Объекты газоснабжения

В.Ж. Aренс, проф., д.т.н., А.А. Вертман, проф., д.т.н., М.И. Щадов, д.т.н.

Принятая в 2006 г. «Программа развития экономики России» предусматривает значительное увеличение общей мощности отечественного энергетического комплекса (с ~211 до 390 ГВт), а также оптимизацию его структуры. При этом планируется поднять долю АЭС в производстве электрической энергии с 11 до 25% и провести масштабную реновацию оборудования многочисленных устаревших тепловых станций (ТЭС), средний КПД которых составляет порядка 30%. Следует констатировать, что реализация «Программы» столкнулась с многочисленными объективными факторами, затрудняющими её выполнение в заданные сроки, особенно в условиях глобального кризиса, среди которых:

— необходимость сохранения и возможного увеличения к 2020 г. объёма экспорта углеводородов, суммарная доля которого, включая сырую нефть, нефтепродукты и природный газ, составляла в 2008 г. около 70% (рис. 1*);

— необходимость радикального сокращения потребления энергетикой углеводородного топлива путем ввода экономичных парогазовых установок (ПТУ) нового поколения с КПД не менее 45–50%;

— расширение строительства в энергодефицитных регионах РФ твердотопливных ТЭС большой мощности с суперсверхкритическими параметрами пара, что потребует разработки новых материалов и технологий;

— желательность увеличения импорта машин, станков, транспортных средств и объектов энерготехники последних поколений с 4.1% (2008 г.) до 10–15% (оценка) в связи с глубоким технологическим отставанием машиностроения России. По изложенным причинам в сложившейся критической ситуации особую актуальность приобретает оптимизация стратегии развития ТЭК России, которая должна обеспечить:

— существенное замещение природных углеводородов (не менее 20–30%) другими энергоносителями с целью сохранения масштаба экспорта топлива;

— минимизацию затрат на изготовления генерирующих устройств с КПД более 40% и обеспечение их ввода без закупок импортного оборудования;

— вовлечение неиспользуемых в настоящее время значительных резервов местного твердого топлива, включая забалансовые ресурсы.

Рис. 1 Структура внешнеторгового баланса РФ (данные за 2008 г.)

Следует особо подчеркнуть, что более 53% доходов от экспорта расходуется ныне на закупку продовольствия (см. рис.1), причем в ближайшей перспективе трудно ожидать сокращения этих затрат по соображениям поддержания социальной стабильности.

Весьма ограничена и возможность компенсации роста расходов за счет соответствующего увеличения продаж продукции черной металлургии в связи с радикальным изменением в последнее время конъюнктуры мирового рынка стали, где лидирующие позиции заняла КНР. Так в КНР ежегодно выплавляется стали в 7 раз больше, чем в России, а отпускная цена изделий поддерживается на 15–30% ниже среднего уровня, достигнутого в странах Европы и США.

Анализ показывает, что одним из эффективных направлений решения комплексных задач «Энергетической программы» может стать масштабная газификация твердого топлива широкого состава (угли, сланцы, отходы древесины, ТБО) с последующим использованием образующегося генераторного синтезгаза (СГ) в экономичных тепловых машинах нового поколения. Основанием для этого служат следующие особенности:

1. В специфических условиях России, более 65% территории которой приходится на необжитые, отдаленные регионы с незначительным потреблением электроэнергии, наибольшие экономические преимущества имеет система региональных тепловых электростанций малой мощности (15–30 МВт) на базе местных ресурсов, т.е. система «Реэнергетики», особенности которой детально рассмотрены в Сборнике «Реэнергетика» и других публикациях.

2. Большинство регионов России, в том числе и энергодефицитные, располагают значительными, причем достаточно доступными по горно-геологическим и др. условиям, запасами местного твердого топлива, особенно, с учетом принципиальной возможности вовлечения в эксплуатацию забалансовых месторождений угля, горючих сланцев и других органических образований.

3. Достижения научно-технического прогресса в области материалов, а также высокотемпературных технологий открывают новые возможности масштабного развития «Реэнергетики» и, особенно, газификации твердого топлива.

Состояние проблемы

Газификация твердого топлива широко применялась в первой половине ХХ века, причем в этот период использовались газогенераторные станции (ГГС) различной, в том числе и экстремальной производительности, для обеспечения большинства высокотемпературных технологий металлургии, химии и других отраслей .

Известны и многочисленные попытки освоения подземной газификации углей, принципиальные преимущества которой были отмечены еще Д.И. Менделеевым . Однако принципиальные недостатки известных способов газификации, к которым, прежде всего, следует отнести низкую теплотворную способность синтеза газа (СГ), получаемого на воздушном или на паро-воздушном дутье (1000–1400 ккал/м3), значительные расходы на амортизацию и эксплуатацию, а также высокую загрязненность летучих продуктов пылью, соединениями серы и другими вредными примесями, привели к практически полной ликвидации этого направления, особенно после появления более дешевого и экологически более чистого природного газа.

