Газовая промышленность Спецвыпуск № 2 2018
![]() |
Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь |
Читайте в номере:
Автоматизация
Авторы:
С.А. Кудряшов, ООО «Газпром межрегионгаз Волгоград» (Волгоград, РФ), volgograd@34regiongaz.ru
Литература:
- ГОСТ Р 8.741–2011. Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200102446 (дата обращения: 21.06.2018).
HTML
Порядок коммерческого учета газа в Российской Федерации строго регламентируется. К числу основных нормативно-технических документов относится ГОСТ Р 8.741–2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений» [1].
В соответствии с требованиями п. 7.6.2 [1] отчетные документы, предоставляемые потребителем газа при ведении коммерческого учета с использованием узлов измерения расхода газа (УИРГ) любого типа, должны содержать следующие параметры потока и состояния газа за отчетный период времени:
• время измерений;
• объем газа в рабочих и стандартных условиях;
• среднечасовую и среднесуточную температуру газа;
• среднечасовое и среднесуточное давление газа.
Если в состав УИРГ входит элект- ронный вычислитель (корректор) расхода газа, подготовка указанных отчетных документов не представляется затруднительной. Этому требованию в полном объеме отвечают все корректоры, используемые в составе узлов учета газа, такие как «Логика СПГ» моди- фикаций 741, 742, 761, Elster модификаций ЕК260, ЕК270 и т. д., поскольку такие корректоры постоянно контролируют текущие измеряемые параметры газа и в режиме реального времени.
Если же давление газа не измеряется, но известно, что его значение находится в допустимых пределах, это значение может быть принято за постоянную величину. В таких случаях в составе УИРГ используют корректоры ТС210, ТС215, ТС220. Эти устройства также отвечают требованиям п. 7.6.2 [1].
В случаях когда давление и температура газа принимаются за константу – например, когда мембранный либо струйный счетчик газа установлен в отапливаемом помещении или установлен счетчик газа с механической температурной компенсацией (если не важно, как изменяется температура, поскольку компенсатор изменяет угловую скорость колеса регулировки счетчика газа, а следовательно, объем в зависимости от температуры газа), для соблюдения требований [1] достаточно контролировать время измерений и объем газа в рабочих условиях с привязкой к метке по времени с последующим приведением объемов газа к стандартным условиям по известным формулам с использованием констант по давлению и температуре газа.
Подобные УИРГ эксплуатируются абсолютным большинством некрупных потребителей газа – предприятиями и организациями коммунально-бытового сектора. В таких случаях, учитывая высокую стоимость и сложность эксплуатации крупных УИРГ с электронными вычислителями расхода, оптимальным выбором являются так называемые коммуникационные шлюзы «Импульс Директ». На базе именно этих устройств в ООО «Газпром меж- регионгаз Волгоград» создана и успешно функционирует система сбора данных (рис. 1).
АВТОНОМНАЯ СИСТЕМА СБОРА ДАННЫХ С ИНДИВИДУАЛЬНЫМ КАНАЛОМ СВЯЗИ GSM/GPRS «ИМПУЛЬС ДИРЕКТ»
Контроллер «Импульс Директ» – устройство в пластиковом корпусе (АБС-пластик, IP55), подключается к любым бытовым счетчикам и расходомерам газа, холодного и горячего водоснабжения, тепла и электроэнергии, оборудованным импульсным выходом. Контроллер непрерывно ведет подсчет импульсов от счетчика газа, регистрирует аварийный обрыв линии и периодически сохраняет показатели счетчика в энергонезависимой памяти в виде суточного архива глубиной 90 сут. Передача архивных и текущих данных на сервер осуществляется один раз в сутки по каналу GSM/GPRS (3G – опционально).
«Импульс Директ» работает от двух встроенных LiSOCl2-батарей мощностью 3,6 В, общей емкостью 34 А.ч, типоразмера D, рассчитанных на срок непрерывной работы устройства не менее 5 лет (в среднем – более 8 лет). Контроллер может работать в диапазоне температур от –40 до 60 ºC.
Оснащение объектов контроллером телеметрии «Импульс Директ» рекомендуется в случаях, если:
• объект не обеспечен электропитанием или нет возможности подключения к местной сети электропитания;
• передача архивных и текущих данных требуется не чаще одного раза в сутки;
• необходимо обеспечить прямой канал передачи данных на сервер без использования промежуточных устройств связи;
• требуется максимально длительный период непрерывной работы без технического обслуживания.
В настоящее время реализуется модель «Импульс Директ микро», в которой применена более экономичная система связи на базе усовершенствованных технологий передачи данных.
Для оптимизации затрат на внедрение телеметрии узлов учета газа, построенных на базе мембранных счетчиков типа Elster G4(T) с посадочным местом под формирователь импульсов IN-Z61, применяется версия контроллера «Импульс Директ-ВК» (рис. 2).
«Импульс Директ-ВК» подключается непосредственно к счетчику, минуя IN-Z61 (рис. 3). Это позволяет сократить расходы на построение системы телеметрии, повысить надежность системы, так как исчезает проводное соединение, значительно уменьшить время монтажа и снизить требования к квалификации монтажника.
Система сбора данных дальнего радиуса действия состоит из двух устройств:
• устройства подсчета импульсов и противоаварийного контроля счетчика газа;
• устройства сбора и передачи данных на сервер (рис. 4).
СТАЦИОНАРНАЯ СИСТЕМА СБОРА ДАННЫХ ДАЛЬНЕГО РАДИУСА ДЕЙСТВИЯ «ИМПУЛЬС-ЛОРА»
Счетчик импульсов со встроенным радиотрансивером «Импульс-ЛоРа» (рис. 5) и подключенным к нему в заводских условиях формирователем импульсов (например, IN-Z61) подключается к счетчику газа (рис. 6). Источником питания устройства является LiSOCl2-батарея мощностью 3,6 В, общей емкостью 17 А.ч, типоразмера D. Устройство помещено в пластиковый корпус (АБС-плас- тик, герметизация компаундом), может работать при температуре от –40 до 60 ºC.
«Импульс-ЛоРа» считывает поступающие импульсы, инкрементирует накопительный счетчик, ведет архив суточных значений, в случае аварии регистрирует аварийный обрыв линии и передает данные по запросу базовой станции LoRa IoT base station® по радиоканалу 868 МГц, 100 мВт (<20 дБм), LoRaWAN®. Базовая станция (рис. 7) производит опрос узлов Impulse LoRa, принимает данные с устройств «Импульс-ЛоРа», находящихся в ее радиусе действия (рис. 8), передает эти данные на сервер сбора по выделенной линии или каналу 2G/3G/LTE, осуществляет логирование ошибок и самодиагностику. Источником питания станции является Ethernet PoE (резервирование – Li-ion, 4,2 В). Станция помещена в пластиковый корпус (АБС-пластик, IP65), рассчитана на работу в температурном диапазоне –40…60 ºC.
КРИТЕРИИ ВЫБОРА СИСТЕМЫ
При проектировании крупной системы сбора данных, с количеством и плотностью расположения объектов более 2000 шт/км2, целесообразно рассмотреть внедрение системы сбора данных дальнего радиуса действия, позволяющей оптимизировать накладные расходы и значительно снизить общую стоимость системы за счет полного отсутствия промежуточных устройств между базовой станцией и конечными узлами учета газа.
Максимальное расстояние от базовой станции до узлов учета зависит от многих факторов, включая ландшафт, плотность городской застройки, высоту зданий, материалы стен и перекрытий, фоновые радиопомехи на несущей частоте и т. д.
Примерный диапазон расстояний для различных условий представлен на рис. 9. На указанных расстояниях допустим процент ошибок передачи пакетов данных от конечного узла к базовой станции не более 0,5 %, исходя из чего указывается срок работы «Импульс-ЛоРа» без замены батареи не менее 10 лет (табл. 1).
При превышении данных расстояний процент ошибок увеличивается, что приводит к росту числа повторных отправок пакетов и, как следствие, сокращению срока работы устройства.
Данные с контроллеров собираются, хранятся и обрабатываются в так называемом верхнем уровне системы (рис. 10). Верхний уровень системы представляет собой клиент-серверный программный комплекс «Импульс», состоящий из трех компонентов:
• сервиса сбора данных, устанавливаемого непосредственно на основной и резервный серверы и обеспечивающего поддержку протоколов всех устройств, входящих в линейку «Импульс»;
• базы данных, развернутой ли- бо на серверах сбора данных, либо на отдельных серверах баз данных, расположенных в выделенной сети предприятия;
• клиентских приложений (табл. 2), устанавливаемых на различных автоматизированных рабочих местах предприятия и имеющих доступ к базе данных.
ПК «Импульс» поддерживает разделение прав доступа пользователей в дополнение к возможностям администрирования, предоставляемым непосредственно системой управления базами данных.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Максимально точный учет потребленного газа – одно из главных условий надежного и устойчивого функционирования системы газоснабжения. Внедрение подобной системы дистанционного сбора данных позволяет оперативно контролировать потребление газа, повысить точность его учета, обеспечить достоверность и прозрачность учетных операций, оптимизировать затраты и при помощи своевременной подачи сигнала об опасном снижении давления газа в сети исключить риски возникновения разного рода «газовых» ЧП.
Таблица 1. Характеристики систем «Импульс Директ микро» и «Импульс-ЛоРа»
Параметр |
«Импульс Директ микро» |
«Импульс-ЛоРа» |
Питание от встроенных батарей, внешнее питание не требуется |
Есть |
Есть |
Срок работы без замены батареи |
Более 15 лет |
Более 10 лет |
Работа на нелицензируемой радиочастоте |
Есть |
Есть |
Дальность передачи данных в городских условиях |
До 20 м |
Более 500 м |
Промежуточные устройства связи |
«Импульс-Омни» |
Не требуются |
Необходимость аренды площадей под устройства наземной связи |
Не требуется |
Требуется (для базовых станций) |
Частота передачи данных на сервер |
1 раз в сутки |
1 раз в сутки |
Потребность в услугах операторов сотовой связи |
Есть |
Не требуется |
Наилучшие условия применения |
Небольшие разрозненные проекты в виде отдельно расположенных оснащаемых многоквартирных домов. Количество объектов ограниченно, и в данной местности не планируется дальнейшее развитие системы сбора данных
|
Большие или перспективные городские проекты с текущей или планируемой плотностью расположения объектов более 2000 шт/км2, загородные и дачные поселки, деревни, поселки городского типа и т. д. с общим количеством узлов учета газа в системе не менее 10–20 тыс. шт.
|
Таблица 2. Основные функции клиентского приложения
|
Для удобства работы диспетчера все текущие данные, включая данные об абонентах, представленные в базе данных, показаны в одном главном окне: • названия объектов; • адреса; • владельцы; • номера лицевых счетов; • телефоны; • последние показания счетчиков; • основные параметры настроек телеметрии; • признак работоспособности телеметрии и т. д. |
|
ПК «Импульс» предоставляет удобный интерфейс для заполнения данных по абонентам. Имеется возможность импортировать базу данных по абонентам с преобразованием данных в формат ПК «Импульс» |
|
Практически все оборудование нижнего уровня из линейки «Импульс» является автономным, работает от встроенных батарей и не может оставаться на связи постоянно. Автономные контроллеры телеметрии связываются с сервером сбора данных по расписанию или в случае аварии. ПК «Импульс» рассчитан прежде всего на работу с такими устройствами, предоставляя инженерам технического обслуживания инструмент отложенных задач, с помощью которого можно передать в контроллеры такие параметры, как расписание, IP-адреса и пр. |
Газораспределение и газоснабжение
Авторы:
HTML
С каждым годом в России растет потребление газа населением, предприятиями малого и среднего бизнеса. Это является закономерным и должно быть выгодно как поставщику газа, поскольку за счет увеличения объемов потребления строятся новые газовые сети, развивается инфраструктура и растет прибыль от сбыта энергоресурсов, так и потребителю, использующему газ в качестве одного из самых распространенных энергоносителей, применяемых для бытового и коммерческого использования. С ростом объемов поставок газа для поставщика все актуальнее становится проблема точности учета поставленного газа, своевременности получения данных о его потреблении и сведения баланса между поставленным и потребленным газом. Новые «умные» счетчики BK-G ETe разработаны для решения именно этих задач.
На сегодняшний день на рынке счетчиков газа представлен широкий ассортимент приборов учета, использующих как классический прямой метод учета газа (диафрагменный, счетчик BK), так и косвенные методы измерения (массовый, термоанемометрический, ультразвуковой и пр.). Как известно, прямой, или диафрагменный, метод измерения является самым надежным, точным и наиболее распространенным. Он применяется с 1844 г. и приобрел положительную репутацию во всем мире, в том числе и в России. Из-за значительных перепадов температуры, наблюдающихся в зимние и летние месяцы, в России диафрагменный метод применяется совместно с температурной компенсацией. Газ, как известно, – среда сжимаемая. При разной температуре через измерительную камеру счетчика проходит разное количество газа. Поэтому при учете газа на низком давлении значимую роль играет температура газа, а давление в газопроводной системе принимается условно постоянным.
«Умный» счетчик BK-G ETe объединяет традиции диафрагменного метода измерения и инновационные технологии. Помимо измерения объема газа в рабочих условиях счетчик, оснащенный встроенным датчиком, расположенным внутри корпуса прибора, измеряет температуру. Встроенный преобразователь температуры позволяет осуществлять приведение рабочего объема газа, прошедшего через счетчик, к стандартным условиям. Более того, для расчета приведенного объема в счетчике есть возможность использования подстановочных значений давления и коэффициента сжимаемости. Счетчик оснащен электронным индексом с дисплеем и тремя кнопками для перехода по меню (рис. 1).
В счетчике ведется архивирование показаний расхода газа: почасовое – 4560 ч, посуточное – 190 сут, помесячное – 13 мес. Дополнительно ведется архив событий – 100 записей. Архивные данные сохраняются в энергонезависимую память. Считывание архивов, текущих показаний счетчика, изменение сервисных настроек, в числе которых часовой пояс, IP-адрес, подстановочные значения давления и коэффициента сжимаемости, можно произвести на месте установки с помощью оптического интерфейса или дистанционно по каналу связи GPRS.
Для дистанционной передачи данных в счетчик встроен GPRS-модем, не требующий подключения внешнего источника питания. Модем является неотъемлемой частью счетчика. При установке BK-G ETe узел учета уже имеет встроенную телеметрию. Поставщику газа достаточно установить SIM-карту с подключенным сервисом GPRS – и счетчик готов к передаче данных.
Счетчик, оснащенный встроенной батареей, в течение 10 лет ежедневно передает данные на сервер, что делает мониторинг потребления газа более корректным и прозрачным и дает возможность получить полную картину газопотребления, в отличие от устройств, передающих данные 1 раз в неделю или 1 раз в месяц, что лишает поставщика возможности оперативно принимать решения. Батареи обеспечивают питание и счетчика, и встроенного GPRS-модема. После передачи данных о потреблении газа счетчик получает команды от сервера, например изменить подстановочные значения, синхронизировать часы счетчика и т. д. Полученные от счетчика показатели хранятся в базе данных и могут быть экспортированы в биллинговую систему поставщика газа для дальнейшего выставления счета потребителю за поставленный газ.
Если счетчик не смог передать данные на сервер в текущие сутки из-за сбоев в GSM-сети, отсутствия средств на лицевом счете SIM-карты и пр., на следующие сутки он будет передавать данные за прошлые и новые сутки. Таким образом, на сервере сбора данных сохранится целостность информации о потреблении газа за все сутки. При этом достаточно, чтобы счетчик выходил на связь минимум раз в 6 мес.
Cчетная голова счетчика BK-GxETe надежно защищена от несанкционированного вмешательства. Корпус электронной счетной головы является неразборным, поэтому внести изменения в конструкцию счетчика без механического воздействия невозможно.
Корпус счетчика выполнен таким образом, чтобы батареи можно было заменить: крышка батарейного отсека находится на передней панели. Для предотвращения несанкционированных действий со стороны потребителя крышка пломбируется навесной и/или клейкой пломбой поставщика газа. Даже если потребитель нарушил пломбы и открыл батарейный отсек для отключения питания счетчика, сработает «концевик» с записью в архив, включающей описание события и дату/время, и передачей сообщения на сервер, а сам счетчик автоматически переключится на питание от резервной батареи, которая дублирует основную и находится под крышкой передней панели и недоступна для отсоединения. В батарейном отсеке также находятся слот для SIM-карты и дополнительный разъем для подключения внешней антенны, применяемой для улучшения уровня приема сигнала GSM-сети, если покрытие GPRS-сети очень слабое.
Автоматический сбор данных на сервере осуществляется с помощью программного обеспечения ThemisManager. Программа, выполненная в виде web-приложения на базе платформы OPC UA Server, круглосуточно собирает данные со счетчиков, считывает архивные данные, информацию о тревогах и пр. Интерфейс программы позволяет одновременно работать нескольким пользователям с различными уровнями доступа (администратор/метролог/оператор). Счетчики можно распределить по группам, каждому потребителю можно предоставить доступ в личный кабинет для просмотра его персонального счетчика и формирования отчета. Программа ThemisManager интегрирована в систему верхнего уровня «ИУС-ГАЗ» и региональные биллинговые системы.
ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» накопило большой и ценный опыт по установке и эксплуатации сис- тем телеметрии для диафрагменных счетчиков газа путем реализации пилотных проектов в различных регионах нашей страны, в том числе в рамках программ внедрения автоматизированной системы коммерческого учета газа. Счетчик BK-G ETe – это уже не пилотный проект, а серийный продукт, качество которого доказано временем. Счетчик BK-G ETe не имеет абсолютных аналогов на российском рынке узлов учета газа для сетей низкого давления. Приоритетом нашей компании всегда были качество выпускаемой продукции и современные инновационные технологии, поэтому при разработке счетчика BK ETe большое внимание уделялось именно этим аспектам.
Главной функцией счетчика BK ETe является точный учет прошедшего через него объема газа с коррекцией по температуре и своевременная дистанционная передача данных на сервер сбора. Только при таких условиях можно свести точный баланс поставленного газа, сведя величину технологических потерь к минимуму. Имея в арсенале данный инструмент, метролог может определить места возможного несанкционированного отбора газа путем сравнения показателей потребления газа с данными потребителей тех же категорий.
ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника»
607224, РФ, Нижегородская обл.,
г. Арзамас, ул. 50 лет ВЛКСМ, д. 8а
Тел.: +7 (83147) 7-98-00/02/03
E-mail: info.ege@elster.com
Авторы:
HTML
Завод промышленного газового оборудования ООО ПКФ «Экс-Форма» более 20 лет разрабатывает, проектирует и изготавливает блочные газорегуляторные пункты, постоянно внедряя самые современные технологии в производство. Газорегуляторный пункт (ГРП) является ключевым звеном системы газоснабжения населенных пунктов и промышленных объектов. Блочный газорегуляторный пункт представляет собой комплексную систему, состоящую из различных технологических узлов полной заводской готовности.
С 2011 г. заводом «Экс-Форма» освоена технология производства головных газорегуляторных пунктов (ГГРП). Говоря о ГГРП, мы прежде всего имеем в виду высокое давление – до 1,2 МПа – и высокий расход газа – до 400 тыс. м3/ч и более. Достижение столь высокой пропускной способности стало возможным благодаря применению технологии модульной сборки. В цеху изделие собирается на нескольких платформах, а затем объединяется в единый блок, проходит серию испытаний на прочность и герметичность. Перед отправкой заказчику ГГРП делится на несколько модулей для транспортировки и уже на объекте эксплуатации вновь собирается в единую конструкцию. Такая технология сборки позволяет в одном блочном ГГРП расположить четыре и более линий редуцирования на базе регуляторов с номинальным диаметром 200 мм. Ранее изделия подобной мощности приходилось размещать в дорогостоящих зданиях капитального строения с длительными сроками сдачи объекта. Модульная конструкция существенно сокращает финансовые и временные затраты на ввод таких объектов в эксплуатацию.
При производстве ГГРП на заводе «Экс-Форма» используются инновационные технологические решения, повышающие безопасность и надежность эксплуатации оборудования.
Применение на линиях редуцирования регулятора РДП собственной разработки позволяет газорегуляторному пунк- ту поддерживать стабильное выходное давление при любых условиях эксплуатации: расход газа, близкий к нулю, работа с максимальной нагрузкой, резкие изменения расхода газа, а также экстремальные температурные условия. Ни один из отечественных аналогов регулятора не обладает подобными эксплуатационными характеристиками. В то же время приборы зарубежных производителей зачастую недоступны из-за высокой цены и длительных сроков поставки. Выгодная цена и высокое качество регулятора РДП делают его полноценным участником Программы импортозамещения.
В целях обеспечения непрерывности подачи газа потребителю конструкторами завода «Экс-Форма» разработана схема редуцирования с применением регулятора-монитора на базе РДП. Схема выполнена в виде двух последовательно установленных регуляторов РДП, один из которых оснащен ускорителем и является монитором. При нормальной работе основного регулятора регулятор-монитор находится в открытом состоянии и включается в работу только при выходе из строя основного регулятора, без прекращения при этом подачи газа потребителю. Оснащение монитора ускорителем (уникальная разработка КБ «Экс-Форма») позволяет ему мгновенно включиться в работу и защитить потребителя от повышения давления.
Усиленная конструкция модульного блок-бокса имеет многократный запас прочности и позволяет выдерживать ветровую нагрузку до и более 85 кгс/м2, снеговую нагрузку до 560 кг/м2 и обладает сейсмостойкостью в 9 баллов. Все это позволяет успешно эксплуатировать пункты редуцирования «Экс-Форма» в различных регионах – на Крайнем Севере, в ветреных степях, в горной местности с высокой сейсмической активностью.
При выборе производителя ГГРП необходимо в первую очередь ориентироваться на бесперебойность и безопасность подачи газа потребителю. Применяемые ООО ПКФ «Экс-Форма» технологии гарантируют надежность и стабильность работы наших изделий в любых условиях эксплуатации, а накопленный опыт и коллектив профессионалов позволяют решать задачи газификации любой сложности.
ООО ПКФ «Экс-Форма»
410512, РФ, Саратовская обл.,
Саратовский р-н,
с. Березина Речка,
ул. Школьная, д. 13
Тел/факс: +7 (8452) 52-21-31
E-mail: exform@exform.ru
Авторы:
А.С. Мясников, «Газпром колледж Волгоград» (Волгоград, РФ), Alexey1987M@yandex.ru
Т.В. Ефремова, к.т.н., доцент, ФГБОУ ВО «Волгоградский государственный технический университет» (Волгоград, РФ), volggasu_tgv@mail.ru
Литература:
-
Распоряжение Правительства РФ от 28.08.2003 № 1234-р «Об Энергетической стратегии России на период до 2020 года» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.rosteplo.ru/Npb_files/npb_shablon.php?id=25 (дата обращения: 15.06.2018).
-
Ионин А.А. Газоснабжение. М.: Стройиздат, 1989. 439 с.
-
Мясников А.С., Ефремова Т.В. Факторы неустойчивой работы системы «регулятор – объект регулирования» // Актуальные вопросы в науке и практике. Уфа: Дендра, 2017. № 1. Т. 1(2). С.125–130.
-
Стадник Д.М., Свербилов В.Я., Макарьянц Г.М. Обеспечение устойчивости и устранение автоколебаний регулятора давления газа непрямого действия // Вектор науки ТГУ. 2013. № 2(24). C. 203–2011.
-
Ямаева Э.Г., Фомина Е.Е. Анализ аварийности на объектах газораспределения // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2014. № 2. С. 52–57.
-
ГОСТ Р 56019–2014. Системы газораспределительные. Пункты редуцирования газа. Функциональные требования [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200110448 (дата обращения: 15.06.2018).
