модернизация методов диагностики элементов насосной станции

местная индикация (LCD дисплей), цифровая, масштабируемаявкл. импульсный выход: частотный выход, вкл. делитель частоты (3 провода)вкл. аналоговый выход: 4-20 мА (2 провода)Опора труб:отдельная опора трубы в качестве сварной конструкции, с основанием и скобойровный бетонный фундамент для крепления дюбелями, включая крепежи (большегрузные анкерные болты)поставка врассыпнуюРаспределительный пункт, включая контрфланцы (вне контейнера)На всасе1х DN250 PN16На нагнетании4х DN 125 PN250Сдвоенный фильтр с переключаемыми камерами (без взрывозащиты)Объем поставки:Материальное исполнениесталь 1.4571 или аналогРазмер ячеек500 микронФланцыDN 250 PN 16 по DIN 2633Электротехническое оборудованиеОбъем поставки состоит из:1. Общая система управления для 3 бустеров и 3 насосов высокого давления.2. Три преобразователя частоты для насосов высокого давления.3. Три преобразователя частоты для бустерных насосов.4. Сенсорная техника контроля и мониторинга для каждого насоса.5. Распространенныйэлектрораспределитель электрооборудования, встроенные в контейнерные элементы для предлагаемой конфигурации контейнерных модулей A + B + C[36].3.6 Мультифазная насосная станцияИсполнение - блок бокс. Регулятор частоты и панель управления ПЛК должны быть установлены в безопасных операционных помещениях заказчика.Двойное механическое уплотнение с барьерной системой в комплекте2 х электродвигателейМногофазный блок (съемный)Трубопровод внутри коробки блока, включая клапаны с электроприводомДвойной фильтрИнструменты для ввода в эксплуатацию и ввода в эксплуатациюЭлектрическая панель ПЛК (Аллен Брэдли)2 х 315 кВт частотных регулятораСтартер и панель управления двигателемВспомогательные модули управленияПриборы управленияMultiPhase программное обеспечениеКабеля мощности и управления.Технические характеристики мультифазной насосной системы приводятся в таблице 5.Схемы мультифазной насосной системы представлены на приложениях 6 и 7.Таблица 5 Технические характеристикиПредметЕдиницы измеренияСлучай 1Случай 2Расход нефтим3/ч52,552,5Расход водым3/ч7,57,5Расход газаНм3/ч2,1204,2Давление на всасебар изб11Температура на всасеC+5+5Давление на напоребар изб4040Вязкость жидкостиcСт150150Плотность жидкостикг/м39479474. ТЕХНИКО–ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРЕДЛОГАЕМЫХ МЕРОПРИЯТИЙ 4.1 Экономическое обоснование проектаСуществующая насосная станция состоит из четырех насосов: насос №1 - СДН 2-16-49, 1250 кВт, 1000 об/мин, 6000В насос №2 А-13-59-6, 800 кВт, 985 об/мин, 6000В насос №3 А-13-59, 800 кВт, 985 об/мин, 6000В насос №4 А-13-4, 250 кВт, 1480 об/мин, 6000В Потребляемое количество электроэнергии на насосной станции будет равно 3100 кВт/ч. Соответственно в год насосная станция потребляет 27156000 кВт Технико-экономические показатели представлены в таблице 5 Рассчитаем годовое потребление электроэнергии. Расчеты приведены в таблице 6 Таблица 5 – Технико-экономические показателиНаименование показателейПроектируемый вариант Производительность насосной станции: - м 3 /сут- м 3 /сут84400 30806 Сметная стоимость тыс. руб. 34317,582Таблица 6 – Расчет годового потребления электроэнергииОборудованиеНаименование статей расходов Формулы длярасчетаРасчет Существующие насосыЭнергия натехнологические нужды (1кВт = 2,2 руб.)W = P·p·d, где P - мощность оборудования; р - стоимость 1кВт; d - кол-во дней в году74400·2,2·365 = 59743200 руб./год Проектируемыенасосы Энергия натехнологические нужды (1кВт = 2,2 руб.)W = P·p·d, где P - мощность оборудования; р - стоимость 1кВт; d - кол-во дней в году 22680·2,2·365 =18212040 руб./годОпределим чистый экономический эффект по формуле 4[26,29]: Э = В – Зпр(4)где Э - чистый экономический эффект после замены насосного оборудования Э = 59743200 – 18212040= 41531160 руб./годОпределим общую экономическую эффективность насосной станции по формуле 5(5)где Ээ – общая экономическая эффективность насосной станции; Зпр – приведенные затраты Общая экономическая эффективность насосной станции будет составлять:Определим срок окупаемости внедряемых насосов по формуле 6:(6)Срок окупаемости внедряемых насосов будет составлять:Таким образом, внедряемая технологическая схема экономически выгодна. При замене насосного оборудования выгода составит 41531160 руб., срок окупаемости составит 0,82 года.4.2 Мероприятия по предупреждению затопления насосной станцииДля разработанного варианта согласно СНиП2.04.02-84 с. 7.18, в машинном отделении принимаются меры против возможного затопления насосных агрегатов в случае аварии путем:-расположение электродвигателей насосов и электроприводов клапанов на высоте 500 мм от пола машинного отделения; [53,56,58]- откачка воды из 2 колодцев с помощью четырех дренажных насосов (по два в каждой колодце).Производительность насосов берется из условия откачки воды из машинного помещения со слоем 500 мм не более 2 часов. Производительность насоса рассчитывается по формуле 7W = a b h (7) где W - производительность откачки воды a = 25,5 м, длина машинного зала b = 9 м, ширина машинного зала h = 0,5 м, высота слоя воды при аварии W = 25,5м х 9.0м х 0.5м = 114м3/2 часа.Производительность откачки воды составляет: 114м3/2часа = 57м3/часВ проекте предусматривается четыре дренажных погружных насоса марки FA 08/34E, с электродвигателем T-13-2/12H, производительностью 30,4м3/час напором 20,6 м. с электродвигателем мощностью 3.5квт каждый. Выбранный насос отображен в таблице 7Таблица 7 – Проектируемые дренажные погружные насосыN позицииНаименование борудованияКоличествонасосов в шт.ПримечаниеIIIНасос погружной для отводадренажных вод марки FA 08.34E сэлектродвигателем T-13-2/12 Нпроизводительностью 30,4 м3/часнапором 20.6 м.вод.ст сэлектродвигателем мощностью 3.5кВт.2РабочиеIVНасос погружной для отводадренажных вод марки FA 08.34E сэлектродвигателем T-13-2/12 Нпроизводительностью 30,4 м3/часнапором 20.6 м.вод.ст сэлектродвигателем мощностью 3.5кВт2РезервныеОбъем каждого приямка рассчитан на 5 минут работы 2 насосов одновременно и составляет 2,5 м3 каждый.Согласно СНиП 2.04.02-84 с. 7.18, в машинном отделении предусмотрена подача пожарной воды с расходом 2,5 л / с, для которой установлены два пожарных гидранта диаметром 50 мм,Трубы для пожарного и дренажного водоснабжения сконструированы из электросварных стальных труб по ГОСТ 10704-91 с ПФ изоляцией 2 раза над землей.Монтаж сетей и насосного оборудования осуществляется в соответствии с требованиями СНиП 3.05..01-85, «Внутренние санитарные системы», СП-40-101, СН-478-80.Смазать стальные трубы антикоррозийной изоляцией - 2 раза покрасить эмалью ПФ-115 по ГОСТ 6465-76 на грунт ГФ-021 ТУ5-10-1642-77.Модернизация предусматривает полную замену клапанов на всасывающем и нагнетательном трубопроводах насосов внутри насосной станции. [64]Разборка существующего оборудования и сборка проектируемого оборудования осуществляется с помощью существующего подъемно-перегрузочного оборудования насосной станции.4.3 АварийностьГород Хабаровск классифицирован, относится к 1-й группе по гражданской защите, имеет 1-ю степень химической опасности.Модернизируемый объект (в соответствии с СНиП 2.01.51-90 «ИТМ ГО»):- в местах возможного опасного химического загрязнения;- в зоне возможного сильного радиоактивного загрязнения,- в зоне возможного серьезного разрушения.Сооружения гражданской защиты, соответствующие требованиям СНиП 2.01.51-90 ITM GO для размещения сотрудников и обслуживающего персонала объекта, запланированного на модернизацию, отсутствуют[39].