Следует отметить, что в СССР в условиях плановой экономики в течение длительного времени искусственно поддерживалась заниженная цена природного газа, которая в конечном итоге сделала неэкономичной газификацию твердого топлива. Анализ показывает: технико-экономические параметры ТЭС, использующих в качестве топлива синтез-газ, сейчас могут быть существенно улучшены при применении унифицированных модульных агрегатов, а также за счет известных преимуществ мини-предприятий, которые в последнее время получили широкое распространение в металлургии, химии и в других отраслях промышленности, как обеспечивающие гибкие технологии, радикально снижающие стоимость оборудования, сокращающие срок ввода их в эксплуатацию и уменьшающие объём дальних перевозок .

Последний фактор в условиях России имеет особо важное значение. Экстремальные транспортные расходы, величина которых не имеет мировых аналогов, существенно ухудшают экономические показатели экономики страны в целом. Например, только перевозка угля из Сибири в Центральные регионы ежегодно составляет более 300 млрд. т·км, что занимает до 40% общего грузооборота железных дорог РФ.

Принципиально иная ситуации имеет место в большинстве зарубежных стран, где плечо железнодорожных перевозок не превышает 1000–1200 км и непрерывно снижается за счет привлечения водного и особенно морского транспорта . При этом одновременно развернуты масштабные НИОКР по созданию устройств эффективной газификации углей.

В России, несмотря на актуальность проблемы, аналогичные исследования еще не получили должного развития.

Из известных отечественных решений следует выделить модульный «Комплекс паровоздушной газификации», разработанный ФГУП «Салют» и ОАО «НИИхиммаш» для передела до 12 т/ч углей Кузнецкого бассейна . Единичный модуль обеспечивает получение синтез-газа (Q~1430 ккал/м3) в объёме ~44 тыс. м3/ч, что достаточно для снабжения паром ПТУ мощностью 25 МВт или ПГУ мощностью до 32 МВт.

Ожидаемая удельная капиталоёмкость «Комплекса» оценена в ~600 долл./кВт, хотя в условиях кризиса это вряд ли возможно из-за значительного роста цен на оборудование, а также из-за многочисленных недостатков проекта, к которым следует, прежде всего, отнести:

— необходимость изготовления оборудования на уникальных предприятиях, которые ныне предельно загружены заказами атомной промышленности;

— конструкция газогенератора допускает передел лишь предварительно подготовленного малосернистого и малозольного каменного угля, что определяет сохранение дальних перевозок и резко увеличивает отпускной тариф на товарную энергию;

— переход на газификацию забалансового топлива широкого состава связан с изменением конструкции реактора с учетом особенностей шихты и исключает серийное изготовление оборудования;

— масса твердых отходов газификации даже малозольного топлива и их длительное хранение в отвалах увеличивают расходы, площадь отчуждения земельных территорий и значительно ухудшают экологическую ситуацию;

— сжигание низкокалорийного СГ в газовых турбинах (ГТУ) неизбежно приводит к повышению общей металлоёмкости комплекса и к масштабному использованию дефицитных жаропрочных сплавов. Причем для достижения экономически оправданного ресурса лопаточного аппарата ГТУ с КПД не менее 40% необходима весьма затратная тонкая очистка продуктов горения от пыли;

— предложенное решение не предусматривает утилизацию низкопотенциальных вторичных тепловых ресурсов (ВТР), в связи с чем коэффициент полезного использования потенциала топлива составляет лишь 40–45%, что увеличивает тепловое, а также химическое загрязнение атмосферы при дополнительных расходах на водоподготовку.

Вышеизложенное предопределяет актуальность развития в России «Реэнергетики» преимущественно на базе невостребованных ресурсов местного твердого топлива и определяет необходимость разработки новых подходов к проблеме.

Выбор оптимального решения

Фирма Industrietechnik (Швейцария), разработавшая промышленную технологию TTWT(Total Thermal Waste Transformation), с 2005 г. серийно выпускает унифицированные мини-модули кислородной газификации несортированного твердого топлива широкого состава (включая ТБО) с производительностью до 10 т/ч для получения богатого синтез-газа, который может утилизироваться в топках традиционных котлов. Однако КПД использования потенциала топлива в таких модулях не превышает 35–40% . Недостатком модулей является также необходимость применения огнеупорной футеровки, требующей её трудоёмких ремонтов, что снижает годовой ресурс времени эксплуатации модуля до 5500–6000 час.

Рис. 2 Принципиальная схема мини’энергомодуля

В России на базе медеплавильной печи Ванюкова, отличающейся вдуванием кислорода в реакционную зону через водоохлаждаемые фурмы-кессоны, а также последующим дожиганием отходящих газов воздухом, предприняты попытки передела отдельных видов забалансового топлива . Но это направление не получило развития из-за ряда существенных недостатков как основного агрегата, так и технологии передела:

— экстремальная запыленность продуктов горения;

— высокая капиталоёмкость устройств индивидуального изготовления;

— необходимость сооружения мощных установок для криоразделения воздуха с получением попутных продуктов ограниченного сбыта (жидкий азот, аргон);

— сложность и высокая стоимость системы обезвреживания продуктов дожигания отходящих газов в избытке воздуха.

