СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 Характеристика производственного объекта
1.1 Краткая характеристика ООО «Газпром трансгаз Югорск»
1.2 Производственная деятельность ООО «Газпром трансгаз Югорск»
1.3 Технологическое оборудование производственного объекта
1.4 Виды выполняемых работ на Пангодинском ЛПУМГ
2 Технологический раздел
2.1 Схема размещения основного оборудования на производственном объекте ООО «Газпром трансгаз Югорск»
2.2 Описание технологической схемы ГПА
2.3 Анализ производственной безопасности путем идентификации опасных и вредных производственных факторов, и рисков
2.3.1 Идентификация ОВПФ, их влияние на организм человека
2.3.2 Требования к средствам и методам защиты от ОВПФ в соответствии с ГОСТами, их выполнение на рабочем месте машиниста технологических компрессоров
2.4 Анализ травматизма на производственном объекте
3 Мероприятия по снижению воздействия опасных и вредных производственных факторов, обеспечения безопасных условий труда
4 Научно-исследовательский раздел
4.1 Выбор объекта исследования, обоснование
4.2 Анализ существующих принципов, методов и средств обеспечения безопасности
4.3 Предлагаемое или рекомендуемое изменение
5 Раздел «Охрана труда»
5.1 Организация работы по охране труда в ООО «Газпром трансгаз Югорск»
6 Охрана окружающей среды и экологическая безопасность
6.1 Контроль за охраной окружающей среды в ООО «Газпром трансгаз Югорск»
6.2 Экологическая политика ООО «Газпром трансгаз Югорск»
6.3 Мероприятия по снижению негативного воздействия на окружающую среду
7 Защита в чрезвычайных и аварийных ситуациях
7.1 Описание решений, направленных на предупреждение развития аварий и локализацию выбросов опасных веществ
7.2 Описание решений, направленных на обеспечение взрыво- пожаробезопасности ООО «Газпром трансгаз Югорск»
7.3 Системы пожаротушения КЦ-2 ГКС ООО «Газпром трансгаз Югорск»
7.4 Источники (места) возникновения аварий, развитие аварий на объекте ООО «Газпром трансгаз Югорск»
7.5 План действия персонала во время аварии
8 Оценка эффективности процедуры по обеспечению техносферной безопасности
8.1 Социальный эффект от установки звукопоглощающей конструкции
8.2 Экономический эффект от установки звукопоглащающей конструкции
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время в Российской Федерации каждый четвёртый работник трудится в неблагоприятных условиях, не отвечающих санитарно-гигиеническим требованиям [20]. В 2017 году число таких людей составило 39,7% и ежегодно происходит рост правонарушений в сфере охраны труда, выявляемых государственными инспекциями труда в субъектах Российской Федерации [20].
Основной задачей охраны труда является поддержание здоровья и сохранение жизни человека во время работы. В соответствии с ТК РФ, ст. 212 «основным исполнителем задачи в области охраны труда является работодатель» [1].
В данной бакалаврской работе рассмотрена тема «Безопасность технологического процесса транспортировки газа на примере газоперекачивающего агрегата ГПА 10-4 газокомпрессорной станции». Данная тема является актуальной, поскольку изучаются условия и обеспечение безопасных условий труда на газотранспортном предприятии на примере ООО «Газпром трансгаз Югорск».
1 Характеристика производственного объекта
1.1 Краткая характеристика ООО «Газпром трансгаз Югорск»
Пангодинское линейное производственное управление магистральных газопроводов (ПЛПУМГ) ООО «Газпром трансгаз Югорск» расположено в Ямало-Ненецкой АО, Тюменской области, Надымском районе, пгт.Пангоды.
ООО «Газпром трансгаз Югорск» — «мощный производственно-социальный комплекс. Основу структуры компании составляют 26 линейных производственных управлений магистральных газопроводов» [13].
ООО «Газпром трансгаз Югорск» — это дочернее общество ПАО «Газпром»» [20].
Данное предприятие реализует деятельность в трех субъектах Российской Федерации: Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономных округах, и Свердловской области.
Газотранспортное предприятие ПАО «Газпром» осуществляет транспортировку газа с месторождений Севера Западной Сибири (Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Заполярного и др.) потребителям европейской части страны, странам ближнего и дальнего зарубежья. Общая протяженность магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» составляет более 27,6 тыс. километров.
