе газовой смеси, содержащей 1-3 моля сероводорода на 1 моль диоксида серы, каталическое окисление продуктов сжигания проводят при температуре выше точки росы серы,

на переработку подают отходящие газы следующего состава, об.%

H2S 0,5-1,50,1-0,50,02-0,30,02-0,3O 20-50

и первую стадию переработки осуществляют при 220-440°С.

Способ шестой. Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано для повышения выхода элементарной серы из сероводородсодержащего газа.

Известен способ получения серы по схеме треть-две для переработки кислых газов с содержанием сероводородов 15-45 об. Третью часть сероводородсодержащего газа в стехиометрическом соотношении с кислородом воздуха направляют для сжигания в топке до сернистого ангидрида. Оставшиеся две трети газа взаимодействуют с полученным сернистым ангидридом на катализаторе с образованием элементарной серы.

Недостатки способа низкий выход серы 85%, проведение процесса в три каталические ступени, ограничение содержания сероводорода в исходном газе.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому, т.е. прототипом, является способ получения серы по методу Клауса из высококонцентрированного сероводородсодержащего газа, включающий сжигание термической ступени основного количества исходного газа, (87% от общего количества) до серы и сернистого ангидрида. Образующаяся сера выводится из газового потока конденсаций паров серы при охлаждении в котле-утилизаторе до 150-155°С. Далее жидкая сера поступает в сборник серы. На последующих стадиях происходит превращение непрореагировавшего сероводорода и сернистого ангидрида до серы в двух каталических ступенях. Полученную серу конденсируют при охлаждении технического газа до 150-155°С в промежуточном конденсаторе- холодильнике и подают в сборник серы.

Охлажденный технологический газ перед паровой каталической ступенью подогревают до 260-270°С в печи подогрева путем смешивания продуктами сжигания сероводородсодержащего газа, подаваемого в количестве 8 об. от общего количества. Подогретый до 260-270°С технологический газ подают в реактор первой каталической ступени, после которого газ охлаждают для освобождения от парообразной серы. Охлажденный технологический газ на второй каталической ступени предварительно подогревают до 235-250°С путем смешивания продуктами сжигания 5 об. сероводородсодержащего газа от общего количества. Подогретый технологический газ поступает в реактор второй каталической ступени, где осуществляется взаимодействие сернистого ангидрида с непрореагировавшим сероводородом технологического газа. Технологический газ после второй каталической ступени охлаждают до 150-155°С для конденсации парообразной серы в котле-утилизаторе и направляют в аппарат для увеличения серы, в котором газ отделяется от механически захваченных капель серы. Затем технологический газ направляют в печь отжига. Выход элементарной серы

-95%.

Недостаток прототипа относительно низкий выход элементарной серы и загрязнение атмосферы выбросами сернистого ангидрида.

Цель изобретения повышение выхода элементарной серы.

Поставленная цель достигается способом получения элементарной серы из высококонцентрированного сероводородсодержащего газа методом Клауса, включающим сжигание сероводорода в присутствии кислорода при 280-320 °С до серы и двухступенчатое каталическое превращение непрореагировавшего сероводорода в серу, в котором сжигание сероводорода осуществляется при объемном соотношении кислорода к сероводороду, равном (1,9-2,1):1. На первой ступени каталического превращения соотношение сероводорода к диоксиду серы поддерживают равным (2,25-2,55):1, на второй ступени соотношение сероводорода к кислороду (1,8-2,0):1 соответственно. Газовую смесь перед подачей на первую ступень каталического превращения подогревают до

-270°С, а перед подачей на вторую ступень подогревают 235-250°С.

Данный способ позволяет повысить выход элементарной серы до 99,9 мас. Разработанная авторами технология, предусматривающая проведение трех стадий превращения высококонцентрированного сероводородсодержащего газа, проводимых при определенных соотношениях реагентов, обеспечивает увеличение выхода серы до 99,2-99,9%.

В классическом процессе Клауса, принятом в качестве прототипа, элементарную серу получают сжиганием сероводородсодержащего газа до сернистого ангидрида и серы с последующей конверсией непрореагировавшего сероводорода с сернистым ангидридом в две каталитические ступени. Выход серы не превышает 93-95% т.к. реакция Клауса обратима.

В предлагаемом способе элементарную серу получают методом Клауса, но сжигание сероводорода осуществляют при объемном соотношение кислорода к сероводороду (1,9-2,1): 1. На первой ступени каталитического превращения соотношение сероводорода к диоксиду серы поддерживают равным (2,25-2,55): 1, а на второй ступени соотношение H2 SO2 (1,8-2,0): 1. Газовую смесь перед подачей на первую ступень каталитического превращения подогревают до 260-270°С, а перед подачей на вторую ступень до 235-250 С0 . В предлагаемом способе термодинамическое равновесие реакции на первой каталитической ступени Клауса смещается в сторону образования серы за счет избытка сероводорода к эквивалентному количеству диоксида серы и превращением избыточного сероводорода в серу необратимой реакцией прямого окисления кислородом воздуха на второй каталитической ступени, что ведет к увеличению выхода серы за счет избытка сероводорода к эквивалентному количеству диоксида серы и превращением избыточного сероводорода в серу необратимой реакцией прямого окисления кислородом воздуха на второй каталитической ступени, что ведет к увеличению выхода серы.

Необходимые условия эффективного протекания процесса: проведение стадии сжигания сероводорода при объемном соотношении Н S: 0 (1,9-2,1): 1, т. к. это обеспечивает наиболее высокий выход серы; проведение двух ступеней каталитического превращения непрореагировавшего сероводорода в серу при соотношении Н S:SO (2,25-2,55): 1 на первой ступени и соотношении Н 5:0 (1,8-2,0): 1 соответственно. Это обеспечивает: во-первых, полное превращение диоксида серы, что приводит к уменьшению загрязнения атмосферы сернистым ангидридом, т. к. его содержание в отходящих газах находится в пределах ПДК; во-вторых, окисление кислородом воздуха непрореагировавшегося сероводорода в серу при соотношении Н S: 0 (1,8-2,0): 1 приводит к полному превращению сероводорода в серу, что обеспечивает увеличение выхода серы.

Способ осуществляют следующим образом. На чертеже приведена принципиальная схема проведения процесса. 75-80 об. высококонцентрированного сероводородсодержащего газа (поток I) направляют на термическую ступень в печь 1 сжигания, туда же подают воздух (поток II). Образующуюся серу (35-40%) выводят из газового потока конденсацией паров серы в котле-утилизаторе 2, после которого жидкая сера поступает в серопровод (поток III). Охлажденный технологический газ (поток (IV) после котла-утилизатора 2 перед первой каталитической ступенью подогревают до 260-270 С в печи 3 подогрева путем смешивания с продуктами сжигания сероводородсодержащего газа (поток V), подаваемого в количестве 5 об. Подогретый технологический газ (поток VI) перед первой каталитической ступенью смешивают с 15-20 об; сероводородсодержащего газа (поток IIV). После смешивания технологический газ (поток VIII) с температурой 160-270 С подают в реактор первой каталитической ступени 4, где за счет тепла реакции температура газов увеличивается до 300-310° С. Выход элементарной серы после второй каталитической ступени составляет 55-57% Полученную серу выводят из газового потока конденсацией парой серы при охлаждении до 150-155 С в котле-утилизаторе 5.

Охлажденный технологический газ перед второй каталитической ступенью (поток IX) подают в печь 6подогрева, где нагревают до 235-250° С за счет смешения с продуктами сжигания топливного газа (поток X) в избытке воздуха а 1,2-1,5. Подогретый технологический газ (поток XI) поступает на вторую каталитическую ступень 7, году осуществляют окисление непрореагировавшего сероводорода технологического газа в избытке воздуха. Технологический газ после реакции окисления охлаждают в котле-утилизаторе 8 до 150-155 С для конденсации парообразной серы и направляют (поток XII) в скруббер 9, в котором он отделяется от механически захваченных капель серы. После скруббера технологический газ (поток XIII) с температурой 125-130 С направляют в печь 10 дожига. Состав технологического газа анализировался через каждые 2 ч на хроматографе ЛХМ-8МД. Содержание ангидрида в отходящих газах не превышает санитарные нормы. Предлагаемый способ опробирован на одном из блоком промышленной установки Клауса, где был осуществлен небольшой перемонтаж технологической линии подачи сероводородсодержащего газа (поток VII), а реактор второй каталитической ступени был загружен оксидным катализатором прямого окисления пятиокисью ванадия, нанесенную на окись алюминия (3). Результаты испытаний представлены в таблице. Состав газа и выход серы определяли в течение 8 ч работы в каждом из заданных режимов. В ходе эксперимента изменялось количество сероводородсодержащего газа (поток I), подаваемого в печь 1 сжигания и расход сероводородсодержащего газа (поток VI), подаваемого на смешение, с подогретым технологическим газом перед первой каталитической ступенью. Подача сероводородсодержащего газа (поток I) варьировалась в пределах 70-90 об. от общего расхода сероводородсодержащего газа. Подача воздуха поддерживалась регулятором соотношения газ/воздух Количество сероводородсодержащего газа (поток VI), подаваемого на смешение с технологическим газом перед первой каталитической ступенью, изменялось в пределах от 5-25% от общего расхода сероводородсодержащего газа. Температура на выходе из печи подогрева перед каталитическим реактором первой ступени поддерживалась в пределах 280-295С за счет сжигания сероводородсодержащего газа в количестве 4-6% (поток V) для подогрева технологического газа был достаточен.

Пример!. 1400 нм /ч сероводородсодержащего газа (70 об. ) сжигают в термической ступени (печь 1) в присутствии воздуха, расход которого поддерживается регулятором соотношения воздух/сероводородсодержащий газ. Соотношение Н S: 0 2: 1. Т 300° С. Образовавшуюся серу в количестве 33,4% выводят из газового потока конденсацией паров серы в котле-утилизаторе 2. Жидкая сера поступает в серопровод (поток III). Охлажденный технологический газ (поток IV) с температурой 150°С анализировался на содержание сернистых соединений сероводорода 11,26 об. сернистого ангидрида 5,63 об. Далее этот газ перед первой каталитической ступенью подогревают до температуры 290°С путем смешивания с продуктами сжигания в печи 4 подогрева сероводородсодержащего газа (поток V). На подогрев подают 5% После подогрева технологический газ анализируется на содержание сероводорода и сернистого ангидрида, который соответственно 9,5 и 6,74 об. Подогретый технологический газ (поток VI) перед первой каталитической ступенью смешивают с оставшимися 25 об. сероводородсодержащего газа (поток VII) при соотношении Н2 S: SO2 2,4: 1, определяют состав полученной смеси, в которой сероводорода 17,53 об. сернистого ангидрида 6,11 об. После смешивания технологический газ (поток VIII) с температурой 260°С подают на вторую каталитическую ступень 4. Выход серы после первой каталитической ступени 52% Полученную смесь газов выводят из газового потока конденсацией паров серы при охлаждении до 155°С в котле-утилизаторе 5. Охлажденный технологический газ перед второй каталитической ступенью (поток IX) анализируют, при этом Н S 5,66 об. SO следы, подают в печь 6 подогрева, где нагревают до 250°С за счет смешения с продуктами сжигания топливного газа (поток X) в избытке воздуха а= 1,5. Определяют состав подогретого технологического газа сероводорода 2,86 об. сернистого ангидрида следы, кислорода 1,86 об. Подогретый технологический газ с температурой 250°С подают на вторую каталитическую ступень, в которой осуществляют окисление непрореагировавшего сероводорода. При соотношении Н S: О 1,9: 1 соответственно. Продукты окисления подвергают аналитическому контролю: сероводорода 0,09 об. сернистого ангидрида следы; кислорода 0,52 об. Технологический газ после окисления охлаждают в котле-утилизаторе 8 до 150°С для конденсации парообразной серы и направляют (поток (XII) в скруббер, в котором он отделяется от механически захваченных капель серы, после скруббера технологический газ (поток XIII) с температурой 125°С направляют в печь 10 дожига. Выход элементарной серы 99,9 маc.% Реализация предлагаемого способа позволит обеспечить следующие преимущества:

·        обеспечить высокий выход элементарной серы (99,9%);

·        уменьшить загрязнение атмосферы сернистым ангидридом, так как его содержание в отходящих газах находится в пределах ПДК;

·        проведение окисления непрореагировавшего сероводорода в технологическом газе в избытке кислорода позволит получить серу, не загрязненную продуктами сгорания. Способ получения элементарной серы из высококонцентрированного сероводородсодержащего газа методом Клауса, включающий сжигание сероводорода до элементарной серы и диоксида серы в присутствии кислорода при 280 -320°С и последующее двухступенчатое каталитическое превращение непрореагировавшего сероводорода в серу, отличающийся тем, что сжигание сероводорода осуществляют при объемном соотношении кислорода и сероводорода (1,9 - 2,1): 1 на первой ступени каталитического превращения соотношение сероводорода и диоксида серы поддерживают равным (2,25 - 2,55): 1, а на второй ступени соотношение сероводорода и кислорода (1,8- 2,0): 1 соответственно. Смотрите рисунок (1.1).