Анализ показывает, что наибольшие преимущества может дать использование системы мини-ТЭС в виде модульных энергокомплексов (МЭК). Эта система, защищённая Патентом РФ (№81291 от 11.09.2008) «Способ газификации твердого топлива и устройство для его осуществления», обладает целым рядом отличий от известных решений (рис. 2).

Комплекс паровоздушной газификации, разработанный
ФГУП «Салют» и ОАО «НИИхиммаш»

Газификация твердого топлива осуществляется в герметичных, унифицированных баро-реакторах (БР) под давлением ~2.5 ати с применением дутья, содержащего до 90% кислорода, что в 8–10 раз снижает объём СГ (на 1 т топлива), увеличивает (за счет отсутствия балластного азота) его теплотворную способность до 3000 ккал/м3 и, соответственно, значительно сокращает массо-габаритные параметры оборудования и затраты на его изготовление.

Шихта с зольностью до 30% загружается в реактор без предварительной подготовки (в состоянии поставки), а также без ограничений по содержанию серы, что радикально расширяет топливную базу и минимизирует отпускной тариф на товарную электроэнергию.

Эффективная утилизация летучих продуктов кислородной газификации достигается применением компактных газовых двигателей внутреннего сгорания (ГДВС) в серийном исполнении с единичной мощностью до 3.0 МВт и КПД более 40%. ГДВС обеспечивают выработку товарной электроэнергии, а также второго товарного продукта в виде горячей (90–100°С) воды, пригодной для использования в местных системах теплофикации.

Технологическая схема газификации твердого топлива широкого состава (рис. 3) исключает тепловое и химическое загрязнение биосферы.

ГДВС отличаются меньшей капиталоёмкостью по сравнению с другими тепловыми машинами и допускают применение в качестве топлива газов с повышенным содержанием серы, т.к. конструкция двигателя предусматривает оперативную замену поршневых гильз. Наличие группы ГДВС в составе энергоблока МЭК, включая резервный агрегат, увеличивает длительность надежного производства энергии до 8600–8760 ч/год, что в 1.4–1.5 раза выше аналогичного показателя традиционных твердотопливных ТЭС.

Рис. 3 Технологическая схема подземного модуля газификации:
1 – передвижная крышка; 2 – задвижка; 3 – накопитель шихты; 4 – футеровка шахты;
5 – отвод газов; 6 – сменный керамический фильтр; 7 – шаровой охладитель газов;
8 – решетка; 9 – кислородная фурма; 10 – жидкометаллический теплоноситель;
11 – теплообменник; 12 – аммиачная ГТУ (КПД 12%); 13 – циркуляционный насос
ГТУ; 14 – индукционный насос; 15 – адсорбер (дробленый уголь; 16 – каталитический
адсорбер; 17 – электрогенератор

Давление выхлопа ГДВС достигает 3.0–3.5 ати, в связи с чем возможно последовательное размещение группы преград (адсорберов), аналогичных применяемым на автомобильном транспорте, но без массо-габаритных ограничений, а также обеспечение более глубокого обезвреживания отходящих газов.

Металлический корпус БР непрерывно охлаждается циркулирующим по замкнутому контуру жидким теплоносителем с высокой температурой кипения (более 400–500°С), причем контур включает насос и теплообменник, что минимизирует безвозвратные потери тепла и увеличивает общее производство товарного тепла.

Струи кислородного дутья, поступающего в реактор через охлаждаемые фурмы под давлением 5–10 ати, формируют в шихте локальные зоны горения с температурой до 1700°С, что гарантирует термолиз органических вредностей и расплавление минеральных компонентов топлива, а также восстановление оксидов железа и других оксидов углеродом с образованием двухслойной композиции в виде жидкого чугуна и расплава золы топлива.

Реактор снабжен футерованным копильником, а также системой выпуска попутных, несмешивающихся расплавов чугуна и более легкой силикатной фракции.

Общую рентабельность МЭК существенно повышает реализация попутной продукции в виде чугунных отливок и силикатного щебня. Агрегаты модуля унифицированы и изготавливаются крупными сериями на рядовых заводах машиностроения, а массогабаритные параметры изделий допускают их доставку на объекты использования в полной эксплуатационной готовности, что радикально сокращает лаг монтажа и строительства. Для обеспечения высокой надежности, сокращения лага и плеча перевозок, а также суммы инвестиций целесообразно объединение группы унифицированных модулей в мини-энергокомплексы с общей мощностью блоков до 30 МВт.

МЭК предлагаемой структуры допускает коммерческий передел местного твердого топлива широкого состава и размещение типовых предприятий во всех климатических зонах РФ.