При разработке технических и технических мер по предотвращению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера учитывайте следующие факторы риска возникновения техногенной аварии:- попадание в систему водоснабжения радиоактивных веществ, ядовитых (химических) веществ и патогенных бактерий- нарушение условий жизни населения.Химически опасные объекты расположены в проектируемом объекте в промышленном и муниципальном районе района:-ООО "Хабаровский газоперерабатывающий завод" при производстве хлора используется - 0,8 тонны, аммиака - 5 тонн. Радиус опасной химической зоны может составлять 6,4 км;- УПН ПАО «Роснефть» - аммиак с наибольшей мощностью 5,6 тонны (общий объем -47 тонн). Радиус опасной зоны может составлять 5,6 км;Потенциально опасные предприятия расположены рядом с:- ЗАО «Хабаровскхимторг» - используется для производства и хранения аммиака.Радиус опасной химической зоны составляет 20 км.ОАО «Комиазот». Во время производства аммиак используется и хранится. Радиус опасной химической зоны составляет 20 км. В районе площадки могут наблюдаться опасные природные явления: -ураганные ветры, снежные заносы, гололед; град, ливни, грозы.Мероприятия по созданию систем оповещения и связи: -обеспечить радиотрансляционную связь с подключением в городскую сеть;Общая вместимость головных сооружений должна рассчитываться в соответствии с нормами мирного времени. В случае выхода из строя одной группы головных сооружений, емкость остальных структур должна обеспечивать аварийную воду для производственных и технических нужд предприятий, а также для питья и питья для населения мирного времени из расчета 31 литр на человека.день на человека. Предоставить решения для обеспечения пожарной и взрывобезопасности. Обеспечить меры по мониторингу наличия в системе водоснабжения радиоактивных веществ, токсичных (химических) веществ и патогенных микроорганизмов.Согласовать с администрацией района вопрос организации разгона персонала насосной станции.5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАБОТЕ НАСОСНОЙ СТАНЦИИПотенциальные источники загрязнения окружающей средыОсновными источниками выбросов загрязняющих веществ при перекачке нефти являются:•выхлопныетрубыдизельныхдвигателейигазовыхтурбин;•дымоходы котельной;•факельныеустройства;•системывентиляциипроизводственныхпомещений;•транспортныесредства.Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу состоят в основном из углеводородов, оксидов азота, оксида углерода, диоксида серы и углеродной пыли (сажи).Сокращение количества выбросов будет достигнуто за счет использования герметичных систем для сбора и подготовки продуктов, использования большей части попутного нефтяного газа (более 90%) с использованием его для производства газа.электричество, использование специализированных горелок для сжигания неиспользованного газа бездымно, а также другие меры.Источники выброса загрязняющих веществ:•Заводпопереработке, переработкеитранспортировкенефтепродуктов;•вспомогательныепроизводственныецехаи транспортные отделы;•Промышленныепоселения.К основным отходам, возникающим при транспортировке нефти и угрожающим окружающей среде, относятся:•углеводороды;•химическиевещества, используемыевнефтедобыче;•пластовая вода;•Бытовыеотходыипромышленныеотходы (фильтры, тара, упаковка);•моющеесредство;•отстойизрезервуаров;•Почвы, загрязненныенефтьюиводой.Оценка воздействия на окружающую средуОсновными выбросами загрязняющих веществ при работе являются: диоксид азота, окись углерода, твердые частицы (сажа) и углеводороды, образующиеся при эксплуатации тепловых электростанций, пары масла, при хранении и транспортировке нефти и нефтепродуктов, сжигание топлива в двигателях и подогревателях. ,Выбросы от сжигания топлива в автомобильных двигателях технологических транспортных средств, PUF и электрогенераторах ДВС незначительны и составляют менее 1% от общего баланса выбросов.