Текст книги "Безопасность газораспределительных систем. Часть 1"

Хранение природного газа. Любой продукт надо как-то хранить. Газ – не исключение. Индустрия подземного хранения газа имеет уже почти столетнюю историю.

ПХГ (подземные хранилища газа) в значительной мере способствуют надежности снабжения потребителей газом. Они позволяют выравнивать суточные колебания газопотребления и удовлетворять пиковый спрос в зимний период. Подземные хранилища газа особенно важны ПХГ в России с ее климатическими особенностями и удаленностью источников ресурсов от конечных потребителей. Подземные хранилища позволяют гарантированно обеспечивать потребителей природным газом, независимо от времени года, колебаний температуры, форс-мажорных обстоятельств.

Однако газ занимает значительно больший объем, чем твердое тело или жидкость. Поэтому найти для него герметичные резервуары было бы затруднительно, если бы природа сама не построила их. Пористые пласты песчаника в земной коре, герметично закупоренные сверху куполом из слоя глины, являются природными ПХГ. В порах песчаника может находиться вода, но могут скапливаться и углеводороды. В процессе создания ПХГ в водоносном слое газ, скапливающийся под глиняной покрышкой, вытесняет воду вниз.

Если в пласте-коллекторе изначально содержатся углеводороды, то он является месторождением нефти или газа. Герметичность такой структуры уже доказана тем, что в ней скопились углеводороды.

Соляные пещеры являются идеальными по герметичности резервуарами. Построить подземную соляную пещеру для хранения газа не так уж и сложно, хотя это и долгий процесс. В подходящем по высоте пласте каменной соли бурятся скважины. Затем в них подается вода, в соляном пласте вымывается полость необходимого объема. Соляной купол не только непроницаем для газа, но и обладает способностью самостоятельно «заживлять» трещины и разломы.

Закачка газа – это его нагнетание в искусственную газовую залежь при заданных технологическим проектом показателях. Газ из магистрального газопровода поступает на площадку очистки газа от механических примесей, затем на пункт замера и учета газа и в компрессорный цех, где компримируется и подается на газораспределительные пункты (ГРП) по коллекторам. На ГРП общий газовый поток разделяется на технологические линии, к которым подключены шлейфы скважин. Обвязка технологических линий позволяет измерить производительность каждой скважины, температуру и давление газа при закачке.

Процесс хранения включает системный технологический, геологический и экологический контроль над объектом хранения газа и созданными производственными фондами.

Отбор газа из подземного хранилища является практически таким же технологическим процессом, как и добыча из газовых месторождений, но с одним существенным отличием: весь активный (товарный) газ отбирается за период от 60 до 180 суток. Проходя по шлейфам, он поступает на газосборные пункты, где собирается в газосборный коллектор. Из него газ поступает на площадку сепарации для отделения пластовой воды и механических примесей, после чего направляется на площадку очистки и осушки. Очищенный и осушенный газ поступает в магистральные газопроводы.

Еще можно хранить газ в сжиженном виде. Это самый дорогостоящий из всех способов хранения, но такое решение применяется в тех случаях, когда вблизи крупных потребителей невозможно построить хранилища другого типа.

Использование автоматизированных систем управления технологическими процессами ГРП/ШРП (АСУ ТП). Главной задачей системы телеметрии газораспределительных объектов является контроль технологических параметров: давление газа на входе и выходе, перепады давлений на фильтрах, срабатывание запорной арматуры и т. д. Формирование аварийных сигналов должно осуществляться с минимальными задержками с целью непрерывного контроля состояния объекта и оперативного реагирования в случае возникновения каких-либо неисправностей.

К системам телеметрии ГРП/ШРП объектов ГРО предъявляются следующие требования:

– автоматизация процесса сбора и обеспечение достоверности информации, предоставляемой узлами телеметрии;

– обеспечение достоверного и оперативного фиксирования аварийных ситуаций и неисправностей узла;

– автоматизация процесса подключения узлов телеметрии к системе сбора информации и оперативного реагирования;

– обеспечение информационной поддержки принятия решений;

– оперативная подготовка информации руководству;

– анализ и оптимизация аварийных мероприятий;

– моделирование аварийных ситуаций.

Промышленный контроллер телеметрии КШ-ШРП предназначен для использования в качестве центрального устройства в системах телеметрии необслуживаемых объектов, таких как, например, шкафные регуляторные пункты, не обеспеченные электропитанием, обогревом и линиями связи с диспетчерским пунктом.

АСУ ТП газокомпрессорного типа обеспечивает управление газоперекачивающими агрегатами (ГПА) с приводом от электрических или газотурбинных двигателей, предназначенные для компримирования природного газа.

АСУ ТП резервуарных парков осуществляется управление резервуарными парками реактивных топлив, деэтанированного конденсата, сжиженного газа и т. д.

АСУ ТП установки газифицирования включает установку по переработке газовых бензинов, поступающих с установок переработки нефти, и получению пропана, бутана, изобутана и др. В состав установки входят сырьевые парки, узел очистки сырья от сероводородов, блок компримирования, блок ректификации, вспомогательные системы и др.