Основные преимущества МЭК:

— возможность вовлечения местных, в том числе и забалансовых, топливных ресурсов широкого состава из преобладающих малодебитных, но доступных источников. При этом за счет использования новых конструкторских решений удельная производительность газогенератора (на 1.0 м3 объёма агрегата) возрастает в 3–5 раз (по сравнению с аналогами) при одновременном, адекватном снижении металлоёмкости;

— для снабжения МЭК кислородом допустимо применение модульных установок, в том числе адсорбционных станций, которые характеризуются меньшей стоимостью по сравнению с криоустановками разделения воздуха и поставляются в состоянии полной готовности к работе ;

— при переделе, например, низкосортных бурых углей марки БР Подмосковного бассейна или их широко распространенных аналогов с рабочей зольностью 20–30% в агрегатах, потребляющих ~7.5 т/ч твердого топлива (до 65–70 тыс.т/год) расход кислорода оценивается в 2200–2400 м3/час, а выход горючих газов (Q=3000 ккал/м3 после осушения) достигает 4350 м3. Причем их использование в качестве топлива группы ГДВС с КПД в 45% обеспечивает выработку ~6870 кВт·ч/ч и до 6.5 Гкал/ч товарного низкопотенциального (90–100°С) тепла;

— выделение тепла при неполном сжигании порядка 7.5 т/ч бурого угля достигает 8.25 Гкал/ч, что с учетом теплосодержания горячего синтез-газа, а также расплавов металла и силикатной золы позволяет за счет применении жидкометаллического охлаждения получать дополнительный товарный продукт в виде, например, горячей воды (~4.57 Гкал/ч).

Предварительная экономическая оценка ожидаемых годовых показателей модульного мини-энергокомплекса на примере газификации забалансовых бурых углей марки БР и их аналогов показала, что общий годовой доход типового МЭК составит порядка 1.55 млн. долл., а срок окупаемости комплекса, при ресурсе оборудования до 25 лет, составит менее 5 лет.

Необходимо отметить, что КПД большинства эксплуатируемых ныне газовых ТЭС составляет порядка 30%, т.е. требует затраты ~2.900 ккал/кВт·ч или 17.1 млн. м3/год для производства 47.2 млн. кВт·ч, которые может генерировать типовой МЭК предлагаемой структуры. Потребление природного газа в системе местной теплофикации для нагрева воды с общим теплосодержанием 98000 Гкал/год (90°С) достигает не менее 12.3 млн. м3/год. Общую экономию природного газа при использовании единичного типового МЭК можно (в первом приближении) оценить в 30.0 млн. м3/год (до 9.0 млн. долл./год или до 138.5 долл./т использованного забалансового топлива типа бурого угля марки БР).

Основываясь на приведенных выше соображениях можно предположить, что система в составе, например, 2000 типовых МЭК с общей мощностью порядка 13000 МВт при переделе до 130 млн. т/год забалансовых углей (~100 млн. тут) способна:

— заместить до 60 млрд. м3/год природного газа, что составляет 21.5% от планируемого объема его экспорта в 2020 году (280 млрд. м3);

— увеличить приходную часть внешнеторгового баланса на 20–25 млрд. долл./год за счет продажи замещенного углеводородного топлива;

— компенсировать затраты на изготовление и монтаж оборудования МЭК (~14.0 млрд. долл.), а также на строительство предприятий добычи местного твердого топлива широкого состава (15–20 млрд. долл.);

— увеличить производство товарной электроэнергии на ~95 млрд. кВт·ч, в т.ч. в отдаленных районах, которые не имеют выхода к магистральным ЛЭП Единой системы;

— обеспечить эффективное использование порядка 200 млн. Гкал/год горячей воды, например, в зоне рискованного земледелия, используя индустриальные теплицы с общей площадью до 10000 га для получения жизнеобеспечивающей агропродукции и сокращения её импорта или весьма затратного «Северного завоза»;

— увеличить общую прибыль промышленного производства на 3–4 млрд. долл./год;

— частично сократить масштаб строительства новых АЭС и полигонов хранения ОЯТ, а также понизить сопутствующий экологический риск;

— обеспечить в течение весьма длительного периода (30–40 лет) энергоснабжение регионов России вне зависимости от колебания цен на энергоносители на мировых рынках.

Список используемых источников:

1. В.Б. Иванов (ред.) Сб. «Реэнергетика», М., РАЕН, 2008, 250 с.

2. Н.В. Шишаков. «Основы производства горючих газов», М., Л., 1948.

3. С.В. Кафтанов (ред.). «Общая химическая технология топлива», М., 1947.

5. Ю.С. Карабасов (ред.) Сб. «Сталь на рубеже столетий», М., МИСИС, 2001, 664 с.