Принимая во внимание отсутствие сжигания попутного газа в открытой факельной установке и высокий уровень рассеивания продуктов сгорания газа в атмосферном воздухе, из-за высокой активности воздушных масс существенных изменений в составе атмосферного воздуха в результате эксплуатации скважины не наблюдается. ожидается.Оценка изменений состояния недр.Строительство наземных сооружений, эксплуатация скважин сказывается на слое мерзлых грунтов во всей их вместимости. Зона оттаивания распространяется как в радиальном, так и в глубинном направлениях и зависит от характера, размеров почвенных структур, а также от величины теплового потока. В этом случае может быть нарушена герметичность кольца скважины и могут возникнуть потоки жидкости между слоями.С учетом технических и технологических решений для разработки и освоения месторождений риск нарушения экологического баланса субстрата сводится к минимуму. Решения для бурения и управления скважинами обеспечивают наиболее полное использование углеводородных ресурсов.Оценка изменений состояния растительного и животного мира.Все виды воздействий из всех источников при разработке и эксплуатации месторождения могут быть сведены к трем типам: захват и механическое нарушение целостности земного покрова, химическое загрязнение и нарушение термогидравлического режима.Использование ряда мер по защите окружающей среды, включая организацию, технику, мелиорацию и другие виды работ, помогает минимизировать воздействие во время разработки и использование растительного покрова и устранение мест обитания животных.Прогнозирование возможных изменений в дикой природе является вероятностным. Общей тенденцией является истощение животного мира в качественном и количественном выражении на территории промплощадки и прилегающих территорий, увеличение количества видов и численности особей синантропных видов животных и концентрации видов дикари, устойчивые к антропогенным воздействиям (чайки, вороны, кулики и т. д.) вблизи деревни, или находящие благоприятные условия жизни при изменении почвенного и растительного покрова (полевые полевки, некоторые виды воробьиных птиц).В связи с этим можно предполагать, что дальнейшее ведение работ не вызовет необратимых и кризисных изменений для животных[40]. Основные мероприятия по охране окружающей средыПроизводственная деятельность нефтяной промышленности связана с использованием как специализированных минеральных природных ресурсов недр (нефти, газа, строительных материалов), так и универсальных водных, земельных и атмосферных воздушных ресурсов. Использование этих ресурсов сопровождается негативным воздействием на УОП в виде выбросов и сбросов различных загрязняющих веществ и промышленных отходов. Увеличение добычи нефти приводит к увеличению антропогенного воздействия на добычу нефти и газа.Основными видами вредного воздействия на ОПС являются загрязнение атмосферного воздуха и подземных вод[42].Охрана атмосферного воздуха.Мониторинг загрязнения воздуха с целью ограничения выбросов из организованных и неорганизованных источников проводится в двух местах в зоне скважины и в районе основных промысловых сооружений.Концентрация загрязняющих веществ в воздухе измеряется с помощью стандартных приборов, которые одобрены для мониторинга загрязнения воздуха на содержание NO2. SO2; СО; Углеводородный.Сжигание газа возможно только в чрезвычайных ситуациях. Подъемники для горелок оснащены эффективными горелками с полным сгоранием, обратными клапанами и пилотной горелкой с автоматическим электрическим наполнителем. Высота вертикальной трубки резака выбирается исходя из необходимости интенсивного распределения вредных примесей в поверхностном слое. Факельный стояк должен быть удален с места нахождения имущества.