-
Мясников А.С., Ефремова Т.В. Влияние температуры газа и величины входного давления на пропускную способность регулятора и границы диапазона его устойчивой работы // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 6. С. 12–16.
-
СП 42-101–2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. СПб.: DEAN, 2006. 332 с.
-
Руководство по эксплуатации регулятора давления газа РДНК-400 производства ООО ЭПО «Сигнал». Энгельс-19: ООО ЭПО «Сигнал», 2018. 17 c.
-
Паспорт качества газа за 2017 г., распространяется на объемы газа, поданного в общем потоке по газопроводу «Петровск – Новопсков». ПАО «Газпром», ООО «Газпром трансгаз Волгоград», Бубновское ЛПУМГ [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
-
Паспорт качества газа за 2017 г., распространяется на объемы газа, поданного в общем потоке по газопроводу «Лог – Конный». ПАО «Газпром», ООО «Газпром трансгаз Волгоград», Городищенское ЛПУМГ [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
HTML
В соответствии с Распоряжением Правительства РФ от 28.08.2003 № 1234-р «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года» одной из стратегических целей в области газовой промышленности Российской Федерации является развитие Единой системы газоснабжения (ЕСГ) и ее расширение на Восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны, а также стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ [1].
Для решения поставленной задачи на сегодняшний день построены и реконструированы десятки тысяч километров газопроводов сетей газораспределения и газопотребления, введены в эксплуатацию новые котельные и модернизированы имеющиеся с установкой оборудования, работающего на газовом топливе. Выполняется комплексное газоснабжение жилых домов, частных домовладений, социальных, коммунальных и промышленных объектов страны. В связи с введением санкций в отношении Российской Федерации со стороны ряда государств, увеличением затрат на транспортировку газа в страны ближнего и дальнего зарубежья, а также со снижением стоимости энергоресурсов на мировом рынке повышение уровня газификации внутри страны становится приоритетной задачей для ведущих газовых компаний, включая ПАО «Газпром».
Одними из наиболее важных объектов сетей газоснабжения являются пункты редуцирования газа (ПРГ), которые предназначены для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа. Надежная и бесперебойная работа ПРГ позволяет обеспечить бесперебойную подачу природного газа каждому потребителю [2].
Центральным звеном ПРГ является регулятор давления, в процессе эксплуатации которого возможны периоды его неустойчивой работы, характеризующиеся следующими признаками: повышение давления на выходе из регулятора за пределы допустимого; повышенная вибрация, шум; пульсация давления на выходе из регулятора (автоколебания) и др. [3, 4]. Подобные ситуации могут привести к таким последствиям, как возникновение гидравлического удара (если ПРГ установлен непосредственно рядом или внутри котельной), нарушение герметичности фланцевых и резьбовых соединений в ПРГ, нарушение работы газоиспользующего оборудования потребителей и др.
Согласно анализу аварийности на объектах газораспределения [5] и научным исследованиям [2, 5] одной из основных причин, вызывающих неустойчивую работу регулятора (за исключением конструктивных деформаций и недоработок, изменений компоновки системы или технологии изготовления отдельных деталей), является невыполнение условия, при котором расход газа сетью газопотребления должен находиться в интервале 10–80 % от пропускной способности регулятора при заданных параметрах входного и выходного давле- ний [2, 6].
Отклонения от установленных границ диапазона устойчивой работы регулятора давления связаны с его неправильным подбором, изменением гидравлического режима работы сетей газораспределения и газопотребления или изменением параметров транспортируемой среды. На границы диапазона устойчивой работы регулятора влияют температура, входное и выходное давления газа и другие параметры [7].
МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ
Представляется целесообразным рассмотреть совокупное влияние двух факторов: плотности газа и величины входного давления на пропускную способность регулятора и границы диапазона его устойчивой работы, которые связаны зависимостью [8]:
, (1)
где Q2 – расход газа, м3/ч, при температуре t = 0 °C и давлении Рбар = 0,1033 МПа со значениями, отличными от приведенных в паспорте на регулятор; Q1 – расход газа при Р1; Р1 – входное абсолютное давление, МПа; 1 = Р2/Р1, где Р2 – выходное абсолютное давление из регулятора, МПа; 0 – плотность газа, кг/м3, при t = 0 °C и давлении Ратм = 0,1033 МПа; , , – принятые данные при использовании других парамет- ров газа.
Исследование влияния рассматриваемых факторов можно проследить на примере комбинированного односедельного регулятора прямого действия марки РДНК-400, технические характеристики которого представлены в табл. 1 [9].
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ
Интервал изменения плотности газовой среды определен путем анализа данных паспортов качества газа двух расположенных в Волгоградской обл. газопроводов в течение 2017 г. – «Петровск – Новопсковск» и «Лог – Конный». Интервал изменения плотности газовой среды составил 0,690–0,740 кг/м3 [10, 11]. Непостоянная плотность обусловлена тем, что в процессе транспортировки в трубопровод закачивается газ из различных месторождений, а также периодически происходят переключения в узловых точках различных магистральных газопроводов.
На основании выражения (1), технических характеристик редуцирующего оборудования (табл. 1) и рассматриваемого интервала изменения плотности транспортируемого газа можно проследить, как меняется максимальная пропускная способность регулятора давления РДНК-400 при рассматриваемых факторах (рис. 1, табл. 2).
Расчет пропускной способности регулятора давления выполняется с учетом скорости истечения газа через седло клапана, которая, в свою очередь, отражается на коэффициенте выраже- ния (1) [8]:
– если скорость истечения газа через седло клапана меньше критической P2/ кр, то = 0,47, где кр – критическое отношение выходного абсолютного давления газа к входному давлению в регулятор (для природных газов кр = 0,542);
– если скорость истечения газа через седло клапана больше критической P2/ > кр), то определяется зависимостью (2) [8], приведенной ниже.
(2)
где K – показатель адиабаты (для природных газов K = 1,32).
Таким образом, в рассматри- ваемом диапазоне входных давлений для регулятора РДНК-400 скорость истечения газа через седло клапана будет больше критической только при = 0,151 МПа, а коэффициент будет определяться выражением (2). При остальных величинах входного давления скорость истечения газа через седло клапана будет меньше критической и коэффициент = 0,47 (табл. 3) [8].
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Анализ полученных значений пропускной способности регулятора давления РДНК-400 при сов- местном изменении рассматриваемых в исследовании факторов показал, что при установившейся величине входного давления и увеличении плотности газовой смеси пропускная способность регулятора давления снижается и, наоборот, при снижении плотности пропускная способность увеличивается. Аналогичный характер изменения пропускной способности регулятора РДНК-400 происходит при любой установившейся величине входного давления в рамках диапазона, определенного заводом – изготовителем газового оборудования.
Границы диапазона устойчивой работы регулятора давления РДНК-400 относительно пропускной способности при стандартных условиях определены с учетом максимального значения его пропускной способности (табл. 2) при изменяющихся величинах входного давления и плотности газа:
– нижние границы диапазона устойчивой работы – 0,1Q2/Q1.100 %;
– верхние границы диапазона устойчивой работы – 0,8Q2/Q1.100 %.
Анализ полученных значений (рис. 2, табл. 4) диапазона устойчивой работы регулятора давления РДНК-400 показывает, что при установившейся величине входного давления и повышении плотности газа границы диапазона смещаются в меньшую сторону, при этом интервал устойчивой работы уменьшается. При установившейся плотности газовой смеси и повышении величины входного давления границы диапазона и интервал устойчивой работы смещаются как в бóльшую, так и в меньшую стороны.
Изменения величин входного давления и плотности газа оказывают меньшее влияние на изменения нижних границ диапазона устойчивой работы по сравнению с изменениями верхних границ. Так, нижние границы диапазона изменяются в интервале 9,9–14,8 %, а верхние – 79,5–118,2 %. Наибольший интервал устойчивой работы наблюдается при величине входного абсолютного давления Р1 = 0,151 МПа и плотности газа = 0,690 кг/м3, а наименьший – при Р1 = 0,701 МПа и = 0,740 кг/м3. Таким образом, при эксплуатации регуляторов давления РДНК-400 на сетях газораспределения с категориями газопроводов Г2, Г3 и изменении плотности газа в интервале 0,690–0,740 кг/м3 диапазон устойчивой работы находится в интервале 14,8–79,5 %, что уменьшает диапазон устойчивой работы, рекомендуемый производителями газового оборудования и источниками в пределах 10–80 %.
Полученные результаты свидетельствуют о том, что величины входного давления и плотности газа влияют на пропускную способность регуляторов давления и границы диапазона их устойчивой работы. Учитывать входные параметры необходимо еще на стадии разработки проектов систем газоснабжения объектов, так как в процессе транспортировки газа потребителям могут изменяться гидравлические режимы работы сетей газораспределения и газопотребления. Возможны ситуации изменения категории давления в сетях газоснабжения, а также изменение химического состава газа и, как следствие, его плотности. Чтобы не допустить ситуаций неустойчивой работы регуляторов давления газа из-за выхода расхода газа за пределы устойчивой работы оборудования, необходимо при подборе оборудования учитывать гидравлический режим работы сети газоснабжения и параметров газа не в конкретный момент времени, а исходить из условия, что при эксплуатации сети газоснабжения эти парамет- ры могут изменяться в определенных пределах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Перед изготовителями газового оборудования стоит актуальная задача внесения в опросные листы на подбор редуцирующей арматуры для ПРГ минимальных и максимальных показателей возможного изменения основных параметров рабочей среды и возможных интервалов гидравлических режимов работы сетей газоснабжения. Предлагаемый подход к подбору регуляторов давления для ПРГ позволит минимизировать случаи неустойчивой работы этого оборудования в процессе эксплуатации, а газораспределительным компаниям выполнить свою главную задачу – бесперебойное обеспечение газом конечных потребителей.
Таблица 1. Технические характеристики регулятора РДНК-400 Table 1. Technical characteristics of the RDNK-400 regulator
Параметр Parameter |
Значение Value |
Максимальная пропускная способность регулятора Q1, м3/ч Maximum flow capacity of the regulator Q1, m3/h |
300 |
Наименьшее входное абсолютное давление Р1, МПа Smallest input absolute pressure Р1, MPa |
0,151 |
Наибольшее входное абсолютное давление Р1, МПа Greatest input absolute pressure Р1, МПа |
0,701 |
Наименьшее выходное абсолютное давление Р2, МПа Smallest output absolute pressure Р2, MPa |
0,103 |
Наибольшее выходное абсолютное давление Р2, МПа Greatest output absolute pressure Р2, MPa |
0,106 |
Таблица 2. Изменение максимальной пропускной способности регулятора давления РДНК-400 при изменении величин входного давления и плотности газа Table 2. Change in the maximum flow capacity of the RDNK-400 pressure regulator with change in the values of input pressure and gas density
Входное абсолютное давление перед регулятором по паспорту Р1, МПа Input absolute pressure before the regulator Р1 according to the passport, MPa |
Пропускная способность регулятора давления Q1 по паспорту при нормальных условиях, м3/ч Flow capacity of the pressure regulator Q1 according to the passport under normal conditions, m3/h |
Изменение плотности газа при стандартных условиях, кг/м3, в некоторых газопроводах ЕСГ в течение 2017 г. Change in gas density under standard conditions, kg/m3, in some gas pipelines of the Unified Gas Supply System during 2017 |
||||||||||
0,690 |
0,695 |
0,700 |
0,705 |
0,710 |
0,715 |
0,720 |
0,725 |
0,730 |
0,735 |
0,740 |
||
Пропускная способность регулятора давления Q2 при использовании других параметров газа, м3/ч Flow capacity of the pressure regulator Q2 when using other gas parameters, m3/h |
||||||||||||
0,151 |
45 |
62,9 |
62,7 |
62,5 |
62,3 |
62,0 |
61,8 |
61,6 |
61,4 |
61,2 |
61,0 |
60,8 |
0,201 |
80 |
88,5 |
88,2 |
87,8 |
87,5 |
87,2 |
86,9 |
86,6 |
86,3 |
86,0 |
85,7 |
85,4 |
0,301 |
125 |
132,5 |
132,0 |
131,5 |
131,1 |
130,6 |
130,2 |
129,7 |
129,3 |
128,8 |
128,4 |
127,9 |
0,401 |
170 |
176,5 |
175,9 |
175,3 |
174,6 |
174,0 |
173,4 |
172,8 |
172,2 |
171,6 |
171,0 |
170,4 |
0,501 |
200 |
220,5 |
219,7 |
219,0 |
218,2 |
217,4 |
216,6 |
215,9 |
215,1 |
214,4 |
213,7 |
213,0 |
0,601 |
250 |
264,6 |
263,6 |
262,7 |
261,7 |
260,8 |
259,9 |
259,0 |
258,1 |
257,2 |
256,3 |
255,5 |
0,701 |
300 |
308,6 |
307,5 |
306,4 |
305,3 |
304,2 |
303,1 |
302,1 |
301,0 |
300,0 |
299,0 |
298,0 |
Таблица 3. Отношение величины выходного давления к входному и значение коэффициента Table 3. Ratio of the output pressure to the input pressure and the coefficient
Входное абсолютное давление в регулятор , МПа Input absolute pressure in the regulator , MPa |
Выходное абсолютное давление из регулятора Р2, МПа Output absolute pressure from the regulator Р2, MPa |
кр = Р2/ |
|
0,151 |
0,104 |
0,689 |
0,445 |
0,201 |
0,517 |
0,47 |
|
0,301 |
0,346 |
||
0,401 |
0,259 |
||
0,501 |
0,208 |
||
0,601 |
0,173 |
||
0,701 |
0,148 |
Таблица 4. Границы диапазона устойчивой работы регулятора РДНК-400 относительно стандартных условий Table 4. Limits of the range of stable operation of the RDNK-400 regulator relative to the standard conditions
Входное абсолютное давление перед регулятором по паспорту Р1 при нормальных условиях, МПа Input absolute pressure before the regulator Р1 according to the passport under the normal conditions, MPa |
Изменение плотности газа при стандартных условиях, кг/м3, в некоторых газопроводах ЕСГ в течение 2017 г. Change in gas density under standard conditions, kg/m3, in some gas pipelines of the Unified Gas Supply System during 2017 |
||||||||||
0,690 |
0,695 |
0,700 |
0,705 |
0,710 |
0,715 |
0,720 |
0,725 |
0,730 |
0,735 |
0,740 |
|
Нижние границы 0,1Q2/Q1 интервала устойчивой работы регулятора при параметрах и относительно стандартных условий, % Lower limits 0.1Q2/Q1 of the interval of stable operation of the regulator at the and parameters relative to the standard conditions, % |
|||||||||||
0,151 |
14,8 |
14,7 |
14,7 |
14,6 |
14,6 |
14,5 |
14,5 |
14,4 |
14,4 |
14,3 |
14,3 |
0,201 |
11,1 |
11,0 |
11,0 |
10,9 |
10,9 |
10,9 |
10,8 |
10,8 |
10,8 |
10,7 |
10,7 |
0,301 |
10,6 |
10,6 |
10,5 |
10,5 |
10,4 |
10,4 |
10,4 |
10,3 |
10,3 |
10,3 |
10,2 |
0,401 |
10,4 |
10,3 |
10,3 |
10,3 |
10,2 |
10,2 |
10,2 |
10,1 |
10,1 |
10,1 |
10,0 |
0,501 |
11,0 |
11,0 |
10,9 |
10,9 |
10,9 |
10,8 |
10,8 |
10,8 |
10,7 |
10,7 |
10,6 |
0,601 |
10,6 |
10,5 |
10,5 |
10,5 |
10,4 |
10,4 |
10,4 |
10,3 |
10,3 |
10,3 |
10,2 |
0,701 |
10,3 |
10,2 |
10,2 |
10,2 |
10,1 |
10,1 |
10,1 |
10,0 |
10,0 |
10,0 |
9,9 |
Нижние границы 0,8Q2/Q1 интервала устойчивой работы регулятора при параметрах и относительно стандартных условий, % Lower limits 0.8Q2/Q1 of the interval of stable operation of the regulator at the and parameters relative to the standard conditions, % |
|||||||||||
0,151 |
118,2 |
117,7 |
117,3 |
116,9 |
116,5 |
116,1 |
115,7 |
115,3 |
114,9 |
114,5 |
114,1 |
0,201 |
88,5 |
88,2 |
87,8 |
87,5 |
87,2 |
86,9 |
86,6 |
86,3 |
86,0 |
85,7 |
85,4 |
0,301 |
84,8 |
84,5 |
84,2 |
83,9 |
83,6 |
83,3 |
83,0 |
82,7 |
82,4 |
82,2 |
81,9 |
0,401 |
83,1 |
82,8 |
82,5 |
82,2 |
81,9 |
81,6 |
81,3 |
81,0 |
80,8 |
80,5 |
80,2 |
0,501 |
88,2 |
87,9 |
87,6 |
87,3 |
87,0 |
86,7 |
86,4 |
86,1 |
85,8 |
85,5 |
85,2 |
0,601 |
84,7 |
84,4 |
84,1 |
83,8 |
83,5 |
83,2 |
82,9 |
82,6 |
82,3 |
82,0 |
81,7 |
0,701 |
82,3 |
82,0 |
81,7 |
81,4 |
81,1 |
80,8 |
80,6 |
80,3 |
80,0 |
79,7 |
79,5 |
Представлены новые технические решения: принцип снижения материалоемкости корпуса фильтров за счет оптимизации формы и разработки соответствующей конструкции цилиндрического фильтра; принцип повышения удельной пропускной способности на основе увеличения степени заполнения фильтрующих поверхностей посредством образования радиальных гофр; оценка засорения фильтра механическими примесями с использованием нового способа достоверного замера перепада давления на цилиндрическом фильтрующем картридже.
В целях снижения материалоемкости и капиталовложений в цилиндрический фильтр проведена оптимизация его формы, повышена степень заполнения внутреннего объема корпуса фильтрующей сеткой, разработаны принципы размещения цилиндрических фильтрующих картриджей грубой и тонкой очистки в одном корпусе. Для определения степени засорения фильтра механическими примесями разработан достоверный способ замера перепада давления непосредственно на цилиндрическом фильтрующем картридже.
Для апробации представленных решений был изготовлен и успешно испытан опытно-промышленный образец фильтрующего устройства, что позволило включить его в проекты строительства пунктов редуцирования газа высокой пропускной способности 500 м3/ч.
Авторы:
А.П. Усачев, д.т.н., проф., Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А. (Саратов, РФ), usachev-ap@mail.ru
А.Л. Шурайц, д.т.н., АО «Гипрониигаз» (Саратов, РФ), shuraits@niigaz.ru
А.В. Бирюков, к.т.н., АО «Гипрониигаз», biryukov@niigaz.ru
А.О. Хомутов, АО «Гипрониигаз», khomutov.anton@gmail.com
Д.В. Салин, АО «Гипрониигаз»
Литература:
-
ГОСТ 5542–2014. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия. М.: Стандартинформ, 2015. 10 с.
-
Mokhatab S., Poe W.A. Handbook of Natural Gas Transmission and Processing. Waltham: Elsevier, Gulf Professional Publishing, 2012. 802 p.
-
Guo B., Ghalambor A. Natural Gas Engineering Handbook. Houston: Gulf Publishing Company, 2012. 472 p.
-
Sutherland K. Filters and Filtration Handbook. Oxford: Elsevier, Butterworth-Heinemann, 2008. 536 p.
-
Карякин Е.А., Багров П.Н., Брук Л.К. и др. Промышленное газовое оборудование. Саратов: Газовик, 2013. 1280 с.
-
Усачев А.П., Шурайц А.Л., Густов С.В., Шерстюк П.В. Разработка математической модели оптимизации формы фильтров, размещаемых в шкафных газораспределительных пунктах // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2010. № 4. С. 145–155.
-
Патент № 158000 РФ. Установка грубой очистки природного газа от твердых частиц, располагаемая в помещении / А.П. Усачев, А.Л. Шурайц, А.В. Рулев, Д.В. Салин. Заявл. 16.12.2014, опубл. 20.12.2015.
-
Усачев А.П., Шурайц А.Л., Салин Д.В., Усуев З.М. Разработка принципа и математической модели сокращения интегральных затрат в цилиндрические вертикально установленные фильтрующие устройства // Нефтегазовое дело. 2016. Т. 14. № 3. С. 159–164.
-
Патент № 116365 РФ. Установка очистки природного газа от твердых частиц / А.П. Усачев, А.Л. Шурайц, С.В. Густов и др. Заявл. 21.11.2011, опубл. 27.05.2012.
-
ГОСТ 9544–2015. Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов. М.: Стандартинформ, 2015. 74 с.
-
Усачев А.П., Шурайц А.Л., Густов С.В., Шерстюк П.В. Обоснование размеров ячейки сетки фильтрующих элементов систем защиты, предотвращающих попадание твердых частиц в газорегуляторные пункты, узлы учета и газоиспользующие приборы // Нефегазовое дело. 2010. Т. 8. № 2. С. 77–81.
-
ГОСТ 6613–86. Сетки проволочные тканые с квадратными ячейками. Технические условия. М.: ИПК Изд-во стандартов, 1998. 12 с.
-
Патент № 166735 РФ. Устройство по предотвращению распространения обломков за пределы фильтрующего элемента природного газа / А.П. Усачев, А.Л. Шурайц, А.В. Рулев и др. Заявл. 27.04.2016. опубл. 10.12.2016.
-
Усачев А.П., Шурайц А.Л., Салин Д.В., Усуев З.М. Разработка принципов предотвращения деформации гофрированных фильтрующих устройств природного газа, оснащенных цилиндрическими опорными оболочками с продольными ребрами жесткости // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 3. С. 172–183.
-
Усачев А.П., Шурайц А.Л., Салин Д.В., Даньшев А.Е. Совершенствование методических подходов к замеру перепада давления на цилиндрических фильтрующих элементах современных газовых фильтров сетчатого типа // Нефтегазовое дело. 2015. Т. 13. № 1. С. 131–136.
-
Патент № 157997 РФ. Установка грубой очистки природного газа с цилиндрическим фильтрующим элементом сетчатого типа / А.П. Усачев, А.Л. Шурайц, А.В. Рулев, Д.В. Салин. Заявл. 16.12.2014, опубл. 20.12.2015.
-
Патент № 174446U1 RU. Устройство для очистки от твердых частиц природного газа высокого давления / А.П. Усачев, А.Л. Шурайц, А.В. Рулев и др. Заявл. 06.04.2017, опубл. 13.10.2017.
HTML
Головные пункты редуцирования газа (ПРГ) являются важнейшими структурными элементами городских газораспределительных сетей, которые обеспечивают надежность функционирования основных потребителей газа, включая объекты жизнеобеспечения. В настоящее время успешно эксплуатируются головные ПРГ большой единичной мощности, проектирование и строительство которых осуществляло АО «Гипрониигаз», в Волгограде (500,0 тыс. м3/ч), Воронеже (200,0 тыс. м3/ч), Уфе (500,0 тыс. м3/ч) и ряде других населенных пунктов. Одним из проблемных вопросов при эксплуатации вышеуказанных объектов является низкое качество газа, подаваемого в сети газораспределения, в отношении очистки от механических примесей, что требует применения в ПРГ устройств двухступенчатой очистки газа, оснащенных цилиндрическими фильтрующими картриджами (ЦФК) грубой и тонкой очистки [1].
Газооборудование современного отечественного ПРГ включает двухступенчатые цилиндрические установки (ДЦУ) с фильтрами грубой и тонкой очистки газа основных и резервных линий редуцирования (рис. 1).