Информация об изменениях:

Статья 2 изменена с 16 января 2019 г. — Федеральный закон от 19 июля 2018 г. N 210-ФЗ

См. предыдущую редакцию

Статья 2. Основные понятия

Для целей настоящего Федерального закона используются следующие основные понятия:

газ — природный газ, нефтяной (попутный) газ, отбензиненный сухой газ, газ из газоконденсатных месторождений, добываемый и собираемый газо- и нефтедобывающими организациями, и газ, вырабатываемый газо- и нефтеперерабатывающими организациями;

газоснабжение — одна из форм энергоснабжения, представляющая собой деятельность по обеспечению потребителей газом, в том числе деятельность по формированию фонда разведанных месторождений газа, добыче, транспортировке, хранению и поставкам газа;

система газоснабжения — имущественный производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов, предназначенных для добычи, транспортировки, хранения, поставок газа;

газораспределительная система — имущественный производственный комплекс, состоящий из организационно и экономически взаимосвязанных объектов, предназначенных для транспортировки и подачи газа непосредственно его потребителям;

независимая организация — организация, которая осуществляет производство и поставки газа и является независимой от организаций — собственников систем газоснабжения и организаций — собственников газораспределительных систем;

газотранспортная организация — организация, которая осуществляет транспортировку газа и у которой магистральные газопроводы и отводы газопроводов, компрессорные станции и другие производственные объекты находятся на праве собственности или на иных законных основаниях;

газификация — деятельность по реализации научно-технических и проектных решений, осуществлению строительно-монтажных работ и организационных мер, направленных на использование газа в качестве топливного и энергетического ресурса на объектах жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных объектах;

охранная зона газопровода — зона с особыми условиями использования территории, которая устанавливается в порядке, определенном Правительством Российской Федерации, вдоль трассы газопроводов и вокруг других объектов данной системы газоснабжения в целях обеспечения нормальных условий эксплуатации таких объектов и исключения возможности их повреждения;

поставщик (газоснабжающая организация) — собственник газа или уполномоченное им лицо, осуществляющие поставки газа потребителям по договорам;

потребитель газа — лицо, приобретающее газ для собственных бытовых нужд, а также собственных производственных или иных хозяйственных нужд.

ГАРАНТ:

Необходимость проектирования

Основная задача инженеров при проектировании газовых систем – обеспечить безостановочную подачу топлива ко всем приборам.

При этом необходимо учесть ряд требований, предъявляемых к газоиспользующим устройствам и системам, которые поставляют газ потребителям.

Все нормы проектирования указываются в специальной технической литературе – государственных стандартах, сводах правил и справочниках. Знание этих правил – прерогатива грамотных специалистов.

Именно поэтому заниматься проектированием газоснабжения должны не просто вольнонаемные специалисты, а кадровые сотрудники проектных отделов.

Без утвержденного и согласованного газовой службой проекта невозможно будет приступать к монтажу системы и тем более ее эксплуатации.

Возможно, Вас заинтересует статья об автономном газоснабжении частного дома.

Статью о нюансах монтажа оборудования системы газоснабжения, читайте .

Полномочные организации

В каждом городе существует ряд организаций, которые предоставляют свои услуги в сфере проектирования опасных устройств. К таким объектам относят не только газопроводы, но и прочие элементы газопотребляющих сетей, котельные.

Как правило, все проектные организации после их создания обязывают вступать в членство саморегулируемых организаций (СРО). В противном случае фирма не сможет участвовать в тендерах и получать серьезные заказы.

Нахождение организации в структуре СРО гарантирует заказчикам безопасное и грамотное выполнение работы. В случае невыполнения условий договора или некачественного предоставления услуг проектная фирма, имеющая свидетельство СРО, рискует не только своей репутацией, но и финансовыми средствами.

Свидетельство СРО. (Нажмите для увеличения)Членство в СРО возможно получить лишь тем компаниям, в штате которых постоянно находится не менее двух инженеров-проектировщиков систем газоснабжения.

Квалификация и знания этих специалистов проверяются каждые три года специальной комиссией. После успешной сдачи экзамена инженеры получают аттестаты.

Вопреки сложившемуся мнению, лицензию организация иметь не должна. Лицензирование проектной деятельности было отменено.

Будьте внимательны: прежде, чем заказывать проект газоснабжения в выбранной компании, нужно поинтересоваться наличием свидетельства СРО и штатных специалистов по газовым системам.

При заключении договора важно уточнить, что обязанности по замерам, выездам в газовую службу, согласованию и утверждению проекта исполнитель берет на себя. Этот пункт позволит заказчику снять с себя ответственность за процесс и результаты проектирования.

Эта статья о том, как правильно установить и подключить газовый котел.

Статью о необходимом перечне документов для газификации частного дома читайте .

Перечень нужных документов

Чтобы проектировщикам приступить к работе, заказчик должен предоставить данные для проектирования. Сюда входят:

  • технические условия на подключение к газовым сетям, полученные в Горгазе;
  • ситуационный план участка, выданный Администрацией населенного пункта;
  • протокол геологических исследований, который выполняют специализированные организации;
  • план дома с указанием желаемого размещения оборудования.