1.2 Производственная деятельность ООО «Газпром трансгаз Югорск»
Основная производственная деятельность ООО «Газпром трансгаз Югорск» заключается в «обеспечении надежной и бесперебойной транспортировки газа, безаварийной эксплуатации магистральных газопроводов, повышении эффективности транспортировки газа. На предприятии делается все необходимое в области грамотной технической эксплуатации, ремонта и обслуживания основного и вспомогательного оборудования» [20]. Задачи решаются за счет максимально эффективного использования различного вида ресурсов, прежде всего материальных, финансовых и трудовых.
В «эксплуатации «Пангодинское линейное производственное управление» имеется 12 единиц магистральных газопроводов с диаметром труб 1420 мм, протяженностью 1104 км в одиночном исполнении, 72 единицы газоперекачивающих агрегатов суммарной мощностью 997 мВТ, которые объединены в 12 компрессорных цехов на нескольких промышленных площадках – «Пангодинской», «Хасырейской» и «ЦДКС (центральная дожимная компрессорная станция)» [20]. Каждый день газа по трубопроводу проходит около 1,5 миллиардов м3» [20].
1.3 Технологическое оборудование производственного объекта
«Пангодинское ЛПУМГ представляет собой комплекс процесса транспортировки газа по магистральным газопроводам и газопроводоотводам». Важнейшими объектами Пангодинского ЛПУ являются 5 компрессорных цехов: «Уренгой- Надым 1» (8 ГПА-10-4); «Уренгой – Грязовец» (8 ГПА-10-4); «Уренгой –Петровск» (8 ГПА-10-4); «Уренгой – Новопсков» (8 ГПА-10-4); «СРТО – Торжок» (5 ГПА-Ц1-16С)» [20].
«Предназначение компрессорных цехов заключается в компенсации потерь давления газа в газопроводах, а также обеспечения транспортировки газа к потребителям. Компрессорный цех КЦ-2 «Уренгой — Надым 1» — это производственное подразделение компрессорной станции «Югорск». Его выходные газопроводы подключены к первой нити газопроводов» [21]. Из магистрального газопровода природный газ под высоким давлением подается на циклонные пылеуловители, где происходит процесс очищения от механических и жидких примесей [22]. Далее природный газ поступает в нагнетатели агрегатов ГПА-10-4, в которых газ сжимается до проектного давления. «Компримированный газ поступает в нагнетательный коллектор и по трубопроводам движется на аппараты воздушного охлаждения газа» [21]. Таким образом охлажденный газ проходит к узлу подключения, а затем в магистральный газопровод.
Компрессорный цех КЦ-2 «Уренгой — Надым 1» газокомпрессорной службы включает в себя технологические помещения: главный щит управления (ГЩУ), турбинный зал и нагнетательную галерею. Компрессорный цех оснащен 8-ю агрегатами ГПА-10-4. Здание компрессорного цеха одноэтажное. Операторная и энергетический блок разделяются между собой противопожарной перегородкой 2-й степени огнестойкости. В энергоблоке расположены: комплектная трансформаторная подстанция (КТП) и резервная дизельная станция АС-804. На открытой площадке цеха расположен склад ГСМ.
1.4 Виды выполняемых работ на Пангодинском ЛПУМГ
Пангодинское ЛПУМГ состоит из следующих крупных структурных подразделений. Первое из них — линейно-компрессорная эксплуатационная служба, которая проводит эксплуатацию линейной части газопроводов. Второе – это служба электроводоснабженния, которая занимается ремонтом компрессорного энергомеханического оборудования.
Газокомпрессорная служба (ГКС) предназначена для эксплуатации газоперекачивающего оборудования.
В задачи службы КИПиА входит ремонт, эксплуатация всех измерительных приборов.
Диспетчерская служба осуществляет оперативное управление и контроль режима работы газоперекачивающего оборудования компрессорной станции, газораспределительных станций, линейной части в границах Пангодинского ЛПУ, а также соблюдение установленных заданий по режиму транспорта и поставки газа потребителю.
Задачами лаборатории химического анализа являются: выполнение испытаний природного газа по компонентному составу, пикнометрической плотности газа, низшей теплоте сгорания и содержание меркоптановой серы, анализа электролита (серная кислота), анализа качества нефтепродуктов и технологических жидкостей (тосол, ДЭГ, пенообразователь) [20].