В технической литературе отсутствуют методические положения по повышению экономической и технической эффективности ДЦУ газовой очистки [2–4]. В связи с этим АО «Гипрониигаз» при проектировании и строительстве головных ПРГ уделяет большое внимание повышению пропускной способности и снижению металлоемкости ЦФК, а также сокращению строительного объема зданий и сооружений для их размещения.
Анализ существующих установок из фильтров грубой и тонкой очистки газа выявил ряд следующих недостатков:
– высокая материалоемкость и капиталовложения в фильтры вследствие их нерациональной формы, а также в ограждающие строительные конструкции для их размещения;
– низкая степень заполнения внутреннего объема корпуса фильтрующей сеткой и, как следствие, его высокие металлоемкость и капиталовложения; низкая степень улавливания механических примесей фильт- рующими картриджами грубой очистки, обусловленная большим (0,2–0,5 мм) размером ячейки применяемых в них сеток [5];
– нарушение режима очистки фильтрующих поверхностей от механических примесей из-за отсутствия способа определения перепада давления на ЦФК, указывающего достоверную степень засорения; в выпускаемых промышленностью цилиндрических фильтрах для очистки природного газа можно замерить только перепад давления между их входным и выходным патрубками, что приводит к значительной погрешности по сравнению с замером непосредственно на ЦФК и, следовательно, несвоевременности удаления механических примесей с их фильтрующих поверхностей;
– высокая материалоемкость вследствие размещения ЦФК грубой и тонкой очистки в отдельных корпусах 4, 5, 9, 10 (см. рис. 1), эксплуатируемых при высоком давлении и имеющих в этом случае большие толщины соединительных фланцев и стенок цилиндрических обечаек; для размещения одного из фильтров двухступенчатых установок очистки требуются дополнительные площади, а также затраты на отопление и вентиляцию отчуждаемого объема.
В целях устранения имеющихся недостатков АО «Гипрониигаз» был предложен ряд принципов, на основе которых разработаны технические решения и методические положения.
ПРИНЦИП СНИЖЕНИЯ МАТЕРИАЛОЕМКОСТИ КОРПУСА
Сформулирован принцип снижения материалоемкости корпуса фильтров на основе оптимизации их формы.
На первом этапе технического совершенствования фильтров проведена оптимизация формы их корпуса 1 (рис. 2), за счет которой достигаются минимальные металлоемкость и капиталовложения. Результаты проведенных исследований [6] показывают, что оптимальное отношение высоты Н корпуса 1 к его диаметру D, при которых достигаются минимальные металлоемкость и капитало- вложения, составляет (Н/D)opt = 4,0. В этом случае высота ЦФК в виде одного неразборного изделия Нфк составит 65 % от высоты Н корпуса 1 фильтра. Для извлечения из корпуса 1 такого ЦФК при проведении очистки от механических примесей необходимо предусматривать дополнительную высоту помещения, равную высоте ЦФК. В результате увеличиваются площадь наружных стен и расход тепловой энергии на отопление этой части помещения ПРГ. При этом чем больше площадь пола для размещения другого газового оборудования, расположенного совместно с фильтром в помещении ПРГ, тем больше периметр и площадь наружных стен высотой, равной Нфк, а также тепловые потери через указанную площадь. В целях сокращения затрат на ЦФК и ограждающие конструкции помещения предложен и защищен патентом принцип установки: вместо одного неразборного ЦФК высотой Нфк используется несколько (их число nфк) картриджей меньшей высоты, установленных параллельно, один на другом (см. рис. 2), c высотой каждого из них, равной hфк = Нфк/nфк [7].
Увеличение количества вертикально установленных ЦФК позволяет производить их демонтаж, извлекая по одному и поднимая над верхней отметкой фильтра только на высоту hфк (см. рис. 2). Это, в свою очередь, позволяет уменьшить высоту наружных стен до величины, необходимой для извлечения ряда ЦФК, что приводит к снижению материалоемкости и капитальных вложений.
Вместе с тем увеличение числа вертикально установленных ЦФК приводит к росту капитальных вложений в их изготовление, поскольку вместо одного ЦФК производится nфк фильтрующих картриджей. В этом случае увеличивается число кольцеобразных оснований и крышек для крепления фильтрующей и опорных сеток, расход материалов, например эпоксидной заливки для герметичного соединения нижних и верхних краев сеток, соответственно увеличиваются капитальные вложения в их сборку, а также в изготовление, монтаж и демонтаж струбцины, соединяющей nфк картриджей в единый разборный блок, обеспечивающий необходимую прочность и устойчивость.
В целях определения оптимального числа ЦФК, которому соответствуют минимальные дополнительные интегральные затраты на ЦФК и наружные стены помещения, разработана математическая модель [8].
В соответствии с приведенной моделью выполнены расчеты по определению оптимального числа ЦФК для расположенного в помещении ПРГ фильтра с диаметром входного и выходного патрубков 350 мм. Результаты вычислений показывают, что оптимальное число ЦФК, размещаемое в его внутреннем объеме, составляет nфк opt = 3,0. При этом дополнительные расчеты показывают, что с уменьшением диаметра входного и выходного патрубков фильтра значение nфк opt уменьшается.
Общий вид предложенных конструкций цилиндрического фильтра оптимальной формы и ЦФК 8, 10 и 11 сетчатого типа, изготовленных АО «Гипрониигаз», с диаметром входного и выходного патрубков 350 мм, приведен на рис. 3.
Применение полученных результатов по определению оптимальной формы корпуса и использование принципа установки нескольких ЦФК малой высоты числом nфк, установленных один на другой [7], для фильтра пропускной способностью 92 тыс. м3/ч позволяет сократить материалоемкость и капиталовложения в 1,28 раза по сравнению с широко применяемыми фильтрами ФГС-СН-500 с такой же пропускной способностью.
ПРИНЦИП ПОВЫШЕНИЯ УДЕЛЬНОЙ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ
Разработан принцип повышения удельной пропускной способности на основе повышения степени заполнения фильтрующих поверхностей в единице объема корпуса фильтра.
На втором этапе технического совершенствования фильтра предложен принцип образования радиальных гофр 4 диаметром Dн (рис. 4) на фильтрующих поверхностях полого цилиндра 3 диаметром Dв.
При этом на боковых сторонах гофр 4 формируются дополнительные продольные складки 5. Фильтрующий цилиндр 3 герметично соединен с выходным штуцером 6 корпуса 2. Предложенный принцип и созданные на его основе технические решения защищены патентом [9].
Предложенная конструкция гофрированного ЦФК позволяет увеличить пропускную способность по сравнению с обычным ЦФК с гладкой фильтрующей цилиндрической поверхностью в 5,5 раза.
В целях повышения качества грубой очистки был проанализирован опыт эксплуатации газорегулирующего и измерительного оборудования, который показал, что увеличение размеров частиц механических примесей свыше 0,1 мм приводит к повышению погрешности измерений и выходу из строя измерительных комплексов и газовых счетчиков, а также эрозии уплотнительных поверхностей клапанов, снижающей уровень их герметичности ниже класса А по ГОСТ 9544–2015 [10].
Для приведения в соответствие с требованиями и техническими характеристиками существующих сетчатых фильтров было разработано предложение [11] о применении сеток с размером ячейки не более 0,08 мм [12]. При этом гофрированные сетки с размером ячейки 0,08 мм и толщиной 0,055 мм не могут сохранять постоянную форму под воздействием перепада давления, повышающегося при их засорении механическими примесями.
Повышение устойчивости и прочности тонкой гофрированной фильтрующей сетки 5 (рис. 5) достигается путем образования на ее боковых цилиндрических поверхностях наружной защитной оболочки 4 и внутренней опорной оболочки 6 из металлической утолщенной сетки параллельных их оси однотипных продольных гофр, равномерно распределенных по всей их цилиндрической поверхности. При этом наружная 4 и внутренняя 6 оболочки расположены друг относительно друга на расстоянии, заданном толщиной фильтрующей сетки 5, образуя вместе с ней трехслойную гофрированную структуру [13].
Результаты расчетов, проведенных согласно [14], на прочность и устойчивость продольных гофр в опорной оболочке 6, выполняющих функцию продольных ребер, показывают, что для блока из трех ЦФК, установленных один на другой, при высоте одного ЦФК 460 мм и толщине опорной сетки 6, равной 1,1 мм, обеспечивается необходимая прочность при максимально допустимой величине перепада давления на ЦФК.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ ЗАСОРЕНИЯ ФИЛЬТРА
Проведено определение степени засорения фильтра механическими примесями на основе предложенного способа достоверного замера перепада давления непосредственно на ЦФК.
На третьем этапе предложены принципы достоверного замера максимально допустимого перепада давления ∆Рмд непосредственно на ЦФК для определения степени засорения, при которой необходимо производить очистку от механических примесей. В настоящее время отсутствуют способы достоверного замера перепада давления на ЦФК.
В целях устранения указанного недостатка обосновано место установки датчиков перепа- да давления путем анализа потерь давления газа [15] при его течении вдоль блока из нескольких вертикально установленных один на другой фильтрующих картриджей 5, 6 и 7 (см. рис. 2). Было показано, что поток газа, направленный вдоль блока фильтрующих картриджей 5, 6 и 7 снизу вверх, приводит к снижению давления неочищенного газа в верхних частях кольцевого пространства 16 в месте расположения ЦФК 7, в отличие от нижнего ЦФК 5, вследствие газодинамических потерь.
Вследствие этого давление неочищенного газа Рн.н в нижней части (точка А на рис. 2) фильтрующего картриджа 5 будет всегда больше, чем давление Рн.в в верхней (точка С) в месте расположения ЦФК 7, т. е. Рн.н > Рн.в на величину газодинамических потерь на трение ∆Ртр на участке кольцевого пространства 16. В этом случае более высокое значение перепада давления между неочищенным и очищенным газом на фильтрующем картридже в точке А по сравнению с точкой С (Рн.н > Рн.в) обусловливает пропорционально более высокое количество протекающего неочищенного газа, а значит, и большее количество твердых частиц, оседающих в нижней части ЦФК 5, и, как следствие, бóльшую степень засоренности его фильтрующей сетки.
Отсюда следует, что замер статических давлений в нижней части фильтрующего картриджа 5 в точках А и Б покажет более высокое значение перепада давления на ЦФК, чем в верхней его части в месте расположения ЦФК 7.
При этом значение перепада давлений ∆Рмд в нижней части фильтрующего картриджа 5 будет достигнуто в более ранний период по сравнению с верхним картриджем 7. Таким образом, замер перепада давлений в нижней части фильтрующего картриджа 5, наиболее засоренной твердыми частицами, дает возможность максимально раннего получения сигнала на диспетчерском пульте и обеспечивает временной запас для технического персонала по своевременному отключению фильтра в целях очистки его от механических примесей.
По результатам анализа, приведенного в [15], разработано устройство, обеспечивающее минимальную погрешность при замере перепада давления непосредственно на фильтрующем картридже. Схема устройства, в соответствии с предлагаемым способом замера перепада давления на ЦФК [16] между датчиками 21 и 20, приведена на рис. 2. Согласно предлагаемому способу замера перепада давления на ЦФК (см. рис. 2) штуцер-датчик 21 для отбора давления неочищенного газа устанавливается в нижней части корпуса 1 и соединен своим отверстием с внутренним кольцевым пространством 16, что позволяет газу по импульс- ной трубке 15 от штуцера 21 поступать к дифференциальному манометру 13 для измерения и регистрации статического давления Рн.н в точке А.
Узел для отбора давления очищенного газа выполнен в виде вертикального датчика давления 20. При этом импульсная трубка 14 к датчику 20 герметично проходит через стенку корпуса 1, кольцевое пространство 16 и входит во внут- реннее пространство 17 внутри ЦФК 5 таким образом, чтобы отверстие 19 датчика 20 было расположено на уровне размещения входа датчика 21 для замера перепада давления неочищенного газа. Это отверстие должно быть расположено в боковой поверхности датчика 20 в целях замера статического давления Ро.н. Верхний конец датчика 20 герметично закрыт заглушкой 18. Таким образом, датчики 21 и 20 измеряют разность статических давлений неочищенного и очищенного газа до и после ЦФК 5, т. е. перепад давления на этом ЦФК. Предлагаемый принцип и разработанное на его основе техническое решение защищены патентом на полезную модель [16].
Применение предложенного способа замера перепада давления непосредственно на ЦФК позволяет уменьшить погрешность его величины в 1,4–1,9 раза по сравнению с существующим аналогом, когда перепад давления измеряется на входном и выходном патрубках 3 и 22 цилиндрического фильтра.
ПРИНЦИП СНИЖЕНИЯ МАТЕРИАЛОЕМКОСТИ ПРИ РАЗМЕЩЕНИИ ЦФК В ОДНОМ КОРПУСЕ
На четвертом этапе технического совершенствования предложен принцип сокращения материалоемкости путем размещения ЦФК грубой и тонкой очистки в одном корпусе.
В литературе [2–5] отсутствуют методические положения по компактному и малозатратному устройству ДЦУ газовой очистки. В связи с этим предложен новый принцип размещения во внутреннем объеме одного корпуса 2 (рис. 6) коаксиально установленных ЦФК, один внутри друго- го, грубой очистки 3 и 5 из сетки и тонкой очистки 4 и 6 из волокнистого материала, находящихся на минимально допустимом расстоянии min, при котором сетка фильтрующих картриджей грубой очистки 3 и 5 в местах сближения с ЦФК тонкой очистки 4 и 6 не засоряется интенсивнее, чем на участках, расположенных на бóльших расстояниях, и, как следствие, не происходит увеличения перепада давления между фильтрующими слоями грубой 3 и 5 и тонкой 4 и 6 очистки.
В соответствии с предлагаемым принципом разработана конструкция ДЦУ, защищенная патентом на полезную модель [17].
В целях выявления значе- ния min, согласно патенту [17], в Научно-производственном центре АО «Гипрониигаз» было проведено испытание газового фильтрующего устройства, результаты которого показывают, что при увеличении расстояния между фильтрующими слоями грубой и тонкой очистки до минимального значения, равного min = 5,6 мм, величина перепада давления между ними прекращает уменьшаться. Это свидетельствует о том, что при min = 5,6 мм и выше засорение сетки грубой очистки осуществ- ляется так же, как и одиночно расположенной сетки, и газодинамическое влияние слоя тонкой очистки уже не ощущается.
В целях внедрения предлагаемых принципов повышения эффективности газовых ЦФК грубой и тонкой очистки высокой пропускной способности [6, 7, 9, 13, 16, 17] был изготовлен и испытан опытно-промышленный образец ДЦУ. Положительные результаты испытаний позволили включить предлагаемую конструкцию в состав подготовленного к строительству головного ПРГ пропускной способностью 500 тыс. м3/ч.
Таким образом, в статье рассмот- рены несколько этапов технической эволюции установок очистки природного газа, направленных на повышение эффективности газовых ЦФК грубой и тонкой очистки большой пропускной способности.
ВЫВОДЫ
Определено оптимальное отношение высоты Н корпуса цилинд- рического фильтра к его диаметру D, составляющее (Н/D)opt = 4,0 (см. рис. 2), при котором достигаются минимальные металлоемкость и капиталовложения. Для извлечения из корпуса фильтрующего картриджа, составляющего в этом случае 65 % от высоты Н корпуса фильтра, при проведении очистки от механических примесей необходимо предусматривать дополнительную высоту помещения, равную величине ЦФК.
В целях сокращения затрат на ЦФК и наружные стены помещения предложен и защищен патентом принцип установки: вместо одного неразборного ЦФК высотой Нфк блок из нескольких картриджей меньшей высоты числом nфк, установленных параллельно, один на другой (см. рис. 2), c высотой каждого из них, равной hфк = Нфк/nфк [7]. Результаты расчетов показали, что оптимальное число ЦФК, размещаемое в его внутреннем объеме, составляет nфк opt = 3,0.
В целях увеличения удельной пропускной способности предложен принцип повышения степени заполнения фильтрующих поверхностей в единице объема корпуса фильтра путем образования радиальных гофр с формированием на их боковых сторонах дополнительных продольных складок [9].
Повышение устойчивости и предотвращение деформаций тонкой гофрированной фильтрующей сетки достигается путем формирования на ее боковых поверхностях наружной и внутренней цилиндрических оболочек, выполненных из металлической утолщенной сетки (см. рис. 5) однотипных продольных гофр, которые образуют вместе с фильтрующей сеткой трехслойную гофрированную структуру [9].
Выявлено, что в нижней части блока фильтрующих картриджей в процессе фильтрации будет оседать всегда большее количество твердых частиц по сравнению с его верхней частью. Это обусловлено тем, что давление поднимающегося вверх неочищенного газа Рн.н в нижней части блока фильтрующих картриджей будет всегда больше, чем в его верхней части Рн.в, на величину потерь давления на трение. Отсюда следует, что замер перепада давления в нижней части блока фильтрующих картриджей, наиболее засоренной твердыми частицами, дает возможность более раннего получения сигнала на диспетчерском пульте и обеспечивает временной запас для технического персонала по своевременному отключению фильтра в целях очистки его ЦФК от загрязнений.
Предложена конструкция узла замера перепада давления на ЦФК, когда датчик давления очищенного газа устанавливается в нижней части внутреннего объема ЦФК так, чтобы его отверстие для соединения с внутренним пространством ЦФК было расположено в его боковой поверхности на той же отметке, что и отверстие датчика давления неочищенного газа [16].
Предложен новый принцип размещения во внутреннем объеме корпуса фильтра двух коаксиально расположенных, один внутри другого, ЦФК грубой и тонкой очистки, находящихся на экспериментально установленном минимально допустимом расстоянии min = 5,6 мм, при котором сетка фильтрующего картриджа грубой очистки в местах сближения с ЦФК тонкой очистки не засоряется интенсивнее, чем на участках, расположенных на бóльших расстояниях, и, как следствие, не происходит увеличения перепада давления между фильтрующими слоями грубой и тонкой очистки [17].
Результаты технико-экономического обоснования показывают, что значение интегральных удельных затрат в предлагаемую конструкцию ДЦУ в среднем в 1,65 раза меньше в сравнении с существующим аналогом, когда ЦФК грубой и тонкой очистки размещаются в отдельных корпусах.
Новые технологии и оборудование
Авторы:
HTML
Опыт взаимодействия ООО «АЛСО» с газораспределительными организациями (ГРО) России и СНГ ярко иллюстрирует актуальность вопроса обеспечения безаварийной эксплуатации объектов газораспределительных сетей. Особую остроту этот вопрос приобретает в части реконструкции и модернизации сетей в аспекте замены стальных задвижек на современные шаровые краны.
Неразборная конструкция современных шаровых кранов, применение новейших уплотнительных материалов, использование качественных комплектующих и передовых технологий производства обеспечивают бóльшую, по сравнению с задвижками, герметичность, надежность, удобство использования. Вместе с тем в общении с представителями ГРО при разработке решений для реконструкции и модернизации сетей газораспределения производители трубопроводной арматуры (ТПА) сталкиваются с рядом рабочих моментов.
Рассмотрим и прокомментируем наиболее характерные из них.
1. Известно, что свойства терморасширенного графита обес- печивают бóльшую по сравнению с паронитом герметичность уплотнения. При этом проектные организации в погоне за экономией закладывают в проект именно паронитовые прокладки. Производителям ТПА приходится регулярно информировать предприятия ГРО о том, что дешевые паронитовые прокладки не позволяют экономить – напротив, экономия на уплотнениях приводит к дополнительным затратам на текущие ремонты.
Выход из этой ситуации – в по- стоянном диалоге между производителем ТПА и конечным потребителем. Результат взаимодействия – повышение экономической эффективности предприятий ГРО за счет применения более современных материалов и оборудования.
2. Согласимся с актуальностью замены задвижек на краны, но заметим, что на рынке существуют краны шаровые полнопроходные со строительной длиной задвижки (рис. 1). Одинаковые типоразмеры фланцев КШ.Ф.З. и отсутствие необходимости ревизий крана существенно экономят силы и средства предприятий ГРО при монтаже и эксплуатации.
Возвращаясь к диалогу производителя и потребителя, отметим, что изделие создавалось именно на основе такого взаимодействия.
3. Говоря о подземной прокладке газопроводов с использованием труб из полиэтилена, отметим, что ООО «АЛСО» производит краны шаровые с удлиненным штоком в изоляции усиленного типа с патрубками из полиэтилена. Изоляция позволяет монтировать краны колодезным и беcколодезным способом, патрубки обес- печивают легкость монтажа на трубопровод, что в конечном счете существенно снижает эксплуатационные расходы предприятий ГРО (рис. 2).
4. Не вызывает возражений необходимость и важность снижения риска возникновения аварийных ситуаций. В то же время невозможно обойти вниманием вопрос защиты от несанкционированного доступа к управлению газопроводом в общедоступных местах.
На сегодняшний день эта проб- лема решается путем блокировки штурвала задвижки самодельными блокираторами (чаще всего – железной цепью с замком) либо демонтажем ручки крана. Однако, как показывает практика, подобные решения неэффективны.
Для защиты от несанкционированного доступа предлагается антивандальная ручка ALSO для кранов шаровых (рис. 3). Особая конструкция горловины и съемная ручка исключают возможность управления краном подручными средствами (например, газовым ключом или плоскогубцами). Защитный стакан с дренажным отверстием исключает наполнение конструкции водой.
Это решение также разрабатывалось в тесном сотрудничестве с конечными потребителями.
В заключение хотелось бы сказать несколько слов об импортозамещении. Политическая ситуация диктует российским предприятиям новые правила экономической и хозяйственной деятельности. Поэтому мы обращаемся к предприятиям ГРО с предложением обратить внимание на импортозамещающую продукцию российских производителей ТПА. Используемое оборудование, материалы и комплектующие, опыт сотрудников российских производителей ТПА обеспечивают достойное качество продукции, которая вполне может конкурировать с импортными аналогами. В то же время применение отечественного металлопроката и независимость от колебаний курса валюты дают производителям возможность реализовать российскую ТПА по привлекательным ценам, существенно дешевле импорта. Опыт производства и продаж линии импортозамещающих изделий ALSO RS позволяет уверенно констатировать наличие устойчивого интереса представителей газовой отрасли к этой продукции. Этот факт дает нам дополнительный импульс к развитию.
Таким образом, практика ООО «АЛСО» показывает, что комп- лексный подход к безаварийной эксплуатации объектов газораспределительных сетей может и должен основываться на конструктивном диалоге производителя оборудования и конечного потребителя. Именно такой диалог обеспечивает применение современных материалов и технологий в готовых изделиях и решениях и приводит в конечном счете к повышению экономической эффективности предприятий ГРО.
ООО «АЛСО»
454038, РФ, г. Челябинск,
ул. Складская, д. 1
Тел/факс: +7 (351) 210-0-210
E-mail: info@alsoarm.ru
Авторы:
А.Г. Рогачев, ООО «Газпром межрегионгаз» (Санкт-Петербург, РФ), mrg@mrg.gazprom.ru
Д.Е. Рыбкин, ООО «Газпром межрегионгаз»
Литература:
-
ГОСТ 15180–86. Прокладки плоские эластичные. Основные параметры и размеры [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200006928 (дата обращения: 21.06.2018).
-
ГОСТ 28759.6–90. Прокладки из неметаллических материалов. Конструкция и размеры. Технические требования [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200021750 (дата обращения: 21.06.2018).
-
ГОСТ ISO 16010–2013. Уплотнения эластомерные. Требования к материалам уплотнений, применяемых в трубопроводах и арматуре для газообразного топлива и углеводородных жидкостей [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200109872 (дата обращения: 21.06.2018).