Пример плана дома. (Нажмите для увеличения)План дома может воспроизвести инженер-проектировщик, если здание уже существует.

В то же время он сможет выполнить все необходимые замеры.

При проектировании специалисту могут понадобиться:

  • расстояние от источника газоснабжения до стен дома;
  • габариты помещений;
  • расстояние между сооружениями, постройками и коммуникациями, расположенными на участке.

Только при наличии всех исходных данных инженер может приступить к расчетам и черчению.

Данная статья о том, как выбрать газовую колонку.

Статью с отзывами о газовых котлах отопления читайте .

Проект газификации частного дома. (Нажмите для увеличения)Грамотный проект всегда подкреплен расчетами. Первое, что должен сделать проектировщик – рассчитать расход газа, необходимого для снабжения всех газоиспользующих приборов дома. Когда эта цифра будет получена, приступают к планированию трассы газопровода.

Учитывая требования норм, инженер проведет газ от магистрального трубопровода к дому. На врезке обязательно будет устанавливаться отключающая задвижка, а на вводе в дом – счетчик.

Выбор оборудования и приборов ложится на плечи специалиста, но при этом учитываются пожелания заказчика. Все подобранное оснащение должно закупаться в специализированных магазинах. Это поможет уберечься от подделок и некачественного товара.

При сдаче объекта представителю газовой службы на каждый газоиспользующий прибор нужно предоставить техническую документацию – паспорта и сертификаты. Эти документы могут предоставить только серьезные организации, несущие ответственность за продаваемые изделия.

Пример гидравлических расчетов. (Нажмите для увеличения)Когда оборудование будет расставлено и трубы разведены, инженер сделает гидравлический расчет газопровода. Это необходимо для того, чтобы определить размеры труб и потери давления в системе.

Подтвердив работоспособность газовой сети, инженер составит спецификацию оборудования и материалов.

В итоге проект должен содержать несколько листов:

  • поэтажные планы и разрезы дома с указанием мест установки приборов и разводкой газопровода;
  • схемы сети от места врезки до приборов;
  • схемы монтажных узлов и рекомендации по строительству;
  • описание мер по защите от негативных воздействий;
  • рекомендации по обслуживанию и эксплуатации системы газопотребления;
  • спецификацию оборудования и материалов.

Важный момент: готовый проект обязательно должен быть согласован с техническим отделом службы, выдавшей технические условия.

Все изменения, которые будут внесены в согласованный проект в результате строительства, должны утверждаться повторно. Исполнительная документация, которая отражает фактически выполненную работу, будет храниться в архиве Горгаза.

Поэтому, чтобы избежать ненужных недоразумений, окончательный проект должен полностью соответствовать монтажу.

Требования к проектированию

Единственное существенное условие, которое должно быть соблюдено беспрекословно – полное соответствие проекта требованиям нормативной документации. Опытные специалисты прекрасно знают эти правила и не раз с ними сталкивались на практике.

Для каждого проекта нужно снова и снова досконально изучать пункты норм. Требования, предъявляемые к газовым сетям, могут отличаться в зависимости от условий строительства, способа прокладки газопровода, типа установленного оборудования и многих других вещей.

Если проектировщик не выполнит хотя бы одно существенное правило, проект не пройдет проверку и будет возвращен на доработку. Специалисты технического отдела газовых служб досконально проверяют документацию. Поэтому на утверждение проекта иногда может уйти целый месяц.

Смотрите видео, в котором рассматриваются негативные последствия нарушения проектной схемы газоснабжения жилого дома:

  • Игорь

В данной статье мы рассмотрим какие существуют виды газорегуляторных пунктов — далее ГРП, принципы их работы и назначение.

Назначение ГРП.

Газорегуляторные пункты служат для дополнительной очистки газа от механических примесей, снижения давления газа после газораспределительной станции и поддержании его на заданном значении с последующей бесперебойной и безаварийной подачей потребителям.

В зависимости от избыточного давления газа на входе газорегуляторные пункты могут быть среднего (до 0,3 МПа) и высокого давления (0,3-1,2МПа). ГРП могут быть центральными (обслуживать группу потребителей) и объектовыми (обслуживать объекты одного потребителя).

Виды ГРП.

ГРП подразделяются между собой:

по выходному давлению: ГРП низкого, среднего и высокого выходного давления.

по количеству ступеней понижения давления газа: одноступенчатые и многоступенчатые ГРП.

по количеству линий редуцирования: однониточные и многониточные ГРП.

по типу схемы газоснабжения потребителя газа: тупиковые и закольцованные ГРП.

а также по наличию резервной нитки редуцирования: ГРП с резервной линией редуцирования и без.

(описание каждого типа ГРП представлено ниже).

Принцип работы ГРП.

