Применение страхования как метода управления рисками газотранспортного предпрития (на примере ООО «Баштрансгаз»)

 

 

                                                                                                                                                            

 

 

                                                                                                                                                                   

 

 

Дипломный проект

 

ПРИМЕНЕНИЕ СТРАХОВАНИЯ КАК МЕТОДА УПРАВЛЕНИЯ РИСКАМИ ГАЗОТРАНСПОРТНОГО ПРЕДПРИТИЯ

(на примере  ооо «баштрансгаз»)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

РЕФЕРАТ

Дипломный проект 103 с., 14 рисунков, 21 таблиц, 18 источников, 3 приложения. 

       МЕТОДЫ УПРАВЛЕНИЯ РИСКАМИ НА ГАЗОТРАНСПОРТОМ ПРЕДПРИЯТИИ. СТРАХОВАНИЕ КАК НАИБОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНЫЙ МЕТОД УПРАВЛЕНИЯ РИСКАМИ. РЫНОК СТРАХОВАНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ ТЭК. ОПТИМАЛЬНЫЙ СТРАХОВОЙ ПОРТФЕЛЬ. СИСТЕМА ЭКОЛОГИЧЕСКОГО СТРАХОВАНИЯ НА ГАЗОТРАНСПОРТОНОМ ПРЕДПРИЯТИИ.

Объект исследования - общество с ограниченной ответственностью «Баштрансгаз», основной деятельностью которого является транспортировка и хранение газа.

Предметом изучения и анализа является система управления рисками предприятия ООО «Баштрансгаз».

Цель дипломного проекта заключается в построении эффективной системы управления рисками в деятельности газотранспортного предприятия, на основе оптимизации страхового портфеля.

В дипломном проекте рассмотрены различные подходы по управлению рисками на газотранспортном предприятии, более подробно изучено страхование, как наиболее эффективный метод управления рисками на предприятии.

Применение метода управления рисками на основе страхования и в дальнейшем оптимизация страхового портфеля будет способствовать повышению экономической стабильности и устойчивости газотранспортного предприятия.

 

 

 

 

 

 

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ И ТЕРМИНОВ

 

РФ – Российская Федерация

РБ – Республика Башкортостан

КС – компрессорная станция

КЦ – компрессорный цех

ПХГ – подземное хранилище газа

СПХГ – станция подземного хранилища газа

ГПА – газоперекачивающий агрегат

ГРС – газораспределительная станция

ГКС – головная компрессорная станция

АГНКС –  автомобильная газонаполнительная компрессорная станция

Газ на СНиТП – газ на собственные нужды и текущие потери

ЕСН – единый социальный налог

ЖКХ – жилищно-коммунальное хозяйство

ООО – общество с ограниченной ответственностью

ОАО – открытое акционерное общество

НДС – налог на добавленную стоимость

ТЭК – топливно-энергетический комплекс

АВО – аппарат воздушного охлаждения;

БТПГ – блок технологической подготовки газа;

ГКС – газокомпрессорная служба.

ЛПУ МГ – линейно-производственное управление магистральных газопроводов;

 

 