-
ГОСТ Р 54960–2012. Системы газораспределительные. Пункты газорегуляторные блочные. Пункты редуцирования газа шкафные. Общие технические требования [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200095023 (дата обращения: 21.06.2018).
-
СТО Газпром газораспределение 2.4–2011. Альбом типовых решений по проектированию и строительству (реконструкции) газопроводов с использованием устройства выхода газопровода из земли. СПб.: ОАО «Газпром газораспределение», 2011. 56 с.
-
ГОСТ Р 54983–2012. Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200095364 (дата обращения: 21.06.2018).
-
СП 62.13330.2011*. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 (с изменениями № 1, 2) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200084535 (дата обращения: 21.06.2018).
HTML
Главной задачей газораспределительной организации (ГРО) является обеспечение безопасного, безаварийного и бесперебойного газоснабжения потребителей. Выполнение этой задачи достигается реализацией комплекса мер и мероприятий по эксплуатации объектов газораспределительных систем. В том числе эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления предполагает проведение постоянного мониторинга состояния сетей для выявления мест утечек газа, повреждений газопроводов и оборудования, своевременного и качественного выполнения периодических рег- ламентных работ, при которых возникают или могут возникнуть значительные потери газа.
Технологические потери – эксплуатационные утечки газа через разъемные соединения на газопроводах и оборудовании. Данные потери связаны с негерметичностью фланцевых соединений, сальников задвижек и кранов, а также резьбовых соединений вследствие их конструктивных особенностей. Добиться абсолютной герметичности разъемных соединений пока не удается, но с каждым годом появляется все больше материалов, позволяющих минимизировать вероятность возникновения утечек.
УПЛОТНИТЕЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
При предъявлении требований к уплотнению фланцевых соединений чаще всего ссылаются на ГОСТ 15180–86 [1] или ГОСТ 28759.6–90 [2]. Но эти межгосударственные стандарты практически не предъявляют требований к свойствам уплотнений, а лишь нормируют размеры и материал изготовления. Современные уплотнительные материалы должны соответствовать требованиям ГОСТ ISO 16010–2013 [3]. Данный ГОСТ, в отличие от предыдущих, предъявляет довольно жесткие требования к свойствам уплотнений.
В настоящее время для уплотнения фланцевых соединений в газораспределении широко применяются паронитовые прокладки. Паронит – материал дешевый и используется многие годы, но его упругие свойства существенно хуже, чем у современных уплотнительных материалов, например из терморасширенного графита. Особенно эффективны композиционные уплотнители из терморасширенного графита на армирующей основе. Существуют и другие материалы, позволяющие более надежно герметизировать фланцевые соединения. Основные виды современных уплотнительных материалов представлены в табл. 1.
Другим распространенным местом возникновения утечек газа являются сальники штоков запорной арматуры и разъемные со- единения. Из-за конструктивных особенностей сальник в принципе является не очень герметичным узлом и требует регулярной подтяжки и набивки.
Замена задвижек шаровыми кранами обеспечивает надежное секционирование участков газопроводов и, безусловно, способствует снижению потерь газа за счет качественного уплотняющего материала, качества шаров и сборки.
При колебаниях температуры окружающего воздуха из-за температурного расширения материалов уплотнители в разъемных соединениях подвергаются циклическим сжатиям, что приводит к потере герметичности. Поэтому при выборе того или иного производителя пунктов редуцирования газа (ПРГ) следует отдавать предпочтение продукции, использующей приварную арматуру согласно п. 4.5.8.2 ГОСТ 54960–2012 [4]: «Прокладку газопроводов следует предусматривать открытой. Соединения труб должны быть неразъемными, на сварке. Разъемные соединения разрешается предусматривать в местах присоединения технических устройств, контрольно-измерительных приборов, а также на импульсных трубопроводах». На сетях газораспределения также необходимо максимально использовать именно приварную арматуру.
Температурные колебания создают условия для еще одной причины утечки газа – образования сквозных коррозионных повреждений газопроводов на участках их выходов и вводов в землю вследствие негерметичности заделки между футляром и газопроводом. Решением этой проблемы является применение современных устройств выходов газопроводов из земли (УВГЗ), типовые решения использования которых определены в СТО Газпром газораспределение 2.4.–2011 [5].
В результате применения неразъемных соединений «поли- этилен – сталь» обеспечиваются: снижение затрат на строительство и эксплуатацию газопроводов – отсутствует необходимость устройства колодцев и обслуживания фланцевых соединений; высокое качество соединений – герметичность и прочность за счет использования технологии индукционного нагрева при изготовлении; вариации технологических возможностей при строительстве и эксплуатации газопроводов – возможность установки металлической запорной арматуры на полиэтиленовых трубопроводах, поочередная замена участков стальных трубопроводов полиэтиленовыми до полной замены существующего стального трубопровода поли- этиленовым, врезка ответвлений из полиэтиленовых труб в существующие стальные трубопроводы и т. п.
В результате применения УВГЗ исключаются следующие проблемы: нарушение заделки зазора между футляром и газопроводом от воздействия температурных перепадов и осадков; просадка труб газопровода и футляров в процессе эксплуатации; необходимость периодического ремонта битумной заделки зазора между торцом футляра и трубой газопровода; коррозионные повреждения труб (в том числе сквозные повреждения и утечки газа) газопроводов и футляров, которые возникают из-за попадания атмосферных осадков в зазор между газопроводом и футляром.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ МИНИМИЗАЦИи РАСХОДА ГАЗА
Все газопроводы, даже с самыми совершенными уплотнениями, в соответствии с нормативно-техническими документами должны подвергаться постоянному контролю и обслуживанию. На сетях газораспределения имеется большое количество участков газопроводов и оборудования, в основном арматуры, которые находятся на территории абонентов, на большой высоте и т. п. и фактически недоступны для обслуживания (и не обслуживаются). Для обеспечения их контроля и своевременной проверки отсутствия утечек ряд производителей выпускает дистанционные высокочувствительные приборы, поз- воляющие определить наличие утечки метана на значительных расстояниях. Приборы такого типа давно применяют для обнаружения с вертолета утечек на магистральных газопроводах, но из-за больших габаритов и недостаточной чувствительности они не применялись ГРО.
В последнее время приборы значительно изменились. Их чувствительность повысилась, а габариты и стоимость существенно уменьшились, что сделало возможным их применение при обслуживании сетей газораспределения. В настоящее время приборы дистанционного лазерного обнаружения утечек метана размещают даже на малогабаритных квадрокоптерах. Выпускаются переносные варианты, по весу и габаритам аналогичные обычным течеискателям, позволяющие определить наличие метана на расстоянии и даже через окна жилых квартир абонентов.
Помимо мер, позволяющих сократить технологические потери газа, необходимо принимать меры по минимизации расхода газа для технологических нужд ГРО, обусловливающих выбросы газа в атмосферу.
Применение приспособлений для врезки без снижения давления. Даже полный отказ от резьбовых и фланцевых соединений на газопроводах и оборудовании не позволит избежать потерь газа и их выбросов в атмосферу при работах по присоединению новых газопроводов, а также при необходимости замены или ремонта участков газопроводов или оборудования. Но эти потери можно значительно уменьшить, используя современное оборудование для врезки без снижения давления, выпуск которого уже осуществляется в г. Смоленске (рис. 1).
Замена или ремонт участков газопроводов без прекращения транспортировки газа является логичным развитием технологии врезки под давлением и позволяет исключить из потока газа небольшой участок газопровода, а поток направить по временному обводному газопроводу. Газ сбрасывается только на отключенном участке, после чего на нем можно проводить любые работы. После проведения работ временный обводной газопровод демонтируется, на врезанные отводы устанавливаются заглушки, а основной газопровод вновь возвращается в работу.
Применение оборудования с увеличенными сроками эксплуатации. Некоторые работы, выполняемые при техническом обслуживании (ТО) пунктов редуцирования, предполагают сброс газа из оборудования и снова заполнение его газом после проведения работ. Сброс газа также происходит при проверке работы и настройке предохранительных сбросных клапанов (ПСК).
В соответствии с п. 8.3.2. ГОСТ Р 54983–2012 [6] «ТО газорегуляторных пунктов (ГРП) должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев. Периодичность ТО других пунктов редуцирования газа должна устанавливаться в соответствии с документацией изготовителей».
Таким образом, если производитель в техническом паспорте ПРГ указал, что ТО проводится реже, чем периодичность, указанная по умолчанию в национальном стандарте, то и проводить эти работы нужно реже. На рис. 2 в качестве примера приведен газорегуляторный пункт шкафной (ГРПШ), ТО которого проводится раз в 5–8 лет в зависимости от входного давления.
Современное качественное оборудование не требует столь частого вмешательства, как раньше, а некоторые комбинированные регуляторы (это относится к части домовых регуляторов и их аналогам) не предполагают вмешательства в ходе эксплуатации.
Согласно техническим паспортам на шкафные пункты редуцирования (ШРП) (рис. 3) с пропускной способностью до 50 м3/ч «ТО и текущий ремонт пункта должны осуществляться эксплуатационной организацией газового хозяйства (горгазами, межрайгазами и т. д.) или другими организациями. Периодическому осмотру подлежат регулятор давления, сбросной клапан, клапаны предохранительные запорные. Проверяются сроки очередной плановой поверки измерительных устройств. Сроки осмотров устанавливаются в соответствии с паспортами на данные изделия. Систематически проверяется герметичность резьбовых соединений», «...срок эксплуатации регулятора составляет 20 лет. На весь период эксплуатации регулятора не требуется проводить дополнительное обслуживание при устойчивой работе оборудования».
Таким образом, периодичность ТО определяется паспортом оборудования. Единственным оборудованием, подпадающим под ТО в данном случае, является комбинированный регулятор, включающий в себя и предохранительный запорный клапан (ПЗК), и ПСК. Согласно паспорту на регулятор производитель не предусматривает ТО этого регулятора силами ГРО. Срок службы этого регулятора составляет 20 лет, после чего он должен быть заменен или отправлен на ТО производителю.
Для сокращения потерь газа при проверке срабатывания и настройке ПСК разработана и используется технология проведения этой работы без сброса газа. Принципиальная схема такой настройки ПСК приведена на рис. 4.
Принцип этой технологии заключается в отключении ПСК от газопровода с помощью запорной арматуры перед клапаном и подаче в пространство между клапаном и запорной арматурой воздуха под давлением.
В соответствии с п. 6.5.6 СП 62.13330.2011* [7]: «…Конструкция линии редуцирования и резервной линии редуцирования (при наличии) должна обеспечивать возможность настройки параметров регулирующей, предохранительной и отключающей (защитной) арматуры, а также проверки герметичности закрытия их затворов без отключения или изменения значения давления газа у потребителя».
РЕКОНСТРУКЦИЯ И МОДЕРНИЗАЦИЯ
При реконструкции сетей преду- сматривается замена задвижек, установленных в колодцах, шаровыми кранами подземного заложения, что позволяет не только избежать выбросов газа в атмо- сферу, но и существенно снижает эксплуатационные затраты ГРО.
Более чем в 75 % случаев предусматривается прокладка подземных газопроводов из полиэтилена, который не подвержен коррозии, что исключает возможность образования утечек из сквозных коррозионных повреждений газопроводов.
Традиционно сброс газа считается первоочередной мерой, призванной сгладить ошибки при работе регулятора, и только если ПСК не помогает, срабатывает ПЗК.
Вместе с тем в дальнейшем сброс газа в атмосферу должен стать исключительным случаем, если другие меры не помогли. В России уже сейчас стали применять регуляторы-мониторы и пункты редуцирования с дублирующими линиями. Примером могут служить головные ГРП, спроектированные и построенные Головным научно-исследовательским и проектным институтом по распределению и использованию газа «Гипрониигаз».
Регулятор-монитор не отключает газоснабжение при неисправности основного регулятора, а самостоятельно выполняет регулирование давления, а затем обеспечивает давление, немного превышающее рабочее, но меньшее, чем максимально допустимое. Кроме того, применяется схема пунктов редуцирования с дублирующей линией редуцирования, которая настроена на давление, немного превышающее рабочее, и включается в работу, когда закрывается ПЗК на основной линии (рис. 5).
ГОСТ Р 54983–2012 [6] в п. 8.1.9 содержит норму: «В пунктах редуцирования газа тупиковых сетей газораспределения срабатывание предохранительной арматуры должно происходить раньше срабатывания защитной арматуры. Для предотвращения отключения ПРГ закольцованных сетей газораспределения срабатывание защитной арматуры в них должно происходить раньше предохранительной». Таким образом, в закольцованных сетях ПЗК должен настраиваться на давление ниже настройки ПСК. Это позволяет не выпускать газ при каждой нештатной работе регулятора, а отключить неисправный регулятор. При этом газоснабжение будет продолжено от других пунктов редуцирования. Учитывается еще и тот фактор, что в закольцованных сетях при неисправности регулятора на одном пункте редуцирования газ будет стравливаться через ПСК на нескольких пунктах редуцирования.
КЛАПАНЫ БЕЗОПАСНОСТИ «ГАЗ-СТОП»
С ростом числа газопроводов, газифицированных объектов, потребителей, использующих данный вид топлива, увеличивается риск возникновения аварийных ситуаций, инцидентов, сопровож- дающихся выходом газа. Одним из основных направлений снижения аварийности и оперативности ликвидации аварий и инцидентов на газопроводах и, как следствие, снижения потерь газа является внедрение клапанов безопасности «газ-стоп».
В п. 4.1 СП 62.13330.2011* [7] указывается: «В сетях газораспределения и газопотребления безопасность использования газа рекомендуется обеспечивать применением технических средств и устройств». Также в п. 5.1.9 СП 62.13330.2011* [7] указывается: «На участках присоединения к распределительному газопроводу газопроводов-вводов к отдельным зданиям различного назначения, многоквартирным зданиям, котельным и производственным потребителям допускается устанавливать клапаны безопасности (контроллеры) расхода газа».
Функционирование клапана характеризуется двумя основными признаками:
– в случае повреждения трубопровода на участке от распределительного газопровода до потребителя установленный в системе клапан автоматически закрывается за доли секунды, как только будет превышено заданное предельное значение расхода;
– во время работы в обычном режиме, т. е. при заданных максимальных значениях номинального потребления газа потребителями, клапан гарантированно остается в открытом положении в любом случае; сбои при работе в обычном режиме исключены.
Принцип действия клапана безопасности «газ-стоп» – полностью механический и у всех производителей одинаков (рис. 6). В случае клапана без перепускного приспособления (см. рис. 6а) после устранения причины утечки следует выровнять давление до и после клапана с помощью подходящего источника давления, например путем закачки воздуха, азота или другого инертного газа в трубу со стороны поврежденного участка для выравнивания давления на входе и выходе устройства; как только давление достигнет рабочего, клапан откроется самостоятельно. При использовании клапана с перепускным приспособлением (см. рис. 6б) при закрытом клапане небольшое количество газа все же проходит, за счет этого после устранения причины утечки (ремонта трубопровода) давление выравнивается самостоятельно.
Определен максимальный расход газа при соответствующем рабочем давлении. Клапан безопасности расхода газа постоянно находится в открытом положении, на него не влияют никакие импульсы, вызванные, к примеру, включением оборудования потребителей.
В случае превышения предельного значения расхода клапан закрывается за доли секунды и удерживается в закрытом состоянии давлением в сети.
Можно выделить три главных плюса клапанов безопасности «газ-стоп»:
– повышение уровня безопасности за счет предотвращения утечек газа;
– отсутствие утечки газа в промежуток времени между непосредственно повреждением и задействованием аварийных служб либо прекращением эксплуатации трубопровода (опасность несчастного случая на месте исключена);
– экономическая эффективность вследствие минимизации потерь газа, в том числе и на продувку газопровода.
В дополнение к вышеперечисленным функциям необходимо отметить возможность ограничения максимального расхода газа в соответствии с заявленной величиной.
Применение данных мероприятий и технологий в ряде случаев позволяет проводить работу практически без выбросов газа в атмосферу либо значительно их минимизировать.
МЕРЫ УСТРАНЕНИЯ АВАРИЙ
К традиционным мерам относятся отключение потребителей от газоснабжения, стравливание газа и продувки газопровода, а также временные бандажи и приварки муфт. Наряду с ними развиваются современные методы устранения утечек без остановки газоснабжения.
Метод закачки отверждаемого компаунда заключается в установке на место утечки специального бандажа (кожуха), в который под давлением вводится компаунд, обеспечивающий полную герметизацию. Давление ввода компаунда должно быть немного выше давления в газопроводе, тогда компаунд гарантированно заполнит негерметичности, через которые происходит утечка. Особенно хорошо этот метод подходит для устранения утечек по штокам задвижек, кода подтяжка сальниковой набивки уже не помогает, а поменять набивку невозможно из-за высокого давления в газопроводе и недопустимости его снижения для потребителей. Метод может также применяться для устранения утечек во фланцевом соединении или для устранения сквозных коррозионных повреждений.
Технология ремонта газопроводов (рис. 7) с применением композитных муфт может использоваться и как самостоятельная технология. Требования и рекомендации по применению данной технологии изложены в проекте национального стандарта ГОСТ Р «Нефтяная, нефтехимическая и газовая промышленность. Ремонт трубопроводов с использованием композитных материалов. Оценка и проектирование, ввод в эксплуатацию, испытание и контроль».
Технология устранения утечек газа с использованием композитных материалов является новым направлением в эксплуатации систем газоснабжения.
В проект изменений к ГОСТ Р 54983–2012 [6] в настоящее время внесены дополнения в п. 6.4.2: «Ремонт сквозных коррозионных и механических повреждений, восстановление толщины стенки труб стальных газопроводов может проводиться при помощи композитной ремонтной системы».
В соответствии с проектом изменений работы допускается проводить под давлением до 0,6 МПа.
Применение этой технологии ремонта в большинстве случаев позволит оптимизировать затраты, связанные с восстановлением и ремонтом поверхностей, а в отдельных случаях – и сквозной коррозии тела трубы газопровода, и обеспечит снижение негативного воздействия выброса метана в окружающую среду.
Экономический эффект от применения технологии устранения утечек газа с использованием композитных материалов достигается за счет: высокой скорости ремонта; проведения ремонта сквозного дефекта газопровода без отключения или остановки процесса транспортировки газа, с последующей продувкой и запуском; отсутствия необходимости проведения огневых работ; возможности проведения ремонта в труднодоступных местах, в том числе располагающихся под водой.
На территории Российской Федерации технология использования композитных материалов прошла апробацию на учебных полигонах различных ГРО, в государствах – участниках Таможенного союза – на действующих объектах магистральных нефтепроводов.
Поэтапный ремонт с применением композитных материалов представлен на рис. 8.
Применение данной технологии устранения утечек без прекращения транспортировки газа позволяет исключить не только аварийные выбросы газа в атмо- сферу, но и потери газа на продувку газопроводов при традиционных методах ремонта, а также обеспечить бесперебойное газоснабжение потребителей.
Только комплексный подход к эксплуатации с применением передовых технологий, новейших материалов и оборудования обеспечит повышение уровня безаварийного газоснабжения потребителей природного газа и будет способствовать минимизации потерь и выбросов газа в атмосферу.
Таблица 1. Основные виды современных уплотнительных материалов Table 1. Main types of modern sealing materials
Фланцевые уплотнения Flange seals |
Сальниковые уплотнения Gland seals |
Прокладки с внутренним стальным обтюратором Gaskets with internal steel obturator |
Набивка, сплетенная из нитей графитовой фольги, армированных хлопчатобумажной или синтетической нитью, плакированная фторопластовой пленкой Packing woven from filaments of graphite foil, reinforced with cotton or synthetic thread, plated with fluoroplastic film |
Прокладки со стальным сердечником для больших усилий затяжки Gaskets with steel core for large tightening forces |
Набивка, сплетенная из нитей графитовой фольги, армированных хлопчатобумажной или синтетической нитью Packing woven from strands of graphite foil reinforced with cotton or synthetic thread |
Прокладки из многослойного армированного графитового листового материала Gaskets made of multi-layer reinforced graphite sheet material |
Сальниковые кольца из графитовой ленты, плакированной фторопластом Gland rings made of graphite tape plated with fluoroplastic |
Зубчатые прокладки Toothed gaskets |
– |
Прокладки с гофрированным сердечником Gaskets with corrugated core |
– |
Охрана труда и промышленная безопасность
Авторы:
Р.А. Кускильдин, ПАО «Газпром газораспределение Уфа» (Уфа, РФ)
Литература:
-
РД 153-39.4-079-01. Методика определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200030215 (дата обращения: 19.06.2018).
-
Постановление Правительства РФ от 09.09.2017 № 1091 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам обеспечения безопасности при использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования» [Электронный источник]. Режим доступа: http://base.garant.ru/71764546/ (дата обращения: 19.06.2018).
-
ГОСТ Р 54983–2012. Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200095364 (дата обращения: 19.06.2018).
-
СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов [Электронный источник]. Режим доступа: http://files.stroyinf.ru/Data1/53/53416/ (дата обращения: 19.06.2018).
-
ТУ 4859-020-73339504-2015. Пункты редуцирования газа шкафные. Общие технические требования [Электронный источник]. Режим доступа: http://www.club-gas.ru/_ld/9/983__4859-020-73339.pdf (дата обращения: 19.06.2018).
HTML
ПАО «Газпром газораспределение Уфа» ежегодно разрабатывает и выполняет программы по сокращению потерь газа в рамках реализации Единой политики ПАО «Газпром».
Расходы газа на производственных объектах Общества подразделяются на следующие категории:
-
расход газа на собственные нужды – на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение зданий и других помещений;
-
расход газа на технологические нужды – на обеспечение и проведение регламентных работ по обслуживанию систем газо- снабжения и объектов газового хозяйства;
-
расход газа на технологические потери – утечки через разъемные соединения на газопроводах, арматуре и оборудовании.
Особое внимание при составлении программ было уделено сокращению объемов потерь газа при расходе на технологические нужды.
ПЕРЕНОСНОЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ НАСТРОЙКИ И ПРОВЕРКИ СРАБАТЫВАНИЯ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ
Так, для проверки и настройки предохранительно-запор- ных и предохранительно-сбросных клапанов в пунктах редуцирования газа ПАО «Газпром газораспределение Уфа» разработало переносное устройство для настройки и проверки срабатывания предохранительных клапанов (УдНК) (рис. 1), на которое получена декларация соответствия ЕАЭС № RU Д-RU.АЕ56.В.06886. За счет применения УдНК настройка параметров и проверка срабатывания предохранительных клапанов производятся без сброса газа в атмосферу.
Эффективность использования УдНК была доказана уже в первый год применения устройства. Так, если в 2013 г., до создания УдНК, расход газа на проведение регламентных работ по регулировке и настройке пунктов редуцирования газа (ПРГ) в ПАО «Газпром газораспределение Уфа» составил 1 433 125 м3, то в 2014 г. с внедрением устройства аналогичный показатель составил всего 2506 м3, а к 2017 г. снизился до 720 м3. Стоит отметить, что, по расчетам специалистов Общества в соответствии с РД 153-39.4-079-01 [1], без применения УдНК расход газа на проведение регламентных работ по регулировке и настройке ПРГ за 2014–2017 гг. достиг бы 5 732 500 м3, тогда как реальный показатель составил 5236 м3, т. е. сократился более чем в 1000 раз. В денежном выражении экономия составила 26 361,32 тыс. руб.
Большая работа была проведена специалистами Общества в целях сокращения потерь газа на продувку и заполнение газом газопроводов при осуществлении ремонта линейной части газопроводов и оборудования на ней.
В частности, в 2016 г. было проведено 265 плановых ремонтных работ на газопроводах высокого и среднего давления с отключениями потребителей (табл. 1). При этом расход газа на технологические нужды составил 225,5 тыс. м3. В 2017 г. в целях минимизации протяженности ремонтируемых участков в ПАО «Газпром газораспределение Уфа» внедрили так называемую стоп-систему: 170 из 256 плановых ремонтных работ на газопроводах высокого и среднего давления были проведены с ее использованием. При этом расход газа на технологические нужды составил 166,7 тыс. м3, что на 58,8 тыс. м3 меньше по сравнению с показателем предыдущего года.
Дополнительным преимуществом применения «стоп-системы» стало обеспечение сохранения объемов поставок газа потребителям в период проведения ремонтных работ. Так, в 2017 г. благодаря использованию «стоп-системы» была обеспечена дополнительная транспортировка потребителям 554 тыс. м3 газа.
МОБИЛЬНЫЙ ПУНКТ РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА
Следующим шагом на пути сокращения расхода газа на технологические нужды стала замена ПРГ без отключения потребителей, расхода газа на опорожнение и заполнение трубы. В среднем при замене тупикового ПРГ расход природного газа на технологические нужды при проведении работ без пункта редуцирования газа мобильного (ПРГМ) составляет 12 471 м3 газа (56,7 тыс. руб. в денежном выражении). При этом замена ПРГ для ПАО «Газпром газораспределение Уфа» является актуальной задачей. В 2016 г. в Обществе было заменено 46 газораспределительных пунктов (ГРП), 158 газорегуляторных пунктов шкафных (ГРПШ) и 87 линий редуцирования, в 2017 г. – 54 ГРП, 195 ГРПШ и 77 линий редуцирования, а в 2018 г. планируется замена 66 ГРП, 239 ГРПШ и 44 линий редуцирования (табл. 2).
Все работы ранее приходилось проводить только в летний период, поскольку в отопительный сезон невозможно отключить абонентов от газоснабжения. При этом любая замена ПРГ связана с привлечением значительного числа рабочих и специалистов монтажной службы, служб газовых сетей и пунктов редуцирования газа, а главным образом – сотрудников служб эксплуатации внутридомового газового оборудования (ВДГО). Все эти работники выполняют регламентные работы по обслуживанию газопроводов и сооружений на них, а также по обслуживанию ВДГО согласно годовым графикам. Однако с 20 сен- тября 2017 г. в соответствии с Постановлением Правительства РФ «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам обеспечения безопасности при использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования» [2] обслуживание ВДГО и ВКГО стало ежегодным, тогда как отвлечение работников на отключение и подключение абонентов невозможно без нарушения исполнения графиков.
Учитывая все эти факторы, а так- же в целях обеспечения бесперебойного газоснабжения абонентов и коммунально-бытовых объектов в период проведения ремонтных работ, связанных с заменой пунктов редуцирования газа, а также в целях соблюдения п. 6.1.5 ГОСТ Р 54983-2012 [3] в ПАО «Газпром газораспределение Уфа» с 2016 г. началась разработка мобильных ПРГ, позволяющих заменять отработавшие нормативный срок эксплуатации ПРГ без прекращения подачи газа. Аналогичные требования предъявляются и п. 9.1.10 СТО Газпром 2-3.5-454-2010 [4]: при проведении ремонтных работ, связанных с отключением газораспределительных станций (ГРС) на срок более 24 ч, для подачи газа потребителю предусмотрено обязательное применение мобильной ГРС или других технических решений.
В 2017 г. ПАО «Газпром газораспределение Уфа» была разработана конструкторская документация и изготовлен ПРГМ с регулятором давления РДК-1500 в соответствии с [5] (рис. 2).
ПРГМ смонтирован на площадке легкового прицепа «Универсал» грузоподъемностью 750 кг. В качестве укрытия используется быстросъемный тент.
Технологическое оборудование ПРГМ (рис. 3) включает:
-
линии редуцирования с комбинированным регулятором давления газа прямого действия РДК-1500, газовым фильтром ФГС-50 с индикатором перепада давления, предохранительно-сбросным клапаном ПСК-6, шаровыми кранами КШ16/50;
-
быстросъемный сбросный и продувочный газопровод;
-
герметичные гибкие металлорукава DN 50 и DN 80 высокого давления в оплетке для подключения непосредственно к байпасному крану «стоп-системы»;
-
переходники от DN 50 к DN 100 для подключения к фитингам «стоп-системы»;
-
технический манометр на 1,0 МПа и U-образный жидкостный манометр.
С помощью гибких металлорукавов производится параллельное подключение ПРГМ к существующему ПРГ. Открываются шаровые краны на блокирующей системе, и производится запуск оборудования ПРГМ на установленный режим. Газовое оборудование демонтируемого ПРГ отключается, и производится замена ПРГ.
В табл. 3 и 4 представлены сравнительная характеристика расхода газа на технологические нужды, трудозатрат на проведение работ и экономическая целесообразность применения ПРГМ.
Сравним на примере замены газорегуляторного пункта блочного (ГРПБ) в с. Архангельское сроки выполнения работ и состав привлекаемых бригад в случаях с применением и без применения ПРГМ. При производстве работ потребуется отключение газопроводов высокого давления 3,5 км, низкого давления 11,5 км и 1180 абонентов индивидуально-жилищного строительства. Из сравнения табл. 3 и 4 очевидно, что при применении ПРГМ отпадает необходимость:
-
согласования работ с газо- транспортной компанией и Администрацией района;
-
оповещения населения об отключении;
-
отключения и подключения абонентов;
-
сброса остаточного газа из газопровода после заменяемого ПРГ в атмосферу и продувки воздухом, а также обратной продувки газом;
-
контрольной опрессовки газопроводов после заменяемого ПРГ.
Кроме того, время производства работ сокращается более чем в 2,3 раза, а привлечение рабочей силы составляет всего 159 чел. ч по сравнению с 1137 чел. ч в случае без применения ПРГМ, т. е. разница превышает 7,2 раза.
Сопоставление затрат на производство работ в соответствии с действующим прейскурантом также доказывает эффективность методики: стоимость проекта с применением ПРГМ составляет 56,9 тыс. руб., без применения ПРГМ – 2235,6 тыс. руб. Соответственно, экономия составляет 2178,7 тыс. руб. Аналогичные результаты дает анализ недополученных доходов и дополнительных расходов при производстве работ по замене ПРГ без применения ПРГМ (табл. 5).
Таким образом, к числу пре- имуществ проведения работ при помощи ПРГМ производства ПАО «Газпром газораспределение Уфа» относятся:
-
повышение уровня качества ремонтных работ при эксплуатации опасных производственных объектов;
-
сокращение технологических потерь газа;
-
повышение уровня экологичности за счет минимизации сброса газа в атмосферу;
-
сокращение упущенных доходов от реализации природного газа;
-
возможность проведения работ в отопительный период без отключения потребителей;
-
сокращение трудозатрат и необходимости привлечения большого числа рабочего персонала;
-
сокращение времени производства работ.
На 2018 г. ПАО «Газпром газораспределение Уфа» запланировано изготовление четырех ПРГМ для собственных нужд. Затраты на изготовление запланированы в инвестиционной программе Общества. Количество ПРГМ обус- ловлено необходимостью постоянного базирования в филиалах ПАО «Газпром газораспределение Уфа». В целом производственные мощности ПАО «Газпром газораспределение Уфа» позволяют ежегодно выпускать до 30 ед. ПРГМ для реализации в другие газораспределительные общества.
Таблица 1. Динамика количества ремонтных работ, расхода газа на технологические нужды и объема транспортировки газа на период проведения ремонтных работ в 2016–2017 гг.
Показатель |
2016 г. |
2017 г. |
Количество ремонтных работ, ед. • в том числе с применением «стоп-системы» |
265,0 – |
256,0 170,0 |
Расход газа на технологические нужды: • тыс. м3 • тыс. руб. |
225,5 1127,5 |
166,7 833,5 |
Сокращение расхода газа на технологические нужды: • тыс. м3 • тыс. руб. |
– – |
58,8 294,0 |
Дополнительная транспортировка: • тыс. м3 • тыс. руб. |
– – |
544,0 2770,0 |
Таблица 2. Динамика замены производственных объектов в 2016–2018 гг.
Замененный объект |
2016 г. |
2017 г. |
2018 г. |
ГРП |
46 |
54 |
66 |
ГРПШ |
158 |
195 |
239 |
Линия редуцирования |
87 |
77 |
44 |
Итого |
291 |
326 |
349 |
Таблица 3. Работы, выполненные по стандартной схеме без применения ПРГМ
Вид работ |
Продолжительность исполнения вида работ |
Количество исполнителей, чел. |
|
ч |
чел. ч |
||
Согласование производства работ по замене ГРПБ с Администрацией района |
– |
– |
– |
Согласование производства работ по замене ГРПБ с аппаратом управления |
240 |
– |
– |
Оповещение населения (расклейка объявлений, подача информации в СМИ) |
8 |
8 |
– |
Подготовительные работы |
4 |
12 |
3 (бригада ПРГ) |
Отключение 1180 абонентов |
8 |
240 |
30 (бригада ВДГО) |
Сброс остаточного давления газа, продувка воздухом газопроводов высокого и низкого давления (3,5 и 11,5 км) |
6 |
60 |
10 (бригада СГС) |
Замена ГРПБ |
24 |
96 |
4 (бригада МС) |
Контрольная опрессовка газопровода высокого и низкого давления (3,5 и 11,5 км) |
6 |
60 |
10 (бригада СГС) |
Продувка, пуск газа в газопровод высокого давления (3,5 км) |
2 |
20 |
10 (бригада СГС) |
Первичный пуск ГРПБ |
3 |
9 |
3 (бригада ПРГ) |
Продувка, пуск газа в газопровод низкого давления (11,5 км) |
4 |
40; 120 |
10 (бригада СГС), 30 (бригада ВДГО) |
Повторный пуск газа 1180 абонентам |
16 |
480 |
30 (бригада ВДГО) |
Итого |
86 |
1137 |
47 |
Таблица 4. Работы, проведенные с помощью ПРГМ
Вид работ |
Продолжительность исполнения вида работ |
Количество исполнителей, чел. |
|
ч |
чел. ч |
||
Подготовительные работы (подготовка мобильного ГРПШ, врезка «стоп-системы», подключение и пуск мобильного ГРПШ) |
6 |
24, 18 |
4 (бригада МС), 3 (бригада ПРГ) |
Замена ГРПБ |
24 |
96 |
4 (бригада МС) |
Первичный пуск ГРПБ |
3 |
9 |
3 (бригада ПРГ) |
Работы по отключению ГРПШ, демонтажу «стоп-системы» |
4 |
12 |
4 (бригада МС), 3 (бригада ПРГ) |
Итого |
37 |
159 |
7 |
Таблица 5. Недополученные доходы и дополнительные расходы при производстве работ по замене ПРГ без применения ПРГМ
Показатель |
Сумма, тыс. руб. |
Упущенный доход от реализации природного газа |
452,0 |
Расход природного газа на технологические нужды* |
56,7 |
Итого |
508,7 |
* При проведении работ будет израсходовано 12 471 м3 газа.
Авторы:
В.П. Николаев, ООО «Газпром межрегионгаз» (Санкт-Петербург, РФ), mrg@mrg.gazprom.ru
А.В. Минченко, ООО «Газпром межрегионгаз»
А.Д. Мартынов, ООО «Газпром межрегионгаз»
Литература:
-
Методика по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства. Саратов: АО «Гипрониигаз», 1996. 156 с.
-
Р Газпром газораспределение 12.2.2-2–2015. Процессы. Процесс работы с данными. Порядок определения объема природного газа при аварийных выбросах. СПб.: ОАО «Газпром газораспределение», 2016. 40 с.
HTML
В настоящее время для проведения расчетов объемов аварийных выбросов применяется Методика по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства [1]. В то же время действующая Методика не учитывает фактические режимы работы сетей газораспределения (снижение давления газа в газопроводах при аварии, нарушение режима газоснабжения потребителей и пр.), что, в свою очередь, приводит к существенным расхождениям между фактическими объемами выбросов газа и расчетными значениями. Анализ расчетов объемов аварийных выбросов, выполненных по Методике, показал, что расчетный объем аварийных выбросов в некоторых случаях может превышать производительность источника газоснабжения (ГРС).
В целях решения данной проб- лемы были разработаны и введены в действие Рекомендации Р Газпром газораспределение 12.2.2-2–2015 «Порядок определения объема природного газа при аварийных выбросах» [2]. В отличие от действующей Методики [1] расчет аварийных выбросов по Рекомендациям выполняется в три этапа:
– этап № 1 – расчет объема аварийных выбросов газа до проведения работ по локализации поврежденного участка сети газораспределения;
– этап № 2 – расчет объема аварийных выбросов газа после проведения работ по локализации поврежденного участка сети газораспределения (истечение газа «из баллона»);
– этап № 3 – расчет объема газа, израсходованного на восстановление работоспособности поврежденного участка (определение расхода газа на продувку отремонтированного участка сети газораспределения, а также на регулировку и настройку газового оборудования).
Действующей Методикой [1] предусмотрено выполнение только этапа № 1.
При этом на этапе № 1, в отличие от действующей Методики, при расчете объемов аварийных выбросов газа до проведения работ по локализации поврежденного участка сети газораспределения на основании Рекомендаций [2] определяется режим газоснабжения.
ВАРИАНТЫ РАЗВИТИЯ АВАРИИ
В новом документе [2] предусмотрен расчет объемов аварийных выбросов газа исходя из двух вариантов развития аварии в части режимов газоснабжения потребителей.
Вариант 1. Сохранение нормального режима газоснабжения. При этом соблюдается неравенство:
, (1)
где Pп i – давление газа в точке подключения i-го потребителя к сетям газораспределения, МПа; – граничное значение давления газа в точке подключения i-го потребителя к сетям газораспределения, соответствующее минимально допустимому значению (нижняя граница диапазона давления газа, установленного для соответствующей категории газопровода по давлению; минимально установленное давление газа в точке подключения потребителя согласно выданным техническим условиям подключения объектов потребителей газа к сетям газораспределения), МПа.
Одним из признаков того, что авария протекает при сохранении нормального режима газоснабжения, принимается во внимание тот факт, что в период от начального момента аварии до начала проведения работ по локализации поврежденного участка сети газораспределения и (или) газопотребления в аварийно-диспетчерскую службу газораспределительной организации не поступали сведения о нарушении режимов поставки газа потребителям.
Вариант 2. Нарушение нормального режима газоснабжения. При данном варианте вышеуказанное неравенство не выполняется:
Pп i < . (2)
Авария протекает при нарушении нормального режима газоснабжения, если хотя бы по одному потребителю газа в период от начального момента аварии до начала проведения работ по локализации поврежденного участка сети газораспределения и (или) газопотребления в аварийно-диспетчерскую службу газораспределительной организации поступали сведения о нарушении режимов поставки газа.
Также для определения варианта развития аварии проводятся соответствующие гидравлические расчеты сети газораспределения и (или) газопотребления, включающей поврежденный учас- ток газопровода. При этом истечение газа из тела поврежденного газопровода рассматривается как дополнительный (мнимый) потребитель газа. В расчетах также учитываются факты срабатывания защитной арматуры пунктов редуцирования газа до момента локализации поврежденного участка сети газораспределения и (или) газопотребления (локализации аварии).
В зависимости от варианта развития аварии проводится цикл гидравлических расчетов, поз- воляющих определить в итоге расход газа до проведения работ по локализации поврежденного участка сети газораспределения. После чего последовательно осуществляются расчеты по этапу № 2 «Расчет объема аварийных выбросов газа после проведения работ по локализации повреж- денного участка сети газораспределения» и этапу № 3 «Расчет объема газа, израсходованного на восстановление работоспособности поврежденного участка (определение расхода газа на продувку отремонтированного участка сети газораспределения, а также регулировку и настройку газового оборудования)».
В Рекомендациях [2], в отличие от Методики [1], предусмотрен расчет объема аварийных выбросов газа с учетом возможного сопротивления грунта выходу газа из аварийного отверстия в теле подземного или подводного газопровода. В Рекомендациях также проводятся расчеты аварийных выбросов газа для сетей низкого давления при полном раскрытии поврежденного газопровода в диапазоне от 1800 Па, в то время как в Методике установлено давление от 5000 Па.
Вышеперечисленные различия Методики и Рекомендаций направлены на более точное определение (обоснование) объемов аварийных выбросов газа.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В настоящее время Рекоменда- ции [2] имеют статус рекомендательного документа. Согласно Рекомендациям осуществляется разработка соответствующего программного обеспечения для проведения расчетов. В газораспределительных организациях Группы «Газпром межрегионгаз» проводится апробация данного документа, по итогам которой, в случае положительного опыта его применения, будет рассмотрен вопрос о переводе документа в статус стандарта организации (СТО).
Ремонт и диагностика
Авторы:
А.А. Вешкин, АО «Газпром газораспределение Тверь» (Тверь, РФ)
П.Г. Малафеев, АО «Газпром газораспределение Тверь»
HTML
Эффективность противокоррозионной защиты подземных трубопроводов во многом зависит от выбора преобразователей тока станций катодной защиты (СКЗ), которые являются необходимым элементом системы электрохимической, или катодной, защиты.
При выборе станций катодной защиты чаще всего исходят из наименьшей стоимости, удобства об- служивания и квалификации обслуживающего персонала, а также энергоэффективности применяемого оборудования. На рынке широко представлены два основных вида катодных преобразователей – трансформаторные и инверторные. Обладая неоспоримыми преимуществами, инверторные станции катодной защиты вытесняют трансформаторные, которые постепенно отходят в прошлое. Вместе с тем ряд технических параметров инверторных станций подлежит совершенствованию.
АО «Газпром газораспределение Тверь» одним из первых в Группе «Газпром» стало в массовом порядке внедрять на своих сетях инверторные СКЗ. Первые станции были установлены на предприятии в 2006 г. За 12 лет эксплуатации инверторных преобразователей Обществом накоп- лен большой опыт, позволяющий провести сравнительный анализ работы двух типов оборудования.
ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ
Трансформаторные СКЗ представляют собой конструкцию из трансформатора, работающего с частотой 50 Гц, и тиристорного выпрямителя. Недостатком таких устройств является несинусоидальная форма генерируемой энергии, вследствие чего на выходе наблюдается сильная пульсация тока и снижается его мощность.
Инверторная станция электрохимзащиты (ЭХЗ) обладает рядом преимуществ перед трансформаторной СКЗ. Принцип ее действия основан на работе высокочастотных импульсных преобразователей. Чем выше частота преобразования тока в инверторной станции, тем меньше размеры трансформаторного блока. Кроме того, в инверторных СКЗ благодаря сглаживающим фильтрам уровень пульсации производимого тока имеет меньшую амплитуду.
МЕХАНИЧЕСКАЯ КОНСТРУКЦИЯ
Для эксплуатирующего персонала важны массогабаритные параметры устройства. От этого зависят расходы на транспортировку, хранение, монтаж станции. Для монтажа трансформаторных СКЗ весом до 150 кг необходимо применение специального грузоподъемного оборудования. Тогда как инверторный преобразователь весит 11 кг и может устанавливаться одним человеком. Вместе с тем возникает другая проблема: конструкция устройства стала значительно сложнее, стоимость отдельных элементов и СКЗ в целом возросла. Если раньше поломки можно было устранить в полевых условиях силами достаточно квалифицированного эксплуатирующего персонала, то теперь необходимы демонтаж и отправка на завод-изготовитель или в ремонтную мастерскую. Блочная компоновка инверторных СКЗ значительно облегчает такую задачу, но не перекрывает затрат на пересылку и ремонт.
КПД
Расход электроэнергии на СКЗ зависит именно от коэффициента полезного действия, определяющего экономичность станций (см. табл.). Трансформаторные устройства проигрывают по этому параметру инверторным СКЗ 15 % и более, поскольку с уменьшением выходной мощности их КПД падает вплоть до 20–30 %.
ДИАПАЗОН НАПРЯЖЕНИЯ И ЧАСТОТА ПИТАЮЩЕЙ СЕТИ
Большое преимущество по диапазону напряжения и частоте питающей сети имеют инверторные устройства с корректором коэффициента мощности. В то же время они оказались очень чувствительны к пиковым изменениям напряжения и падению напряжения ниже 190 В, а такие показатели совсем не редкость для сельской местности, где напряжение в начале линии может составлять 240–250, а в конце – 180–190 В. В результате первые серии инверторных СКЗ прошли 2–3 круга ремонтов, количество отказов доходило до 30 % от общего числа установленных преобразователей (рис. 1). Основной причиной являлись отказы по входному каскаду. По заявке АО «Газпром газораспределение Тверь» завод-изготовитель разработал устройство защиты по входному напряжению с возможностью автоматического перезапуска. Дооснащение потребовало дополнительных расходов, но количество отказов резко сократилось.
На рис. 1 отражен рост количества отказов после 5–6 лет эксплуатации. Это связано не только с увеличением общего числа инверторных СКЗ, но и с несовершенством элементной базы первых серий оборудования.
ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТЬ К ПЕРЕГРЕВУ
Перегрев СКЗ может произойти по нескольким причинам, в числе которых повышенная температура окружающей среды, работа на максимальной нагрузке (большая выходная мощность), а также загрязнение радиаторов охлаждения. По данному пара- метру инверторы пока проигрывают трансформаторным СКЗ. Особенно они чувствительны к запыленности элементной базы. Безусловно, предусмотрена защита от перегрева с выключением СКЗ, но для перезапуска устройства требуется выезд на место.
СИСТЕМА GSM-ТЕЛЕМЕХАНИКИ
Любую станцию можно подключить к контроллеру GSM-телеметрии. При этом инверторные СКЗ, как правило, уже оснащены интегрированной системой дистанционного мониторинга и управления, позволяющей контроллеру телеметрии и станции обмениваться практически неограниченным количеством данных. В то же время диспетчерские программы различных производителей не стыкуются друг с другом. Поэтому эксплуатирующая организация вынуждена привязываться к одному производителю – как правило, к ближайшему территориально (для облегчения ремонта и обслуживания).
Стоит отметить, что весьма непростой задачей является метрологическая поверка оборудования. Многие производители позиционируют свои изделия как средства измерения. При этом преобразователь может иметь нормируемые метрологические характеристики, но сис- тему нужно рассматривать и поверять в целом. Установка ЭХЗ состоит из многих элементов, но провести метрологическую поверку как большинства из них, так и системы в целом невозможно, поскольку измерительным компонентом является стационарный медно-сульфатный электрод неполяризующийся (ЭНЕС). Кроме того, поверочные стенды для конкретного вида оборудования, как правило, есть только на заводе-изготовителе. Таким образом, поверка влечет затраты на демонтаж, транспортировку и повторный монтаж системы либо на вызов представителя производителя на место установки. Экономически это нецелесообразно. Учитывая, что данные телеметрии не применяются для каких-либо расчетов, а служат только для контроля работы, подобные системы должны быть отнесены к индикаторным, а не к измерительным.
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ И ВЫВОДЫ
Современные инверторные СКЗ более практичны, энергоэффективны, дают больше возможностей для контроля параметров. В них заложен большой потенциал для организации глобальной автоматизированной системы управления технологическим процессом защиты стальных подземных газопроводов от электрохимической коррозии (АСУ ТП ЭХЗ) (рис. 2).
В перспективе система АСУ ТП ЭХЗ должна состоять из:
-
первичных датчиков, измеряющих параметры (например, блоков измерения потенциалов);
-
системы нижнего уровня, отвечающей за прием данных от датчиков и выдающей команду на локальное изменение параметров одной установки ЭХЗ;
-
систем нижнего и верхнего уровней, причем система верхнего уровня базируется на сервере, «видит» все датчики и режимы работы установки ЭХЗ и может провести корректировку их совместной работы.
Стоит отметить, что такая сис- тема должна быть реализована не в рамках отдельного участка газопровода, а применительно ко всей системе газоснабжения и газопотребления города, района или газораспределительной организации.
Объем потребления электроэнергии инверторными СКЗ АО «Газпром газораспределение Тверь»
Показатель |
2006 г. |
2012 г. |
2014 г. |
2016 г. |
2017 г. |
Количество инверторных СКЗ, % от общего количества станций Общества |
– |
70,04 |
80,45 |
88,6 |
95,8 |
Потребление электроэнергии, кВт |
1 813 197 |
725 279 |
615 074 |
590 074 |
564 521 |
Стандартизация и управление качеством
Авторы:
В.П. Николаев, ООО «Газпром межрегионгаз» (Санкт-Петербург, РФ), mrg@mrg.gazprom.ru
А.Д. Филиппов, ООО «Газпром межрегионгаз»
А.В. Минченко, ООО «Газпром межрегионгаз»
Литература:
-
Приказ ООО «Газпром межрегионгаз» от 20.04.2017 № 52 [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
-
Решение Совета директоров ПАО «Газпром» от 20.02.2018 № 3076 «Об организации системы учета расхода природного газа в Группе Газпром, в том числе при приеме-передаче на источниках газоснабжения, а также мерах по снижению потерь природного газа» [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
-
Положение об оперативном учете природного газа, утвержденное Приказом ООО «Газпром межрегионгаз» от 17.04.2018 № 47 [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
HTML
Одной из важнейших задач, стоящих перед организациями группы ООО «Газпром межрегионгаз», является сокращение потерь (небаланса) газа при его поставке в субъекты Российской Федерации (РФ), транспортировке по сетям газораспределения и реализации потребителям.
Наиболее остро данная проб- лема стоит в республиках Северо-Кавказского федерального округа (СКФО). Ежегодные потери газа при его поставке потребителям в данных субъектах РФ за последние три года составляют свыше 3 млрд м3.
Решение задачи по сокращению небаланса газа при его реализации потребителям затрагивает целый ряд профильных направлений деятельности подразделений Общества.
Исходя из закрепленных функций, роли и места диспетчерского управления в структуре Общества, в качестве одного из путей сокращения небаланса газа нами предложено систематизировать, унифицировать и усовершенствовать процедуры ежесуточного формирования оперативного баланса газа в части повышения прозрачности и оперативности выявления проблем с балансом газа (рис. 1). В настоящей статье термин «диспетчерское управление» применяется только к функциональному процессу диспетчерского управления.
Согласно Приказу ООО «Газпром межрегионгаз» от 20.04.2017 № 52 [1] сформирована рабочая группа по совершенствованию оперативного учета газа в группе лиц ООО «Газпром межрегион- газ». Важность мероприятий по совершенствованию учета и снижению потерь природного газа в республиках СКФО определена Решением Совета директоров ПАО «Газпром» от 20.02.2018 № 3076 «Об организации системы учета расхода природного газа в Группе Газпром, в том числе при приеме-передаче на источниках газоснабжения, а также мерах по снижению потерь природного газа» [2].
По результатам деятельности рабочей группы сформировано Положение об оперативном учете природного газа, утвержденное Приказом ООО «Газпром меж- регионгаз» от 17.04.2018 № 47 [3] (рис. 2).
БАЗОВЫЕ ПРИНЦИПЫ И ПОДХОДЫ
При разработке Положения использованы следующие принципы и подходы.
Положение представляет собой основополагающий документ в области оперативного учета газа в рамках деятельности Общества, региональных газовых компаний (РГК) и газораспределительных организаций (ГРО). В Положении приведены основные общие требования и подходы в области оперативного учета газа. На основе Положения в РГК и ГРО должны быть разработаны локальные организационно-распорядительные документы, предусматривающие конкретизированные и детализированные подходы к осуществлению оперативного учета газа.
Положение затрагивает деятельность и РГК, и ГРО. Синергия маркетинговых и технических подразделений организаций группы ООО «Газпром межрегионгаз» в оперативном учете газа является одним из базовых принципов для сокращения потерь газа (рис. 3).
Термин «балансовая зона» в Положении определен и конкретизирован исходя из предназначения сетей газораспределения и особенностей функционирования РГК и ГРО.
В Положении определен ряд следующих требований к формированию балансовых зон:
1) балансовая зона формируется исходя из наличия гидравлической связи следующих составляющих частей:
– источники газоснабжения (точки входа потоков газа в балансовую зону: выходы газораспределительных станций (ГРС); выходы станции приема, хранения и регазификации сжиженного природного газа (СПХР СПГ); кус- товые узлы учета газа (КУУГ) – технологические узлы измерения расхода газа; пункт редуцирования газа (ПРГ), при наличии узлов измерения расхода газа и т. п.);
– объекты сетей газораспределения (газопроводы, ПРГ);
– объекты сетей газопотребления;
– газоиспользующее оборудование покупателей газа;
2) в случае когда источники газоснабжения гидравлически связаны («закольцованы») между собой сетями газораспределения и (или) сетями газопотребления, балансовая зона имеет не один, а несколько источников;
3) балансовая зона может иметь многоуровневую структуру при наличии в ней кустовых (технологических) узлов измерения расхода газа;
4) балансовые зоны могут объединяться в зоны газопотребления (зоны контроля газопотребления) по топологическому, региональному, географическому, административному или иному принципу;
5) балансовые зоны формируются совместно персоналом диспетчерских служб региональных газовых компаний и организаций, эксплуатирующих газопроводы, входящие в состав балансо- вых зон.
Таким образом, балансовая зо- на – это гидравлически обособленная замкнутая система газоснабжения (часть системы газоснабжения) от источника(-ов) газоснабжения до покупателей газа, по газопроводам которой может быть доставлен газ, поступающий от указанного(-ых) источника(-ов) газоснабжения.
Балансовые зоны оформляются в виде упрощенной технологической схемы, согласуются техническими руководителями эксплуатационных организаций и утверждаются руководителем (заместителем руководителя) РГК (рис. 4).
Балансовые зоны, сформированные в автоматизированных и информационных системах РГК и ГРО, должны соответствовать утвержденным технологическим схемам балансовых зон.
Формирование оперативных данных об объемах поступления и распределения газа осуществляется в разбивке по утвержденным балансовым зонам (рис. 5).
СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ОПЕРАТИВНЫХ ДАННЫХ
В Положении определены следующие способы получения оперативных данных об объемах поступления и распределения газа:
– автоматизированный («ручной») способ, предусматривающий сбор оперативных данных с узлов измерения расхода газа (УИРГ) диспетчерскими службами РГК (ГРО) при помощи различных видов связи (телефонная связь, электронная почта, факсимильная связь и т. п.) и ввод указанных данных в автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ) вручную;
– автоматический способ, предусматривающий поступление оперативных данных с УИРГ посредством систем телеметрии в АСДУ без вмешательства пользователей (персонала) указанных систем.
В тех случаях, когда автоматически поступившие оперативные данные об объемах поступления газа подвергаются корректировке по тем или иным причинам, персонал диспетчерских служб (ДС) РГК своевременно информирует об этом центральное производственно-диспетчерское управление (ЦПДУ) Общества.
В случаях сбоев своевременной доставки оперативных данных, влекущих за собой задержку формирования оперативного баланса газа, персонал ДС РГК должен осуществить ряд действий (выяснение причин сбоев, своевременное информирование профильных подразделений и руководства РГК, инициирование мероприятий по устранению нарушений и их предотвращению в дальнейшей деятельности) и проинформировать об этом субъект диспетчерского управления (вышестоящее диспетчерское подразделение) (рис. 6).
При отсутствии возможности своевременного поступления оперативных данных по объемам поступления и распределения газа в целях оперативного учета газа принимаются (вводятся в АСДУ) сведения за прошедшие периоды при схожей совокупности условий функционирования сис- темы и объектов газоснабжения (температура наружного воздуха, перечень потребителей, нагрузка газоиспользующего оборудования и т. п.). Сведения за прошедшие периоды выбираются из базы данных АСДУ, а при их отсутствии – из иных наиболее достоверных источников (информационные системы, журналы регистрации данных, распечатки с корректоров узлов учета газа и т. п.).
Выбор данных об объемах поступления газа через ГРС в указанных случаях (сбоях), безусловно, целесообразно осуществлять по оперативному согласованию между РГК и газотранспортными организациями.
ГРУППЫ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ГАЗА
Согласно Положению все потребители газа разделены на три группы (рис. 7):
– ежесуточно отслеживаемые потребители газа предоставляют в РГК и (или) ГРО информацию об объемах суточного потребления газа в оперативном режиме – ежесуточно или в режиме реального времени;
– неотслеживаемые потребители газа предоставляют в РГК и (или) ГРО информацию об объемах суточного потребления газа (с разбивкой по суткам) ежемесячно (ежедекадно);
– население.
Отдельными статьями в уравнении баланса газа определены расходы газа на собственные нужды ГРО, технологические нужды ГРО и технологические потери (эксплуатационные утечки) газа.
Перечень ежесуточно отслеживаемых потребителей газа должен формироваться, за редким исключением, исходя из необходимости обеспечения ежесуточного контроля не менее 90 % годового объема газопотребления потребителями категории «кроме населения» по каждой отдельно взятой балансовой зоне.
Оперативные значения объемов потребления газа неотслеживаемыми потребителями газа и потребителями категории «население», по сути, представляют собой прогнозные величины. Прогнозирование (расчет) объемов потребления газа по указанным категориям потребителей газа должно осуществляться по каж- дой отдельно взятой балансовой зоне. Определение прогнозных величин по данным потребителям газа может осуществляться как в АСДУ, так и вне АСДУ. При этом в АСДУ допускается автоматическое оперативное прогнозирование объемов потребления газа при условии ежемесячного нахождения прогнозных величин в интервале 90–110 % от коммерческих объемов потребления газа по данным категориям потребителей газа (без учета начислений за газ по установленной мощности и т. п.).
При формировании и вводе в АСДУ оперативных данных по неотслеживаемым потребителям газа исключается принцип «факт равен плану», если отклонения «план – факт» превышают 10 %.
При прогнозировании оперативных объемов по неотслеживаемым потребителям газа принимаются во внимание следующие величины:
– доля коммерческого объема потребления газа по неотслеживаемым потребителям в коммерческом объеме потребления газа по категории потребителей «кроме населения» (при схожей совокупности условий функционирования системы и объектов газоснабжения);
– объемы потребления газа конт- рольной («эталонной») группой потребителей газа со схожей совокупностью параметров потреб- ления газа, оперативные данные по которым поступают в РГК с УИРГ;
– статистически накопленные зависимости объемов потребления газа неотслеживаемыми потребителями газа от характерных значений температуры наружного воздуха для каждого месяца (при сохранении условий функционирования системы и объектов газоснабжения);
– коммерческие сведения по реализации газа (предъявленные к оплате объемы газа) неотслеживаемым потребителям в прошлых периодах при схожей совокупности условий функ- ционирования системы и объектов газоснабжения;
– пропорции договорных объемов газа;
– граничные значения объемов потребления газа (например, объемы потребления газа по установленной мощности).
При формировании оперативных данных по населению исключается использование так называемого остаточного принципа, по которому объем потребления газа по населению приравнивается к остаточному объему, фактически скрывающему в себе величину оперативного небаланса газа. Под остаточным объемом газа понимается разница между объемом поступления газа в балансовую зону через источники газоснабжения (объемом поступления газа через ГРС) и объемом распределения газа для категории потребителей «кроме населения» (с учетом расхода газа на собственные и технологические нужды ГРО, а также с учетом потерь и аварийных выбросов газа).
Исключение составляют те ситуации, когда одновременно соблюдены следующие условия для отдельно взятой балансовой зоны:
– отклонения оперативных данных («остаточных» объемов газа) от данных коммерческого учета газа по населению составляют не более 10 %;
– ежемесячный небаланс газа, принятый к коммерческому учету газа, в течение квартала не достигает минус 10 % от коммерческого объема потребления газа населением;
– квартальный небаланс газа, принятый к коммерческому учету газа, не отрицательный.
Формирование оперативных данных по населению осуществ- ляется с учетом множества факторов: сезонной и суточной неравномерности потребления газа, температуре окружающего воздуха, назначения использования газа (пищеприготовление, горячее водоснабжение, отопление), типа жилых помещений абонентов (многоквартирные дома, частные домовладения), параметров помещений (отапливаемая площадь, и т. п.), типа внутриквартирного газового оборудования (ВКГО) и (или) внутридомового газового оборудования (ВДГО) и т. д.
Степень влияния тех или иных факторов в каждом регионе РФ различна, поэтому она должна определяться в каждой РГК отдельно с учетом местных условий поставки газа.
При этом необходимо учитывать следующие величины (указанный состав сведений может корректироваться по решению РГК с учетом местных условий поставки газа):
– коммерческие объемы потреб- ления газа населением (в том числе показания индивидуальных приборов учета газа) при схожей совокупности условий функционирования объектов газоснабжения (температура наружного воздуха, перечень абонентов, состав газоиспользующего оборудования и т. п.);
– показания индивидуальных приборов учета газа, установленных у абонентов контрольной («эталонной») группы;
– доля коммерческого объема потребления газа населением в объеме поступления газа в балансовую зону через ГРС за прошлые аналогичные месяцы;
– статистически накопленные зависимости объемов потребления газа населением от характерных значений температуры наружного воздуха для каждого месяца; в случаях изменения условий функционирования объектов газоснабжения, например при подключении новых абонентов, характерные зависимости подвергаются корректировке согласно локальным организационно-распорядительным документам РГК в области организации оперативного учета газа;
– граничные значения объемов потребления газа: установленная мощность газоиспользующего оборудования, средние значения объемов потребления газа населением по показаниям индивидуальных приборов учета газа по каждой балансовой зоне, нормативные объемы потребления газа по каждой балансовой зоне и т. п.
Объем поступления газа в балансовую зону от источников газоснабжения данной балансовой зоны определяется по формуле:
Vп = Vотсл.п + Vнеотсл.п + + Vнасел + VГРО + Vа.в + ∆, (1)
где Vотсл.п – объем потребления газа ежесуточно отслеживаемыми потребителями; Vнеотсл.п – объем потребления газа неотслеживаемыми потребителями; Vнасел – объем потребления газа населением; VГРО – объем эксплуатационных расходов газа ГРО; Vа.в – объем аварийных выбросов газа; ∆ – оперативный небаланс газа.
В Положении приведено уравнение оперативного баланса газа (как за сутки, так и за месяц), который должен формироваться для каждой отдельно взятой балансовой зоны:
(2)
где N – количество балансовых зон в субъекте РФ; Vп.бз i – объем поступления газа в i-ю балансовую зону РФ через источники газоснабжения данной балансовой зоны; Vотсл.п i – объем потребления газа ежесуточно отслеживаемыми потребителями в i-й балансовой зоне; Vнеотсл.п i – объем потреб- ления газа неотслеживаемыми потребителями в i-й балансовой зоне; Vнасел i – объем потребления газа населением в i-й балансовой зоне; VГРО i – объем эксплуатационных расходов газа ГРО в i-й балансовой зоне; Vа.в i – объем аварийных выбросов газа в i-й балансовой зоне; ∆i – оперативный небаланс газа в i-й балансовой зоне.
Также в Положении приведено уравнение сводного баланса газа по зонам газопотребления (при их наличии) и РГК – субъекту РФ.
КОНТРОЛЬНО-АНАЛИТИЧЕСКИЕ ФУНКЦИИ
Отдельный раздел в Положении отведен для контрольно-аналитических функций, исполнение которых должно охватывать все группы оперативных сведений: по источникам газоснабжения (как правило, ГРС), ежесуточно отслеживаемым потребителям газа, неотслеживаемым потребителям газа и населению.
В Положении предусмотрено, что при формировании оперативных данных об объемах поступления газа от источников газоснабжения и объемах потребления газа отслеживаемыми потребителями газа персонал ДС РГК обязан осуществлять оценку полученных сведений по каждой балансовой зоне и каждому отслеживаемому потребителю газа в сравнении с информацией за прошедшие периоды, характеризующиеся схожей совокупностью условий функционирования сис- темы и объектов газоснабжения (температура наружного воздуха, перечень покупателей газа, нагрузка газоиспользующего оборудования и т. п.).
В случае выявления существенных отклонений текущих оперативных данных об объемах поступления газа от источников газоснабжения и объемах потреб- ления газа отслеживаемыми потребителями газа от объемов поступления и потребления газа за прошлые периоды, характеризующиеся схожей совокупностью условий функционирования сис- темы и объектов газоснабжения (температурой наружного воздуха, перечнем потребителей, нагрузкой газоиспользующего оборудования и т. п.), персонал ДС РГК совместно с персоналом смежных организаций (газотранспорт- ная организация, ГРО, смежная РГК) и потребителями газа выясняет обстоятельства и причины указанных отклонений и, при необходимости, инициирует соответствующие мероприятия (например, проверку работы УИРГ ГРС, проверку работы УИРГ и газоиспользующего оборудования потребителей газа и т. п. с привлечением профильных подразделений РГК).
Отнесение отклонений оперативных значений объемов поступ- ления газа от источников газоснабжения и потребления газа отслеживаемыми потребителями к категории существенных отклонений осуществляется согласно локальным организационно-распорядительным документам РГК в области оперативного учета газа.
При этом отклонения объемов поступления газа через ГРС не синхронизированы с отклонениями объемов потребления газа покупателями.
В Положении определено, что оперативный небаланс газа должен оцениваться ежесуточно. Отрицательное значение оперативного небаланса газа служит сигналом для выработки решений о целесообразности проведения оперативных мероприятий по поиску и устранению его причин.
Причины оперативного небаланса газа могут быть связаны как с некорректностью расчетных (прогнозируемых) величин и параметров работы систем газоснабжения (данные причины вызывают формирование так называемого мнимого или ложного оперативного небаланса газа), так и с несанкционированным отбором газа, вмешательством в приборы учета газа и неудовлетворительным техническим состоянием объ- ектов систем газоснабжения и объектов потребления газа.
Поэтому мероприятия по по- иску и устранению причин оперативного небаланса газа связаны как с корректировкой расчетных (неотслеживаемых) объемов потребления газа и актуализацией параметров работы систем газоснабжения, так и с локализацией небаланса газа и проверкой технического состояния объектов систем газоснабжения и объектов потребления газа.
ПОИСК И УСТРАНЕНИЕ ПРИЧИН НЕБАЛАНСА
В Положении предлагаются следующие мероприятия по поиску и устранению причин оперативного небаланса газа.
В части обеспечения корректности расчетов оперативных объемов потребления газа:
– ревизия абонентских баз данных РГК с привлечением технических служб ГРО и, при необходимости, проверка фактически установленного газоиспользующего оборудования, параметров потребления газа и т. п.;
– синхронизация абонентских баз РГК со сведениями ГРО по ТО ВДГО (ВКГО), выданными техническими условиями подключения, актами подключения потребителей газа к сетям газораспределения, технологическими схемами (исполнительной документацией) сетей газораспределения и т. п.;
– создание контрольных («эталонных») групп абонентов с ежедневной (ежедекадной) передачей показаний приборов учета газа;
– актуализация технологических схем сетей газораспределения (в том числе выверка схем на местности);
– сверка технологических схем сетей газораспределения с базами данных РГК по потребителям газа.
В части непосредственного сокращения небаланса газа:
– ежесуточная локализация (определение участков балансовых зон) небаланса газа до закрытия оперативного баланса газа;
– обход покупателей газа с фактической проверкой точек подключения потребителей газа к сетям газораспределения, проверкой УИРГ и приборов учета газа, проверкой газоиспользующего оборудования, параметров отапливаемых помещений, состава абонентов и т. д.;
– мониторинг технического состояния сетей газораспределения;
– метрологическая проверка средств измерений УИРГ на ГРС;
– отключение покупателей, отбирающих газ несанкционированно;
– выявление и устранение утечек газа на сетях газораспределения и газопотребления;
– оптимизация режимов работы сетей газораспределения (в том числе приведение величин давления газа в соответствие нормативным требованиям);
– секционирование (разделение) балансовых зон для локализации небаланса газа (выявления нехарактерных расходов газа) либо с помощью переносных (мобильных) средств измерения расхода газа, либо с последующим отключением и регистрацией часовых расходов на ГРС, либо с помощью стационарно установленных КУУГ.
В рамках ежемесячного контроля со стороны ЦПДУ ООО «Газпром межрегионгаз» в Положении предусмотрена ежемесячная отчетность. Персонал диспетчерских служб РГК должен формировать консолидированные данные оперативного учета газа за отчетный месяц по каждой балансовой зоне с разбивкой по суткам со следующей детализацией:
– объем поступления газа в балансовую зону от источников газоснабжения данной балансовой зоны – по каждому источнику (ГРС, выходу ГРС, КУУГ и т. п.);
– объем потребления газа ежесуточно отслеживаемыми потребителями – по каждой точке подключения указанных потребителей газа с указанием объемов газа, отобранных потребителями без предварительного согласования с поставщиком, газотранспортной организацией или ГРО;
– объем потребления газа неотслеживаемыми потребителями (прикладывается расчет);
– объем потребления газа населением (прикладывается расчет);
– объем эксплуатационных расходов газа ГРО (прикладывается расчет);
– объем аварийных выбросов газа (при имевших место случаях прикладывается расчет);
– оперативный небаланс газа;
– заключения о характерных для отчетного периода и граничных значениях объемов потреб- ления газа по населению, отслеживаемым и неотслеживаемым потребителям газа на основе статистических данных АСДУ (за аналогичные периоды в течение как минимум 3 лет), установленной мощности, 100%-ном применении нормативов и т. п.
Вышеуказанные консолидированные данные оперативного учета газа должны направляться не только в ЦПДУ, но и в профильные подразделения РГК, в сферу деятельности которых входит начисление за поставленный газ покупателям. Таким образом, определены роль и место диспетчерских подразделений в основном бизнес-процессе РГК.
После подготовки в информационных системах РГК сведений о начислениях за газ должна осуществляться их выгрузка из данных систем в АСДУ для проведения сравнения данных оперативного учета с коммерческими сведениями и выявления расхождений.
По результатам указанного сравнения осуществляется определение причин расхождений между оперативными и коммерческими данными учета газа. При необходимости предполагается либо корректировка данных коммерческого учета газа, либо корректировка подходов оперативного учета газа по группам сведений, а также иные мероприятия по минимизации расхождений для будущих отчетных периодов.
В процессе осуществления конт- рольно-аналитических функций персонал ДС РГК готовит, при необходимости, предложения по установке узлов учета газа в целях локализации участков балансовых зон с отрицательным небалансом газа.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Приведение деятельности диспетчерских служб абсолютно всех РГК в полное соответствие требованиям Положения потребует определенного времени. В апреле 2018 г. Положение направлено для исполнения во все РГК. Возникает много разносторонних вопросов.
Исходя из реального положения дел и проведенного анализа возникающих вопросов определены следующие первоочередные мероприятия по приведению оперативного учета газа в РГК в соответствие требованиям Положения:
– формирование балансовых зон, в том числе в информационных системах;
– оценка объема ежесуточного контроля в разрезе балансовых зон и, при необходимости, расширение перечня ежесуточно отслеживаемых потребителей; в ходе исполнения указанного мероприятия, возможно, потребуется корректировка договорных условий поставки газа указанным потребителям газа в части ежесуточной передачи показаний приборов, на что потребуется дополнительное время;
– развитие алгоритмов и процедур оперативного прогнозирования объемов потребления газа неотслеживаемыми потребителями и населением;
– настройка (перенастройка) автоматизированных систем диспетчерского управления в части формирования балансовых зон, оперативного прогнозирования объемов потребления газа, оперативной оценки небаланса газа по каждой балансовой зоне и формирования отчетности согласно требованиям Положения.