Газ через входной газопровод поступает на фильтр, где очищается от механических примесей, и через предохранительно запорный клапан подается в регулятор давления, где давление газа снижается и поддерживается постоянным, независимо от расхода. В случае повышения давления газа после регулятора выше допустимых значений, например в результате сбоя работы регулятора давления газа — срабатывает предохранительно-сбросной клапан — ПСК или гидрозатвор (ГЗ) , в результате чего излишки давления газа сбрасываются в атмосферу. Если давление газа продолжает возрастать и сброс газа через ПСК достаточного эффекта не дал, срабатывает предохранительно-запорный клапан и доступ газа потребителю через эту линию редуцирования прекращается. Для того, чтобы обеспечить безаварийную подачу газа потребителю, даже в случае выхода из строя регулятора давления ГРП закольцовывают по выходному давлению, либо устанавливают в ГРП дополнительную линию редуцирования (ниже еще вернемся к этому вопросу).

Стоит отметить, что в схеме ГРП (без резервной линии редуцирования) предусматривается байпасная линия, которая позволяет подавать газ и осуществлять ручное регулирование выходного давления газа на время ремонта оборудования или проведения технического обслуживания ГРП. На входе и выходе из ГРП установлены манометры. На входе в ГРП промышленного назначения либо в узлах учета газа замеряется температура газа с помощью термометра. Для централизованного замера расхода газа устанавливается измерительное устройство — газовый счетчик промышленного назначения.

Для снижения давления газа в ГРП применяются регуляторы давления прямого и непрямого действия. В регуляторах прямого действия конечный импульс давления воздействует на мембрану, которая через рычажное устройство связано с дроссельным органом. При уменьшении выходного давления степень открытия дроссельного органа увеличивается, при увеличении — уменьшается. В результате выходное давление газа поддерживается постоянным.

Для приведения в действие регуляторов давления непрямого действия источником энергии служит сжатый воздух и газ давлением 200-1000кПа. Применяются регуляторы давления непрямого действия при входном давлении более 1,2МПа и выходном более 0,6МПа. Также в последнее время все чаще применяют комбинированные регуляторы давления, представляющие из себя предохранительно-запорный клапан и регулятор давления в одном корпусе.

Для контроля за входным и выходным давлением, температурой в помещениях, открытием дверей — современные ГРП могут быть оборудованы системой телеметрии.

Описание и различие между собой видов ГРП:

ГРП низкого, среднего и высокого выходного давления. В чем разница между собой таких газорегуляторных пунктов интуитивно понятно. Если на ГРП газ понижается с высокого (0,3 — 1,2 МПа) или среднего (5кПа — 0,3МПа) давления до низкого (до 5кПа, или 500 мм.в.ст.), то такие ГРП называются ГРП низкого выходного давления. Соответственно, если на выходе получаем среднее или высокое давление газа, то и ГРП будет называться соответствующим образом. Также бывают случаи когда ГРП питает разных потребителей, например частный сектор и газовую котельную, тогда из ГРП делается 2 выхода газа, один среднего, другой низкого, а понижающий пункт будет называться — ГРП с выходом среднего и низкого давления.

Одноступенчатые и многоступенчатые ГРП. Одноступенчатая схема подразумевает под собой понижение давления газа с входного до рабочего в одну ступень, а многоступенчатые в 2 и более ступени. Часто случается, что невозможно понизить давление газа сразу с высокого (например 1,2 МПа) до низкого (200 мм.в.ст. например бытовым потребителям) и добиться устойчивой работы ГРП одним регулятором давления. Тогда применяют такой прием как снижение газа в несколько ступеней. Рассмотрим на примере двухступенчатой схемы. Газ, поступает в ГРП под высоким давлением — 1.2 МПа, проходит через фильтр ПКН, дальше регулятор первой ступени понижает давление газа до 0,5 — 3 МПа (тут зависит от величины расхода газа) и подается на «бочку» — значительно расширенный участок газопровода внутри ГРП, служащий «подушкой» для сглаживания колебаний давления подаваемаемого регулятором первой ступени (из бочки часто предусматривают дополнительный сбросной клапан). Далее, газ уже пониженного давления — возьмем 0,1 МПа, поступает через второй предохранительно запорный клапан на регулятор второй ступени. Этот регулятор уже и понижает давление до рабочего, в нашем случае 200 мм.в.ст. (2,0 кПа). Такая схема также дает дополнительную защиту конечного потребителя от поступления газа высокого давления в сети низкого (превышение в 300 раз!), что очень опасно.

Однониточные и многониточные ГРП. Многониточная схема подключения, подразумевает под собой ГРП, оборудованный несколькими параллельно подключенными линиями редуцирования. Характерным при такой схеме подключения является то, что подача газа осуществляется из одного разветвляющегося по всем параллельно работающим линиям редуцирования газопровода, в то же время выходы этих ниток объединены в один коллектор. Такая схема подключения служит для повышения надежности и производительности газоснабжения. Применяется на наиболее значимых ГРП, например на ГРП высокого давления, которые «питают» систему промышленных потребителей и сеть ГРП. А однониточное ГРП — соответственно оборудовано одной линией редуцирования, возможно и многоступенчатой.