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ
	С.
ВВЕДЕНИЕ	7
1 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ	9
1.1 Магистральный газопровод и  его составляющие	9
1.2 Компрессорная станция как составная  часть магистрального газопровода	12
1.3  Основное и вспомогательное  оборудование  компрессорной станции	17
1.4 Защита газопровода от коррозии	20
2 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ГАЗОТРАНСПОРТНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ И ПРОБЛЕМА УПРАВЛЕНИЯ РИСКАМИ	23
2.1 Характеристика предприятия, анализ по технико-экономическим	23
показателям
2.2      Современное состояние газотранспортной  системы предприятия	38
2.3. Основные факторы возникновения  рисков на газотранспортном	41
предприятии
3 ПОДХОДЫ К УПРАВЛЕНИЮ РИСКАМИ НА ГАЗОТРАНСПОРТНОМ ПРЕДПРИЯТИИ	45
3.1 Оценка риска аварий  на магистральных газопроводах как один из методов      управления рисками	45
3.2 Планирование планово-предупредительных мероприятий на магистральных газопроводах, как метод предупреждения возникновения рисковой ситуации	50
3.3 Инновационная программа управления техногенным и финансовым рисками при эксплуатации газопроводов	52
3.4 Управление рисками на газотранспортных предприятиях на основе	54
страхования
3.4.1 Анализ рынка страхования  предприятий топливно-энергетического	54
комплекса
3.4.2  Анализ страхового портфеля  компании ООО «Баштрансгаз»	65
3.4.3  Планирование оптимального страхового  портфеля ООО «Баштрансгаз»	76
4 ПРОИЗВОДСТЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ГАЗОТРАНСПОРТНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ	83
4.1 Характеристика  основных источников  опасности при эксплуатации КС	83
4.2 Мероприятия,  обеспечивающие производственную  безопасность работ на     КС	86
4.2.1 Обеспечение пожаро- и взрывобезопасности	86
4.2.2 Мероприятия по защите от  поражения электрическим током.	88
4.2.3 Защита от шума и вибрации	88
4.2.4 Обеспечение комфортных условий  труда	89
4.2.5 Индивидуальные средства защиты	89
4.3 Мероприятия по обеспечению  безопасности в ЧС.	90
4.4 Мероприятия по охране окружающей  среды	91
4.4.1 Система экологического страхования	91
4.4.2 Комплекс воздухоохранных мероприятий  на КС	93
4.4.3 Организация контроля за выбросами  загрязняющих веществ в атмосферу	95
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	97
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ	99
ПРИЛОЖЕНИЕ А	100
ПРИЛОЖЕНИЕ Б	101
ПРИЛОЖЕНИЕ В	102

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

 Функционированию любого предприятия, в том числе и газотранспортного, в рыночной среде присуще много различных рисков. Некоторые из них являются общими для предприятий различных отраслей, таких как политические, социальные, экономические, финансовые, коммерческие, техногенные, некоторые учитывают специфические отраслевые особенности. Источниками этих рисков могут быть природные явления, ненадежность технических систем, действие человеческого фактора.

В условиях рыночных отношений проблема управления рисками приобрела самостоятельное теоретическое и прикладное значение как составная часть теории и практики управления.

Управление и риск – взаимосвязанные компоненты экономической системы. Первое само может выступать источником второго. Принятие управленческих решений требует необходимости  опираться на методологию и научно обоснованные организационные алгоритмы управления риском.

Особенности процесса перехода России к рыночной экономике, а также постоянно изменяющиеся условия внешней или внутренней среды нефтяной и газовой отрасли, обуславливают необходимость непрерывного совершенствования методов оценки и экспертизы рисков промышленного предприятия, а также методов их анализа.

Один из наиболее действенных механизмов управления рисками хозяйственной деятельности основывается на их оценке и страховании. Использование данного механизма ведет к повышению экономической стабильности промышленного предприятия. Именно поэтому двадцать первый век характеризуется неуклонным и постоянным ростом  значимости страхования.

        Таким образом, актуальность темы дипломной работы  очевидна в нынешних условиях российской действительности.

Цель дипломного проекта - построение эффективной системы управления рисками в деятельности газотранспортного предприятия, на основе оптимизации страхового портфеля.

В рамках данной цели поставлены следующие задачи:

1.Дать характеристику предприятия ООО «Баштрансгаз»,  рассмотрев состав сооружений магистральных газопроводов и особенности технологического процесса компрессорных станций и проанализировав основные технико-экономические показатели деятельности.

2.Рассмотреть современное состояние газотранспортной системы предприятия, определив факторы возникновения рисков в деятельности промышленного предприятия.

         3.Изучить теоретические основы подходов к управлению рисками на газотранспортном предприятии.

4.Проанализировать рынок страховых услуг предприятий ТЭК и произвести анализ страхового портфеля газотранспортного предприятия.

5.Сформировать несколько вариантов страховых портфелей для рассматриваемого предприятия и дать оценку эффективности сформированных портфелей.

6.Дать оценку производственной безопасности и экологичности газотранспортного предприятия.

Предметом исследования является система управления рисками на газотранспортном предприятии на основе их оценки и страхования.

Объектом исследования является газотранспортное предприятие ООО «Баштрансгаз» ОАО «Газпром».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

         1 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

 

1. Магистральный газопровод и его составляющие

 

ООО «Баштрансгаз» ОАО «Газпром» одно из крупнейших предприятий топливно-энергетического комплекса Республики Башкортостан, по газопроводам которого транспортируется практически пятая часть от общего объема транспортируемого в России газа, общая протяженность магистральных газопроводов, газопроводов-отводов и низких сетей составляет около 6000 км.