Значительный вклад в загрязнение воздуха вносят мобильные источники - автомобили, которые обслуживают объекты нефтедобычи и выделяют выхлопные газы, содержащие вредные вещества во время движения. В дополнение к уже упомянутым вредным веществам (оксид углерода, оксиды азота, углеводороды, твердые частицы) в выхлопных газах содержатся высокотоксичные вещества (свинец). Для снижения уровня загрязнения транспортных средств в рамках производственного и экологического контроля требуется ежемесячное регулирование топливной аппаратуры и мониторинг выбросов вредных веществ, выделяемых при эксплуатации автомобиля[43].Охрана почвОсновными решениями по разработке месторождений являются следующие меры по защите почвы, которые повышают экологическую безопасность проекта:•Предварительноеобустройствоиформированиевнутрипромысловой дорожной сети;•Сокращениеотводаземлизасчетразработкиместорожденийзасчетнебольшогоколичестваскважиниместскопления, использованияметодовнаправленногоигоризонтальногобурения, использованиятехнологическогоместаистратификациивобласти месторождения;•Заполнениеулициплощадейимпортнымгрунтомизблизлежащихкарьеровместнымистроительнымиматериалами;•минимизацияистощенияприродныхресурсовзасчетрациональногораспределенияобъектовсучетомместных ландшафтных особенностей при их объединении на основе масштабной регионализации состояния ландшафтных комплексов;•размещениекластеровитехнологическихместсучетомконструктивныхэлементоврельефасдлиннойосьювнаправлениилинийстокаотповерхностного и наземного стока, что позволяет избежать риска затопления территории;•обустройствонабережнойдорогводопропускнымитрубамиимостами;•снизитьрискслучайногоразливаиз-заповышеннойпрокладкимасляныхиводопроводныхтрубвпомещенииинаоткрытом воздухе и использования ряда мер для их защиты от коррозии;•Размещениекоммуникацийтрубопроводасостороныводораздела, чтоможетпредотвратитькрупныеразливывслучаеаварии;•строительствопересеченийтрубопроводовнадводоемамиввоздушномстроительстве;•Строительствоконвейерныхлинийвувеличенномвариантенасвайныхоснованиях;•Созданиевнутрипромысловойтранспортнойинфраструктурывединомкоммуникационномкоридоре, сокращениепотребностивизъятииземли, облегчениеинспекцийвнутрипромысловых трубопроводов и быстрое реагирование на чрезвычайные ситуации;•размещениенефтесодержащихипромышленныхотходовнаспециальнойсвалкедляихутилизации;•Рекультивацияповрежденныхземель.Работы по технической мелиорации осуществляются буровой компанией сразу после завершения строительства скважины и включают в себя:- демонтаж и демонтаж фундаментов и их вывоз для последующего использования;- разборка контуров заземления, опор труб и профилактических стендов, разборка анкеров;- очистка мусора, бетона и металлических отходов, скопившихся в процессе эксплуатации, устранение возможных загрязнений;- засыпка искусственных полостей;- выравнивание, террасирование и стабилизация склонов;- рельеф местности и рыхление поверхности почвы в местах, где она сильно уплотнена[42].ЗАКЛЮЧЕНИЕПосле теоретического анализа проблемы энергоэффективности насосов на Хабаровской насосной станции было установлено, что текущее техническое состояние насосной станции, а именно физическое и моральное ухудшение на 100% оборудования на насосной станции требует модернизации.Основной причиной необходимости его обязательной модернизации является важность этой установки для нефтетранспортной системы.