Рисунок 1.1 - Схема очистки природного газа от сероводорода методом Клауса.

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Механический расчет

Для сооружения магистральных газопроводов применяем стальные спиральношовные сварные трубы из низколегированной стали с более высокими механическими свойствами по сравнению с углеродистыми сталями, что позволит уменьшить толщину стенки трубопровода.

Целью механического расчета является определение толщины стенки трубопровода. Толщина стенки трубопровода определяется в соответствий с [9] по формуле

 (2.1.1)

где n- коэффициент надежности по нагрузке,

p- рабочее давление в (МПа),

Dн- внешний диаметр трубопровода в (мм),

R1- расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений в (МПа),

ψ1- коэффициент, учитывающее двуосное напряженное состояние труб.

Расчетное сопротивление металла трубы определяется [15] по формуле

 (2.1.2)

где Rн- нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, определяемое из условий работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности в (МПа),

м- коэффициент условий работы трубопровода,

к1- коэффициент надежности по материалу,

кн- коэффициент надежности по назначению трубопровода.

Коэффициент, учитывающее двуосное напряженное состояние труб определяется по формуле

 (2.1.3)

где δпрN-продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок

 (2.1.4)

где α-коэффициент линейного расширения металла трубы в (град -1),

Е-модуль упругости металла в (МПа),

ΔT-расчетный температурный перепад в (◦С),

 (2.1.5)

где μ-коэффициент Пуассона,

Толщина стенки определяется по формуле (2.1.6) и (2.1.1), округляется в большую сторону до ближайшей номинальной в сортаменте труб

По сортаменту выбираем для газопровода трубы [15], спиральношовные термические, упрочненные трубы из рулонной низколегированной стали марки 17Г1С, ТУ14-3-771-78 Dн=1020 мм, вр=588,7 МПа, т=412 МПа, относительное удлинение 16%, эквивалент углерода 0,46%, испытательное давление Рисп=8,5 МПа.

По пропускной способности выбираем нагнетатель марки 280-12-4, давление которого равен Р=5,5 МПа с приводом от ГТ-700-5.

Расчетные значения величин:

Коэффициент надежности по нагрузке n=1,1;

Нормативное сопротивление растяжению металла трубы Rн=вр=588,7 МПа;

Расчетное давление трубопровода Р=5,5 МПа;

коэффициент условий работы трубопровода m=0,75 для газопровода категории Ⅰ;

коэффициент надежности по материалу к1=1,47;

коэффициент надежности по назначению трубопровода кн=1;

коэффициент линейного расширения металла трубы α=1,2·10-5 град -1;

коэффициент Пуассона μ=0,3;

модуль упругости металла Е=2,06·106 МПа.

Подставляя значения находим по формуле

 МПА (2.1.2)

 мм (2.1.6)

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляем до ближайшего большего значения, предусмотренного стандартами и техусловиями.

 (2.1.5)

 (2.1.4)

 (2.1.3)

 мм (2.1.1)

При расчете толщины стенки трубопровода запас на коррозию не предусматривается [9].

2.1.1 Переход через автомобильную дорогу

Одним из наиболее серьезных искусственных препятствий является железные и автомобильные дороги. Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов должны предусматриваться в соответствии со [9] в защитном футляре (кожухе). При переходах через искусственные препятствия в соответствии со [9] угол пересечения должен быть 90◦ и проложен в футляр.

Концы футляра должны выводится на расстоянии:

а) длина кожуха при прокладке трубопровода через железную дорогу должен быть от осей крайних путей -50 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3м от бровки откоса выемки.

б) через автомобильные дороги от бровки земляного полотна -25м, но не менее 2м от подошвы насыпи.

Для того, чтобы в межтрубном пространстве не поднималось давление в случае утечек газа, на одном конце кожуха вварено труба в стенку кожуха, которая выводится над поверхностью земли на высоту не менее 5м. Расстояние таких свечей от крайних осей дороги не менее 40м, для промышленных железных дорог и 25м для автомобильных дорог.

Заглубление кожухов под железную дорогу должно быть не менее 2м от подошвы рельса до верхней образующей футляра. Под автодорогами не менее 1,4м от верха покрытия дороги до верхней образующей футляра.

Целью расчета кожуха является определение оптимального диаметра и толщины стенки кожуха. Для этого находим диаметр кожуха [16] по формуле :

Dф=Dн+200 мм (2.1.1.1)

 (2.1.1.2)

где N- расчетное поперечное сжимающее усилие в наиболее напряженном сечений футляра, отнесенное к единице длины футляра в кН/м;

R2-расчетное сопротивление материала футляра по пределу текучести;

M- расчетный изгибающий момент в наиболее напряженном сечений футляра, отнесенное к единице длины футляра кН.

N=-rф· (qгр.в+qп) (2.1.1.3)

где rф- радиус кожуха в м,

qгр.в- расчетная вертикальная нагрузка от воздействия грунта кПа,

qп- расчетное давление от подвижного транспорта на футляр кПа.

М=с·rф2(qгр.в + qп - qгр.б) (2.1.1.4)

где с- коэффициент учитывающее всестороннее сжатие футляра,

qгр.б- расчетная величина бокового давления грунта в кПа.

 (2.1.1.5)

где nгр- коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта,

γгр.ср- средний удельный вес грунта в естественном состоянии по высоте Н в кН/м3,

Н- высота заглубления в м,

qгр.в= nгр·γгр.ср.·Н (2.1.1.6)

qп= nп·dz max (2.1.1.7)

где nп- коэффициент надежности от подвижного транспорта,

dz max - поправочный коэффициент от распределения нагрузки при х=0 dz max=z.

 (2.1.1.8)

где q=fх мах значение реакции основания.

 (2.1.1.9)

где Pi- сосредоточенная сила (масса машины) в кН,

dж- коэффициент жесткости полотна,

ε-поправочный коэффициент,

b- ширина полотна дороги.

 (2.1.1.10)

где k0- коэффициент постели грунта при сжатии,

D- цилиндрическая жесткость полотна дороги.

 (2.1.1.11)

где En- модуль упругости материла полотна дороги,

Jn- момент инерции материала полотна дороги,

Mn- коэффициент материала полотна дороги.

 (2.1.1.12)

где hпк - толщина покрова дороги.

Рассчитываем защитный футляр по [16] следующим исходным данным:

диаметр трубопровода D=1020мм;

расчетное сопротивление материала футляра по пределу текучести R2=260 МПа; радиус футляра rф=0,61м;

коэффициент учитывающее всестороннее сжатие футляра с=0,25;

коэффициент надежности по нагрузке от вес nгр=1,2;

высота заглубления Н=1,4м;

средний удельный вес грунта в естественном состоянии по высоте γгр.ср=17 кН/м3; угол трения грунта fгр=27;

коэффициент надежности от подвижного транспорта nп=1,4;

коэффициент а=1;

Рi=156 кН; k0= 4МН/м3; En=850 МПа; b=1, ε=1; hпк=0,04м.

Подставляя данные значения в формулы находим:

Dф=1020+200=1220 мм. (2.1.1.1)

qгр.б=1,2·17·3· (1,4+1,22/2) tg2(45-27/2)=123,012·0,376=46,19 (2.1.1.6)

qгр.в=1,2·17·1,4=28,56 кПа (2.1.1.5)

qп=1,4·41,36=58 кПа (2.1.1.7)

 (2.1.1.8)

 кПа (2.1.1.9)

 1/м (2.1.10)

 кН·м (2.1.1.11)

 м4 (2.1.1.12)

М= 0,25·0,612(28,56+58-46,19)=3,76 кН (2.1.1.4)

N=-0,61· (28,56+58)= -52,8 кН/м (2.1.1.3)

 (2.1.1.2)

2.1.2 Переход через железную дорогу

Толщину футляра определяем по формуле (2.1.1.2) Действующие нагрузки такие как при расчете перехода через автомобильные дороги [16].

Расчетные значения величин:

средний удельный вес грунта в естественном состоянии по высоте γгр.ср=19 кН/м3; высота заглубления Н=2 м;

расчетное давление от подвижного транспорта на футляр qп=56 кПа;

Подставляя значения находим:

qгр.б= 1,2·19·3·(2+1,22/2)tg2(45-19/2)=178,524·0,57=101,4 кПа (2.1.1.6)

qгр.в=1,2·19·2=45,6 кПа (2.1.1.7)

М= 0,25·0,612(45,6+56-101,4)=0,019 кН (2.1.1.4)

N=-0,61· (45,6+56)= -62 кН/м (2.1.1.3)

 (2.1.1.2)

2.2 Расчет на прочность

Подземные трубопроводы проверяем на прочность [15], деформацию и общую устойчивость в продольном направлении по условию

│прN┃≤Ψ2·R1 (2.2.1)

где прN - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий,

Ψ2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (прN≥0) принимаемый равным единице, при сжимающих ((прN≤0) определяется по формуле

 (2.2.2)

так, как трубопровод испытываем на разрыв, то выполняется условие

(прN≥0) и Ψ2=1, подставляя значения в формулу (2.2.1) проверяем условие

│62,48┃≤1·300=300 МПа

условие удовлетворяется.

2.3 Гидравлический расчет

Магистральный газопровод имеет ряд отличительных особенностей по сравнений с нефтепроводами, которые характеризуются свойствами перекачиваемого газа, а именно сжимаемостью газа, изменением его температуры при сжатий. Расчет магистрального газопровода, по которому перекачивается смесь газов, включает решение следующих основных вопросов:

обработка первичных данных, пользуясь основными законами и формулами термодинамики для смеси газов;

определение расчетной пропускной способности газопровода;

выбор типа машин и их числа;

определение средних параметров перекачки газа;

гидравлический расчет газопровода.

Природные газы всегда состоят из смеси газов, главную долю которой составляет метан. Свойства смеси газов определяем по характеристике индивидуальных составляющих. Относительную молекулярную массу смеси определяем по формуле

 (2.3.1)

Далее определяем вязкость смеси [15] по формуле

(2.3.2)

где М1, М2, . . . . ,Мn - относительные молярные массы компонентов;

у1, у2, . . . .,,yn - молярная доля компонентов, доля единицы;

Рст - плотность газа при стандартных условиях;

Tпр - температура приведенная.

Определяем плотность смеси газов [15] по формуле

 (2.3.3)

Находим относительную плотность смеси по воздуху при нормальных условиях по формуле

 (2.3.4)

где рв - плотность сухого воздуха, равная 1,293 кг/м3.

Определяем относительную плотность при стандартных условиях

 (2.3.5)

где рст- плотность газа при 20°С, равное рст=0,807 кг/м3.

Газовая постоянная смеси определяется по формуле

 (2.3.6)

Приведенная температура определяется по формуле

 (2.3.7)

где Ткр - критическая температура смеси газа, определяется по формуле

 (2.3.8)

газопровод технологический эксплуатация гидравлический

где a1, а2, . . . an - молярная доля компонентов;

Ткр1, Ткр2, . . . Ткрn - критическая температура компонентов.

Давление критическое определяется по аналогичной формуле

 (2.3.9)

где ркр1, ркр2, . . . pkpn критическое давления компонентов смеси.

Далее определяем число Рейнольдса

 (2.3.10)

где Q - производительность в м3/с, определяется по формуле

 (2.3.11)

где G - годовая пропускная способность;

kн - среднегодовой коэффициент неравномерности транспортировки газа для газопроводов длиной более 300 км без подземных хранилищ kн=0,85, kн=0,75 для газопроводов длиной менее 300 км.

После нахождения числа Рейнольдса определяем режим течения

 (2.3.12)

если выполняется условие (32 и 33), то режим течения зона квадратичного трения

Re>Reпер (2.3.13)

 (2.3.14)

где kэ - эквивалентная шероховатость труб (установлен экспериментальным путем и равен kэ=0,03 мм).

Далее находим коэффициент гидравлического сопротивления для квадратического режима, которое не зависти от Re и является функцией относительной шероховатости и определяется по формуле

 (2.3.15)

С учетом усредненных местных сопротивлений по трассе газопровода полный коэффициент гидравлического сопротивления принимается на 5% выше λтр;

 (2.3.16)

Физические параметры газа, необходимые для гидравлического расчета, определяется при средних значениях давления и температуры газа.