Сегодня ООО «Баштрансгаз» эксплуатирует 16 компрессорных цехов и 127 единицы газоперекачивающих агрегатов восьми типов общеустановленной мощностью 980,6 тыс.кВт, 11 автогазонаполнительных и 149 газораспределительных станций, 2 подземных хранилища газа с активным объемом 3556 млн.м3 газа (таблица 1).

 

       Таблица 1– Основные технические показатели ООО «Баштрансгаз»  в 2004-2006 гг.

 

Наименование показателя	Годы
	2004	2005	2006
Объем транспорта газа, млрд.м3	107,67	108,73	109,80
Общая протяженность газопроводов, км	4792,06	4837,38	4884,81
Количество КЦ, ед.	16	16	16
Количество агрегатов, установленных на КС, всего	124	126	127
10-ГКН	30	30	30
ГТК-10	29	28	27
ГПУ-1	48	48	48
ГПА Ц-6,3	3	3	3
ГТН-6	6	6	6
ГПА-12 Р «Урал»	3	3	3
ГПА-16Р «Урал»	2	2	3
ГПА-16Р «Уфа»	3	4	6
Общая мощность ГПА, тыс.кВт	985,46	1007,45	1017,33
Количество ГРС, ед.	150	153	154
Количество ЛПУ МГ, ед.	9	9	9
Количество СПХГ, ед.	1	1	1
Количество ПХГ, ед.	2	2	2
Количество активного газа ПХГ, млн.м3	3 555,9	3 555,9	3 663,0
Количество АГНКС/ проектная мощность (заправок в сутки), ед./ заправок	11/3715	11/3715	11/3826

Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производят осушку газа, очистку от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод.

      В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения:

       - линейная часть с отводами и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных устройств и дефектоскопов, узлами сбора и хранения конденсата, устройствами для ввода метанола в газопровод, перемычками;

        - компрессорные станции и узлы их подключения, газораспределительные станции, подземные хранилища газа, станции охлаждения газа, узлы редуцирования газа, газоизмерительные станции;

        - установки электрохимической защиты  газопроводов от коррозии; линии электропередачи, устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты;

        - линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики, противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения, емкости для сбора, хранения и разгазирования газового конденсата;

      - здания и  сооружения;

       - постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопроводов, и подъездные дороги к ним, опознавательные и сигнальныe знаки местонахождения газопроводов.

Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует предусматривать дистанционным из помещения операторной КС, а также ручным по месту. Линейную запорную арматуру необходимо оснащать автоматическими механизмами аварийного перекрытия.

При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривают соединение их перемычками с запорной арматурой.

        При движении газа по газопроводу часть его энергии расходуется на преодоление сил трения. В результате скорость газа в трубопроводе увеличивается, происходит падение давления по его длине. Для восстановления прежних параметров газа необходимо периодически через определенное расстояние  сообщать соответствующее количество энергии транспортируемому газу. Этот процесс подвода энергии выполняется в специальных сооружениях газопровода, называемых компрессорными станциями, которые устанавливают на трассе газопровода через каждые 80 -120 км. Расстояние между КС определяются гидравлическим расчетом с учетом пропускной способности газопровода, максимального давления на выходе компрессорной станции, характеристик оборудования компрессорных станций, а также местных условий - рельефа местности, наличия источников энерговодоснабжения, близости потребителей газа (населенных пунктов и других потребителей). Обычно расстояние между станциями — примерно 120—125 км.

        Для обеспечения требуемого режима снабжения газом конечных потребителей или для подачи газа газораспределительным организациям, на конечных участках газопровода или газопровода-отвода сооружены газораспределительные станции, на которых осуществляют снижение давления газа до 0,001-1,2 МПа, его одоризация и замер объема газа, подаваемого потребителям [1, с. 55].

       В приложении А представлена общая принципиальная схема единой системы газоснабжения.

 

1.2 Компрессорная станция как  составная часть магистрального  газопровода

 

  Компрессорная станция (КС) – составная часть магистрального газопровода, предназначенная для обеспечения его расчетной пропускной способности за счет повышения давления газа на выходе КС с помощью различных типов газоперекачивающих агрегатов. Газоперекачивающие агрегаты посредством системы трубопроводов, запорной арматуры различных диаметров и другого специального оборудования составляют так называемую технологическую схему цеха (Приложение Б).