Таблица 1.2 – Штатное расписание по численности ПЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» на 2017 год
| 1 | 2 | 3 |
| № п/п | Наименование должности | Численность, чел. |
| 1 | Руководство | 27 |
| 2 | Диспетчерская служба | 11 |
| 3 | Газокомпрессорная служба (ГС) (уровень сложности — I) | 46 |
| 3.1 | Начальник цеха | 5 |
| 3.2 | Сменный инженер ГС | 5 |
| 3.3 | Инженер ГС по ремонту | 5 |
| 3.4 | Машинист технологического компрессора | 21 |
| 3.5 | Слесарь по ремонту технологических установок | 10 |
| 4 | Компрессорная служба-22/22 «А» (уровень сложности — I) | 9 |
| 5 | ОЭГКЦ (уровень сложности -II) | 6 |
| 6 | Линейно-эксплуатационная служба (уровень сложности — I) | 31 |
| 7 | Служба ГРС (уровень сложности -II) | 48 |
| 8 | Служба ЭХЗ (уровень сложности — I) | 17 |
| 9 | Служба энерговодоснабжения (уровень сложности — I) | 34 |
| 10 | Служба КИП и А (уровень сложности — I) | 31 |
| 11 | Химическая лаборатория | |
| 12 | Группа по ремонту зданий и сооружений | 15 |
| 13 | АГНКС (уровень сложности -II) | 2
|
| 14 | Жилищно-коммунальное хозяйство | 12 |
| 15 | Спортивный комплекс станция | 1 |
| 16 | Здравпункт | 1 |
| Всего | 294 |
Время начала, окончания работы и перерыва для отдыха и питания устанавливается для односменного персонала продолжительностью рабочего времени с понедельника по четверг с 8.00 до 17.00, в пятницу – с 8.00 до 16.00, с перерывом на обед с 12.00 до 12.48. Предусмотрены перерывы в работе два раза по 15 мин. (в 10-00 и 15-00). Выходные дни: суббота, воскресенье.
Для отдельных категорий работников, связанных с непрерывным обслуживанием технологического оборудования:
-начало 1 смены с 8.00, окончание смены в 20.00; прием пищи 30 минут в течение смены в комнате приема пищи;
-начало 2 смены с 20.00, окончание смены в 8.00; прием пищи 30 минут в течение смены в комнате приема пищи.
2 Технологический раздел
2.1 Схема размещения основного оборудования на производственном объекте ООО «Газпром трансгаз Югорск»
В качестве рассматриваемого технологического процесса выбран технологический процесс транспортировки газа на примере газоперекачивающего агрегата ГПА 10-4 газокомпрессорной станции ООО «Газпром трансгаз Югорск» [22].
Рассмотрим технологический процесс изучаемого газоперекачивающего агрегата.
«Газ из крана №19 течет к входному крану № 7, который находится на узле подключения. Кран №7 служит в качестве автоматического отключения газокомпрессорной станции от центрального газопровода. У входного крана № 7 имеется кран обводной №7р, который наполняет газом всю технологическую систему обвязки газокомпрессорной станции. Кран №7 открывается с помощью крана №7р после того, как выровняется давление на центральном газопроводе и технических коммуникациях станции. Благодаря этому можно избежать газодинамического удара, который является следствием открытия крана №7, без предварительного заполнения газом технических коммуникаций газокомпрессорной станции» [22].
«За краном №7 по движению газа находится свечной кран №17. Он необходим для того, чтобы стравливать газ в атмосферу из технических коммуникаций газокомпрессорной станции при выполнении предупредительных мероприятий, а также во время возникновения аварийных ситуаций на компрессорной станции. За краном №7 газ следует на установку для очистки, в которой располагаются пылеуловители и фильтр- сепараторы. В установке по очистке газ проходит очищение от механических примесей и влаги. Далее за очисткой газ по трубам Ду 1000 направляется во входной трубопровод компрессорного цеха и расходится по входным трубам ГПА Ду 700 через задвижку №1 на вход циклических компрессоров» [22].
«Вслед за тем, как газ сжимается в центробежных нагнетателях, он проходит обратный клапан, выходной кран №2 и по трубопроводу Ду 1000 направляется на установку для охлаждения газа. За установкой охлаждения, газ течет по выкидному шлейфу по трубопроводу Ду 1200, через выходной кран № 8 и стекает в центральный газопровод» [22].
«Для предотвращения обратного потока газа из газопровода перед краном №8 ставится обратный клапан. Кран №8, находящийся на узле подключения компрессорной станции, имеет те же функции что и кран №7. Однако выбрасывание газа в атмосферу проходит через свечной кран №18, установленный по ходу движения газа перед краном №8. На узле подключения компрессорной станции между входным и выходным трубопроводами находится конструктивный элемент Ду 1200 с расположенным на нем краном №20. Назначение этого конструктивного элемента заключается в производстве транзитной подачи газа при обходе компрессорной станции, когда происходит ее отключение (закрываются краны № 7 и 8; открываются свечи № 17 и 18)» [22].