Средняя температура газа по длине расчетного участка определяется [15] по формуле

 (2.3.17)

где Т0 - средняя температура грунта на глубине заложения газопровода;

TH - температура газа в начале газопровода;

k- коэффициент теплопередачи от газа к грунту равное k=1,75 Bт/(м2С);

cpcм - средняя теплоемкость смеси.

или по формуле

 (2.3.18)

Среднее давление газа вдоль трассы трубопровода

 (2.3.19)

где Рн, Рк - давление газа соответственно в начале и конце газопровода.

 (2.3.20)

где ΔРнаг- потери давления в нагнетательной линии КС и обвязке АВО, равное ΔРнаг=0,17 МПа .

 (2.3.21)

Для определения значения коэффициента сжимаемости определяем приведенные параметры (температуры и давление по формулам 27 и 28) далее по номограмме зная приведенные значения температуры и давления определяем значение коэффициента сжимаемости, которое равен Zср=0,89.

Далее определяем расстояние между компрессорными станциями по формуле

 (2.3.22)

где к- переходный коэффициент равное к=0,038.

Далее пересчитываем значения конечных параметров давления и температуры по формуле

 (2.3.23)

и температура конечная газа по формуле

 (2.3.24)

или по формуле

 (2.3.25)

где at - коэффициент;

Шу - коэффициент Шухова;

Di - коэффициент Джоуля-Tомсона.

 (2.3.26)

где Ср. - удельная теплоемкость смеси.

 (2.3.27)

 (2.3.28)

где Кср - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м2К.

 (2.3.29)

где G- массовый расход, определяется по формуле

 (2.3.30)

Исходные значения параметрoв для расчета:

Производительность в год Q=8,7 млрд.м3/год;

Длина газопровода L=120 км;

Глубина заложения hг=1,5 м;

Температура грунта Тгр=277 К;

Температура окружающей среды Тгр=303 К;

Таблица 2.1- Компонентный состав газа

По формуле находим молярную массу смеси газа

 (2.3.1)

Подставляя данные значения находим по формуле

(2.3.2)

По формуле [15]

 (2.3.7)

 (2.3.17)

По формуле [15] находим

(2.3.18)

Далее находим плотность смеси газов по формуле

 (2.3.19)

кг/м3 (2.3.20)

 кг/м3 (2.3.21)

Газовая постоянная смеси определяется по формуле

 (2.3.22)

Определяем критическое давление по формуле

 (2.3.23)

Далее определяем число Рейнольдса

 (2.3.24)

 (2.3.25)

После нахождения числа Рейнольдса определяем режим течения

 (2.3.26)

квадратичный режим течения, по формуле определяем переходное число Рейнольдса

 (2.3.27)

 (2.3.28)

По формуле определяем

 (2.3.29)

 (2.3.30)

Далее по формуле находим

 (2.3.31)

 (2.3.32)

Подставляя данные значения в формулу находим

 (2.3.33)

Далее находим по формуле

 (2.3.34)

Подставляя значения в формулу находи конечное давление и температуру

 (2.3.35)

далее находим по формуле

 (2.3.36)

 (2.3.37)

по формуле

 (2.3.38)

 (2.3.39)

 (2.3.40)

 (2.3.41)

По каталогу подбираем центробежный нагнетатель Н-280-12-4 с приводом от ГТ-700-5 мощностью NeH=4250 кВт.

2.4 Технологический расчет

В технологическом расчете исходными данными являются:

давление и температура газа на входе в КС (равные уточненным значениям давления и температуры в конце линейного участка);

температура окружающего воздуха;

газовая постоянная.

Целью технологического расчета является определение режима работы КС в следующем порядке:

определение значения давления и температуры газа на входе в ЦН. По известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН определяется коэффициент сжимаемости;

определяется плотность газа и производительность нагнетателя при условиях всасывания;

определяется требуемая степень повышения давления;

по универсальной приведенной характеристике ЦН определяются приведенные значения параметров нагнетателя;

определяется внутренняя мощность потребляемая ЦН;

определяется мощность на муфте привода;

вычисляется располагаемая мощность ГТУ;

определяется температура газа на выходе из ЦН.

По формуле [16] находим газовую постоянную

 (2.4.1)

Далее находим плотность при условиях всасывания нагнетателя первой ступени

 (2.4.2)

где рвх - давление на входе в ЦН;

z - коэффициент сжимаемости газа;

TB1 - температура на входе в ЦН.

Производительность одной последовательно соединенной группы определяется по формуле

 (2.4.3)

где мн - число параллельно работающих ЦН, равно мн=2.

Находим производительность нагнетателя первой ступени при условиях всасывания

 (2.4.4)

По формуле находим

 (2.4.5)

где nH - максимальное число оборотов ротора;

Qпр - приведенная производительность по которым построена характеристика.

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем приведенную производительность Qпр и приведенную частоту вращения по номограмме. Полученные точки наносятся на характеристику и соединяются линией. Далее определяется требуемая степень повышения давления (ε1 ) и политропное КПД.

По формуле [16] находим

 (2.4.6)

где zв, Rв, Tв - соответственно сжимаемость, температура газа, приведенная к условиям всасывания и газовая постоянная;

zпр, Rпр, Tпр -условия приведения, для которых построены характеристики;

n1 - рабочая частота вращения вала ЦН.

Для расчетов режима КС применяются характеристики ЦН, представляющее зависимость степени повышения давления ε, политропического к.п.д. ηпол и приведенной внутренней мощности.

Далее определяем потребляемую внутреннюю мощность нагнетателя

 (2.4.7)

Мощность на валу привода нагнетателя первой ступени определяется по формуле

 (2.4.8)

Давление газа на выходе из нагнетателя первой ступени

 (2.4.9)

где ε1 - степень сжатия первой ступени.

Температура газа после нагнетателя первой ступени

 (2.4.10)

где m - показатель политропы, равное m=1,32.

Далее используя данные полученные в ходе расчета первой ступени, рассчитываем по этим формулам, для расчета ряда параметров для второй ступени.

Давление на входе во вторую ступень

где 0,03-0,05 потери в обвязке между ступенями

Плотность газа на входе в нагнетатель второй ступени

 (2.4.12)

где рВ2, ТВ2 - соответственно температура и давление на входе в нагнетатель второй ступени.

Объемная производительность нагнетателя второй ступени при условиях всасывания

 (2.4.13)

Определяем возможный диапазон изменения частоты вращения нагнетателя второй ступени для зоны наивысшей КПД

 (2.4.14)

Далее по формуле находим приведенную производительность

 (2.4.15)

По формуле находим приведенную частоту вращения

 (2.4.16)

Находим внутреннюю мощность потребляемое нагнетателем второй ступени

 (2.4.17)

Мощность на валу привода второй ступени определяется по формуле

 (2.4.18)

Давление на выходе из нагнетателя второй ступени

 (2.4.19)

Температура на выходе из нагнетателя второй ступени

 (2.4.20)

Расчет ведется по следующим данным:

Температура на входе в ЦН Твх=300 К;

Давление на входе в ЦН Рвх=4,1 МПа;

Коэффициент сжимаемости z=0,89;

Объемная производительность нагнетателя Q=13 млн.м3/сут;

Номинальная частота вращения нагнетателя nH=7950 об/мин.

Подставляя данные находим:

 (2.4.1)

Далее находим плотность при условиях всасывания нагнетателя первой ступени по формуле

 (2.4.2)

По формуле находим

 (2.4.3)

 (2.4.4)

Далее определяем

 (2.4.5)

Определяем приведенную частоту вращения вала

 (2.4.6)

По приведенной характеристике определяем ε1=1,13.

Далее определяем потребляемую внутреннюю мощность нагнетателя

 (2.4.7)

По формуле

 (2.4.8)

Давление газа на выходе из нагнетателя первой ступени определяется по формуле

 (2.4.9)

Температура на выходе из первой ступени ЦН

 (2.4.10)

По формуле находим

 (2.4.11)

Далее определяем плотность газа при условиях всасывания нагнетателя второй ступени

 (2.4.12)

Объемная производительность нагнетателя второй ступени при условиях всасывания определяется по формуле

 (2.4.13)

Определяем возможный диапазон изменения частоты вращения нагнетателя второй ступени для зоны наивысшего к.п.д.

 (2.4.14)

По формуле находим

 (2.4.16)

По приведенной характеристике находим ε1=1,15;

Приведенная мощность (Ni/pH)пр=128 кВт/(кг/м3).

Далее определяем

 (2.4.17)

Мощность на валу нагнетателя второй ступени определяется по формуле

 (2.4.18)

Далее на ходим давление на выходе из нагнетателя второй ступени

 (2.4.19)

Температура на выходе из нагнетателя второй ступени

 (2.4.20)

После выхода газа из нагнетателя необходимо поставить теплообменник.

Число параллельно работающих агрегатов 3 один на резерв.

2.5 Расчет основных параметров катодной защиты

Защита магистральных трубопроводов от почвенной коррозии осуществляется катодной поляризацией поверхности трубы установками катодной защиты.

Для расчета установок катодной защиты необходимо при проведении электрометрических работ получить данные об удельном электрическом сопротивлении грунта в поле токов катодной защиты, а также в месте установки анодного заземлителя, иметь данные по характеристике трубопроводов, ввиду изоляционного покрытия и наличию источников электроснабжения.

Основными параметрами установки катодной защиты являются сила тока и длина защитной зоны, в зависимости от которых принимаются мощность установки, тип и число анодных заземлителей.

Порядок расчета основных параметров катодной защиты следующий:

1. Среднее значение удельного сопротивления грунтов [4]

 (2.5.1)

где rгр - удельное сопротивление грунта на отдельных участках Ом×м; Li - протяженность участков; Lобщ - Li - общая протяженность проектируемого трубопровода.

. Переходное сопротивление трубопровод - грунт к концу нормативного срока эксплуатации установок катодной защиты [4]

 (2.5.2)

где Rпн - начальное переходное сопротивление трубопровод-грунт, принимается равным 10000 Ом×м; b- показатель скорости старения покрытия, принимается значения 0,116 -0,133 1/год; для ориентировочных расчетов b следует принимать 0,125 1/год; tнс - нормативный срок эксплуатации устройств катодной защиты,

tнс = 100 /s1 (2.5.3)

здесь s1 - норма амортизационных отчислений, идущая на полное восстановление основных фондов, принимается равной 10,5 %/год.

3. Среднее значение переходного сопротивления трубопровод-грунт

 (2.5.4)

3. Сопротивление изоляции трубопровода на единице длины к концу нормативного срока эксплуатации устройства катодной защиты [4]

 (2.5.5)

Среднее сопротивление изоляции трубопровода на единице длины

 (2.4.6)

где Dн - наружный диаметр трубопровода.

Продольное сопротивление единицы длины труб [4]

 (2.5.7)

где dн - толщина стенки трубопровода; pст- удельное электрическое сопротивление трубопроводной стенки;

3. Входное сопротивление трубопровода, среднее за нормативный срок эксплуатации катодной установки [4]

 (2.5.8)

к концу нормативного срока [4]

 (2.5.9)

3. Постоянная распределения потенциалов и токов вдоль трубопровода к концу нормативного срока эксплуатации катодных установок [4]

 (2.5.10)

3. Максимальный Emax и минимальный Еmin наложенные защитные потенциалы [4]

Emax = Emaxр - Еест (2.5.11)

Emin = Еminр - Еест (2.5.12)

где Emaxр , Еminр - максимальный и минимальный защитные потенциалы, равные соответственно -1,1 и 0,85 В; Еест - естественный потенциал трубопровода по отношению к медиосульфатному электроду сравнения, равный 0,55В.

4. Задавшись удалением анодного заземлителя у от магистрального трубопровода определим:

а) коэффициент, учитывающий влияние смежной станции катодной защиты (СКЗ), [4]

 (2.5.13)

б) протяженность зоны защиты трубопровода одной СКЗ к концу нормативного срока эксплуатации катодных установок [4]

; (2.5.14)

в) среднее значение силы тока в цепи катодной станции при

Rвх= Rвхср

 (2.5.15)

значение силы тока в конце расчетного периода при Rвх = Rвхск [1]

 (2.5.16)

г) сопротивление растеканию тока с одиночного вертикального анода [4]

 (2.5.17)

где rгр - удельное сопротивление грунта; La,da - длина и диаметр анода.

Вертикальные анодные заземлители устанавливаются в скважинах в один или два ряда на глубину 1,4-1,5 м от земной поверхности до оголовка.

д) сопротивление растеканию тока с одиночного горизонтального анода [4]

 (2.5.18)

где hа - глубина заложения анода.

е) Сопротивление растеканию тока с анодного заземлителя [4]

 (2.5.19)

где n - оптимальное число анодов в конструкции анодного заземления, которое принимается от 2-50; hэ - коэффициент экранирования.

ж) Оптимальное сечение дренажного провода [4]

 (2.5.20)

jопт = 31,6  (2.5.21)

здесь e - норма амортизационных отчислений; hс - коэффициент полезного действия СКЗ; t - время работы станции.

з) Сопротивление дренажного провода [4]

 (2.5.22)

где rпр - удельное сопротивление провода.

и) Среднее значение напряжения на выходных контактах СКЗ [4]

 (2.5.23)

где DЕа = Iср Rаз; DЕпр = Iср R;пр; DЕк = [Еmax - Emin];

к) Среднее значение потребляемой мощности СКЗ [4]

 (2.5.24)

в зависимости от которой, а также Rаз подбирается марка СК

) Общее число станций катодной защиты [4]

 (2.5.25)

Для расчета основных параметров используем следующие данные:

наружный диаметр трубопровода Dн = 1020 мм;

толщина стенки трубопровода d = 12 мм;

протяженность трубопровода Lобщ = 120 км;

трубная сталь марки 17ГС;

среднее удельное сопротивление по

всей длине трубопровода по следующим участкам

rгр 100 80 60 40 20

Li/Lобщ 0,1 0,3 0,4 0,2 0,6

поперечное сечение дренажного провода Sпр = 10 мм2;

удельное электрическое сопротивление

трубной стали rст = 0,247 Ом×мм2/м

Анодное заземление СКЗ выполнено из вертикальных железнокремниевых анодов АКО-3 в коксовой засыпке, установленных в глине с удельным сопротивлением rгр = 500 Ом×м.

Расстояние между анодным заземлением и трубопроводом

у = 250 мм.

По формуле (2.5.1)

По формуле

tнс = 100/10,5 = 9,5 лет; (2.5.2)

По формуле

10000/exp(-0,125×9,5) = 30,50 Ом×м2 (2.5.3)

По формуле

 (2.5.4)

По формуле

 (2.5.5)

По формуле

 (2.5.6)

По формуле

 (2.5.7)

По формуле

 (2.5.8)

По формуле

 (2.5.9)

По формуле

 (2.5.10)

По формуле (2.5.11) и (2.5.12)

Еmax = -1,1 + 0,55 = 0,55 В

Еmin = 0,85 + 0,55 = 0,3 В

По формуле (2.5.13)

По формуле (2.5.14)

По формуле

 (2.5.15)

По формуле

 (2.5.16)

По формуле

 (2.5.17)

По формуле

Rаз = 15,6/5×0,7 = 4,46 Ом (2.5.18)

Учитывая увеличение Sпр с удалением анодного заземлителя от трубопровода у, принимаем с запасом сечение дренажного провода Sпр = 10 мм2.

По формуле

 (2.5.22)

По формуле

DЕ = 19,18+3,14+0,25 = 22,57 В (2.5.23)

По формуле

Р= 4,3×22,57 = 97 В (2.5.24)

По потребной мощности СКЗ и напряжению на выходных контактах выбираем катодную станцию типа КСС-150.

По формуле

 (2.5.25)

Принимаем количество станций - 10.

3. ПРОГРАМИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ НА ЭВМ

С помощью компьютера был проведен расчет трубопровода на прочность. Расчет производился на компьютере IBM.

Программа была составлена соответствующая программе на языке BASIC.

Исходные данные для расчета:

1) Program prim;

uses crt;

var delta,n1,p,D_n,R1,R_n1,m0,k1,k_n :real;;('Vvedite znacheniya parametrov:');('n1 = ');(n1);('k1 = ');(k1);('p = ');(p);('k_n = ');(k_n);('m0 = ');(m0);('R_n1 = ');(R_n1);('D_n = ');(D_n);;:=R_n1*m0/(k1*k_n); {vichislenie R1}:=n1*p*D_n/(2*(n1*p+R1)); {vichislenie delta}('Raschetnoe soprotivlenie materiala R1 = ',R1:7:2,' mPa'); {vivod na pechat' R1}('Neobhodimaya tolschina stenki delta = ',delta:7:4,' mm'); {vivod na pechat' delta};.

) Program prim;crt;delta,n1,p,D_n,R1,R_n1,m0,k1,k_n :real;;:=1.47;:=0.75;_n:=1;:=1.1;:=5.494;_n1:=500;_n:=996;('Znacheniya parametrov:');('n1 = ',n1:4:3);('k1 = ',k1:4:3);('p = ',p:4:3);('k_n = ',k_n:4:3);('m0 = ',m0:4:3);('R_n1 = ',R_n1:6:3);('D_n = ',D_n:4:3);;:=R_n1*m0/(k1*k_n); {vichislenie R1}:=n1*p*D_n/(2*(n1*p+R1)); {vichislenie delta}('Raschetnoe soprotivlenie materiala R1 = ',R1:7:2,' mPa'); {vivod na pechat' R1}('Neobhodimaya tolschina stenki delta = ',delta:7:4,' mm'); {vivod na pechat' delta}

readln;.

Данная программа была составлена с этапами решения задач на IBM:

этап - постановка задачи (необходимо определить входные или исходные данные и выходные данные или результат, а также определить метод решения задачи);

этап - модель задачи;

этап - построение алгоритма решения задачи;

этап - решение задачи на ЭВМ (составление программы, ввод в ЭВМ и отладка программы);

этап - анализ решения задачи.

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Расчет капитальных вложений и основных фондов

В данной части проекта проводится расчет капитальных вложений и основных фондов газопровода [17].

Стоимость строительства объектов газопровода определяется в сметной части. Сметы являются основным документом, на основании которых осуществляется финансирование строительно-монтажных работ и расчеты между заказчиком, генподрядчиком и субподрядными строительными организациями.

Основой для составления сметной документации на строительство объектов газопровода являются сметные нормы на строительно-монтажные работы, заложенные в СНиП, ценников на материалы, изделия и конструкции, ценников машино-смет строительных машин и оборудования, а также сметных цен на перевозку грузов для строительства разработан ряд сметных справочников и сборников, в которых даны расценки на все основные виды работ, выполняемые при строительстве газопровода. Кроме того использованы цены на конечную продукцию, в которых учитывается значительный комплекс работ, выполняемых при строительстве объектов (водозаборные, канализационные, компрессорные и другие объекты).

Объем капитальных вложений на строительство газопровода, согласно сводному сметному расчету составляет 13448,5 млн. тенге.

Расчет капитальных затрат приведен в таблице (3).

Наиболее капиталоемкими элементами строительства является покупка труб.

Таблица 4.1- Смета на проектирование и строительство газопровода Тенгиз-Кульсары 120 км

Курс 138,5 тенге/$

Структурный состав капитальных вложений в промстроительство приведен в таблице 4.

Таблица 4.2-Структурный состав капитальных вложений

4.2 Эксплуатационные расходы

Общие расходы по эксплуатации газопровода определены расчетным путем [18] и составляет 2493,39 млн. тенге, в том числе по следующим основным статьям затрат (в млн. тенге):

Годовой фонд зарплаты -190,8;

Социальный налог - 26,31;

Ремонтный фонд - 165,1;

Естественный убыль - 14,36;

Прочие - 28,62;

Всего: 2493,39

4.2.1 Годовой фонд зарплаты

Годовой фонд зарплаты определен на основании численности работников, тарифных ставок и должностных окладов. При этом учитываются условия труда, квалификация работников, климатические условия [18].

Для магистральных газопроводов установлены нормы численности, выраженные в количестве штабных единиц на обслуживание компрессорных станций, участков газопровода и функциональных служб. Примерная штабная расстановка персонала приведена в штабном расписании газопровода.

Таблица 4.3-Штабное расписание газопровода

В состав фонда заработной платы входит основная заработная плата, непосредственно связанная с платой за выполнение работы и дополнительная, связанная с разными льготами, предусмотренными законодательством о труде.

Для расчета фонда заработной платы основного производства принимается годовой фонд рабочего времени 1946 часов.

За основу системы оплаты труда взята месячная величина тарифной ставки 1-го разряда единой тарифной сетки для работников газовой отрасли. Минимальный размер заработной платы является гарантированным работодателем в организации всех форм собственности.

Тарифные ставки и должностные оклады рассчитываются на базе единой тарифной сетки и межразрядных коэффициентов (при выполнении норм труда).

При ежемесячной заработной плате 700 тыс. тенге годовой фонд зарплаты составит:

тыс. тенге · 159 · 12=190,8 млн. тенге

4.2.2 Отчисления от фонда заработной платы

Отчисление от фонда заработной платы в соответствии с налоговым кодексом производится следующие виды отчислений от фонда зарплаты:

в госбюджет (социальный налог). С середины 2001года до конца 2003 года он составил 21% к фонду оплаты труда. С 1 января 2004 года он производится дифференцированно - с увеличением годовой заработной платы работающего по найму процент отчислений снижается. Для нашей годовой средней зарплаты 1200 тыс. тенге (100 тыс. тенге · 12) отчисления составляет - налог с 40-кратного годового расчетного показателя (месячный расчетный показатель на 2004 год - 919 тенге) - 74436 тенге плюс 12% с суммы превышающего его

,436 тыс. тенге +0,12 · (1200 тыс. тенге - 441,12 тыс. тенге)=165,5 тыс. тенге на человека. Всего сумма социального налога перечисленного в госбюджет за год

,5 тыс. тенге · 159=26,31 млн. тенге или 13,79% к доходу заработной платы, что значительно меньше, чем было до 1.01.2004 г.

в накопительный пенсионный фонд по ставке 10%. Но эти деньги входят в состав начисленной зарплаты.

4.2.3 Амортизационные отчисления

Амортизация планируется на основе официальных норм заложенных в Налоговом Кодексе РК стоимости основных производственных фондов (ОПФ).

Амортизация - это величина утраченной стоимости актива. В целях бухгалтерского учета, стоимость активов (ОПФ) распределяется на весь срок эксплуатации или службы. Сумма амортизации в конкретный период определяется умножением нормы амортизации на соответствующий классификационный показатель собственности:

Аг=Na·Cn/100 (4.2.3.1)

где Na- учитывает такие факторы, как предполагаемая оценка оставшегося срока службы собственности, способ возмещения расходов и ликвидации стоимости.

Данная формула - это метод возврата капитальных вложений (КВ) в собственность компаний.

Таблица 4.4-Расчет амортизационных отчислений

4.2.4 Расходы по текущему ремонту

Расчет затрат по этой статье производится на основании смет и графиков определения ремонтных работ.

Эти расходы включают в себя стоимость материалов, топлива и воды на ремонтные работы, услуги по ремонту как своих так и сторонних организаций.

Расходы по текущему ремонту газопровода берутся в пределах 85 от стоимости амортизационных отчислений:

,72 млн. тенге · 0,08=165,1 млн. тенге

Расчет стоимости энергетических затрат приведен ниже в таблице 4.5

Таблица 4.5-Расчет стоимости энергетических затрат

4.2.5 Затраты на неизбежные потери газа при транспортировке

Потери газа в газопроводе рассчитывают в зависимости от протяженности обслуживаемого участка, объема транспортируемого газа, наличия и состояния запорной арматуры.

Потери газа можно ориентировочно принять для трубопровода диаметром 1020 мм 40 тыс. м3 в год на каждый километр газопровода. При цене газа 2990 тенге за 1000 м3 стоимость потерь в год составит

тыс. м3 · 120 км · 2990тенге/1000 м3=14,35 млн. тенге

Прочие расходы включают все затраты, которые не могут быть отнесены к вышеперечисленным (командировочные, канцелярские, почтово-телеграфные расходы, расходы на изобретательство, рационализацию, мероприятия по охране труда и технике безопасности, охране окружающей среды и т.п.). прочие расходы принимаются в размере 155 от фонда заработной платы.

,8 млн. тенге · 0,25=28,62 млн. тенге

4.2.6 Себестоимость транспортировки

Если транспорт газа в год составит 8,7 млрд. м3 то себестоимость транспортировки 1000 м3 газа будет

,39млн. тенге/8,7 млрд. м3=286,59 тенге/1000 м3

4.3 Анализ экономической эффективности инвестиций

При расчетах экономической эффективности в качестве исходной информации используют величину текущих и капитальных затрат.

Текущие затраты - производимые постоянно в течение года затраты живого и овеществленного труда при изготовлении продукции. Капитальные затраты - это средства в форме капитальных вложений на создание производственных фондов и их расширенное воспроизводство, а также на техническое перевооружение производства.

Инвестиции или вложенные средства (КВ) характеризуются тем, что они вкладываются до получения результата, период разрыва может быть велик. Расчет эффективности инвестиций связан с ожидаемым экономическим результатом от запланированных КВ. В основу расчета ожидаемой прибыли по инвестпроектам положена концепция стоимости денег с учетом фактора времени.

4.3.1 Концепция стоимости денег с учетом фактора времени

Для определения ее сущности рассмотрим следующее понятие.

Процент - это доход от предоставления капитала в долг или инвестиционных вложений. Процентная ставка - это величина, которая характеризует интенсивность начисления процентов. Наращенная сумма - это первоначальная сумма долга и начисленные на нее проценты. Процентные ставки могут быть простыми и сложными. Простые процентные ставки применяются к одной и той же сумме долга, в течение всего периода начисления. Сложные применяются по прошествии каждого интервала начисления к одной сумме долга и начисленных на нее за предыдущие интервалы проценты. Допустим:

P- это первоначальная сумма долга;

I- сумма процентных денег;

S- наращенная сумма;

i- простая процентная ставка;

ic- сложная процентная ставка;

n- период начисления или срок инвестирования.

Тогда для простых процентов наращенная сумма будет находится по формуле:

S=P·(1+i·n) (4.3.1.1)

P=S/(1+i·n) (4.3.1.2)

Операция (4.3.1.1) позволяет определить будущую стоимость текущей суммы и называется дисконтированием.

Для сложных процентов наращенная сумма находится по формуле:

Sn=P·(1+ic)n (4.3.1.3)

В мировой банковской практике наибольшее распространение получила схема начисления по сложным ставкам. Поэтому в дальнейших расчетах будут использованы сложные ставки.

Предположим на осуществление проекта инвестируются заемные средства. Учитывая продолжительность проекта, процентную ставку, требуемую инвестором, находится будущая стоимость требуемых КВ.

Sn=13448,5 млн. тенге · (1+0,1)6=13448,5·1,771561=23824,84 млн. тенге

Далее условно принимается, что найденная таким образом сумма является ожидаемым потоком денежных средств за весь период реализации проекта. Для определения ежегодных денежных поступлений она распределяется в процентном соотношений, связанном с основными этапами жизненного цикла проекта.

Для дальнейшей оценки инвестиций используются методы расчета показателей эффективности: чистого приведенного эффекта, индекса рентабельности, внутренней нормы прибыли и периода окупаемости.

4.3.2 Метод расчета чистого приведенного эффекта

Показатель чистого приведенного эффекта (NPV) является главным критерием доходности инвестиций.

Этот метод основан на сопоставлений величины исходной инвестиций (IC) с общей суммой дисконтированных чистых денежных поступлений, генерируемых ею в течение прогнозируемого срока. Поскольку приток денежных средств распределен во времени, он дисконтируется с помощью коэффициента r (коэффициент дисконтирования или ставка процента), установленного аналитиком (инвестором) самостоятельно, исходя из ежегодного процента возврата, который он хочет или может иметь на инвестируемый им капитал.

Чистый приведенный эффект инвестиционного проекта определяется как текущая стоимость ожидаемых чистых потоков денежных средств за вычетом чистых инвестиций по проекту. Допустим, инвестиция (IC) будет генерировать в течение n лет годовые доходы в размере Р1, Р2 … , Рn

Общая накопительная величина дисконтированных доходов (PV) и чистый приведенный эффект (NPV) рассчитывается по формулам:

PV=∑ Pk/(1+r)k (4.3.2.1)

NPV=∑ Pk/(1+r)k-IC (4.3.2.1)

Таким образом, показатель NPV определяется как разность между текущей стоимостью поступлений от инвестиций за весь период реализации проекта и величиной капиталовложений и всех видов расходов за этот же период, дисконтированных на базе расчетной ставки процента. При положительном NPV, когда будущие потоки денежных средств покрывают первоначальные инвестиции, проект считается приемлемым, при отрицательном - от проекта отказываются.

Итак, правило NPV:

Если NPV>0, то проект следует принять;

Если NPV<0, то проект следует отвергнуть;

Если NPV=0, то проект ни прибылен, ни убыточен.

Следовательно, зная NPV можно решить, вкладывать средства в инвестпроект и нести сопутствующие риски или просто положить деньги на депозит и без риска заработать по процентным ставкам.

В нашем расчете NPV будет равен:

NPV=(3180/(1+0,1)+3180/(1+0,1)2+3180/(1+0,1)3+3180/(1+0,1)4+3180/(1+0,1)5+3180/(1+0,1)6)-13448,5=2890,91+2628,1+2389,18+2171,98+1974,5+1795,03-13448,5=401,2 млн. тенге

4.3.3 Метод расчета индекса рентабельности

Этот метод является по сути следствием предыдущего.

Индекс рентабельности рассчитывается делением суммы всех дисконтированных потоков за весь срок реализации проекта на величину первоначальных инвестиций:

PI=∑ Pk/(1+r)k : IC (4.3.3.1)

Правило PI:

Если PI>1, то проект следует принять;

Если PI<1, то проект следует отвергнуть;

Если PI=1, то проект ни прибылен, ни убыточен.

Этот показатель также является критерием эффективности инвестиций.

4.3.4 Метод расчета внутренней нормы прибыли

Это самый распространенный критерий расчета нормы дохода по проекту. Внутренняя норма прибыли - это учетная ставка, которая уравнивает общую сумму дисконтированных денежных потоков с величиной первоначальных инвестиций, т.е. это пороговое значение ставки дисконта. Этот показатель является следующим критерием анализа инвестиций и показывает ту ставку процента, которая обеспечит инвестору критическую точку безубыточности (порог рентабельности).

Таким образом, норма рентабельности, или внутренняя норма прибыли принимает значение коэффициента дисконтирования, при котором NPV проекта обращается в нуль.

IRR=r, при котором NPV=f®=0 (4.3.4.1)

Смысл расчета: если проект полностью финансируется за счет ссуды коммерческого банка, то значение показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, превышение которого делает проект убыточным.

На практике предприятие финансирует свою деятельность из различных источников. В качестве платы за пользование авансированными финансовыми ресурсами, оно уплачивает проценты, дивиденды, вознаграждения и т.п. Показатель, характеризующий относительный уровень этих доходов, можно назвать ценой авансированного капитала (СС). Этот показатель отражает сложившийся на предприятии минимум возврата на вложенный в его деятельность капитал, его рентабельность.

Правило IRR:

Если IRR>CC, то проект следует принять;

Если IRR<CC, то проект следует отвергнуть;

Если IRR=CC, то проект ни прибылен, ни убыточен.

Таким образом, предприятие может принимать любые решения инвестиционного характера, уровень рентабельности которых не ниже текущего значения показателя СС.

Методы расчета IRR

метод. В случае равновеликих чистых денежных поступлений, т.е. когда Р1=Р2…=Pn

NPV=0 (4.3.4.2)

∑ Pk/(1+r)k=IC (4.3.4.3)

Pk·∑1/(1+r)k=IC (4.3.4.4)

∑1/(1+r)k=IC/Pk (4.3.4.5)

далее находят r по специальным финансовым таблица

метод. Графический.

Для определения IRR графическим методом нужно:

задать некую ставку дисконтирования г и определить NPV проекта, отметить соответствующую точку на графике (по оси ординат - NPV, но оси абсцисс - г);

задать гораздо большую ставку дисконтирования г (тогда NPY резко уменьшится), вычислить NPV и отметить соответствующую точку на графике;

соединить данные две точки и, если необходимо, продлить кривую NPV до пересечения с осью абсцисс.

В точке пересечения кривой NPV с осью г NPV=0, т.е. в этой точке находится значение показателя IRR. (рисунок 2).

Рисунок 4.1- График IRR.

метод. В случае разновеликих денежных потоков используется метод последовательных итераций с использованием табулированных значении дисконтирующих множителей.

Для этого выбираются два значения коэффициента дисконтирования г<г таким образом, чтобы в интервале (r1;r2) функция меняла свое значение с «+» на «-» или с «-» на «+». Далее применяют формулу:

IRR=r1 + NPV(r1) · (r2 - r1)/NPV(r1) - NPV(r2) (4.3.4.6)

где r1 -значение табулированного коэффициента дисконтирования, при

котором NPV>0 (NPV<0);

r2 - значение табулированного коэффициента дисконтирования, при котором

NPV<0 (NPV>0).

Точность вычислений обратно пропорциональна длине интервала (r;r2), a наилучшая аппроксимация с использованием табулированных значений достигается тогда, когда она минимальна, т.е. r1 и г2 ближайшие друг к другу целые значения коэффициента дисконтирования, удовлетворяющие условию смены знака.

4.3.5 Метод расчета срока окупаемости инвестиций

Период окупаемости для инвестиционного проекта равен числу лет, требуемых для того, чтобы совокупные ожидаемые поступления денежных средств стали равны первоначальной сумме инвестиций.

Если доход распределен по годам равномерно, то срок окупаемости рассчитывается делением единовременных затрат на величину годового дохода, обусловленного ими

РР=IC/Pk=13448,5 млн. тенге/3180 млн. тенге=4,3 года (4.3.5.1)

Если прибыль распределяется неравномерно, то срок окупаемости рассчитывается прямым подсчетом числа лет, в течение которых инвестиция будет погашена кумулятивным доходом. Общая формула расчета имеет вид:

PP-min n , пpu котором ∑Pk > 1C (4.3.5.2)

или

РР - min п ,при котором ∑Pk/(1+r)k > IС (4.3.5.3)

Рассчитанный период окупаемости сравнивается с нормативным, для газовых проектов принят равным 6,7 лет.

Для проведения анализа эффективности инвестпроекта и вывода о

его целесообразности определены уровень годовых производственных затрат в целях определения конечных финансовых результатов деятельности предприятия.

Таблица 4.6-Основные технико-экономические показатели проекта строительства газопровода Тенгиз-Кульсары

Рисунок 4.2 - График безубыточности

5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Анализ воздействия проектируемого объекта на окружающую среду

При сооружений и эксплуатации данного объекта в соответствии с технологическими нормами и правилами, принятые в проекте он соответствует всем нормам и правилам по охране окружающей среды принятые в Республике Казахстан. Проектом предусматривается надежная технология работ, включающая насосную станцию, трубопровода и запорных арматур, которые абсолютно герметичны.

Вероятность воздействия на окружающую среду минимальна, но вероятны аварийные ситуации вызванные в связи с использованием некачественных материалов строительства, нарушением технологических операции при не соблюдении технологии строительно-монтажных работ, ремонта и эксплуатации, коррозией и т.п.

На каждом этапе строительства организации, принимающие участие в приемке работ по сооружению трубопроводов, следят за строгим соблюдением требований защиты окружающей природной среды, сохранения ее устойчивого экологического равновесия и не допускают нарушений условий землепользования, установленных законодательством по охране природы.

Для оценки загрязнения атмосферного воздуха используются две ПДК-среднесуточную и максимально разовую. В случае оценки аварийного загрязнения следует, использовать только максимально разовую концентрацию, считая ее мгновенной, действительно максимально-разовой, не интерполируя на отрезок времени.

Это особенно важно для оценки возможных последствий физиологического действия вредных веществ, (хлор, сероводород, оксиды азота и др.). Для оценки загрязнения воды и почвы используют как максимально-разовые, так и средние по сезонам года концентрации. При оценке тяжести отдаленных последствий, причиняемых здоровью населения и окружающей среде, на первом месте стоят тяжелые металлы, количество которых в объектах окружающей среды региона месторождения превышает предельно-допустимые значения..

В условиях постоянного наличия в атмосфере месторождения, как минимум, пороговых концентраций сероводорода, также нейротоксического яда, проблема защиты персонала и населения приобретает особый смысл и значение. Поэтому состояние загрязнения компонентов окружающей среды излагается во взаимосвязи для создания объективной картины, позволяющей планировать соответствующие затраты и мероприятия.

5.2 Воздействия на атмосферу

Состав воздуха и содержание входящих в него компонентов - важнейшие условия существования человека, животного и растительного мира. Основными источниками загрязнения приземного слоя атмосферы при трубопроводном транспорте газа являются аварийные выбросы газа при отказах линейной части магистральных газопроводов и продукты их сгорания.

Отрицательные воздействия загрязнителей воздуха обуславливается их токсическими и раздражительными свойствами. Наиболее опасными загрязнителями являются: окись углерода и сернистый ангидрид, образующаяся в результате сгорания природного газа, а также сжиженные газы метан, этилен, этан, пропан, бутан и др.

Все газы бесцветные с острым запахом, оказывающие отрицательное влияние на центральную нервную и сердечно-сосудистой системе человека.

Атмосфера в районах добычи нефти загрязняется сернистыми соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных условиях. Сера может содержаться в виде соединения в угле, природном и нефтяном газе некоторых месторождений. При сжигании газа в факелах сернистые газы улетучиваются в атмосферу.

5.3 Воздействия на гидросферу

Подземная гидросфера представляет собой наиболее динамичную составляющую геологической среды, которая в условиях интенсивного хозяйственного освоения является индикатором экологического состояния. Подземные воды обладают особой «чувствительностью» к любым техногенным воздействиям, а изменения в режиме и качественном состоянии подземных вод приводят к изменениям различных компонентов природной среды.

С учетом этих факторов, решение вопросов рациональной эксплуатации подземных вод и их охраны от истощения и загрязнения является одной из важнейших проблем.

Взаимодействия на гидросферу при сооружений и эксплуатации компрессорной станций и линейной части газопровода минимальна. Воду используют при испытании газопровода на герметичность и прочность, на охлаждение маслоснабжения компрессора и на бытовые нужды.

Для производственно-бытовых нужд проектом предусмотрено водоснабжение с существующих линий водопроводов.

5.4 Воздействия на литосферу

Воздействия строительного периода на почвенно-растительный покров (ПРП) определяется конструктивной схемой прокладки трубопровода, технологией сооружения и условиями местности.

Основные воздействия на почвенно-растительный покров связаны с производством подготовительных работ, включающих: расчистку трассы от растительности, планировку полосы, сооружение временных подъездных и вдольтрассовых дорог, устройство полок, срезку продольных склонов, подготовку строительных площадок и переходов через автомобильные и железнодорожные дороги, строительство временных складов для хранения материалов, сооружение жилых городков и т.п.

Значительный объем подготовительных работ выполняется непосредственно на строительной полосе, ширина которой для магистральных подземных трубопроводов определяется в зависимости от диаметра трубы, категории земли и равен 28 м. (для непригодных сельского хозяйства). При выполнений подготовительных работ происходит интенсивное нарушение ПРП, в результате которого снижается биологическая продуктивность почвы, нарушается водный и температурный режим грунтов, возникает эрозия, а на участках с незначительной мощностью почвенного покрова может произойти полное его уничтожение.

Значительный вред ПРП наносится при передвижении строительной техники и транспортных средств (особенно за приделами строительной полосы и временных дорог), засорение строительных площадок, полосы отвода, пунктов складирования труб и материалов горючесмазачными материалами ГСМ и отходами строительного производства. Между тем именно почвенный покров, представляющий верхнюю, плодородную часть земной коры, аккумулирует влагу и питательные вещества, обеспечивает существование и воспроизводство растительных организмов. Мощность почвенного покрова в среднем составляет 18-20 см. Для образования почвы требуется тысячелетия взаимодействия воздуха, воды, тепла, растительных и животных организмов и особенно микроорганизмов с почвообразующей горной породой.

5.5 Организационные мероприятия

Всесторонний анализ окружающей среды предусматривает оценку ее экологического состояния и влияния на нее естественных и антропогенных воздействий. Характер этих воздействий весьма специфичен. Лимитирующим показателем уровня естественных и антропогенных воздействий является предельно-допустимая экологическая нагрузка (ПДЭН), которая во многих странах установлена в связи с тем, что нормальное функционирование и устойчивость экосистем и биосферы возможны при не превышении определенных предельных нагрузок на них.

Состояние биосферы, непрерывно меняющееся под влиянием естественных факторов, обычно возвращается в первоначальное. Например, изменения температуры и давления, влажности воздуха и почвы происходят в пределах некоторых постоянных средних значений. Изменение состояния биосферы под влиянием антропогенных факторов происходит в более короткие временные сроки. Поэтому, с целью измерения, оценки и прогноза антропогенных изменений биотической составляющей биосферы (в первую очередь загрязнений) и ответной реакции биоты на эти изменения, а также последующих изменений в экосистемах в результате антропогенных воздействий создана «Программа производственного мониторинга окружающей среды для месторождения Тенгиз ».

Результаты ранее проведенных работ - «Экологического аудита» и «Экологического паспорта», позволили оценить существующее экологическое состояние предприятия, воздействие в период его эксплуатации на окружающую среду и послужили основой для разработки данной программы. Объектами мониторинга являлись атмосфера (мониторинг приземного слоя атмосферы), поверхностные воды суши и моря, подземные воды (мониторинг гидросферы), криосфера (мониторинг составляющих климатической системы).

Целью «Программы производственного мониторинга» является создание комплексной системы наблюдений за компонентами окружающей среды, основанной на принципах экологически безопасной деятельности месторождения, гарантирующей минимизацию экологического риска и предотвращения неблагоприятных или необратимых экологических последствий в соответствии с требованиями действующих законодательных и природоохранных документов РК.

При ведении экологического мониторинга решаются следующие задачи:

-        своевременное выявление изменений состояния природной среды на основе наблюдений;

-        оценка выявленных изменений окружающей среды, прогноз ее возможных изменений, сравнение фактических и прогнозируемых воздействий на природные объекты;

         изучение последствий аварий и происшествий, приведших к загрязнению природной среды, уничтожению флоры и фауны;

         проверка эффективности экологически обоснованных конструктивных решений и природоохранных мероприятий на основе получаемых результатов мониторинга;

         проверка выполнения требований законодательных актов, нормативных и других подобных документов, предъявляемых к состоянию природных объектов;

         выработка рекомендаций по предупреждению и устранению последствий негативных процессов.

Система комплексного мониторинга на предприятии предусматривает организацию наблюдений за состоянием следующих компонентов окружающей природной среды.

Мониторинг атмосферы должен быть направлен на контроль текущего состояния загрязнения атмосферного воздуха, оценку загрязнения и выработку мероприятий по его снижению. Прямыми инструментальными методами должны контролироваться основные источники организованных выбросов в атмосферу.

Мониторинг поверхностных и подземных вод заключается в изучении состояния водных объектов (включая временные), расположенных в непосредственной близости от технологических площадок. Он должен включать определение основных гидрохимических параметров - температура, цветность, прозрачность, химическое потребление кислорода (ХПК), биологическое потребление кислорода (БПК), содержание нефти и нефтепродуктов, минерализацию. При наличии риска загрязнения Каспийского моря должно, так же, вестись наблюдение за качеством подземных вод.

Литомониторинг заключается в контроле показателей состояния грунтов на участках, подвергнувшихся техногенному нарушению, на предмет определения их загрязнения нефтью, химреагентами, солями, тяжелыми металлами и т.д. В случае аварийных ситуаций, особое внимание необходимо обратить на места разливов нефти, пластовых вод и нефтепродуктов. Почвенные пробы анализируются на общие нефтяные и полиароматические углеводороды и тяжелые металлы.

Мониторинг состояния растительного и животного мира.

Мониторинг состояния растительного покрова основан на общем визуальном наблюдении участков месторождения с сохранившейся растительностью и рекультивированных площадях. Организация мониторинга за состоянием животного мира сводится, во-первых, к визуальному наблюдению за птицами в весенний и осенний период их перелетов с целью предотвращения попадания отдельных особей в «нефтяные ловушки» на месторождении; во-вторых, рекомендуется организовать визуальные наблюдения за появлением на территории месторождения млекопитающих животных для разработки специальных мероприятий по отпугиванию, недопущению их попадания в опасные зоны - разливы нефти, поля фильтрации и т.д.

Мониторинг обращения с отходами складывается из двух компонентов - мониторинг управления отходами, определяющий соответствие действующей системы утвержденным нормативно-методическим документам и мониторинг воздействия накопителей отходов на состояние компонентов природной среды.

5.6 Природоохранные мероприятия и инженерная защита окружающей среды

На предприятиях магистрального транспорта нефти и газа руководством назначаются лица, ответственные за природоохранную деятельность, и при необходимости будут созданы соответствующие службы. Данные лица и специалисты деятельность которых связана с охраной окружающей среды, обязаны иметь необходимую экологическую подготовку и знание основ законодательства по охране окружающей среды.

В соответствий с экологическим законодательством предприятия магистрального нефтегазопровода при использований природных ресурсов обязаны:

использовать природные ресурсы в соответствии с целевыми назначением и условиями их предоставления;

соблюдать установленные экологические требования к хозяйственной и иной деятельности, действующие стандарты, технические условия и нормативы качества окружающей среды;

экономично использовать предоставленные природные ресурсы, не наносить ущерба окружающей среде и не допускать нарушения прав других природопользователей;

проводить в установленном порядке мероприятия по охране окружающей среды и воспроизводству природных ресурсов;

своевременно выплачивать установленную плату за пользование природными ресурсами, загрязнение окружающей среды и воспроизводство природных ресурсов;

предоставлять необходимую информацию по требованию органов, осуществляющих государственный контроль в области охраны окружающей среды.

На предприятиях магистрального нефтегазопровода организовано проведение производственного мониторинга окружающей среды, обеспечивающее:

учет и отчетность о воздействии осуществляемой хозяйственной деятельности на окружающую среду;

соответствие средств измерений, используемых для производственного мониторинга, требованиям стандартизации и метрологии;

своевременную передачу данных производственного мониторинга и отчетности о воздействий на окружающую среду специально уполномоченным исполнительным органам Республики Казахстан в области охраны окружающей среды.

Строительство, реконструкция объектов и сооружений магистральных нефтегазопроводов осуществляются при наличий положительного заключения государственной экологической экспертизы на проектную документацию и в соответствий с нормами качества окружающей среды.

Ввод в эксплуатацию объектов и сооружений магистрального нефтепроводного и газопроводного транспорта проводится при условий выполнения в полном объеме всех экологических требований, предусмотренных проектом, по актам приемочной комиссий, создаваемых с участием специально уполномоченных государственных органов в области охраны окружающей среды.

Предприятие должен ежегодно разрабатывать программу по охране окружающей среды. Порядок разработки экологических программ и их финансирования определяется в соответствий с законодательными документами республики Казахстан.

Запрещается разработка проектов для магистрального нефтегазопроводного транспорта, влияющих на экологию, без оценки возможного воздействия этих объектов на окружающую среду.

Порядок проведения оценки воздействия на окружающую среду определяется требованиями нормативной документации.

На предприятиях магистрального транспорта нефти и газа должен осуществляться производственный контроль в области охраны окружающей среды, предусматривающий проверку выполнения планов и мероприятий по охране окружающей среды, соблюдения законодательства по охране окружающей среды, нормативов ее качества и других экологических требований.

Производственный контроль осуществляется на основании положений, разработанных и утвержденных в установленном законодательством порядке.

Строительной бригадой принимаются все необходимые меры по охране окружающей среды в ходе строительства, а в частности включают следующие природоохранные инженерные мероприятия, но не ограничиваются этим:

строительство сооружений по предотвращению водной эрозий засыпки и примыкающей полосы отвода, нарушенной строительными работами;

на наклонной местности помещается в траншею рогожные мешки, наполненные землей или песком, которые играют роль преград в траншее. Это делается для того, чтобы предотвратить течение воды по дну засыпанной траншей, перемещение подповерхностного грунта и последующее сползание или вымывание засыпки из траншей после ее засыпки;

вырываются мелкие канавы, необходимые для отвода воды, направление которой изменено преградами, от траншей;

на наклонной местности обеспечиваются необходимые борозды или террасы поперек трассы трубопровода для отведения потоков воды от траншей в естественные стоки. При необходимости соответствующие преграды из мешков, наполненных землей или песком, помещаются для той же цели выше трассы.

После завершения всех строительных работ предусматривается природоохранное мероприятие по очистке территории, которое включает в себе следующие виды работ:

уборка территории и удаление всех отходов, мусора и отбросов, таких, как щетки, камни, поддоны, бочки, канистры и т.д. образовавшееся в результате строительных работ.

удаление всего оборудования и средств, которые были использованы для производства работ;

удаление всего избыточного и дефектного материала;

удаление всех ненужных труб и других материалов;

уборка территорий должна быть постоянной и контролироваться компанией.

На объекте внедряются современные природоохранные сооружения, установки, оборудование и поддерживаться в техническом состоянии, соответствующим требованиям действующих нормативных документов.

Предприятие обязан своевременно вносить плату за пользование природными ресурсами, плату за загрязнение окружающей среды, а также за загрязнение окружающей среды сверх установленных лимитов в порядке, установленном законодательством.

5.7 Защита атмосферы

Для безаварийного проведения работ на месторождении в соответствии с «Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК» предусмотрены следующие оперативные решения:

-    использование современного нефтяного и газового оборудования и строительной техники с минимальными выбросами в атмосферу;

-        автоматизация технологических процессов подготовки нефти и газа, обеспечивающая стабильность работы всего оборудования с контролем и аварийной сигнализацией при нарушении заданного режима, что позволит обслуживающему персоналу предотвратить возникновение аварийных ситуаций;

         применение на всех резервуарах с нефтепродуктами устройств, сокращающих испарение углеводородов в атмосферу;

         применение прогрессивных технологий и материалов;

         при нарастании неблагоприятных метеорологических условий, необходимо снизить производительность от 15 до 50 %, вплоть до полной остановки добычи;

         обучение обслуживающего персонала реагированию на аварийные ситуации;

         проверка готовности систем извещения об аварийной ситуации;

         усиление мер контроля работы основного технологического оборудования, целостностью трубопроводной системы транспорта нефти и газа, а также факельной системы;

         проведение мониторинговых наблюдений за состоянием атмосферного воздуха.