На КС осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей, сжатие газа в центробежных нагнетателях или поршневых машинах, охлаждение газа после сжатия в специальных охладительных устройствах,  измерение и контроль технологических параметров, управление режимом работы газопровода путем изменения количества работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и режимного состояния самих ГПА.

На КС газопроводов транспортируемый газ компримируют до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станций потребителей. Основными параметрами, контролируемыми на КС, являются количество транспортируемого газа, его давление и температура на входе и выходе.

По технологическому принципу КС делят на головные (ГКС), размещаемые обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и на промежуточные, располагаемые по трассе газопровода, в соответствии с его гидравлическим расчетом, на площадках, выбранных в процессе изысканий.

На ГКС газ не только компримируют, но и подготавливают для транспорта, для обеспечения требований, предъявляемых к транспортируемому газу, на головных станциях газопровода производят сепарацию, осушку, очистку, удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа. На промежуточных КС обязательно производится очистка газа от механических примесей и, при необходимости, охлаждение газа.

      Комплекс КС включает, как правило, следующие объекты, системы и сооружения:

- один или несколько компрессорных цехов;

- узлы пуска и приема очистных устройств;

- систему сбора, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей, извлеченных из транспортируемого газа;

- систему электроснабжения; систему производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

- систему теплоснабжения и утилизации теплоты;

- систему канализации и очистные сооружения;

- систему молниезащиты;

- систему электрохимической защиты объектов КС;

- систему связи;

- диспетчерский пункт КС;

- административно-хозяйственные помещения;

- склады для хранения материалов, реагентов и оборудования;

- оборудование и средства технического обслуживания и ремонта линейной части и КС;

- вспомогательные объекты.

      Основной объект КС ― компрессорный цех (КЦ), оснащенный газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем (агрегатных и общецеховых). Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГПА (газоперекачивающий агрегат) и другого оборудования КС, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. В составе КС может быть один или несколько компрессорных цехов.

      Кроме групп ГПА установленных в общем или индивидуальных зданиях (укрытиях) компрессорный цех включает в себя следующие системы, установки и сооружения, обеспечивающие его функционирование (таблица 3):

- узел подключения к магистральному газопроводу;

- технологические коммуникации с запорной арматурой;

- установку очистки газа;

- установки воздушного охлаждения газа;

- станцию охлаждения газа;

- системы топливного, пускового и импульсного газа;

- систему охлаждения смазочного масла;

- электрические устройства цеха;

- систему автоматического управления и КИП;

- вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, отопления, контроля загазованности, пожарной и охранной сигнализации, автоматического пожаротушения, вентиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха и др.).

       Когда компрессорная станция не работает, газ пропускается только по газопроводу. Максимальное давление газа на входе в КС составляет от 5,5 МПа, а на выходе до 7.5 МПа, но в зависимости от потребления давление меняется. В зависимости от мощности и числа газоперекачивающих агрегатов, компрессорная станция способна перекачивать от 50 до 150 млн. м3 газа в сутки. Характеристика компрессорного цеха на примере КС 18А – «Москово» приведена в таблице 2.

       Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населенными пунктами сооружают станции подземного хранения газа. Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуют собственной компрессорной станцией [2, с. 37].

 

 

 

 

 

Таблица 2 – Характеристика компрессорного цеха (на примере КС-18А «Москово»)

 

Наименование показателя	Зима	Лето	Межсезонье
1.Количество компримируемого газа (при 20 0С и 760 мм рт. ст.), млн. м3/сут	101,70	91,30	96,80
2. Давление всасывания, МПа	5,71	5,27	5,57
3. Давление нагнетания, МПа	7,45	6,23	6,51
4.Температура всасывания, 0С	5,00	31,00	17,00
5. Температура нагнетания, 0С	36,00	63,00	43,00
6. Температура газа после охлаждения  в АВО, 0С	-	44,00	26,00
7. Расчетная температура наружного  воздуха АВО, 0С	-8,00	27,00	10,00
8. Расчетная температура наружного  воздуха ГТУ, 0С	-6,00	22,00	12,00

 

Таблица 3 – Перечень основного оборудования и объектов компрессорного цеха (на примере КС-18А «Москово»)

 