На узле подключения компрессорной станции находятся две камеры: камера приема и камера запуска очистного устройства магистрального газопровода. Они нужны для запуска и приема очистного устройства. Далее газ проходит через очистное устройство по газопроводу и очищается от мехпримесей, воды, антифриза. Данное очистное устройство состоит из поршня с щетками и скребками, который движется до следующей компрессорной станции сквозь поток газа, за счет разности давлений между поршнями. На магистральном газопроводе, после компрессорной станции, установлен также охранный кран № 21, который имеет те же свойства что и охранный кран № 19. Для ликвидации избыточного давления газа между выходным и входным трубопроводом необходимо установить перемычку Ду 500 с краном № 6А, что позволит снизить выходное давление и увеличить входное, и уменьшить степень сжатия центробежного нагнетателя. Для недопущения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя напротив крана № 6А вмонтирован кран № 6АР [22].
На рисунке 2.1 представлена технологическая схема компрессорной станции «Уренгой-Надым 1».
«Уренгой-Надым 1»
2.2 Описание технологической схемы ГПА
В соответствии с ГОСТ Р 54404-2011 «Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия» газоперекачивающий агрегат ГТК-10-4 (где 10 это мощность турбины в МВт, а 4 это номер модели), предназначен для привода в работу ЦБН, который в свою очередь служит для сжатия природного газа, перемещаемого по магистральным газопроводам [2,3,4].
Агрегат включает в себя газотурбинную установку и нагнетатель природного газа, представленный на рисунке 2.2.
ОК- осевой компрессор; ТВД- турбина высокого давления;
ТНД- турбина низкого давления; Н- нагнетатель;
Р- регенератор; КС- камера сгорания
Рисунок 2.2. — Принципиальная схема ГПА
Проанализируем газоперекачивающий агрегат ГТК-10-4. «ГТК выполнена по открытому циклу, с регенерацией тепла по схеме с «разрезным валом» (со свободной силовой турбиной). Это позволяет получить установку, которая отличается достаточно простой конструкцией, высокой экономичностью и маневренностью, а именно, наиболее полно удовлетворяет требованиям, предъявляемым условиям работы в системе газопроводов» [19].
«Воздух, поступающий из атмосферы, через фильтры всасывается и сжимается осевым компрессором и далее поступает в воздухоподогреватель, где его температура повышается за счет отработанных в турбине продуктов сгорания. Разогретый воздух движется в камеру сгорания, куда подается природный газ. Продукты сгорания из камеры сгорания движутся в турбину высокого давления. Мощность турбины применяется для привода осевого компрессора. Дальше продукты сгорания попадают в силовую турбину, т.е. турбину низкого давления, которая вращает нагнетатель. После силовой турбины продукты сгорания идут через воздухоподогреватель, отдают часть своего тепла воздуху за компрессором и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу. Пусковой турбодетандер осуществляет пуск турбины, работающей на перекачиваемом по магистрали газе. Перекачиваемый природный газ является топливом» [18].
«Эти турбины сделаны в одном литом корпусе, имеющим внутри тепловую изоляцию. Ротор турбины высокого давления сделан из одновенечного диска, усиленного на консоли вала воздушного компрессора, вращающийся в двух подшипниках (один из подшипников опорно-упорный). Одновенечный диск турбины низкого давления закрепляется на консоли силового вала, вращающийся в двух подшипниках, которые расположены в общем корпусе.
У воздушного компрессора осевого типа имеется десять фаз. Направляющие лопатки закреплены в литом чугунном корпусе. Ротор у компрессора барабанного типа. Рабочие лопатки закрепляются на роторе с помощью зубчатых хвостовиков.
Турбогруппа целиком собрана на единой сварной раме-маслобаке.
Камера сгорания включает в себя корпус, фронтовое устройство с горелками, огневую часть и смесительное устройство. Она горизонтальная и прямоточная.
Воздухоподогреватель сделан из профильных листов и включает в себя две секции. Продукты сгорания проходят сквозь подогреватель одним ходом по каналам двуугольной формы, он образован штампованным профилем листов, между которыми находится подогреваемый воздух» [18].
«Пусковой турбодетандер находится на блоке переднего подшипника компрессора и соединяется с ротором турбины высокого давления зубчатой передачей, а также снабжен расцепным устройством» [18].