5.8 Защита гидросферы

Мероприятия по защите подземных вод от загрязнения подразделяются на:

-    профилактические, направленные на сохранение естественного качества подземных вод;

-        локализационные, препятствующие увеличению и продвижению создавшегося в водоносном горизонте очага загрязнения;

         восстановительные, проводимые для удаления загрязнителей из водоносного горизонта и восстановления природного качества подземных вод.

Опыт показывает, что для осуществления мероприятий по ликвидации загрязнения подземных вод требуются большие средства; кроме того, возникают технические трудности, связанные с необходимостью очистки откачиваемых загрязненных подземных вод из-за невозможности их использования или сброса в водоем. Поэтому основным направлением в борьбе с загрязнением подземных вод должно быть осуществление системы профилактических мер, учитывающих тесную связь подземных вод с поверхностными.

Главную роль в предупреждении загрязнения подземных вод играют мероприятия общего характера. К их числу, в первую очередь, следует отнести все меры по совершенствованию методов очистки промышленных и хозяйственно-бытовых сточных вод; создание производств с бессточной технологией и канализации; изоляцию коммуникации, несущих сточные воды; ликвидацию или очистку газодымовых выбросов на предприятиях; глубокое подземное захоронение особо вредных стоков, очистка которых экономически не оправдана.

Профилактике загрязнения подземных вод способствует мониторинг качества подземных вод, т.е. научно обоснованная система длительных натурных наблюдений за основными динамическими характеристиками водоносного горизонта: уровнями, напорами, химическим и бактериологическим составом, температурой воды и т.п. Анализ этих данных позволит получить пространственно-временную картину загрязнения, объяснить произошедшие изменения, дать прогноз ожидаемых изменений качества подземных вод.

После использования пресной воды в гидростатических испытаниях газопровода его удаляют через пруды-отстойники с последующей фильтрацией для удаления твердых веществ, шламов и загрязняющих веществ в район захоронения отходов. Вода после использования очищается до первоначального уровня в котором он был до испытания.

Вода использованная в хозбытовых нуждах отстаивается в отстойниках и очищается от загрязнителей при помощи химреагентов.

В ходе строительства предусматривается водоводы вдоль трассы, направляющие поток воды в естественные дренажные стоки. Поверхностный сток не откланяется в другие каналы, отличные от тех, по которым он проходил до прокладки трубопровода.

Водотоки нарушенные строительными работами открываются через трассы и снабжаются траншеями для нормального течения воды.

Принимается все необходимые меры предосторожности для предотвращения притока воды в процессе или после засыпки, а также меры по рациональному использованию воды.

5.9 Защита литосферы

В соответствий с постановлением ”О рекультивации земель, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя почвы при разработке месторождений полезных ископаемых и торфа, проведении геологоразведочных, строительных и других работ” снимается плодородный слой при строительстве трубопровода.

Объем работ по рекультивации зависит от диаметра трубопровода и мощности плодородного слоя.

Для трубопроводов диаметром 1020-1420 мм рекультивация включает следующие виды работы:

отвал плодородного слоя почвы устраивают на расстоянии 11-13 м от края полосы рекультивации роторным экскаватором ЭТР 254-05 с увеличенной дальностью транспортировки грунта. При необходимости отвал дополнительно перемещают бульдозером до достижения указанного расстояния;

разработку траншей экскаватором и обратную засыпку трубопровода бульдозером;

распределение избыточного минерального слоя грунта по полосе рекультивации его уплотнение продольными проходами бульдозеров или автогрейдером.

Восстановительных работ включают следующие виды работ, но не ограничивается этим:

если планировка земельного участка проводилась для того, чтобы обеспечить проезд строительного оборудования, свести к минимуму сгибание труб, или осуществлялось по любой другой причине, такой земельный участок будет восстановлен в его исходных очертаниях и состоянии;

участки, используемые для хранения и размещения производственного оборудования, должны быть очищены, а все временные сооружения и строительный мусор удаляются и вывозится за пределы площадки.

После восстановления очертания очертаний строительной площадки и поверхностных материалов, все работы производится вручную. После восстановления поверхностных материалов на участок закрывается доступ всем транспортным средствам, машинам и оборудованию;

весь вынутый грунт разравняется, а земля восстанавливается до исходного состояния. Отсыпанный материал ни в одной точке не возвышается над естественным уровнем прилегающей территорий;

- рабочая полоса восстанавливается с использованием материалов, ранее извлеченных на участке. Материал поверхности восстанавливается до своей первоначальной глубины. Очертания участка восстанавливаются до исходного профиля;

- приводится в первоначальное положение все дренажные системы. Особое внимание уделяется тому, чтобы дренажные канавы не забивались и вода не скапливались около засыпной бермы, что может привести к затоплению и отклонению течения воды;

выполняется ремонт и замена заборов, стен и других ограждений, в которых устроены временные проходы или ворота или иные средства пропуска;

выполняется ремонт террас, дамб, общественных и частных дорог и других сооружений, разрезанных или снесенных в ходе выполнения работ, для их восстановления до состояния, которое будет не хуже или лучше состояния, существовавшего до строительства, и с применением материалов, качество которых не хуже или лучше замененных;

выполняется ремонт и восстановление до исходного состояния всех общественных полос отвода в местах их пересечения с трассой трубопровода;

все ямы, выступы, врубы и прочие неправильности поверхности, созданные в ходе строительства засыпается и выравнивается. Окружающая территория должна восстанавливается до стабильного и пригодного состояния, которое может обоснованно потребоваться с учетом состояния территории до начала работ;

удаляются все временные средства доступа к трассе трубопровода, которое обеспечивалось, кроме тех которое дальше эксплуатируются.

Все вспомогательные сооружения, включая, но не ограничиваясь таковыми:

мосты, водопропускные трубы, шпунтовые ограждения, столбы, знаки, временные стоянки, строительные реперы и т.д. смонтированные или установленные в качестве временных демонтируются. Все повреждения, причиненные трубам, соседним объектам или примыкающим земельным участкам вследствие демонтажа временных сооружений устраняются.

6. ОХРАНА ТРУДА

В данном разделе предусматривается мероприятия по безопасному строительству и эксплуатаций данного объекта в соответствий с технологическими нормами и правилами принятые в РК. Раздел состоит из руководства по технике безопасности, производственной санитарий и пожаровзрывозащиты. При сооружений и эксплуатации данного объекта в соответствий с технологическими нормами предусмотренные чертежами и техусловиями безопасна для жизни человека и окружающей среде.

6.1 Техника безопасности

Для безопасного ведения работ по сооружению и эксплуатацию данного объекта в ходе строительства назначается ответственное лицо по охране труда и технике безопасности из числа инженеров из расчета на 50 работников, который хорошо знаком с работой и требованиями ОТ и ТБ. В обязанности инженера по ТБ и ОТ входит обеспечение соответствия всех работ и условий планам и нормам принятые в проекте.

Для предотвращения всевозможных аварий связанных с выбросом газов, таких как сероводород. детекторы сероводорода устанавливаются в здании с компрессорным оборудованием и в других местах, где возможно появление сероводорода в воздушной среде. Чрезмерно высокое содержание сероводорода вызывает срабатывание аварийной сигнализации, а также персонал снабжается газоанализаторами и минифильтрами и проходят обучение по технике безопасности ведения работ и действиями в случае аварий.

В случае выброса сероводорода или других отравляющих газов персонал должен оставить свое рабочее место по первому аварийному сигналу и двигаться в перпендикулярном направлении относительно ветра и потом напротив направления ветра до безопасного места укрытия.

Для контроля воздушной среды взрывоопасные производственные помещения оборудованы стационарными газоанализаторами.

Газоанализаторы выдают световые и звуковые предупреждающие сигналы при концентрации паров и газов 20% и аварийные сигналы при концентрации 50%. Предупреждающие аварийные сигналы отличаются друг от друга.

В производственных помещениях стационарные газоанализаторы сблокированы с аварийной вентиляцией, включение которой осуществляется при подаче предупреждающего сигнала.

Световые и звуковые сигналы газоанализаторов подаются в диспетчерский пункт и на места обслуживающего персонала.

Если в ходе сооружения или эксплуатации газопровода возникла аварийная ситуация то все источники воспламенения удаляются с места проведения работы в безопасное место и прекращается доступ строительных машин и персонала к опасной зоне.

Для предотвращения аварийных ситуации на компрессорных станциях, и в целях избежания простоя газопровода, проектом предусматривается трубная обвязка компрессорной станции. А также все выходные линии компрессоров последней стадий снабжены предохранительными клапанами. В местах где компрессия осуществляется на нескольких каскадах, разделенными клиновыми задвижками установлен отдельный предохранительный клапан.

Здания и операторные на объекте подвергаются анализу и определяется, является ли расположение и тип конструкции соответствующими для потенциальных опасностей технологических площадок. Потенциальные опасности включают в себя: пожар, токсичный выброс и взрыв облака пара. Оценка опасности для новых операторных и зданий производится для того, чтобы убедиться, что требования проекта достаточны для смягчения потенциальных опасностей. Сюда входит взрывозащитный дизайн, защищенные вентиляционные системы или газовые детекторы которые позволяют безопасно эксплуатировать объект. Имеющиеся на объекте здания будут также исследоваться, для того чтобы определить и контролировать риск, связанное с опасностями.

Оценка и анализ риска состоит из трех этапов. Этот трехступенчатый подход дает систематическое определение и оценку зданиям, в которых находящиеся в них люди могут подвергаться риску.

Этап 1 исследование дает определение каждому зданию на объекте, подтверждается потенциальная опасность и производится выборка зданий на основе уровней занятости функционирования во время аварий.

Этап 2 здания, которые отвечают критериям предварительной выборки, оцениваются посредством моделирования опасностей от последствия взрыва облака пара и токсичного выброса, они оцениваются по имеющимся проектным стандартам опасности пожара. Если определяется, что здание подвергается значительной опасности, тогда проводится третий этап.

Этап 3 проводится качественное или количественное определение и анализ частоты потенциальных сценариев. Затем разрабатывается рекомендаций по снижению риска. Особые указания и критерий имеются в сборнике “Оценка размещений зданий”

В ходе сворочно-монтажных работ сварщик должен работать в положенной по нормам спецодежде и обуви, специальном шлеме, закрывающем шею и плечи, лицо и глаза следует защищать специальной маской или щитком со светофильтром.

При зачистке концов труб и сварочного шва также необходимо пользоваться защитными очками. Лица, работающие в непосредственной близости от электросварщика, должны быть обеспечены защитными очками.

Очищать сварные швы следует шлифовальными машинами с абразивными кругами или с круглыми проволочными щетками. Вышедшую из строя электрическую часть сварочных агрегатов разрешается ремонтировать только электромонтерам и электрослесарям. Сварщикам выполнять эту работу запрещается.

При прокладке или перемещении сварочных проводов необходимо принять меры предупреждения повреждения их изоляции и соприкосновений с водой. Маслом, стальными канатами и горячими трубопроводами. Расстояние от сварочных проводов до горячих трубопроводов и баллонов с кислородом должно быть не менее 0,5 м, до баллонов с горючими газами - не менее 1 м.

Производство электросварочных работ во время дождя или снегопада при отсутствии навесов над электросварным оборудованием и рабочим местом электросварщика не допускается.

Очистку, изоляцию и укладку трубопровода выполняют, механизированным, поточно-совмещенным способом в соответствии с проектом производства работ под непосредственным руководством производителя работ или мастера. Нанесение изоляции ручным способом допускается лишь при ремонте поврежденной ее части и при небольшом объеме работ.

Машинист очистной машины и его помощник во время работ пользуются респираторами и защитными очками. Во время приготовления грунтовки битум, разогретый до температуры не более 100 ºC, вливают в бензин при постоянном помешивании. Запрещается применять для приготовления грунтовки этилированный бензин. Пробки из бочек и других емкостей с грунтовкой и растворителями не разрешается вывинчивать при помощи стальных зубил и молотка. Запрещается сбрасывать эти тару при погрузочно-разгрузочных работах.

При нанесении грунтовки запрещается разводить огонь или курить на расстоянии менее 10 метров от очистной машины. Это расстояние должно быть обозначено предупреждающими знаками.