Наименование оборудования	Количество	Примечания
Газоперекачивающий агрегат ГТК-10-4	5
Газоперекачивающий агрегат ГПА 16Р «Уфа»	3
Аппарат воздушного охлаждения газа	12	«Ново-Пиньон»
Пылеуловитель	6	Циклонного типа
Сепаратор высокого давления	2
Сепаратор низкого давления	2
Блок подготовки  топливного, пускового и импульсного газа	1	для агрегатов ГТК-10-4
Установка подготовки газа	1	для агрегатов ГПА 16Р-«Уфа»

        

 

 

 

 

 

 

 

       1.3 Основное и вспомогательное оборудование  компрессорной станции

     

       Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение называются основными. Для обеспечения их нормальной работы сооружают установки вспомогательного назначения, обеспечивающие водоснабжение, электроснабжение, охлаждение масла, вентиляцию помещений и т.д.

       Сооружение основного технологического назначения – установка очистки газа (пылеуловителя); компрессорный цех и установка охлаждения газа.

       Сооружение и оборудование  вспомогательного технологического назначения – установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа; установка подогревателей топливного газа; блок маслохозяйства и склад ГСМ; емкости сбора и выветривания  конденсата.

       Основным оборудованием на КС являются ГПА, которые могут быть поршневого или центробежного типа. Приводом поршневых компрессоров являются газовые двигатели, выполненные, как правило, в одном блоке с компрессором. Такой агрегат получил название газомотокомпрессора. Центробежные машины для перекачки газа – нагнетатели – могут иметь привод от газотурбинных установок или от электродвигателей.

       При выборе типа ГПА учитывают их технико-экономические показатели в зависимости от типа нагнетателей и характеристики привода. Многочисленные исследования эффективности применения различных видов привода центробежных нагнетателей показали наибольшую экономичность газотурбинного привода.

       Вид привода компрессорных станций и их мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода.  Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степени сжатия и малые расходы, используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты, которые могут обеспечивать заданные степени сжатия.  Для  газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

      За рассматриваемый период в ООО «Баштрансгаз» изменилось количество агрегатов, установленных на КС: демонтированы три ГТК-10-4 в связи с заменой на ГПА-16Р «Уфа», также демонтирован ДР-12. В связи, с чем общая мощность газоперекачивающих агрегатов в динамике за три года возросла на 31,87 тыс. кВт (таблица 1). Внедрение современных ГПА-16Р «Уфа», ГПА-16Р «Урал» позволило снизить удельный расход топливного газа по сравнению с агрегатами предыдущего поколения.

       В транспортируемом по магистральным газопроводам природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т. д. Механические примеси попадают в газопровод как в процесс е его строительства, так и при эксплуатации.

Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, к снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.

Для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе газа на компрессорную станцию предусматривают установки очистки газа от твердых и жидких примесей.

Очистка газа предусматривается, как правило, в одну ступень в пылеуловителях. Вторую ступень очистки газа – в фильтрах-сепараторах, как правило, следует предусматривать на отдельных компрессорных станциях в cpeднем через три-пять КС с преимущественным применением фильтров-сепараторов после участков с повышенной вероятностью аварий  линейной части, сложными условиями ее восстановления, а также после подводных переходов длиной более 500 м.

Аппараты и трубопроводы установки очистки газа должны иметь обогрев для предотвращения замерзания жидкости.

Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц. Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании, чем масляные.

В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтры-сепараторы, устанавливаемые последовательно после  циклонных пылеуловителей.

Уменьшение температуры технологического газа, поступающего в газопровод после его охлаждения в аппаратах воздушного охлаждения, приводит к уменьшению средней температуры газа на линейном участке трубопровода и, как следствие, к снижению температуры и увеличению давления газа на входе в последующую КС. Это, в свою очередь, приводит к уменьшению степени сжатия на последующей станции (при сохранении давления на выходе из нее) и энергозатрат на компримирование газа по станции.

На площадках КС необходимо предусматривать установку подготовки газа топливного, пускового, импульсного и для собственных нужд КС и жилого поселка. На установке проводят: очистку, подогрев и редуцирование топливного газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов; очистку и редуцирование пускового газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов; очистку и осушку импульсного газа; очистку и редуцирование газа для собственных нужд компрессорной станции и жилого поселка; измерение расхода газа.