«Сцепление роторов нагнетателя и газовой турбины происходит при помощи промежуточного вала с зубчатыми соединительными муфтами.
Масляная система агрегата состоит из главного маслонасоса, который установлен на валу турбины высокого давления, пускового электронасоса, резервного электронасоса, насосов уплотнения нагнетателя, рамы турбогруппы, аккумулятора масла, маслопроводов с арматурой, подогревателя масла и фильтров тонкой очистки» [18].
Система управления, регулирования и защиты агрегата обеспечивает:
- поддержание заданной скорости вращения вала нагнетателя;
- поддержание заданного перепада давления между маслом уплотнения и газом в полости нагнетателя;
- управление операциями пуска и остановки агрегата;
- защиту агрегата от недопустимых режимов и условий работы [21].
Технические характеристики газотурбинной установки представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 –Характеристика газотурбинной установки
| Наименование характеристики | Значение | |
| Температура перед ТВД | 780°С | |
| Номинальная мощность на муфте нагнетателя | 10000кВт | |
| Коэффициент полезного действия установки | 28% | |
| Степень сжатия в компрессоре | 4,6 | |
| Скорость вращения: | Компрессорного вала | 5200мин¯¹ |
| Силовой турбины | 4800мин¯¹ | |
| Масса турбины | 56т | |
«Центробежный нагнетатель 370-18-1 (коммерческая производительность-37,0 млн.м³/сутки, 18-лопаток на рабочем колесе, 1 — одноступенчатый) предназначен для компримирования природного газа, который транспортируется по магистральным газопроводам и как одноступенчатая центробежная машина с консольно-размещенным исправным колесом и касательным подводом и отводом газа.
К основным элементам нагнетателя относятся: ротор, подшипники, диффузор, уплотнения и другие, элементы. Они находятся в специальной гильзе, которая установлена на корпусе. Корпус нагнетателя выполнен из литой стали и представлен в виде цилиндрической формы, который находится под крышкой. На крышке установлены абсорбирующая и модульная кольцевые камеры. Компрессорный цех от проникновения газа защищает механизм лабиринтного и масляного уплотнений. Регулировка порядка работы нагнетателя происходит с помощью регулировки на газотурбинной установке скорости вращения силового вала» [22].
Технические характеристики нагнетателя представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 – Техническая характеристика нагнетателя 370-18-1
| Наименование характеристики | Значение |
| Коммерческая производительность | 37 млн. м³/сутки |
| Объёмная производительность | 455 м³/мин |
| Давление газа на выходе из компрессора | 7,6 МПа |
| Начальное давление газа (при входе во всасывающий патрубок) | 5,07 МПа |
| Масса нагнетателя | 23 т |
Важную роль в эксплуатации ГПА 10-4 играет автоматическая система регулирования. Основной задачей САР является поддерживание указанного периода работы газотурбинной установки, а именно, обеспечение заданной мощности при установленных частотах кручения валов турбин и температуры продуктов горения. Они должны быть не выше максимально допускаемых значений. Нужная мощность ГТУ, частота вращения силового вала и температура продуктов горения перед ТВД корректируются автоматической системой регулирования согласно изменениям величины топлива, которое подается непосредственно в камеру сгорания. Иной важной функцией при возникновении аварий, реализующей автоматическую систему регулирования, считается вынужденная остановка ГТУ. САР ГТУ сделана по системе непрямого регулирования с пневматическими серводвигателями и усилителями представлена на рисунке 2.3.
Воздух для работы системы поступает из стационарного трубопровода сжатого воздуха, который поступает посредством отбора из осевых компрессоров, работающих газоперекачивающих агрегатов или от поршневого компрессора с приводом от электродвигателя переменного тока. В начале работы воздух в системе начинает охлаждаться и очищаться в блоке воздухоподготовки. Давление воздуха в САР, поддержание давления воздуха 0,14 МПа осуществляется с помощью регулятора давления «после себя». Основными регулирующими органами системы являются стопорный клапан и регулирующий клапан. Положение регулирующего клапана определяется количеством газового топлива, которое подводится к камере сгорания. Мембранный пневматический сервомотор применяется как привод этих клапанов. Основным регулятором в системе является регулятор скорости, поддерживающий заданную частоту вращения вала нагнетателя. Основными связями в пневматической системе являются три линии — постоянного давления, проточного и предельного регулирования [21].
Рисунок 2.3. — Система регулирования газотурбинной установки.