Для защиты рук от стеклопыли, при выполнении работ с применением стеклохолста, применяют хлопчатобумажные перчатки с крагами, стягиваемые у края резинкой или тесьмой. Органы дыхания защищают многослойной марлевой повязкой, которую меняют ежедневно, или противопылевым респиратором (меняют через три - пять рабочих смен). Глаза защищают очками с эластичной полумаской из пластмассы. По окончании рабочей смены, а также при длительных перерывах в работе со стеклохолстом необходимо удалить пыль с одежды и тщательно вымыться.

При переходе на другую сторону траншеи (вне зоны укладки трубопровода) нужно пользоваться стремянками и переносными мостиками.

6.2 Производственная санитария

Предельно допустимые концентраций (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны должны соответствовать норме № 1.02.11-94.

Предельно допустимые концентраций (ПДК) вредных веществ в воздухе

Таблица 6.1-ПДК вредных веществ в воздухе

Показателями, характеризующими метеорологические условия в закрытых производственных помещениях являются:

температура воздуха;

относительная влажность воздуха;

интенсивность теплового облучения.

Оптимальные показатели микроклимата распространяются на всю рабочую зону производственных помещений без ограничения рабочих мест на постоянные и непостоянные. Допустимые показатели устанавливаются на постоянных и непостоянных рабочих зонах.

Оптимальные и допустимые показатели температуры, относительной влажности и скорости движения воздуха в рабочей зоне должны соответствовать принятым нормам.

Допустимые величины показателей микроклимата устанавливаются в случаях, когда по технологическим требованиям производства, техническим и экономическим причинам еще не представляется возможным обеспечить оптимальные нормы. При обеспечении допустимых величин показателей микроклимата температура внутренних поверхностей ограждающих рабочую зону конструкций (стен, пола, потолка) или устройств (экранов и т.п.) а также температура наружных поверхностей технологического оборудования или его ограждающих устройств не должна выходить более чем на 2◦С за пределы оптимальных величин температуры воздуха предусмотренные по норме №1.02.006-94.

В кабинетах, пультах и постах управления технологическими процессами, а также в других помещениях при выполнении работ операторского типа, связанных с нервно-эмоциональным напряжением, должны соблюдаться оптимальные величины температуры воздуха (22-24◦С), относительная влажность (60-40%) и скорости движения (не более 0,1 м/с).

Перечень других производственных помещений, в которых должны соблюдаться оптимальные нормы микроклимата, определяются отраслевой документацией согласованной с органами санитарного надзора в установленном порядке.

Для снижения шума на компрессорной станции проектом предусматривается использование звукоизолирующих перегородок, экранов и кожухов.

Для освещения взрывоопасных зон предусмотрены светильники пылезащищенные или пыленепроницаемые для класса помещений В-1а и для установок всех классов и повышенной надежности и взрывоопасности.

В зданиях где располагается компрессорные оборудования построены из негорючих материалов. Использование стекла в таких зданиях сведено к минимуму.

Электрические установки используемые для бытовых нужд соответствует требованиям и стандартам изложенным в Электрическом руководстве (Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей ).

Во взрывоопасных зонах помещении и наружных установок допускается применение взрывозащищенного электрооборудования, которое по уровню взрывозащиты, степени защиты оболочки и способу монтажа соответствует классу взрывоопасной зоны, категории и группе взрывоопасной смеси.

При эксплуатации электроустановок во взрывоопасных зонах помещениях не допускается:

эксплуатация взрывозащищенного электрооборудования с нарушенной взрывозащитой, со снятыми деталями оболочки или их крепежными деталями;

хранение около электрооборудования горючих веществ и материалов;

включать в работу электроустановки при неисправном защитном заземлении, неисправных блокирующих устройствах, нарушении взрывозащитных свойств оболочки;

вскрывать оболочки взрывозащищенного электрооборудования при нахождений токоведущих частей под напряжением;

включать электроустановки без защиты от токов короткого замыкания и перегрузки;

применять некалиброванные плавкие вставки предохранителей;

применять переносные светильники, не отвечающие требованиям взрывобезопасности.

Ремонт взрывозащищенного электрооборудования во взрывоопасных зонах должен осуществляться в соответствии с требованиям “Ремонт взрывозащищенного и рудничного электрооборудования” и другой действующей нормативно-технической документации.

Во взрывоопасных помещениях и рабочих зонах наружных установок, где возможно выделение горючих паров и газов, организован систематический контроль воздуха.

Прокладка воздушных линий электропередач (ЛЭП) над территорией взрывоопасных зон и на расстоянии менее 1,5 м высоты опор ЛЭП от этих зон не допускается.

Схема электроснабжения предусматривает, в случае возникновения пожара, автоматическое отключение технологического оборудования в помещениях с взрывоопасными зонами, а также при созданий опасной концентрации паров и газов (20% от нижнего концентрированного предела воспламенения), и централизованно отключение.

При выборе площадки также учитывается господствующие направления ветра и возможность затопления. С учетом розы ветров минимизируется влияние пыли и газа на организм человека или снижается возможность контактирования с вредными веществами.

Системы отопления и вентиляции производственных помещений обеспечивают воздушную среду, соответствующий требованиям взрывоопасной безопасности. Металлические воздуховоды и трубопроводы, а также другое оборудование отопительно-вентиляционных систем надежно заземлены.

Запрещается работа технологического оборудования во взрывопожароопасных помещениях при неисправной вентиляции или систем ее автоматики и блокировки.

В случае возникновения пожара, в вентиляционной системе или в обслуживаемом ею помещений, вентиляторы немедленно выключаются, а заслонки перед ними и после прикрываются.

6.3 Пожаровзрывозащита

Выбор площадки для компрессорной станции играет большую роль ввиду того, что большинство углеводородных паров тяжелее воздуха. При планировании площадки следует учитывать возвышение различных участков. Кроме того, должны быть приняты меры по снижению пожарной опасности и опасности для персонала в результате выбросов легковоспламеняющихся или горючих жидкостей и паров. При выборе площадки также учитываются господствующие направления ветра и возможность затопления. Это необходимо для того, чтобы в случае разлива свести к минимуму попадание утечек пара на другие установки или к источникам возгорания.

Для надежного и безопасного отвода пролитой легковоспламеняющейся жидкости с площадки создана дренажная система. Все дренажные линий направлены к одному огороженному отстойнику. Сточные линии оснащены отделителями жидкости (гидроуплотнителями) на дренажных входах.

Улицы, которые разделяют блоки, служат отличными противопожарными полосами и способствует движению и использованию противопожарного оборудования. Также в качестве оградителей и блоков для предотвращения распространения пожара на предприятии используется озеленительные пояса и засаженные территории. Эти территории придают промышленному объекту дружелюбный, современный образ, который помогает сделать его более приемлемым для населения.

Нагреватели с огневым подводом, факельные установки, мастерские для технического обслуживания и другое оборудование, где может возникать пламя или искрение, должны размещаться с наветренной стороны относительно основного оборудования. Близкое расположение технологических установок позволяет ускорить пробег линий перекачки, позволяет достигнуть большей централизации управления установкой, и большей компактности систем электроснабжения. Близкое расположение сводит к минимуму пульсацию между установками и имеет ряд других экономических выгод. Тем не менее, близкое расположение увеличивает вероятность распространение пожара между установками, увеличивает проблемы крупных работ по техобслуживанию, и влияет отрицательно в борьбе с пожаром.

Расстояние между главными технологическими установками должны быть не менее 20 м между вторыми линиями оборудования. Расстояние более чем 61 м, за исключением эксплуатации специального оборудования, такого как аварийные факельные системы высокой мощности, обеспечивает снижение риска. Механические оборудования, такие как компрессоры, которые задействованы для работ с воспламеняющимися жидкостями и парами, является оборудованием, которое наиболее вероятно может стать источником случайной утечки в атмосферу. Компрессоры находятся на расстоянии минимум 12 м от источников возгорания, таких как печей, и достаточно далеко от другого оборудования, для предотвращения того, что от загорания сальника перегреется прилегающие или расположенное над ним оборудование. Минимальное расстояние между установками не рассматривается как территория для возможного расширения установки. В полностью закрытых зданиях с компрессорным оборудованием должны устанавливаться системы обнаружения горючих газов.

Маршруты движения транспортных средств должны быть проложены таким образом, чтобы свести к минимуму движения по опасным зонам на территорий предприятия так, как автомобили являются источниками возгорания. С целью противопожарной защиты, экономичности эксплуатации, и техобслуживания, обеспечены необходимые подъездные пути. Внутри технологических площадок каждая установка и объект имеет проезды для доступа противопожарного оборудования.

Обслуживающие здания должны быть построены из негорючих материалов. Проекты административных зданий и лабораторий должны выполнятся в соответствий с противопожарными нормами. Любые изолирующие материалы или внутренняя отделка на стенах или потолках должны быть негорючими и не должны включать в свой состав асбест.

Компрессоры и их приводы должны быть оснащены устройствами безопасного отключения и аварийной сигнализации. Система аварийного отключения (САО) в составе КС должны управляться с двух независимых пунктов расположенных на противоположных сторонах установки. При запуске САО должна отключать оборудование, прерывать подачу топлива и сбросить давление через продувочный клапан. Аварийный сигнал вырабатывается при регистрации концентрации газа на уровне 20% от величины нижней границы воспламеняемости. При этом соответствующая система отключает оборудование.

При выполнении технического обслуживания все газовые линии, включая линии сброса, подходящего к компрессорам и отходящие от них, должны быть оглушены. Вместо заглушек можно использовать двойные запорные арматуры с выпускным клапаном. Для предотвращения аварийных ситуации КС должны оборудоваться с продувочными клапанами, запорными винтелями на магистральной линии и перепускными клапанами. Предпочтительным вариантом является размещения таких клапанов и винтелей в пределах периметра ограды не ближе 61 метра и не далее 152 метров от главного компрессора.

Для того, чтобы ограничить возвращение углеводородов в здание с компрессорными оборудованиями в результате противодавления в факельной линии, в продувочной линии между предохранительным клапаном и факельным коллектором должен быть установлен обратный клапан. Также КС должны оборудоваться огнетушителями универсальными категории АВС, порошковыми категории ВС на каждые 232 м2 полов в зданиях с компрессорным оборудованием, в зданиях коммунального хозяйства и гаражах, а также имеется пожарный насос с минимальной производительностью 3800 литров в минуту при давлении 8,8 кг/см2. Требования по пожарному водоснабжению определяется размером пожара, который может произойти, приемами контроля пожара, и оборудованием, которое применяется. Объекты пожаротушения, важные системы КИП и автоматики, вспомогательные установки в состояние работать и в худшем варианте отказа установки. Они служат последней линией защиты при тушении пожара и ликвидации аварий.

Контрольно-измерительные приборы, установленные на оборудовании, имеют ограничительные отметки допустимых параметров, пломбу или клеймо организации.

Запрещается работа технологического оборудования, аппаратов и трубопроводов при неисправных контрольно-измерительных приборах или при их отсутствии.

Все объекты защищены от статического электричества в соответствии с требованиями “Временных правил защиты от проявлений статического электричества на производственных установках и сооружениях нефтяной и газовой промышленности” и ГОСТ 12.1.018-93 “Пожарная безопасность.” “Электрическая безопасность ”.

Руководителями предприятий и отделов разработаны инструкции по пожарной безопасности на основе нормативной документаций по вопросам пожарной безопасности, в котором отражаются:

требования к содержанию территории, дорог и проездов к зданиям, сооружениям и водоисточникам;

порядок допуска на территорию объекта транспорта и спецтехники;

требования пожарной безопасности при нахождении работников на территории объектов;

порядок выполнения ремонтных и газоопасных огневых работ на объектах;

требования к хранению пожароопасных веществ и материалов на складах, в производственных и вспомогательных помещениях, лабораториях и других участках;

требования к содержанию производственного оборудования и особо пожароопасных участков производства;

порядок осмотра помещений, уборки пролитых нефтепродуктов, хранения промасленных обтирочных материалов спецодежды;

порядок применения средств пожаротушения и вызова пожарной охраны при обнаружений пожара;

действия обслуживающего персонала при пожаре;

порядок эвакуации людей, горючих веществ и материальных ценностей;

вопросы устройства и расположения мест курения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте были рассмотрены оптимальные технологические решения по сооружению и эксплуатацию газопровода Тенгиз-Кульсары протяженностью 120 км.

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

Проектом был предусмотрен патентный обзор по очистке природного газа от сероводорода методом Клауса посредством сжигания сероводорода в присутствии кислорода, а также двухступенчатое каталичесое окисление сероводорода до серы. Данный метод позволяет очистить природный газ от сероводорода до 99,9%.

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

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

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

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

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

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

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

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

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

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

. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов

ВСН 012-88

. СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы.

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

11. СНиП 3.01.03-84 Геодезические работы в строительстве.

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

13. СНиП Ш-42-80 Магистральные трубопроводы.

. ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.

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

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

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

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

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

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