Авторы:
А.Ю. Чиликин, АО «Газпром газораспределение Киров» (Киров, РФ), chilikin.063@gmail.com
Н.В. Деветьяров, АО «Газпром газораспределение Киров»
Литература:
-
Постановление Правительства РФ от 14.05.2013 № 410 «О мерах по обеспечению безопасности при использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования» (с изм. и доп.) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://base.garant.ru/70381684/ (дата обращения: 17.06.2018).
-
Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29.01.2007 № 37 «О порядке подготовки и аттестации работников организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору» (с изм. и доп.) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://base.garant.ru/12152580/ (дата обращения: 17.06.2018).
-
Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29.12.2006 № 1155 «Об утверждении Типовой программы по курсу «Промышленная, экологическая, энергетическая безопасность, безопасность гидротехнических сооружений» для предаттестационной (предэкзаменационной) подготовки руководителей и специалистов организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/902028101 (дата обращения: 17.06.2018).
-
Примерная программа обучения по охране труда работников организаций. Утв. Минтрудом РФ 17.05.2004 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/cons/cgi/online.cgi?req=doc&base=EXP&n=569466#009433500765113667 (дата обращения: 17.06.2018).
HTML
В сентябре 2017 г. опубликованы новые поправки к Постановлению Правительства РФ от 14.05.2013 № 410 «О мерах по обеспечению безопасности при использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования», которые призваны закрыть многие спорные вопросы, касающиеся обслуживания внутридомового и внутриквартирного газового оборудования. Вместе с тем не все аспекты проблемы освещены достаточно полно и имеют однозначную трактовку. В данной статье мы рассмотрим поправки, внесенные в раздел 9 данного Постановления, которым определяются обучение и аттестация работников газовой отрасли.
ТРЕБОВАНИЕ К ОБРАЗОВАНИЮ
В разделе 9 Постановления Правительства РФ от 14.05.2013 № 410 «О мерах по обеспечению безопасности при использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования» [1] рассмотрены «Требования к лицам, осуществляющим деятельность по техническому обслуживанию и ремонту внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования, а также работы по техническому диагностированию внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования». Данный раздел определяет процесс обучения и аттестации работников организации и выдвигает ряд требований, которые нуждаются в разъяснении.
В п. 91 прописано требование к наличию профильного образования: «Специализированные организации, а также иные организации, осуществляющие работы по техническому диаг- ностированию внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования, должны отвечать требованиям настоящего раздела и иметь в своем составе для проведения работ (оказания услуг) по техническому обслуживанию и ремонту, техническому диагностированию внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования штат квалифицированных сотрудников, имеющих профильное образование, прошедших необходимое для проведения газоопасных работ обучение и аттестацию по итогам обучения (далее – аттестованные сотрудники)». В то же время в тексте поправок не уточняется, какое именно профильное газовое образование имеется в виду.
В газовой отрасли множество направлений работы, начиная с разработки месторождений и заканчивая транспортировкой и обслуживанием систем газоснабжения. Предположительно, в данном пункте подразумевалось наличие профильного образования у рабочих по профессии «слесарь по эксплуатации и ремонту газового оборудования», однако требуется уточнение. Согласно единому тарифно-квалификационному справочнику у слесарей существует четыре разряда, начиная со второго и заканчивая пятым, причем различаются и виды выполняемых работ. Например, слесари второго и третьего разрядов не допускаются к выполнению работ с современным газовым котлом.
ТРЕБОВАНИЕ К ОБУЧЕНИЮ И АТТЕСТАЦИИ РАБОТНИКОВ
Важное нововведение в поправках к Постановлению № 410 касается обучения методам проведения газоопасных работ и аттестации по итогам обучения.
Существует определенная методика проведения аттестации и проверки знаний специалистов и рабочих, обслуживающих системы внутридомового и внутриквартирного газового оборудования (ВДГО и ВКГО). Методология закреплена Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29.01.2007 № 37 «О порядке подготовки и аттестации работников организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору» [2]. Схематично организация и порядок осуществления аттестации и проверки знаний представлены на рисунке.
Согласно поправкам к Постановлению № 410 (п. 91) с сентяб- ря 2017 г. появляется еще один вид аттестации для работников организаций, обслуживающих системы ВДГО и ВКГО. Рассмот- рим отличие новой системы аттестации от уже существующей, утвержденной Приказом № 37. Так, в п. 93 Постановления № 410 отмечено: «…Переаттестации сотрудников по вопросам выполнения газоопасных работ при проведении технического обслуживания, ремонта, технического диагностирования внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования должна предшествовать их подготовка по учебным программам, разработанным с учетом типовых программ, утверждаемых руководителями образовательных учреж- дений, имеющих лицензию на право ведения образовательной деятельности…» [1]. Тем не менее данная формулировка не указывает, где и как должны проходить обучение работники организации: в самой ли организации, в учебном заведении, имеющем лицензию и программу обучения, или в режиме самоподготовки.
Кроме того, возникает вопрос к компетенции учебных заведений, у которых есть лицензия, но нет материально-технической базы, квалифицированного персонала, кабинетов, оборудованных действующим внутридомовым оборудованием. Существует риск, что обучение в подобных организациях может превратиться в формальность и это приведет к недостаточной квалификации работников.
Также в п. 93 прописано, что учебные программы должны разрабатываться с учетом типовых программ. Вместе с тем не уточняется, каких именно, хотя таких программ несколько. Есть типовая программа по курсу «Промышленная, экологическая, энергетическая безопасность, безопасность гидротехнических сооружений» для предаттестационной (пред- экзаменационной) подготовки руководителей и специалистов организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденная Приказом Ростехнадзора от 29.12.2006 № 1155 [3]. Существует Примерная программа обучения по охране труда работников организаций, утвержденная Минтрудом России 17.05.2004 [4]. Типовой программы «…по вопросам выполнения газоопасных работ при проведении технического обслуживания, ремонта, технического диагностирования внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования…», утвержденной каким-либо ведомством, сегодня не существует. Использовать в тексте Постановления № 410 такую формулировку в корне неверно.
ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРИОДИЧНОСТИ ПРОХОЖДЕНИЯ АТТЕСТАЦИИ
Рассмотрим требования п. 93, касающиеся периодичности прохождения аттестации: «Аттестованные сотрудники специализированной организации должны проходить переаттестацию по вопросам выполнения газо- опасных работ при проведении технического обслуживания, ремонта, технического диагностирования внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования, а аттестованные сотрудники иных организаций, осуществляющих работы по техническому диагностированию внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования, – по вопросам выполнения газоопасных работ при проведении технического диагностирования не реже одного раза в пять лет в объеме, соответствующем должностным обязанностям» [1]. Неясно, в какие сроки должны проходить переаттестацию сотрудники специализированной организации. Согласно формулировке установленный срок не реже одного раза в пять лет относится к аттестованным сотрудникам иных организаций.
НЕОСВЕЩЕННЫЕ ВОПРОСЫ
Еще одна особенность новых поправок к Постановлению № 410 – это отсутствие требований к составу и уровню компетенции аттестационной комиссии. Какие специалисты могут туда входить, где они должны быть обучены и аттестованы сами, каким опытом работы в газовой отрасли обладать? Ответы на эти вопросы чрезвычайно важны, от них зависит успешная реализация процесса аттестации, поскольку корректная оценка знаний работников возможна лишь в том случае, если сами оценивающие являются профессионалами.
В тексте Постановления № 410 также ничего не сказано об образцах протоколов и удостоверений, выдаваемых по результатам обучения и проверки знаний. Такие образцы есть в типовых и примерных программах по промышленной безопасности и охране труда, упомянутых ранее. Было бы целесообразно привести эту информацию и в Постановлении.
Несомненна положительная тенденция в части организации обучения работников через образовательные организации. В то же время сам процесс проведения аттестации подробно не прописан: новые поправки к Постановлению № 410 недостаточно полно и не совсем однозначно отражают спорные аспекты.
В.В. Харионовский, д.т.н., профессор, академик РАЕН (Москва, РФ)
ТОЧКА ЗРЕНИЯ
В статье выделены вопросы, допускающие разночтения или неполноту освещения темы раздела 9 Постановления № 410. Обсуждение темы технического обслуживания, диагностики и ремонта ВДГО и ВКГО является актуальным, поскольку относится непосредственно к надежности эксплуатации газового оборудования и, соответственно, к безопасности домов и квартир. Применительно к материалу статьи следует признать корректность анализа поправок, рассмотрения вопросов наличия профильного образования, обучения методам проведения газоопасных работ и аттестации работников, качества учебных программ. Вместе с тем в отношении критики отсутствия типовой программы и требований к составу и компетенции аттестационной комиссии необходимо отметить следующее. Постановление, как и другие законодательные документы, ориентирует специалистов отраслей на разработку необходимых специальных руководств и служит опорным, базовым положением. Такая работа выполняется ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Татнефть» и другими отраслевыми институтами. Поэтому разработку пакета документов, отвечающих требованиям Постановления (в том числе программы обучения), согласованных с Ростехнадзором, а также обучение инженерно-технических работников может выполнять АО «Гипрониигаз», что позволит обеспечить современный уровень этой работы в системе газоснабжения.
Транспортировка газа и газового конденсата
HTML
Компания LD более 15 лет уверенно развивается как производитель трубопроводной арматуры. За эти годы выпущено более 5 млн шаровых кранов. Сейчас годовой объем превышает 1 млн ед. арматуры.
Сегодня компания LD представлена тремя полностью российскими заводами по производству стальных шаровых кранов и дисковых затворов, латунной трубопроводной арматуры, стальных фланцев. Каждое из предприятий традиционно выполняет полный цикл работ в целях обеспечения контроля качества и гибкости подхода к проектам заказчика.
Основатели компании прошли сложный путь, организовав производство с нуля, и на собственном опыте знают, что залогом успеха являются постоянные инвестиции в науку, производство и образование. Поступательное движение и непрерывное совершенствование привели компанию LD к необходимости выйти на новый уровень разработки технических решений в арматуростроении.
При поддержке Правительства Челябинской области был создан Челябинский арматурный кластер при партнерстве компании LD с производителями комплектующих и одним из ведущих вузов страны – Южно- Уральским государственным университетом (Национальным исследовательским университетом). Сейчас кластер становится центром внедрения инноваций и разработки новых продуктов.
Отлаженное серийное производство LD, оснащенное современным оборудованием, – основа для внедрения этих инноваций и их серийного тиражирования.
Челябинский арматурный кластер выйдет на проектные показатели в несколько этапов. На первом этапе предусмотрено проведение НИОКР по разработке импортозамещающих технологий производства трубопроводной арматуры и внедрение их в производство.
Цели создания арматурного кластера:
-
содействие развитию действующих поставщиков, запуск новых проектов поставщиков на территории кластера;
-
содействие запуску и развитию новых проектов на территории кластера;
-
повышение конкурентоспособности участников кластера и интеграция в глобальные цепочки поставок;
-
расширение географии поставок участников кластера, продвижение проектов на федеральном и международном уровнях;
-
привлечение внешнего финансирования для реализации стратегий развития, а также коллективных и индивидуальных проектов участников;
-
развитие кадрового потенциала, работа с вузами в соответствии с задачами участников;
-
повышение качества выпускаемой продукции.
Инновационные решения
Находить новые решения компании LD помогает постоянное изучение рынка, внимание к потребностям клиента и желание улучшать свой продукт.
Газовый рынок на сегодняшний день является для компании приоритетным по внедрению новых технических решений, повышающих безопасность и удобство эксплуатации газовых сетей.
Предприятие обладает большим количеством запатентованных решений, позволивших компании LD стать лидером и «законодателем мод» в своем сегменте арматуростроения.
Например, разработанная инженерами LD система седловых уплотнений по шару, реализованная в линейке шаровых кранов LD Energy Gas, снижает влияние агрессивных элементов транспортируемой среды на само уплотнение, что позволяет увеличить ресурс и расширить гарантию.
На базе нового запатентованного ограничителя хода Safe Stop создана актуальная для газовых сетей антивандальная система «LD Блок», позволяющая защитить краны от несанкционированного доступа к управлению.
Самые масштабные инвестиции за последние годы компания LD сделала в создание производства латунной шаровой арматуры и деталей трубопровода.
В 2017 г. построена первая очередь и открыт завод LD Pride по производству латунных шаровых кранов для водо- и газоснабжения, выходящий в этом году на объемы производства 600 тыс. кранов в месяц. В данное время ведется строительство еще трех очередей (цехов) завода.
На шаровые краны LD Pride в 2017 г. получен сертификат ГАЗСЕРТ, что подтверждает высокое качество продукции и полное соответствие требованиям, применяемым в сфере распределения и использования газа в РФ.
Специалисты компании LD активно принимают участие в работе отраслевых ассоциаций, в создании программ обучения в целях повышения уровня знаний о рынке трубопроводной арматуры у всех игроков энергетического рынка.
Номенклатура компании LD для газораспределения:
-
стальные цельносварные шаровые краны LD DN 15–800, PN 1,6–4,0 МПа;
-
стальные цельносварные шаровые краны Energy Gas DN 15–800, PN 1,6–4,0 МПа:
-
надземное исполнение;
-
подземное исполнение в изоляции ВУС + ПЭ;
-
управление (электро-, пневмо-, гидропривод);
-
компактные шаровые краны «LD Стриж» DN 32–100, PN 1,6 МПа;
-
разборные шаровые краны 11С67П DN 25–200, PN 1,6–4,0 МПа;
-
латунные шаровые краны DN 15–50, PN 2,5; 4,0 МПа;
-
антивандальная система «LD Блок».

Компания LD (ООО «ЧелябинскСпецГражданСтрой»)

Экономика
Авторы:
А.В. Белинский, к.т.н., АО «Газпром промгаз», A.Belinsky@promgaz.gazprom.ru
Литература:
-
Материалы заседания Правительства России «О мерах по повышению темпов газификации в России» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://government.ru/news/23931/ (дата обращения: 15.06.2018).
-
Постановление Правительства РФ от 10.09.2016 № 903 «О порядке разработки и реализации межрегиональных и региональных программ газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/420374752 (дата обращения: 15.06.2018).
-
Белинский А.В. Экономико-статистический анализ газораспределительного комплекса России // Финансовая аналитика: проблемы и решения. 2017. Т. 10. № 4. С. 384–402.
-
Белинский А.В. Типологическое изучение финансового состояния газораспределительных организаций России // Нефть, газ и бизнес. 2017. № 7. С. 3–12.
-
Apergis N., Payne J.E. Natural Gas Consumption and Economic Growth: A Panel Investigation of 67 Countries // Applied Energy. 2010. Vol. 87. Iss. 8. P. 2759–2763.
-
Zweifel P., Praktiknjo A., Erdmann G. Energy Economics. Theory and Applications. Berlin: Springer, 2017. 324 p.
-
Айвазян С.А., Фантаццини Д. Эконометрика-2. Продвинутый курс с приложениями в финансах. М.: Магистр, Инфра-М, 2014. 944 с.
-
Baltagi B. Econometric Analysis of Panel Data. Chichester: John Wiley and Sons, 2013. 373 p.
-
Pesaran M.H. General Diagnostic Tests for Cross Section Dependence in Panels. CESifo Working Paper, No. 1229. Munich: CESifo, 2004. 47 p.
-
Baltagi B.H., Feng Q., Kao C. A Lagrange Multiplier Test for Cross-Sectional Dependence in a Fixed Effects Panel Data Model // Journal of Econometrics. 2012. Vol. 170. Iss. 1. P. 164–177.
-
Pedroni P. Panel Cointegration. Asymptotic and Finite Sample Properties of Pooled Time Series Tests with an Application to the PPP Hypothesis: New Results. Bloomington: Indiana University, 1997. 42 p.
-
Pedroni P. Critical Values for Cointegration Tests in Heterogeneous Panels with Multiple Regressors // Oxford Bulletin of Economics and Statistics. 1999. Vol. 61. P. 653–670.
-
Westerlund J. Testing for Error Correction in Panel Data // Oxford Bulletin of Economics and Statistics. 2007. Vol. 69. Iss. 6. P. 709–748.
-
Engle R.F., Granger C.W.J. Co-Integration and Error Correction: Representation, Estimation and Testing // Econometrica. 1987. Vol. 55. No. 2. P. 251–276.
-
Blundell R., Bond S. Initial Conditions and Moment Restrictions in Dynamic Panel Data Models // Journal of Econometrics. 1998. Vol. 87. Iss. 1. P. 115–143.
-
Pesaran M.H. A Simple Panel Unit Root Test in the Presence of Cross Section Dependence [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=457280 (дата обращения: 15.06.2018).
-
Costantini M., Lupi C. A Simple Panel-CADF Test for Unit Roots // Oxford Bulletin of Economics and Statistics. 2013. Vol. 75. Iss. 2. P. 276–296.
-
Demetrescu M., Hassler U., Tarcolea A.-I. Combining Significance of Correlated Statistics with Application to Panel Data // Oxford Bulletin of Economics and Statistics. 2006. Vol. 68. Iss. 5. P. 647–663.
-
Alam M.S., Paramati S.R., Shahbaz M., Bhattacharya M. Dynamics of Natural Gas Consumption, Output and Trade: Empirical Evidence from the Emerging Economies [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.monash.edu/business/economics/research/publications/2015/ 2115-naturalgasconsumptionalamparamatishahbazmita.pdf (дата обращения: 15.06.2018).
HTML
Газификация и развитие систем газоснабжения регионов требуют значительных инвестиций. По оценке Министерства энергетики России [1], за период с 2006 по 2016 г. в газификацию России было инвестировано более 0,5 трлн руб. За это время уровень газификации увеличен с 53,3 до 67,2 %, протяженность сетей газораспределения – более чем на 300 тыс. км. Природный газ подан в 9 тыс. новых населенных пунк- тов, более чем в 6 млн квартир и домовладений. В планах государства – увеличение темпов газификации в целях максимально полного охвата регионов сетевым природным газом.
Как развитие газоснабжения и газификации влияет на экономический рост российских регионов? Во-первых, несмотря на общепринятую точку зрения о положительном влиянии этого процесса, соответствующие статистические исследования в литературе не представлены. Во-вторых, современный подход к территориальному развитию российских регионов предусматривает оценку вклада газификации в экономический рост [2]. Вместе с тем до настоящего времени такая оценка ограничивалась планированием ряда контрольных показателей, которые не дают представления о количественном влиянии запланированных мероприятий на региональный экономический рост. В-третьих, результаты исследования могут служить основой для определения социально эффективного и экономически обос- нованного уровня газификации регионов, а также для принятия решений по совершенствованию ценовой и тарифной политики на внутреннем рынке газа.
ДАННЫЕ И МЕТОДОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ
Для исследования использованы годовые данные за период с 1998 по 2015 г., представленные для 17 субъектов Центрального федерального округа России (за исключением г. Москвы ввиду специфики экономики, газоснабжения и газификации): валовый региональный продукт Y, млн руб.; среднегодовой уровень занятости L, тыс. чел.; валовый объем накопления капитала I, млн руб.; объем потребления газа за год Q, млн м3; протяженность сетей газораспределения D, км.
Источниками информации послужили данные Росстата, а также информационная база, включающая показатели газоснабжения и газификации, сформированная в работах [3, 4].
Теоретическая модель. Анализ влияния газоснабжения и газификации на экономический рост регионов выполнен в рамках теории эндогенного роста. Следуя общепринятому подходу, предположим, что экономику региона можно описать расширенной агрегированной производственной функцией, в которой энергопотребление (в нашем случае объем потребления газа) выступает в качестве независимого производственного фактора [5, 6]. Кроме того, предположим, что наряду с техническим прогрессом развитие газификации оказывает влияние на продуктивность экономики за счет более эффективного территориального распределения и использования ресурсов. С учетом этих предположений можно записать агрегированную производственную функцию в следующем общем виде:
Y = A(t,D).F(K,L,Q), (1)
где A – согласующий единицы измерений технологический параметр, который зависит от уровня развития технологий и газификации; t – время, год; K – агрегированный запас капитала, млн руб.
Если рассматривать регион i = 1, …, N в момент времени t = 1, …, T, то с учетом сделанных предположений его агрегированная производственная функция вида Кобба – Дугласа может быть представлена в виде
Yit = Ait Vit, (2)
где Vit – ошибки, по предположению имеющие нулевое среднее и постоянную дисперсию, безразмерные величины; , , – эластичность выпуска по капиталу, труду и объему потребления газа соответственно, безразмерные величины. Технологический параметр Ait может быть представлен как
Ait = Aiebit , (3)
где Ai – числовой показатель, согласующий единицы измерений и масштаб; bi – индивидуальные коэффициенты, отражающие влияние технического прогресса на продуктивность экономики, безразмерные величины; – коэффициент, отражающий степень влияния уровня газификации на продуктивность экономики, безразмерная величина.
Будем рассматривать «инвестиционную» форму модели (2), в которой вместо капитала K используется валовый объем накопления капитала I. Тогда, подставив (3) в (2), разделив левую и правую части (2) на Lit, прологарифмировав переменные и предположив постоянную отдачу от масштаба, получим:
yit = µi + bit + iit + qit + dit + vit, (4)
где µi = ln (Ai) – индивидуальные эффекты для регионов; yit = ln(Yit/Lit); iit = ln(Iit/Lit); qit = ln(Qit/Lit); dit = = ln(Dit); vit = ln(Vit). Коэффициенты µi и bi предполагают наличие в регионах различных аспектов гетерогенности.
Модель (4) предполагает, что инвестиции, занятость, объем газопотребления, уровень охвата сетевым газом и технический прогресс являются основными факторами экономической динамики регионов. Так как все переменные логарифмированы, то оценка коэффициента при соответствующей переменной может быть интерпретирована как эластичность выпуска по ней. Основной интерес представляют коэффициен- ты и , которые позволяют оценить влияние газоснабжения и газификации на валовый региональный продукт (ВРП).
Оценка динамических характеристик исследуемых данных. Временные ряды рассматриваемых показателей, как правило, являются нестационарными. Работа с такими рядами может приводить к проблеме «ложной» регрессии [7, 8] и предусматривает анализ их коинтегрированности. Отправной точкой в этом анализе является оценка наличия корреляций между рядами. В рассматриваемой задаче они могут быть вызваны высоким уровнем экономической интеграции регионов и влиянием на них общеэкономических тенденций и шоков.
Существует множество тестов для проверки гипотезы о коррелированности рядов в панельных данных. Мы будем использовать тесты Песарана [9] и Бальтаджи – Фенг – Као [10]. Они устойчивы к нестационарности переменных и имеют хорошие свойства в условиях малых выборок. Результаты тестов используются для выбора типа теста на единичный корень.
Анализ коинтегрированности переменных и параметров долгосрочной связи. Коинтегрированность рассматриваемых переменных означает наличие долгосрочного влияния газоснабжения и газификации на экономический рост регионов и существование в их динамике равновесной траектории. Для оценки наличия коинтеграции будем использовать панельные тесты Педрони [11, 12] и Вестерланда [13].
В случае если рассматриваемые переменные коинтегрированы, то дальнейший анализ осуществляется в рамках модели (4). Оценка параметров этого коинтеграционного уравнения может быть выполнена с помощью нескольких альтернативных методов:
– полностью модифицированного метода наименьших квадратов (МНК) (Fully Modified Ordinary Least Squares, FMOLS);
– динамического МНК (Dynamic Ordinary Least Squares, DOLS);
– метода объединенных среднегрупповых оценок (Pooled Mean Group, PMG).
Первые два метода позволяют состоятельно оценить параметры долгосрочной связи между переменными, в том числе в условиях эндогенных переменных. Метод PMG позволяет одновременно осуществить тест на наличие коинтеграции между переменными, проанализировать параметры их долгосрочной связи, а также оценить влияние этих переменных на зависимую переменную в краткосрочном периоде. Он позволяет гибко учесть объективно существующие различия в долгосрочной и в краткосрочной динамике между отдельными регионами.
Применительно к рассматриваемой задаче в тесте PMG рассматривается авторегрессионная динамическая модель с распределенным лагом (Autoregressive Distributed Lag) ARDL(p,q1,q2,q3):
(5)
и коэффициентами при лаговых значениях переменных , которая может быть репараметризована в виде модели коррекции ошибками:
(6)
где ∆ – оператор взятия первых разностей переменных; – коэффициент, характеризующий скорость возврата системы к равновесному состоянию; выражение в скобках представляет механизм корректировки равновесия; i, i, i – коэффициенты долгосрочной связи между переменными; – характеристики краткосрочного влияния объясняющих на зависимую переменную, которые можно выразить через ; i = 1, …, N – номер региона; t = 1,…, T – время; it – ошибки с нулевым средним и конечной дисперсией.
В уравнении (6) все слагаемые являются стационарными, при этом ∆y представляет оценку экономического роста, ∆q – изменение объема газопотребления, ∆d – развитие газификации. При наличии коинтеграции коэффициент должен быть статистически значимой отрицательной величиной.
При оценке модели (6) с помощью метода PMG свободные члены µi и коэффициенты кратко- срочной динамики могут варьировать между регионами, но коэффициенты долгосрочной связи i, i, i одинаковы. Таким образом, метод PMG предусматривает единообразную равновесную долгосрочную динамику переменных. Правомерность его использования может быть определена при помощи теста Хаусмана.
Анализ эндогенности (экзогенности) переменных и направ- ленности связей. Коинтегрированность переменных предполагает наличие между ними одно- или двунаправленных связей. Для тес- тирования причинности по Гранжеру можно оценить следующие модели с механизмом корректировки равновесия:
(7)
(8)
(9)
(10)
где ..,. и . – коэффициенты регрессии; u… – ошибки с нулевым средним и конечной дисперсией; – механизм коррекции равновесия, оцененный на основе двухшаговой процедуры Энгла – Грейнджера [14], т. е. остатки модели (4).
Анализ значимости коэффициентов и позволяет сделать вывод о причинности и эндогенности (экзогенности) соответствующих переменных.
Следует заметить, что поскольку модели предполагают включение в правые части уравнений (7) – (10) лагового значения зависимой переменной, то для их оценки целесообразно использовать системный обобщенный метод моментов (ОММ) [15], так как обычный панельный МНК может приводить к несостоятельным оценкам.
Таким образом, рабочие гипотезы исследования состоят в том, что рассматриваемые переменные нестационарны и коинтегрированы, при этом развитие газоснабжения и газификации оказывает статистически значимое положительное влияние на экономический рост регионов в долгосрочном периоде. Связь «газоснабжение и газификация – экономический рост» может быть описана с помощью модели с механизмом корректировки равновесия, отражающей долгосрочные и краткосрочные аспекты данной связи.
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Исследование кросс-зависимости рядов в панели. Анализ кросс-зависимости выполнен с помощью тестов Песарана [9] и Бальтаджи – Фенг – Као [10]. Представленные в табл. 1 результаты указывают на то, что нулевая гипотеза о кросс-независимости может быть отклонена для всех переменных.
Тестирование переменных на единичный корень. Тестирование выполнено с помощью теста Песарана [16], который опирается на предположение о кросс-зависимости между рядами в панели. Рассматривались две спецификации моделей: с константой; с константой и трендом. Результаты тестов приведены в табл. 2.
Результаты тестов относительно переменной i не позволяют принять гипотезу о наличии единичного корня. Вместе с тем дополнительный анализ, выполненный с помощью тестов Костантини – Лупи [17] и Деметреску [18], указывает в пользу ее принятия.
Таким образом, все переменные являются интегрированными первого порядка I(1), следовательно, между ними может существовать долгосрочная связь.
Анализ наличия коинтеграции между переменными. В табл. 3 представлены результаты панельных тестов Педрони [11, 12]. Четыре теста из семи отвергают отсутствие коинтеграции между переменными. Для малых и средних выборок (в нашем случае t = 18) среднегрупповая ADF-статистика является более мощным тестом, чем другие тесты [11].
В табл. 4 приведены результаты теста Вестерланда [13] для тех же переменных. Три теста также отвергают нулевую гипотезу об отсутствии коинтеграции.
Результаты тестов указывают в пользу того, что рассматриваемые переменные коинтегрированы, следовательно, связь «газоснабжение и газификация – экономический рост» характеризуется наличием долгосрочной равновесной динамики.
Оценка параметров долгосрочной связи. В основу оценки параметров интересующей связи положена регрессия (4). В табл. 5 представлены результаты FMOLS- и DOLS-оценок ее коэффициентов. Их анализ показывает:
– все коэффициенты статистически значимы; остатки регрессии (4) имеют нулевое среднее значение, а тесты отвергают гипотезу о наличии единичного корня на традиционных уровнях значимости;
– коэффициент при переменной d является положительным, значит, в долгосрочном периоде газификация оказывает положительное статистически значимое влияние на ВРП регионов – увеличение протяженности сетей газораспределения на 1 % обеспечивает рост ВРП на величину от 0,127 % (FMOLS-оценка) до 0,143 % (DOLS-оценка);
– коэффициент при переменной q является положительным, следовательно, в долгосрочном периоде рост потребления газа на 1 % увеличивает ВРП регионов от 0,106 % (FMOLS-оценка) до 0,169 % (DOLS-оценка).
Для подтверждения полученных выводов рассмотрена модель (6), ее оценивание выполнено с использованием метода PMG. Тест Хаусмана не отвергает нулевую гипотезу об обоснованности использования метода (достигнутый уровень значимости составил 0,80).
Разные информационные критерии приводят к двум спецификациям модели – ARDL(3,3,3,3) при использовании AIC (критерий Акаике) и к более экономной спецификации ARDL(1,1,1,1) при использовании SIC (критерий Шварца) и HQ (критерий Хеннана – Куинна) [7] (см. табл. 6).
Коэффициент отрицательный и статистически значимый в обеих спецификациях модели, что подтверждает наличие коинтеграции между переменными. Коэффициенты долгосрочной связи при q и d положительны и статистически значимы. Это также подтверждает ранее сделанный вывод о том, что развитие газоснабжения и газификации оказывает статистически значимое положительное влияние на экономический рост регионов в долгосрочной перспективе. Вместе с тем результаты моделирования не позволяют сделать надежный вывод об эффекте краткосрочного взаимодействия между переменными.
Следует заметить, что полученные результаты согласуются с результатами схожих исследований, представленных в литературе. Например, в работе [5] показано, что увеличение потребления газа на 1 % в долгосрочной перспективе увеличивает ВВП на 0,652 %. Полученная в работе [19] оценка вклада газоснабжения в экономический рост ниже и составляет 0,069–0,102 %. Несмотря на различия оценок, полученных в этих и других работах, большинство авторов подтверждают наличие значимого влияния энерго- и газоснабжения на экономический рост.
Анализ эндогенности (экзогенности) переменных и направленности связей. Анализ выполнен на основе результатов оценивания моде- ли (7) – (10) с помощью системного ОММ [15]. ОММ-оценки приведены в табл. 7. В целом базовый тест на состоятельность оценок (тест Саргана) свидетельствует об обоснованности выбранных инструментов. Так как используется ОММ на основе первых разностей, то предполагается отсутствие автокорреляции второго порядка. AR-тесты подтверждают возможность применения заданной спецификации.
Анализ полученных оценок, а также результаты совместного тестирования коэффициентов на равенство нулю позволяют сделать следующие выводы. Объем потребления газа в рамках модели можно считать слабоэкзогенной переменной, так как влияние на нее долгосрочной динамики рассматриваемых переменных статистически незначимо, но имеет место краткосрочная зависимость от изменения ВРП и развития газификации. Показатель развития газификации является сильно экзогенной переменной, так как ни в долгосрочном, ни в краткосрочном периоде не зависит от экономической динамики регионов и объема потребления газа.
ВЫВОДЫ
Результаты проведенного исследования показали, что применение концепции коинтеграции и панельных данных позволяет получить количественные оценки связи «газоснабжение и газификация – экономический рост». На основе результатов апробации предложенного методического подхода на примере 17 регионов России применительно к этим регионам можно сделать следующие выводы.
Рассмотренные переменные, характеризующие экономическую динамику регионов и развитие газоснабжения и газификации, являются нестационарными и имеют один порядок интегрированности. Они коинтегрированы, между ними существует долгосрочная зависимость. Согласно полученным оценкам увеличение уровня газификации и объема газопотребления оказывает статистически значимое положительное влияние на экономический рост регионов в долгосрочном периоде. Увеличение протяженности сетей газораспределения на 1 % увеличивает ВРП регионов в долгосрочном периоде на величину 0,127–0,143 %, а увеличение объема потребления газа обеспечивает прирост ВРП на 0,106–0,169 %. Полученные оценки согласуются с результатами схожих исследований, представленными в зарубежной литературе.
Связь «газоснабжение и газификация – экономический рост» может быть описана с помощью модели с механизмом корректировки равновесия, отражающей не только ее долгосрочные, но и краткосрочные аспекты. Результаты анализа показали, что протяженность сетей газораспределения является строго экзогенной переменной по отношению к экономическому росту и потреблению газа. Напротив, объем газопотребления в краткосрочном периоде зависит от темпов экономического роста и темпов разви- тия газификации.
Таким образом, результаты проведенного исследования подтверждают, что газоснабжение и газификация регионов являются существенными, статистически значимыми факторами регионального развития. Учитывая неоднородность регионов, целесообразно провести подобные исследования и сравнительный анализ для всех регионов России в целом. Результаты такого анализа могут использоваться для оценки вклада газоснабжения и газификации в экономический рост и для планирования развития газификации. Они также могут послужить информационной основой для проработки путей совершенствования ценовой и тарифной политики на внутреннем рынке газа. Указанное направление может быть предметом дальнейших исследований.
Таблица 1. Результаты тестирования на независимость рядов в панели Table 1. Results of testing for panel units' cross-sectional independence
Статистика Statistics |
y |
i |
q |
d |
Статистика Песарана [9] Pesaran’s statistics [9] |
44,7* |
36,7* |
24,9* |
48,0* |
Статистика Бальтаджи – Фенг – Као [10] Baltagi, Feng and Kao statistics [10] |
113,9* |
81,5* |
40,2* |
131,2* |
Примечание. Н0 – кросс-зависимость отсутствует; * – нулевая гипотеза отвергается на 1%-ном уровне значимости. Note. Н0 – there is no cross-dependence; * – the null hypothesis is rejected at 1 % level of significance.
Таблица 2. Результаты панельных тестов Песарана [16] на единичный корень Table 2. Results of Pesaran’s panel unit root tests [16]
Спецификация модели Model specification |
y |
i |
q |
d |
Тестирование переменных в уровнях: Testing variables in levels: |
||||
С константой With constant |
–1,989 |
–2,241** |
–1,966 |
–2,000 |
С константой и трендом With constant and trend |
–2,268 |
–2,992* |
–2,722*** |
–2,300 |
Тестирование переменных в первых разностях: The testing of variables in the first differences: |
||||
С константой With constant |
–4,204* |
–3,922* |
–4,470* |
–3,141* |
С константой и трендом With constant and trend |
–4,231* |
–4,183* |
–4,468* |
–3,665* |
Примечание. Н0 – ряд содержит единичный корень. Выбор длины лага для каждой индивидуальной тестовой регрессии осуществлен автоматически на основе подхода «от общего к частному» с помощью объединенного F-теста при максимальной длине лага, равной 3; * – нулевая гипотеза отвергается на 1%-ном уровне значимости; ** – нулевая гипотеза отвергается на 5%-ном уровне значимости; *** – нулевая гипотеза отвергается на 10%-ном уровне значимости. Note. Н0 – the series contains the unit root. The choice of lag length for each individual test regression is made automatically on the basis of “general-to-specific” approach using a combined F-test with a maximum lag length of 3; * – the null hypothesis is rejected at 1 % level of significance; ** – the null hypothesis is rejected at 5 % level of significance; *** – the null hypothesis is rejected at 10 % level of significance.
Таблица 3. Результаты панельных тестов Педрони [11, 12] на наличие коинтеграции Table 3. Results of Pedroni’s panel cointegration tests [11, 12]
Параметр Parameter |
Тестовая статистика Test statistics |
Альтернативная гипотеза: общие авторегрессионные коэффициенты (внутригрупповое значение) Alternative hypothesis: general autoregressive coefficients (intragroup value) |
|
v-статистика v-statistics |
–0,34 (0,63) |
rho-статистика rho-statistics |
1,69 (0,95) |
PP-статистика PP statistics |
–3,56* (0,00) |
ADF-статистика ADF statistics |
–3,95* (0,00) |
Альтернативная гипотеза: индивидуальные авторегрессионные коэффициенты (межгрупповое значение) Alternative hypothesis: individual autoregressive coefficients (intergroup value) |
|
rho-статистика rho-statistics |
2,82 (0,99) |
PP-статистика PP statistics |
–7,21* (0,00) |
ADF-статистика ADF statistics |
–7,74* (0,00) |
Примечание. H0 – коинтеграция отсутствует; p-значения в круглых скобках. Выбор длины лага осуществлялся автоматически с использованием критерия AIC [7] при максимальной длине лага, равной 3. Спецификация модели включает индивидуальные константы и тренды; * – нулевая гипотеза отвергается на 1%-ном уровне значимости. Note. H0 – there is no cointegration; p-values in parentheses. The lag length was selected automatically using the Akaike information criterion [7] with a maximum lag length of 3. The model specification includes individual constants and trends; * – the null hypothesis is rejected at 1 % level of significance.
Таблица 4. Результаты тестов Вестерланда [13] на наличие панельной коинтеграции Table 4. Results of Westerlund’s panel cointegration tests [13]
Статистика Statistics |
С константой With constant |
С константой и трендом With constant and trend |
||||
Значение Value |
Z |
p-значение p-value |
Значение Value |
Z |
p-значение p-value |
|
Gt |
–2,820 |
–2,568* |
0,005 |
–3,984* |
–6,057 |
0,00 |
Ga |
–4,728 |
3,656 |
1,000 |
–4,253 |
5,785 |
1,00 |
Pt |
–8,903 |
–0,931 |
0,176 |
–12,268** |
–2,244 |
0,012 |
Pa |
–5,780 |
1,056 |
0,855 |
–6,486 |
3,076 |
0,99 |
Примечание. H0 – коинтеграция отсутствует. Величина лага выбрана автоматически с использованием критерия Акаике (AIC) [7]; * – нулевая гипотеза отвергается на 1%-ном уровне значимости; ** – нулевая гипотеза отвергается на 5%-ном уровне значимости. Note. H0 – there is no cointegration. The lag value is automatically selected using the Akaike information criterion [7]; * – the null hypothesis is rejected at 1 % level of significance; ** – the null hypothesis is rejected at 5 % level of significance.
Таблица 5. Оценка долгосрочной связи между газификацией и экономическим ростом Table 5. Evaluation of the long-term dependence between the gas infrastructure development and economic growth
Переменная Variable |
FMOLS |
DOLS |
i |
0,422 (0,044)* |
0,328 (0,043) * |
q |
0,106 (0,051)** |
0,169 (0,064)* |
d |
0,127 (0,032)* |
0,143 (0,041)* |
R2 |
0,79 |
0,89 |
Примечание. В круглых скобках приведены стандартные ошибки. Величина лага выбрана автоматически с использованием критерия Акаике (AIC) [7] при максимальной длине лага, равной 3. Спецификации моделей включали постоянные индивидуальные эффекты и индивидуальные тренды, которые в данной таблице не приводятся; * – нулевая гипотеза отвергается на 1%-ном уровне значимости; ** – нулевая гипотеза отвергается на 5%-ном уровне значимости. Note. Standard errors are given in parentheses. The lag value was selected automatically using the Akaike information criterion [7] with a maximum lag length of 3. The model specifications included permanent individual effects and individual trends that are not given in this table; * – the null hypothesis is rejected at 1 % level of significance; ** – the null hypothesis is rejected at 5 % level of significance.
Таблица 6. Объединенные среднегрупповые оценки Table 6. Pooled mean group estimates
Переменная Variable |
ARDL(1,1,1,1) |
ARDL(3,3,3,3) |
Коэффициенты долгосрочной связи: Coefficients of long-term dependence: |
||
i |
0,343* (0,039) |
0,417* (0,026) |
q |
0,085** (0,041) |
0,043** (0,021) |
d |
0,231* (0,031) |
0,171* (0,018) |
Механизм корректировки равновесия: Equilibrium adjustment mechanism: |
||
–0,359* (0,062) |
–0,272** (0,125) |
Примечание. Данные центрированы. В круглых скобках приведены стандартные ошибки; * – нулевая гипотеза отвергается на 1%-ном уровне значимости; ** – нулевая гипотеза отвергается на 5%-ном уровне значимости. Note. The data is centered. Standard errors are given in parentheses; * – the null hypothesis is rejected at 1 % level of significance; ** – the null hypothesis is rejected at 5 % level of significance.
Таблица 7. ОММ-оценки динамической панельной модели экономической динамики Table 7. Estimates of the dynamic panel model of economic dynamics according to the generalized method of moments
Переменные Variables |
Зависимая переменная Dependent variable |
|||
∆yt |
∆it |
∆qt |
∆dt |
|
∆yt-1 |
0,122 (0,041)* |
0,095 (0,096) |
–0,089 (0,036)** |
–0,036 (0,035) |
∆it-1 |
–0,049 (0,014)* |
–0,059 (0,061) |
–0,001 (0,018) |
0,005 (0,016) |
∆qt-1 |
0,104 (0,067) |
0,309 (0,198) |
0,031 (0,094) |
0,047 (0,031) |
∆dt-1 |
0,005 (0,051) |
0,585 (0,276)** |
0,102 (0,057)*** |
0,480 (0,123)* |
–0,079 (0,022)* |
0,243 (0,105)** |
–0,006 (0,023) |
0,014 (0,018) |
|
const |
0,040 (0,004)* |
0,034 (0,015)** |
0,003 (0,004) |
0,027 (0,007)* |
Тест Саргана (p-значение) Sargan’s test (p-value) |
0,432 |
0,097 |
0,093 |
0,578 |
AR(1)-тест (p-значение) AR(1) test (p-value) |
0,001 |
0,002 |
0,001 |
0,041 |
AR(2)-тест (p-значение) AR(2) test (p-value) |
0,797 |
0,036 |
0,185 |
0,075 |
Примечание. В круглых скобках приведены стандартные ошибки, скорректированные применительно к конечным выборкам. Для исключения эндогенности в качестве инструментов использовались объясняющие переменные с лагом ≥2. Механизм корректировки равновесия использовался только для оценки уравнений в уровнях. Тест Саргана – тест на обоснованность выбора инструментов (H0 – инструменты выбраны обоснованно); AR(1)- и AR(2)-тест – тесты на автокорреляцию остатков 1-го и 2-го порядков (H0 – автокорреляция остатков отсутствует); * – нулевая гипотеза отвергается на 1%-ном уровне значимости; ** – нулевая гипотеза отвергается на 5%-ном уровне значимости; *** – нулевая гипотеза отвергается на 10%-ном уровне значимости. Note. Standard errors corrected for the final samples are given in parentheses. Explanatory variables with a lag ≥2 were used as tools to exclude endogeneity. The equilibrium correction mechanism was used only to estimate the equations in the levels. Sargan’s test is a test for the validity of the choice of instruments (H0 – tools are chosen reasonably); AR(1) and AR(2) tests are the tests for autocorrelation of the first and second order remainders (H0 – autocorrelation of the remainders is absent); * – the null hypothesis is rejected at 1 % level of significance; ** – the null hypothesis is rejected at 5 % level of significance; *** – the null hypothesis is rejected at 10 % level of significance.
Юбилей
HTML
«Голубое топливо» пришло в Карачаево-Черкесию в январе 1963 г. За 55-летнюю историю существования «Газпром газораспределение Черкесск» неоднократно менялись название и структура предприятия, но его основной миссией всегда оставались безопасные поставки газа потребителям региона. Сегодня благодаря заинтересованности и скоординированным действиям газовиков и региональных властей газ поступает в самые отдаленные уголки республики.
1 января 1963 г. по решению Исполкома Карачаево-Черкесского областного Совета народных депутатов было создано предприятие по эксплуатации газового хозяйства. 25 июня 1964 г. в северной части Черкесска был зажжен первый «голубой факел», положивший начало многолетнему пути газификации региона.
На сегодняшний день АО «Газпром газораспределение Черкесск» является ведущей газораспределительной организацией Северного Кавказа. В зону ответственности предприятия входит эксплуатация более 3,7 тыс. км газовых сетей, около 1,2 тыс. пунктов редуцирования газа, 373 станции катодной защиты.
Благодаря применению инновационных технологий при строительстве и эксплуатации газораспределительных сетей, внедрению экологичных, безопасных и энергоемких производств и оборудования коллектив компании многие годы успешно справляется со своей главной миссией по надежному и безопасному газоснабжению потребителей. Треть эксплуатируемых пунктов редуцирования газа оснащена средствами телеметрии, что повышает уровень автоматизации и безопасности процесса транспортировки газа и минимизирует затраты на дальнейшую эксплуатацию объектов газоснабжения.
По состоянию на 2018 г. уровень газификации республики выше среднероссийского и составляет 81,2 %. Благодаря тому что в регионе реализуется одновременно несколько программ газификации, этот показатель за последние пять лет вырос почти на 7 %. Так, последнее десятилетие в республике действует Программа газификации регионов России ПАО «Газпром». За это время построено пять объектов, и на очереди еще 10.
Интенсивное развитие туристической индустрии в республике выдвигает в число приоритетных задач обеспечение «голубым топливом» курортных и рекреационных зон, расположенных в горной местности. В настоящее время «Газпром» ведет строительство газопровода до города-курорта Теберды, что в дальнейшем позволит расширить перспективы газификации горнолыжного курорта Домбай, переживающего новый этап развития. На 2018–2019 гг. намечена реализация проекта строительства газопровода в живописном Учкуланском ущелье, при этом в зону газификации попадают сразу шесть населенных пунктов.
С 2010 г. в регионе действует Программа газификации объектов, финансируемая за счет специальной надбавки к тарифу на транспортировку газа по газораспределительным сетям, в рамках которой АО «Газпром газораспределение Черкесск» построено более 76 км внутрипоселковых распределительных газопроводов.
Надежная подача газа потребителям – непростая задача, которая под силу высококвалифицированной и проверенной временем команде. Сегодня в компании трудятся почти 1 тыс. человек. Средний стаж работы на предприятии составляет более 15 лет. Особое внимание уделяется подготовке кадров. Ежегодно в Учебном центре «Газпром газораспределение Черкесск» проходят обучение и повышают квалификацию около 300 сотрудников организации.
«За свою более чем полувековую историю АО «Газпром газораспределение Черкесск» завоевало уважение и доверие потребителей. И в этом неоспоримая заслуга каждого работника», – отмечает генеральный директор предприятия Сергей Москаленко.
← Назад к списку