В этом дипломе мы предложили вариант замены всего устаревшего оборудования на более энергоэффективные вертикальные насосы марки UP KM3100 U210-4 / 80, производительностью 1600 м3 / ч и напором 50 м с электродвигателем мощностью 315 кВт, который обеспечит:•экономияот 5 до 15%, авнекоторыхслучаяхдо 30% электроэнергии, используемой для перекачки чистой воды;•снижение потребления нефти от 2 до 5% благодаря стабилизации давления в нефтепроводе и, как следствие, уменьшению утечек и расходу нефти;Теоретические разработки и опыт внедрения и эксплуатации энергосберегающих систем в насосных агрегатах показали, что использование электропривода с регулируемой частотой является экономичным и надежным способом управления режимами работы насосных агрегатов различного назначения. В нашей работе мы предложили схему VFD. Использование частотного преобразователя обеспечивает:•уменьшениеобъемастроительствазданийнасосныхстанцийна 15-20% врезультатеувеличенияудельноймощностинасоснойстанциии, следовательно, уменьшенияихколичества;•снижение износа гидромеханических и электрических устройств за счет уменьшения количества пусков и остановов насосных агрегатов;•снижениевероятностиаварий, вызванныхгидравлическимиударамиврезультатеплавногоизменениярежимовработынасосныхагрегатов.Технико-экономические расчеты показали, что реализованная технологическая схема экономически целесообразна. С модернизацией насосной станции выгода составит 41531160 рублей, срок окупаемости составит 0,82 года. Несмотря на значительные затраты и достаточно дорогое насосное оборудование, экономический эффект основан на следующих факторах:1. Прямая экономия, обусловленная снижением энергопотребления при регулировании производительности насосных агрегатов (для разных конструкций от 25 до 50%).2 прямая экономия за счет снижения непроизводительных потерь нефти в то же время оптимизировать давление в напорном трубопроводе (по крайней мере, 25-30% от общих потерь).3. Экономия заработной платы для сокращенного обслуживающего персонала.4. Резкое падение аварийности в сетях (не менее 5-10 раз).5. Увеличение как минимум в 3 раза ресурса и периодов ревизии насосов, электродвигателей, коммутационного оборудования.6 Снижение затрат на электрообогрев в установках, ведение домашнего хозяйства обслуживающего персонала. Значительное повышение надежности системы в целом, благодаря устранению «человеческого фактора» и автоматической диагностике всех ее элементов системой и своевременному устранению возможных аварийных ситуаций.Существуют также важные социальные факторы - повышение качества водоснабжения и окружающей среды - сокращение потребления электроэнергии гарантирует сокращение выбросов, что является требованием статьи 2 Киотского протокола.к Рамочной конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата: каждая сторона в соответствии со своими обязательствами по ограничению и сокращению выбросов осуществляет такие меры, как повышение энергоэффективности в соответствующих секторах национальной экономики.СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВБерезкин В.Л., Бобрецкий Н.В. Сооружения насосных и компрессорных станций: Учебник для ВУЗов. - М.: Недра, 1985 - 288 с.ВСН 173-84 Инструкция по технологии и организации строительства кабельных линий технологической связи магистральных трубопроводов, Миннефтегазстрой ВНИИСТ, Москва, 1985 – 58сВНТП 2-86 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. Миннефтепром, 1987 – 82сИванов Е.А., Мокроусов С.И. Обеспечение промышленной безопасности функционирования объектов магистральных трубопроводов. Безопасность труда в промышленности. 2001 – 247сЛисаков М.В., Печеркин А.С., Сидоров В.И. Оценка риска аварий на линейной части магистральных нефтепроводов / Безопасность труда в промышленности. 1998 – 188с.Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1986 – 334с.Полозков В.Т. Охрана труда и противопожарная защита на магистральных нефтегазопроводах, нефтебазах и газохранилищах. М.: Недра, 1975- 208сППБС РК-11-98 «Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов».РД 39-009-99 - Руководящий документ. Противокоррозионные мероприятия при эксплуатации магистральных нефтепроводов.