АСУ ТП регенерации метанола включает установку регенерации метанола, состоящую из блока предочистки, блока ректификации и блока откачки парового конденсата, горячего водоснабжения.

Блок предочистки предназначен для очистки от взвешенных веществ и нефтепродуктов подтоварной воды, поступающей из резервуарного парка за счет адсорбции их на частицах гидроксида алюминия и кварцевого песка.

Блок ректификации предназначен для извлечения информационной мощности путем перегонки в ректификационной клапанной колонне.

Блок откачки парового конденсата, горячего водоснабжения предназначен для возврата парового конденсата, образовавшегося за счет конденсации водяного пара в испарителе, в котельную, а также подогрева за счет тепла отводящего парового конденсата хозяйственно-питьевой воды для использования на собственные нужды установки.

АСУ ТП газового промысла предназначены для управления скважиной газового месторождения, установкой первичной переработки газа (УППГ) магистрали перекачки газа на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

АСУ ТП факельного хозяйства нефте– и газоперерабатывающих заводов.

Автоматизированная система коммерческого учёта сжиженного углеводородного газа содержит узел коммерческого учёта сжиженного углеводородного газа (СУГ), резервуарные парки СУГ, пункт налива СУГ в автоцистерны, автомобильные весы.

Интегрированные системы коммерческого учёта природного газа включает узлы учёта природного газа.

Внедрение АСУ ТП позволяет обеспечить оперативный персонал более полной, объективной, достоверной и своевременной информацией о работе оборудования.

Глубокая степень самодиагностики в сочетании с рядом программно-технических решений позволяет реализовать сложные алгоритмы контроля и управления.

К важным преимуществам АСУ ТП можно отнести интеграцию в систему цифровых технологий с возможностью их сервисного обслуживания непосредственно со станции оператора.

Контрольные вопросы

1. В чём основное отличие природного газа от искусственных?

2. Какой химический состав у природного газа?

3. Все ли вещества, содержащиеся в природном газе, полезно используются? Как решают вопрос с агрессивными примесями, содержащимися в природном газе?

4. Назовите основные свойства природного газа.

5. Какие методы добычи природного газа вам известны?

В чем их особенности?

6. Для чего и как используется одоризация газа?

7. Какое вещество чаще всего и в каком количестве используется для одоризации 1000 м³ природного газа?

8. Опишите основные способы транспортирования природного газа.

9. Опишите способы хранения природного газа. Какие основные особенности хранения природного газа?

10. Какие природоохранные мероприятия необходимо совершать после добычи природного газа?

11. Какие автоматизированные системы управления в газовом хозяйстве развиты наиболее широко и почему?

12. Опишите основные задачи систем телеметрии и телемеханизации ГРП/ШРП газораспределительных сетей.

2. Взрывоопасные свойства газовоздушных смесей и их классификация. Условия горения газового топлива

Горение газового топлива – процесс быстрого соединения его горючих составных частей с кислородом. Этот процесс протекает в определенных количественных соотношениях, обусловленных химическими уравнениями реакций окисления.

На практике в горении топлива обычно участвуют не чистый кислород, а атмосферный воздух, содержащий на каждый объем кислорода 3,76 объема азота. Поэтому при расчете результатов горения необходимо учитывать соответствующее количество азота.

Газ и воздух представляют собой смесь из нескольких химических веществ (рис. 2.1, 2.2). Горючими составляющими газа являются: углеводородные соединения, водород и угарный газ. Эти составляющие сгорают при участии кислорода воздуха.

Реакция происходит с выделением тепла, света, а также углекислого газа и водяных паров (рис. 2.3).

Рис. 2.1. Химический состав газа и воздуха

Рис. 2.2. Примеры углеводородов

В зависимости от количества воздуха, участвующего в процессе горения газа, происходит полное или неполное его сгорание.

При достаточном поступлении воздуха происходит полное сгорание газа, в результате которого продукты его горения содержат негорючие газы: углекислый газ СО₂, азот N₂, водяные пары Н₂О. Больше всего их (по объему) в продуктах горения азота – 69,3–74 %.

Для полного сгорания газа также необходимо, чтобы он смешивался с воздухом в определенных (для каждого газа) количествах. Чем выше калорийность газа, тем требуется большее количество воздуха. Так, для сжигания 1 м³ природного газа требуется около 10 м³ воздуха, искусственного – около 5 м³, смешанного – около 8,5 м³. При недостаточном поступлении воздуха происходит неполное сгорание газа или химический недожог горючих составных частей. В продуктах сгорания появляются горючие газы – окись углерода СО, метан СН₄ и водород Н₂.

При неполном сгорании газа наблюдается длинный, коптящий, светящийся, непрозрачный, желтого цвета факел.

Таким образом, при недостатке воздуха могут быть следующие отрицательные стороны сгорания:

– взрывоопасность;

– ядовитый угарный газ;

– снижение КПД работы котла.