Тупиковые и закольцованные ГРП. Для увеличения надежности газоснабжения потребителей газа применяется схема газоснабжения от объединенных между собой двух и более ГРП через газораспределительные сети по выходному давлению в «кольцо». При этом, чем больше газорегуляторных пунктов находится в «кольце», тем надежнее, считается, система газоснабжения. Чтобы легче было понять, как это работает приведу пример: есть район города с бытовыми потребителями, который нужно снабдить природным газом. По расчетным данным на этот район можно поставить либо один ГРП, с большой пропускной способностью либо два поменьше обеспечивающих суммарно ту же производительность, но расставить в разных частях газифицируемого района. Если есть возможность — устанавливается 2 (или более) и их выходные газовые сети по газоснабжению потребителя объединяются в одну. При такой схеме, если выйдет из строя один из ГРП — нагрузка в газовых сетях ляжет на исправный газорегуляторный пункт (точнее на все включенные в «кольцо», по принципу: на близрасположенные — больше, на дальние меньше) и, что самое главное — подача газа потребителю не прекратится. Конечно, если один из ГРП выключится из работы во время пиковых нагрузок на систему газораспределения, например по утрам, когда большинство людей просыпается и готовит еду перед работой, а кольцо включает в себя всего 2 или 3 газорегуляторных пункта — давление у конечного потребителя может заметно уменьшиться, что может быть визуально зафиксировано на величине языков пламени работающей газовой плиты, однако в данном случае любой потребитель может просигнализировать об этом в аварийную газовую службу, бригада которой примет экстренные меры по восстановлению нормального режима газоснабжения. Также, на закольцованных ГРП легче проводить техническое обслуживания, так как легче регулировать подачу газа через байпас. Кольца ГРП бывают высокого, среднего и низкого давления.

Бывает нецелесообразно осуществлять газоснабжение потребителя более чем от одного ГРП (например газоснабжение мелкого населенного пункта). В таких случаях схема газоснабжения от ГРП называется «тупиковой».

ГРП с резервной линией (ниткой) редуцирования и без. Характерным для ГРП, оборудованных резервной линией, является наличие дублирующей нитки редуцирования с комплектом оборудования, которая не работает одновременно (в отличие от многониточных), а включается в случае аварийного прекращения подачи газа через основную. Это достигается путем настройки на резервной линии предохранительно-запорного клапана на закрытие при более высоком давлении, а рабочее давление регулятора на более низкое. Таким образом, в случае завышения выходного давления по вине регулятора основной нитки — запорный клапан на ней отсекает поступление газа потребителю через этот регулятор. Выходное давление газа по мере расхода постепенно понижается и достигает рабочего выходного давления регулятора резервной линии (обычно установленного ниже на 10% чем на основной линии) и поддерживается на этом уровне резервным регулятором. Обычно такая схема применяется в ГРП, снабжающих потребителя газом по «тупиковой» схеме газоснабжения для повышения надежности и обеспечения бесперебойной подачи газа.

Основные требования к устройству газорегуляторного пункта:

здание одноэтажное с бесчердачным перекрытием;

отопление (либо от централизованного источника, либо от котла, расположенного в пристройке ГРП);

ширина входа не менее 0,8м;

двери должны открываться только наружу;

вентиляция — приточно-вытяжная, естественная, в помещении с оборудованием должна обеспечивать 3-х кратный воздухообмен в течение часа;

температура в середине помещения не ниже +5°С (чтобы не обмерзало седло регулятора давления)

освещение естественное и электрическое во взрывобезопасном исполнении;

продувочные газовые свечи должны иметь внутренний диаметр не менее наибольшего диаметра седла установленного регулятора давления;

здание газорегуляторного пункта оборудуется индивидуальной системой молниезащиты, если оно установлено вне зоны грозозащиты;

на входе и на выходе устанавливаются в колодцах отключающие устройства;

между собой все помещения (котельная, помещение для телеметрии) должны быть разделены герметичными перегородками.

дополнительные требования к современным ГРП: здание должно быть оснащено системой телеметрии, обеспечивающей контроль входного, выходного давления, температуру в помещении, открытие дверей, наличие электропитания.

Также для эксплуатации газорегуляторного пункта необходимо вести соответствующую документацию.

Шкафные ГРП изготавливаются в виде металлического шкафа и устанавливаются на отдельных несгораемых опорах при давлении газа более 0,6МПа. Если давление газа составляет менее 0,6 МПа. Шкафы можно крепить к глухим (без проемов) огнестойким стенам газифицированных зданий. Помимо этого, отличие ГРП от ШРП состоит в том, что первый (газорегуляторный пункт) является отапливаемым капитальным зданием, но менее компактным. Также современные газорегуляторные пункты оборудованы системой телеметрии, в отличие от ШРП.

About the author

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *