Издательский Центр Аква-Терм
jaga
gekon17

Как избежать проблем и обрести чувство защищенности?

Д. Рожников, ОАО «МПНУ Энерготехмонтаж»

Об отдельных вопросах резервного топливоснабжения для газовых котельных и мини-ТЭС

Компания ОАО «МПНУ Энерготехмонтаж» имеет солидный опыт в области организации систем резервного топливоснабжения котельных. Это знание позволит заказчику избежать «неожиданных» и ненужных проблем при эксплуатации объекта, обрести чувство защищенности и независимости от внешних неконтролируемых процессов.

Работа в крупной проектной и одновременно монтажной организации позволяет вдумчивому инженеру участвовать в десятках различных проектов, общаться с большим количеством проектировщиков-теоретиков и монтажников-практиков, увидеть проекты других организаций и быть на острие инженерной мысли и технического прогресса. Нам, проектировщикам и конструкторам ОАО «МПНУ Энерготехмонтаж», повезло участвовать в этом процессе, направленном в область строительства котельных и мини-ТЭС.

Общаясь с коллегами на форумах, тематических выставках и при реализации монтажа проектов других организаций удивительно раз за разом (проект за проектом) наблюдать сохраняющуюся архаичность решений и отстраненность инженерной мысли от вспомогательных систем котельной и мини-ТЭС, таких как резервное топливоснабжение или водоснабжение.    

Рассмотрим типовую ситуацию строительства небольшой газовой котельной или  газовой электрогенерирующей станции (мини-ТЭС). Камнем преткновения при получении природного газа для этих объектов часто становится пункт требований ПАО «Газпром» о наличии резервного/аварийного топливоснабжения газифицируемого объекта.

С целью рационального использования газа потребителями и для бесперебойной работы коммунально-бытового комплекса при возникновении аварийных ситуаций на магистральном газопроводе и при похолоданиях проектами газоснабжения предприятий предусматриваются сооружения резервных топливных хозяйств. Потребители газа обязаны обеспечивать исправность резервных топливных хозяйств и их готовность к работе (согласно п.27 и п.49 Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в РФ, утвержденных 17.05.2002г. постановлением Правительства РФ № 317 с актуальными  изм. на 19.06.2017г.).

Приказом Министерства энергетики РФ № 66 от 04.09.2008 г. предусмотрен Порядок обеспечения потребителей газом в период похолоданий и в случаях аварийных ситуаций на газотранспортных системах. На основании данного Порядка разрабатываются График № 1 «Перевод потребителей на резервные виды топлива при похолоданиях» и График № 2 «Аварийное ограничение подачи природного газа». В графики включаются потребители, которые обязаны иметь резервные виды топлива согласно установленным топливным режимам. Указания о введении в действие графиков и изменении суточного объема передаваемого покупателям газа дает Центральное производственное диспетчерское управление (ЦПДД) ПАО «Газпром». Указания ЦПДД ПАО «Газпром» о режиме транспортировки, поставки и отбора газа являются обязательным правилом для поставщиков, газотранспортных и газораспределительных организаций и покупателей газа (согласно ст.19 Правил поставки газа в РФ, утвержденных 05.02.1998г. постановлением Правительства РФ №162 с актуальными изм. на 04.02.2017г.).

Несмотря на изменение в 2013 г. (Постановление правительства РФ №679 от 08.08.2013г.)  порядка получения газа и отмену «лимитов» и «топливного режима», получить запрошенные объемы топлива и Технические Условия на подключение к газопроводу без требования об организации резервного/аварийного топливоснабжения довольно сложно. Пункт 4.5 СП 89.13330.2016 «Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76» прямо говорит о недопустимости проектирования и строительства котельных без согласования всех видов топлива с региональными органами власти, а также топливоснабжающими организациями.

На практике способы реализации этого требования особо не контролируются, и оно становится относительно формальным. Даже тип топлива в принципе изначально не указывается и возможно самостоятельно выбрать из нескольких вариантов. Есть выбранное заказчиком «резервное топливо», вот и замечательно, так его и запишем в бумагах.

Впрочем, варианты резервного топливоснабжения для газовой котельной немногочисленны: из типовых решений можно отметить жидкое топливо (мазут, печное или дизельное топливо) или сжиженные углеводородные газы (СУГ). Причем для крышных котельных жидкое топливо и СУГ фактически запрещены – такая котельная остается вообще без вариантов резервирования.

Для газовой мини-ТЭС можно отметить вариант резервирования с установкой в мини-ТЭС отдельных агрегатов на жидком топливе или же вариант подачи СУГ в основные агрегаты. Первый вариант удваивает капитальные вложения и размеры здания и необходимого участка земли, а второй вариант требует значительное время на переключение газопоршневого агрегата с природного газа на СУГ, сопряженное с заменой форсунок и переналадкой двигателя. Скорее всего, для наладки даже придется вызывать специалистов от завода-производителя агрегата, что увеличивает срок ввода резерва до календарной недели (или даже месяца). Таким образом, мини-ТЭС остается абсолютно беззащитна при неожиданном отключении природного газа.

Иные  экзотические вещи, вроде резервирования газовой котельной «твердым топливом» с установкой дополнительных твердотопливных котлов, на практике не применяются, а для мини-ТЭС вообще такие варианты конструктивно невозможны.

Примечание.

Согласно п.2 Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в РФ:

 «резервное (аварийное) топливо» – топливо, предназначенное для использования при ограничении или прекращении подачи газа.

Стоит упомянуть, что в СП89.13330.2016 «Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76» деление жидкого топлива на резервное и аварийное не производится: в таблице 13.1 раздела 13 «Топливное хозяйство» обозначены только основное и аварийное жидкое топливо и требования к вместимости его хранилищ.  

Подача газа в центральных регионах Российской Федерации достаточно стабильна, массовых отключений в последние годы не производилось – этот факт ослабляет желание собственника котельной и мини-ТЭС делать внятное резервирование топливоснабжения. С целью уменьшения затрат на систему резервного топливоснабжения (систему РТС) в ход идут различные ухищрения, от банального занижения на бумаге минимально допустимого уровня теплоснабжения (и даже согласование возможности полного отключения подачи тепла) до реализации «условного» топливоснабжения без организации собственного резервуарного парка хранения топлива (то есть топливоснабжение «с колес»).

РТС на дизельном топливе

Так или иначе, но даже при минимальных принятых и обозначенных проектом потребностях в жидком топливе все равно необходима вся топливная инфраструктура: организованная наружная площадка слива топлива и подъезды к ней, емкости приема и хранения топлива с обваловкой или двойной стенкой с соответствующими участками земли для их размещения, подземная емкость приема аварийных разливов с технологическим колодцем переключения стоков, наружные топливопроводы, насосы топливоснабжения, система подогрева топлива, внутренние узлы фильтрации/учета расхода/регулирования давления топлива, внутренние топливопроводы, двухтопливное исполнение горелочных устройств, системы автоматизации и электроснабжения указанного выше оборудования.

На рис. 1 представлена схема системы аварийного/резервного топливоснабжения дизельным топливом (РТС ДТ) газовой котельной мощностью 3 МВт.

Эти системы недостаточно просто установить и наслаждаться ощущением защищенности – мазут, дизельное и печное топливо являются достаточно «капризными» жидкостями, имеющими склонность при длительном хранении к расслоению на фракции, загустеванию, образованию биологически обусловленных сгустков, выделению и осаждению парафинов, потере калорийности при испарении летучих фракций во время подогрева топлива в зимнее время.

Гарантийный срок эксплуатации дизельного топлива по ГОСТ 55475-2013 «Топливо дизельное зимнее и арктическое депарафинированное» п. 13 – один год «при соблюдении условий транспортирования и хранения». Не стоит забывать, что этот срок отсчитывается с момента производства топлива, а не с даты заливки в емкость хранения рядом с котельной. Для котельной чаще всего закупается наиболее дешевый вариант жидкого топлива, забракованный и «лежалый». Впрочем, заблуждение о возможности подавать «мусорное топливо» на форсунки горелки рассеивается довольно быстро – при постоянном засорении фильтров и/или форсунок горелочных устройств. Реальная оценка срока годности жидкого топлива в рамках системы РТС ЖТ котельной – не более 6 месяцев.

Минимальными мероприятиями для поддержания работоспособности системы РТС ДТ котельной являются: периодические включения в работу всей системы, организация достаточно продолжительной циркуляции топлива с подогревом и фильтрацией, а также контролируемое сжигание старого топлива и добавление нового топлива. Минимальная периодичность таких действий – один раз в три месяца. В идеале полный цикл работ по контролируемому запуску системы РТС ДТ с полной заменой топлива необходимо проводить при входе в отопительный сезон и при выходе из него: как раз в эти моменты актуальна полная замена топлива на новое, соответствующее сезону. Мазут в этом плане ничем не лучше – профилактические мероприятия должны быть даже еще более обширные, причем не только на мазутном хозяйстве, но и на вспомогательных системах подогрева мазута.

Штатные профилактические включения гарантируют работоспособность системы РТС ДТ и быстрый ввод ее в эксплуатацию в любой момент в автоматическом режиме. Однако стоимость этих мероприятий и неочевидность их необходимости да еще при отсутствии персонала в условиях автоматической котельной приводят к тому, что чаще всего топливо в хранилище не обновляется, профилактические запуски не осуществляются. Полностью автоматическая система РТС ДТ котельной приходит сначала в состояние невозможности автоматического запуска, а затем в состояние полной непригодности к работе без масштабных восстановительных действий по всей системе. В этом случае говорить о вменяемом резервировании и оперативном замещении основного газового топлива не приходится.

К сожалению, неготовность системы РТС ДТ к работе вскрывается только в момент отключения основного газового топлива, что приводит к фактическому останову котельной и прекращению теплоснабжения потребителя тепла. Если в летний период это ведет к неприятным, но не критическим проблемам, то в зимний период останов автоматической котельной приводит к ее частичному замерзанию в течение одного часа! Положа руку на сердце, каждый читатель ответит сам себе на вопрос – часто ли  встречаются котельные или хотя бы проекты котельных с автоматическим сливом воды для защиты оборудования котельной от последствий ее замерзания?

Экономия на профилактических мероприятиях приводит к масштабным восстановительным работам в условиях отрицательных температур и без оглядки на день/ночь и выходные/праздники.

Логичным уходом от проблем с ухудшением качества жидкого топлива является вариант системы РТС ДТ котельной, работающей по схеме «с колес» – забор дизельного или печного топлива непосредственно из емкости автоцистерны, которая играет роль хранилища топлива. В некоторых регионах России такая схема очень распространена. Понятно, что с мазутом реализация такой схемы затруднена из-за необходимости подогрева мазута в точке забора.

На рис. 2 представлена схема системы аварийного/резервного топливоснабжения дизельным топливом (РТС ДТ) котельной мощностью 3 МВт при работе «с колес».

Казалось бы, вот этот вариант – решение множества проблем: минимальные капитальные затраты, минимальные площади необходимых участков земли, отсутствие деградирующего топлива, отсутствие затрат на подогрев топлива в течение всей зимы, минимальное количество наружных элементы системы, снижение требований к циркулирующему топливу, упрощение автоматизации.

Однако, при ближайшем рассмотрении, оказывается, что это всего лишь перекладывание проблемы на будущее.

Во-первых, такое техническое решение не обеспечивает нормативный запас топлива согласно СП89.13330.2016 «Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76»,  не отвечает духу Правил поставки газа в РФ  и требованиям ПАО «Газпром» о резервировании газового топлива. То есть однажды вполне возможно получить претензии к работающей котельной, штрафы и ограничения газоснабжения из-за невыполнения требований ПАО «Газпром», несоблюдения Технических Условий и Правил газоснабжения в РФ. Это прекрасная зацепка для рейдеров и конкурентов, получающих  легальную возможность «проявить гражданскую сознательность» и своими обращениями в надзорные органы внести элементы хаоса и неопределенности в работу сердца предприятия (котельной или мини-ТЭС) как раз в самую морозную пору или в момент выполнения ответственного контракта.  

Во-вторых, решение о топливоснабжении «с колес» технически осуществимо только при отдельных локальных проблемах с газом на конкретной котельной. При более масштабных аварийных ситуациях в газораспределительной сети  – проблемы с газом появятся у всех одновременно! В этом случае на всех потребителей региона может не хватить автоцистерн, которые при схеме работы «с колес» вынуждены простаивать у одного потребителя сутками, а не возить топливо всем нуждающимся.

Даже при поставке топлива в спокойные дни вполне очевидно желание поставщиков топлива предоставить автоцистерну на длительное время за дополнительную плату (забор топлива котельной до опустошения автоцистерны производится медленно, минимум трое-четверо суток), что существенно повышает цену на само топливо.

В-третьих, такой способ подключения автоцистерны технологически опасен как с точки зрения работоспособности системы РТС ДТ котельной, так и оборудования самой автоцистерны. В первом случае, например, опасна залповая подача холодного топлива (с уличной отрицательной температурой) в приемные топливные фильтры и топливную насосную группу, а также подача в форсунки холодного топлива с вязкостью, значительно ниже допустимой паспортом горелки. Во втором случае, опасно длительное нахождение оборудования автоцистерны в режиме «подача топлива» и «рециркуляция паров» при низких уличных температурах: это может привести к обмерзанию внутренних элементов автоцистерны и возможным сбоям в работе запорных и дыхательных устройств, а при высоких уличных температурах – к нагреванию емкости, повышению давления газов в автоцистерне и т.п.  В том числе повышается опасность халатного отношения к выполнению регламентных действий персоналом, который вынужден, например,  заниматься в снегопад посреди ночи отключением заиндевевшей машины от застывших холодных шлангов с помощью обмерзшей запорной арматуры.

В-четвертых, метод постоянного подключения топливной цистерны крайне пожаропасен, ведь автоцистерна находится длительное время в пожароопасном негерметичном режиме: постоянное движение топлива, возможный набор статического электричества при слабом контакте заземления, капельная утечка топлива из штатных быстроразъемных соединений, возможное нарушение рециркуляции паров топлива с выбросом паров в приземном слое воздуха. Кроме этого, операции слива топлива из автоцистерн запрещены в грозу и метель – но кто-то из читателей всерьез уверен, что автоцистерну отключат и полностью остановят котельную при появлении первых признаков грозы/молний?

В-пятых, при потреблении топлива котельной, работающей на тепловой мощности 1 МВт, в объеме 100 л/ч небольшая автоцистерна емкостью 10 м3 будет опустошена за 100 часов, то есть за четверо суток. Все это время рядом с автоцистерной должен находиться обслуживающий персонал – как минимум водитель-экспедитор арендованной автоцистерны и оператор котельной, отслеживающий момент опустошения автоцистерны, производящий периодическую очистку фильтров  и другие операции, которые категорически невозможно сделать автоматическими в условиях работы схемы «с колес». А как быть в условиях  «автоматической» котельной, изначально не приспособленной для постоянного присутствия обслуживающего персонала? А если зимой? Но ведь ни один поставщик топлива, ни один водитель-экспедитор в здравом уме не бросит подключенную автоцистерну на четверо суток с целью приехать к ней из дома «когда надо, по звонку» – это будет верх цинизма и халатности, а также чудовищный риск приехать «на пепелище».

Все эти моменты либо сознательно не учитываются собственниками котельных, оборудованных системой РТС ДТ, работающих по схеме «с колес», либо эти проблемы не озвучиваются заказчику проектировщиками, которым выгодно предоставить заказчику только «плюсы» этого решения. А с «минусами» заказчик столкнется (если вообще наступит «аварийная» ситуация) только через несколько лет гораздо позже фактической оплаты работ проектировщика и после завершения «гарантийного» срока на котельную.

Таким образом, настоящим и единственно верным решением вопроса резервирования газовой котельной жидким топливом является только полноценное выполнение всех требований нормативных документов в этой области, а также профилактические мероприятия по поддержанию работоспособности этой системы при длительных простоях в режиме резервирования.

Компания ОАО «МПНУ Энерготехмонтаж» имеет солидный опыт в области организации систем резервного топливоснабжения котельных жидким топливом (мазут, печное топливо, дизельное топливо) – это знание позволит заказчику избежать «неожиданных» и ненужных проблем при эксплуатации объекта, обрести чувство защищенности и независимости от внешних неконтролируемых процессов!

РТС на сжиженных углеводородах

Достаточно типовым вариантом резервного топлива для газовых котельных и мини-ТЭС являются сжиженные углеводородные газы (СУГ, LPG):  «автомобильный» пропан-бутан, реализуемый на автомобильных газозправочных станциях (АГЗС). Использование такого топлива также сопряжено с технологическими сложностями, однако на данный момент СУГ дешевле дизельного топлива (в пересчете на 1 кВтч) и практичнее с точки зрения нормального резервирования и скорости запуска системы РТС в работу.

Хранение СУГ производится в сжиженном виде, то есть объемы емкостей хранилища соразмерны емкостям для жидкого топлива. Потребление СУГ производится в виде газовой (паровой) фазы – не требуется циркуляция топлива, отсутствуют застойные эффекты при длительных простоях, примеси и загрязнения не испаряются, а остаются на дне хранилища.

 Однако капитальные затраты для организации такой системы резервного топливоснабжения значительно выше. Впрочем, если сравнивать стоимость настоящей рабочей системы РТС на дизтопливе (а не упрощенную поделку, описанную ранее) и стоимость системы на СУГ, то разница не будет сильно впечатлять.

Еще один значительный минус этой системы – повышенная технологическая опасность, поэтому системы, оперирующие с СУГ, подведомственны Ростехнадзору.  Но исходная газовая котельная сама по себе является опасным производственным объектом (ОПО) из-за наличия природного газа (метана)! Формально собственнику газовой котельной с резервным топливом СУГ надо всего лишь заполнить на 20% больше бумаг в том же «окне», чем собственнику газовой котельной с резервным дизельным топливом.

На рис. 3 представлена схема системы аварийного/резервного топливоснабжения СУГ (РТС СУГ) для котельной мощностью 3 МВт.

Типичное горелочное устройство, предназначенное для основного топлива «метан» и второго  топлива «газовая (паровая) фаза СУГ», содержит две независимые сопловые системы для каждого газа, два механизма регуляции мощности, две газовые рампы с разными настройками, две независимые системы регулирования «воздух-газ».

Для снижения стоимости системы на СУГ предпринимаются попытки объединить системы газоснабжения метаном и газовой (паровой) фазой СУГ, ведь формально обе среды – это газ. Было бы замечательно просто подать газовую (паровую) фазу СУГ прямо во вводной газопровод метана, естественно, организовав узел «несмешения» газов или даже съемный участок газопроводов, удовлетворяющий все возможные претензии газоснабжающих организаций.

Однако, так как удельная по объему теплота сгорания газовой (паровой) фазы СУГ примерно в три раза выше, чем у метана, то прямая подача ее вместо метана сбивают настройку горелки «воздух-газ»: в распределительные сопла горелки подается слишком много высококалорийного газа СУГ, но при этом положения заслонок по воздуху соответствует метану (количество воздуха в три раза меньше, чем для СУГ).

На данный момент существует несколько вариантов решения этой задачи. Из наблюдаемых автором:

Существуют горелки, в которых фактически объединяются две сопловые системы в одну – устанавливается усредненная газораспределительная «голова» и газовые сопла, причем не очень оптимальные для обоих вариантов топлива. Для этой общей системы устанавливается один регулятор мощности, одна электронно-регулируемая система «воздух-газ» с информационным сигналом об используемом на данный момент топливе и/или с информационным сигналом о содержании кислорода в дымовых газах. К горелке подцепляются две независимые газовые рампы с различными расходными  характеристиками и уставками выходного давления: одна рампа оптимизируется для метана, а вторая – для газовой (паровой) фазы СУГ.

Цель в принципе достигнута: горелка стала дешевле, «воздух-газ» регулируется приемлемо, мощность горения меняется!  Но вот неоптимальность горения и параметров факела – налицо, возможен недожог для СУГ и высокий коэффициент избытка воздуха для метана на некоторых режимах работы, кроме этого у более мощных горелок фиксируются проблемы со стартовым поджигом при работе на метане, которые в свою решаются дополнительным оборудованием, что приводит к росту стоимости горелки.

Существует вариант с предварительным контролируемым смешением газовой (паровой) фазы СУГ и воздуха для приближения свойств смеси к соответствующим свойствам метана. Данное устройство (например, производства компании «FAS») может быть внесено в состав наружного топливного хозяйства СУГ и является очень простым и недорогим.
Итоговая смесь должна обладать близкой к метану калорийностью, соответственно совпадут расходы метана и смеси – настройки горелки для метана совпадут или будут очень близки к необходимым настройкам для смеси. Таким образом, переход с одного топлива на другое прямо в единой подающей системе газоснабжения становится вполне возможным и достаточно быстрым. Остальные элементы системы газоснабжения (фильтры, термозапорные и отсечные клапана, вентили, краны и т.п.) также допускают работу на любом виде газов и не ограничивают осуществление такого решения.
Данный вариант выглядит достаточно опасным, так как смесь горючего газа и воздуха может быть взрывоопасна. И хотя технологией предусматривается соотношение концентраций СУГ и воздуха в смеси вне взрывоопасного диапазона, технологическая ошибка или сбой в настройке смесительного оборудования могут привести к образованию именно взрывоопасной смеси СУГ и воздуха. В этом случае могут нарушиться условия горения  и формирования факела горелки, теоретически возможен проскок пламени внутрь горелки, и даже взрыв внутри (!) газораспределительных труб.

Компания ОАО «МПНУ Энерготехмонтаж» имеет проектные наработки и опыт строительства  систем резервного топливоснабжения котельных сжиженным углеводородным топливом (СУГ) – это позволит заказчику избежать затягивания этапов проектирования/согласования/регистрации объекта в надзорных органах и не волноваться за качество монтажа, а значит, обеспечить безопасную и стабильную эксплуатацию основного оборудования независимо от посторонних условий топливоснабжения, катаклизмов и форс-мажоров!

РТС на метане

В связи с развитием программы ПАО «Газпром» по распространению компримированного (сжатого) природного газа (КПГ, CNG) в качестве автомобильного и иного топлива, в РФ появилась возможность применить эту технологию для резервного газоснабжения небольшой котельной и мини-ТЭС.

По данным на 2016 год, в России функционируют около 320 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС). На таких станциях возможно заказать автогазовоз или передвижную газозаправочную установку (ПАГЗ)  для транспортировки топливного газа в резервное топливное хозяйство котельной или мини-ТЭС. Имеется тенденция к увеличению доступности данного вида топлива из-за активного строительства новых АГНКС и реконструкций существующих АГНКС с увеличением их  производительности. Поэтому при оценке возможности поставок КПГ в качестве резервного топлива для котельной или мини-ТЭС можно подобрать два-три конкурирующих поставщика газа в радиусе доступности автомобильных грузоперевозок и экономической целесообразности поставки.

Стоимость этого вида топлива на данный момент ниже, чем стоимость дизельного топлива или СУГ (в пересчете на 1 кВтч).

На рис. 4 представлена схема системы аварийного/резервного топливоснабжения КПГ (РТС КПГ) для  котельной мощностью 3 МВт.

Состав системы РТС КПГ:

Место стоянки автогазовоза или ПАГЗ. Место стоянки ничем не оборудуется дополнительно (ни «технологической ванны под автомобиль», ни подземной емкости приема разливов, ни колодцев с переключающей арматурой, ни особого масло-дизель-бензостойкого бетона) – просто обычное парковочное место для грузового автомобиля, оборудованное освещением, заземлением и молниезащитой.

Узел приема газа от автогазовоза или ПАГЗ (с тремя линиями разных давлений для достижения максимального коэффициента перекачки газа в хранилище).

Баллоны запаса сжатого газа (до 20,0 МПа), установленные в блок-контейнерном здании.

Станция снижения давления с узлом подогрева и подготовки газа.

Узел подключения/переключения потоков газа для организации «несмешения» газов. Возможно ручное управление или вариант с моторизированными клапанами для осуществления автоматического переключения топлива между основным и аварийным.

 Схема работы довольно проста: обычный вводной газопровод котельной или мини-ТЭС переключается на систему РТС КПГ и снабжается резервным топливом, при этом газопотребляющее оборудование продолжает работать без каких либо изменений и дополнительной наладки.

Фактически газопотребляющее оборудование «не заметит» подмену газа с магистрального на резервный, так как по физическим, химическим и всем другим свойствам – это все тот же природный газ (метан).

Переключение возможно осуществить в полностью автоматическом режиме с помощью отсечных клапанов, установленных на вводе газа в котельную/мини-ТЭС. Более того, это оборудование необходимо установить вне котельной, и таким образом можно обеспечить уже существующую работающую котельную или мини ТЭС резервным топливом без каких-либо монтажных работ внутри котельной! При этом не имеет значение давление газа, который подается в существующей системе газоснабжения:  поступает ли газ от отдельного ГРП, или внутри котельной предусмотрено ГРУ, или предусмотрен только узел ввода газа – давление подачи резервного газа задается на станции снижения давления на необходимом для котельной уровне, и это давление может быть любым (от 0,003 до 1,2 МПа).

Как это может выглядеть «изнутри»? Рассмотрим пример работы существующей типовой  газовой котельной или мини-ТЭС, для которой впоследствии была установлена внешняя система резервного топливоснабжения сжатым природным газом (РТС КПГ).

Без предварительного уведомления в результате аварийной ситуации на трубопроводе основного топлива – подача природного газа на рассматриваемую котельную прекращена. Оборудование, работающее на природном газе, как на основном топливе, неожиданно останавливается по аварийному параметру: «Давление газа низкое».

При отсутствии давления основного газа более заданного времени (например, 10 минут для котельных и 1 минута для мини-ТЭС) автоматически по таймеру вводится в работу резервное газоснабжение – сигнал передается на систему РТС КПГ.

Во внешнем переключающем блоке системы РТС КПГ производится закрытие запорного клапана на основном газопроводе – это делается для соблюдения условия «несмешения газов», чтобы газ из системы РТС КПГ не попал в общий основной трубопровод. Запорный клапан на резервном газопроводе остается закрытым.

Производится пуск в работу станции понижения давления газа от уровня, при котором производится хранение газа, до рабочего давления котельной. При понижении давления газа он значительно охлаждается – появляется возможность образования гидратов и блокирования работы регуляторов/дросселей. Для компенсации этого эффекта в работу включаются узел подогрева газа (например, электрический) и узел многоступенчатого редуцирования газа. Время запуска такой станции в полноценную работу может составлять 1-2 минуты.

После стабилизации давления на станции понижения давления во внешнем переключающем блоке открывается клапан подачи резервного газа. Открытие этого клапана рекомендуется производить медленно – для снижения вероятности образования пневматических ударов. Природный газ из системы РТС КПГ подается на газоиспользующее оборудование объекта.

Датчик давления в рамках объекта фиксирует необходимое давление в системе газоснабжения и разрешает запуск оборудования в обычном (автоматическом) режиме.

Периодически (например, один раз в час) система РТС КПГ по датчику на основном газопроводе во внешнем переключающем блоке контролирует наличие или отсутствие основного газа. При появлении газа в основном трубопроводе и стабилизации его давления, система РТС КПГ автоматически переводит снабжение газоиспользующего оборудования на основной газ.

Система РТС на КПГ готова приступить к резервному/аварийному газоснабжению в любое время года. Фактически такая система способна мгновенно «подхватить» провалы в подаче газа, или наоборот – отсечь газоиспользующее оборудование от нестабильности давления в общей газовой сети и слишком высокого давления основного газа, при этом сохраняя работу газоиспользующего оборудования в нормальном режиме.

Установка такой системы не требует никакого дополнительного оборудования внутри котельной – только внешние элементы и монтажные работы. Кроме этого, таким резервированием можно обеспечить даже газовые крышные/встроенные котельные и газовые мини-ТЭС.

Эту систему РТС КПГ могут использовать монтажные организации, которые выполнили свою часть работ по монтажу оборудования, но находятся в «подвешенном состоянии» из-за бумажной волокиты при оформлении пуска газа или отсутствия физического подключения основного топливного газа. Часто без демонстрации работы объекта на природном газе и без проведения пусконаладочных работ на природном газе заказчик не закрывает контракт и не оплачивает оставшуюся часть денежных средств. Для таких случаев (довольно типичных, на самом деле) теперь станет возможно быстро развернуть взятую контейнерную систему РТС КПГ, подать природный газ на котельную и выполнить все завершающие действия по её наладке для полного финансового расчета с заказчиком – формальных причин отказывать в расчете по договору теперь уже нет. Далее контейнерная РТС КПГ отключается от котельной, сворачивается и перевозится на другой объект, а проверенная в работе на природном газе котельная и удовлетворенный заказчик ожидают трубопроводное подключение природного газа для дальнейшей нормальной работы.

Это не только возможность оперативно решать вопросы запуска смонтированных котельных, но и реальный вариант мгновенного развертывания  топливного резерва для любого уже существующего газоиспользующего оборудования!  Прекрасный вариант для МЧС – мгновенная реализация газификации, отопления и электроснабжения населения посредством неповрежденных участков существующих газовых распределительных систем,  котельных и мини-ТЭС, отрезанных от трубопроводного газоснабжения в результате чрезвычайной ситуации на газопроводах или газораспределительных станциях. Незачем подразделениям МЧС привозить с собой котельную или мини-ТЭС целиком и делать временные схемы подключения и распределения, если возможно запустить штатное существующее газовое оборудование практически в обычном режиме.

К сожалению, на данном этапе развития  КПГ в России оборудование для организации системы РТС КПГ весьма недешево. Начальные вложения  в  эту систему на первый взгляд  кажутся многократно большими, чем для резервирования жидким топливом.

Однако, с учетом того, что внутренняя часть газового объекта вообще не затрагивается (не требуется проектирование и/или реконструкция внутри объекта, не требуются дорогие двухтопливные горелки, не требуются внутренние распределительные трубопроводы и оборудование для второго топлива, не требуются внутренние монтажные работы, не требуется даже останов существующего оборудования во время монтажа системы РТС на КПГ) – стоимость такой системы уже не кажется слишком высокой. Этот вариант резервного/аварийного топливоснабжения может стать реальной альтернативой, а для некоторых приложений вообще единственным вариантом резервирования.

Технологически простая схема, к сожалению, не так уж проста: давление природного газа в баллонах достигает 20,0 МПа, то есть порядка 196 атм. Нормативная документация формально не содержит нормы и правила для организации подобных систем газоснабжения! В самом деле, не использовать же применительно к КПГ нормативы для жидкого топлива из СП89.13330.2016 «Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76»  или требования для баллонных сборок сжиженных углеводородных газов из СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002. С Изменениями 1 и 2»!  Нормативные требования для «магистральных газопроводов» также не подходят для рассматриваемой системы.

Отсутствие соответствующей нормативной базы также отражает относительную новизну предлагаемого технического решения. Вдумчивый подход при проектировании, выборе материалов и расчете на прочность обеспечат гарантию на безаварийную работу этой системы.

К тому же, не обязательно держать всю систему под давлением газа в 20,0 МПа весь срок эксплуатации, учитывая ее резервирующую функцию! Вполне достаточно в режиме ожидания  поддерживать относительно небольшой запас газа (например, 33% от расчетного количества) под давлением 7,0 МПа – этого объема будет вполне хватать для «оптимизированной» работы газоиспользующего оборудования в течение первых 24 ч. За сутки работы резервной системы возможно заказать автогазовоз или ПАГЗ и заправить систему до проектного давления 20,0 МПа (то есть создать запас газа для работы в течение трех  суток).

Компания ОАО «МПНУ Энерготехмонтаж» имеет проектные наработки и производственные мощности для серийного производства и реализации систем резервного топливоснабжения объектов компримированным природным газом (КПГ) – это новое слово в развитии технологий резервирования топлива, расширение вариантов и возможностей обеспечения топливных резервов и снижение тяжести последствий аварийных ситуаций на газораспределительных сетях.

Статья из журнала "Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ" №6/2017




Поделиться:

Опубликовано: 02 апреля 2018 г.

вернуться назад

hp2018
ATstp18
fondi18