РД 153-39.4-039-99 - Руководящий документ. Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и площадок МН.СНиП 3.01.01-85-Организационно-технические мероприятия, нап-равленные на плановое развертывание и ведение строительно-монтажных работ.Карелин В.Я., Минаев А.В.Насосы и насосные станции. М.: Стройиздат, 1986 г. Товстолес Ф.П. Гидравлика и насосы. Часть III. Насосы. — М.: ГОНТИ.Л. 1938 г. Альтшуль А. Д., Киселёв П.Г.Гидравлика и аэродинамика. М.: Стройиздат, 1975 г. 78 Центробежные насосы двустороннего входа. Каталог. М.: ЦИНТИ Химнефтемаш, 1982 г. Электрические нагрузки промышленных предприятий / С.Д. Волобринский, Г.М. Каялов, П.Н. Клейн и др. Л.: Энергия, 1971 г. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтехранилищ. Уфа, Дизайн, 2002-612с. Крупныецентробежные и осевые насосы / И.И. Киселев, А.Л. Герман, Л.М. Лебедев и др. М.: Машиностроение, 1977 г. Брускин Д.Э., Зохорович А.Е., Хвостов В.С. Электрические машины. Часть 1, 2. М.: Высшая школа, 1987 г. Лезнов Б.С., Воробьева Н.П.Снижение материалоемкости и стоимости насосных станций // Водоснабжение и санитарная техника. 1988, с. 79 Центробежные насосы двустороннего входа. Каталог. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1982 г. ЛезновБ.С.Технологические основы использования регулируемого электропривода в насосных установках // Водоочистка. Водоподготовка. Водоснабжение. 2012, No5.Карелин В.Я., Минаев А.В. Насосы и насосные станции. М.: ООО «Бастет», 2010 г. Клепиков В. Б., Розов В. Ю. О роли электропривода в решении проблемы энергоресурсосбережения в Украине // Вестник национального технического университета «Харьковский политехнический институт», № 30, 2008,–С.18–21. Браславский И. Я., Ишматов З. Ш., Поляков В. Н. Энергосберегающий асинхронный электропривод – М.: Академия, 2004 г. Покалицын С. Н. Применение частотно-регулируемого электропривода не исправляет ошибок при выборе центробежного насоса // Энергосбережение •Энергетика •Энергоаудит, № 5 (63), 2009 г. Бойко А. В. Гидрогазодинамика – Харьков: НТУ "ХПИ", 2008 г. СНиП 11-01-95 “Инструкцияопорядкеразработки, согласования, утвержденияисоставепроектнойдокументациинастроительствопредприятий, зданийисооружений”. РДС 11-201-95 “Инструкцияопорядкепроведениягосударственнойэкспертизыпроектовстроительства’’. СП 11-101-95 “Порядокразработки, согласования, утвержденияисоставобоснованийинвестицийвстроительствопредприятий, зданийисооружений”. РДС “Инструкцияосоставе, порядкеразработки, согласованияиутвержденияградостроительнойдокументации”. СНиП 2.01.51-90 “Инженерно-техническиемероприятиягражданскойобороны”. “Инструкцияпокатегорированиюобъектовнародногохозяйства”. СНиП 2.01.53-84 “Световаямаскировканаселенныхпунктовиобъектовнародногохозяйства”Чебанов В.Б.«Технико-экономические аспекты применения регулируемого электропривода в насосных установках»,«Водоснабжение и санитарная техника» No1.2012 г. Турк В.Н., Минаев А.В., Карелин В.Я. «Насосы и насосные станции. Учебник для вузов». М., Стройиздат, 1976 г. Черкасский В.М. «Насосы, вентиляторы, компрессоры. Учебник для теплоэнергетических специальностей вузов». М., Энергоиздат, 1984 г. Клячко В.А., Апельцин И.Э. Очистка природных вод. М.: Издательство литературы по строительству, 1971 г. Орадовская А.Е., Лапшин Н.Н. Санитарная охрана водозаборов подземных вод. М.: Недра, 1987 г. Крайнов С.Р., Швец В.М. Геохимия подземных вод хозяйственно-питьевого назначения. М.: Недра, 1987 г. Сомов М.А. Водопроводные системы и сооружения. Учеб.для вузов. М.: Стройиздат, 1988 г. Иванов Е.Н. Противопожарное водоснабжение. М.: Стройиздат, 1986 г 43. Аварии и катастрофы. Предупреждение и ликвидация аварий”В 4-хкнигах. Москва, 1996 г. 44. НПБ 107-97 “Определениекатегорийнаружныхустановокпопожарнойопасности”. Москва 1997 г.