Рис. 2.3. Реакция горения газа

Таким образом, недостаток воздуха приводит к неполному сгоранию газа, а избыток – к чрезмерному охлаждению температуры пламени. Кроме того, при значительном избытке воздуха также происходит неполное сгорание газа. При этом наблюдается конец факела желтоватого цвета, не вполне прозрачный, с расплывчатым голубовато-зеленым ядром. Пламя неустойчиво и отрывается от горелки.

Приведем конечные химические уравнения реакций полного сгорания основных горючих газов с учетом азота воздуха, не участвующего в реакциях, но существенно влияющего на объемы продуктов сгорания:

2Н2 + О₂ + 3,76N₂ = 2Н₂О + 3,76N₂; (2.1)

2СО + О2 + 3,76N₂ = 2СО₂ + 3,76N₂; (2.2)

СН₄ + 2О₂ + 7,52N₂ = CO₂ + 2Н₂О +7,52N₂; (2.3)

2С₂Н₆ + 7О₂ + 26,32N₂ = 4CO₂ + 6H₂O + 26,32N₂. (2.4)

Как видно из уравнений, число объемов газов, участвующих в реакции горения, может после завершения горения оставаться неизменным, а также уменьшаться или увеличиваться. Это обстоятельство имеет существенное значение для оценки последствий взрывов газовоздушных смесей.

Горение может начаться лишь в том случае, если газовоздушная смесь будет нагрета не ниже определенной температуры, называемой температурой самовоспламенения, или просто воспламенения. Температура воспламенения не является вполне определенной величиной. Она зависит от соотношения объемов газа и воздуха, степени их перемешивания, давления смеси, места зажигания, формы и размеров объема, занимаемого газовоздушной смесью.

Начавшийся процесс горения подожженной газовоздушной смеси будет самостоятельно продолжаться, если количества тепла, выделяющегося при горении, достаточно, чтобы нагревать вновь поступающую к месту горения смесь до температуры ее воспламенения. Если в смеси будет слишком мало газа или недостаточно воздуха, то тепла, выделяющегося при горении, для такого нагревания газа и воздуха не хватит и начавшееся горение смеси прекратится.

Наименьшая и наибольшая величины объемного содержания горючего газа в газовоздушной смеси, в пределах между которыми могут произойти воспламенение или взрыв, называются соответственно нижним и верхним пределами воспламеняемости или взрываемости горючих газов. Если газ смешан с чистым кислородом, пределы воспламеняемости будут иными, чем его смесей с воздухом.

Состав природных газов различен, но для большинства из них, содержащих 94–98 % метана, значение температур воспламенения и пределов взрываемости можно принимать по данным для метана.

Химическая сущность взрыва газовоздушных смесей не отличается от их горения, поэтому при расчетах параметров взрывов можно пользоваться конечными уравнениями реакций горения (2.1) – (2.4).

При взрыве очень быстро, практически мгновенно выделяется химическая теплота реакции горения. Быстро нагретые продукты горения, стремясь расшириться, создают в объеме (помещение, топка, газопровод), где находилась газовоздушная смесь, значительное давление. Резкий скачок давления горячих газов обусловливает разрушительный эффект взрыва.

Более опасными в отношении взрыва следует считать те горючие газы, которые имеют самые низкие значения нижних пределов взрываемости и, при прочих равных условиях, самые низкие температуры воспламенения. При близких значениях нижних пределов взрываемости газов более опасным из них следует считать тот, у которого шире диапазон взрываемости и ниже температура воспламенения.

При повышении температуры газовоздушных смесей пределы их взрываемости расширяются: нижний снижается, а верхний – растет.

Газовоздушная смесь, нагретая до температуры воспламенения, может гореть при любом соотношении объемов газов и воздуха.

Пределы взрываемости сложных газов, состоящих из смеси нескольких горючих газов, зависят от пределов взрываемости составных частей смеси. При небольших количествах балласта пределы взрываемости (нижний или верхний) сложного газа могут быть определены по формуле Ле-Шателье:

где П – нижний или верхний пределы взрываемости горючей смеси; А, В, С, Д – значения, соответственно, нижних или верхних пределов взрываемости отдельных горючих составных частей смеси, принимаемых по табл. 2.1; а, в, с, д – содержание горючих компонентов в сумме горючих частей газа в %.

Таблица 2.1

Температура воспламенения и пределы взрываемости горючих газов в смеси с воздухом

Наибольшее абсолютное давление, развивающееся при взрыве газовоздушной смеси, кг/см², можно определить по формуле:

где Р_нач – начальное абсолютное давление смеси до взрыва; t_взр – температура газов, развивающаяся при взрыве; t – начальная нач температура газовоздушной смеси; m – число объемов продуктов горения газа с учетом азота воздуха; n – число объемов газа и воздуха до взрыва, определяемые по формулам (2.1) – (2.4).

Теоретические температуры, развивающиеся при горении газовых топлив в смеси с необходимым количеством воздуха: природный газ – 2000^оС; сжиженный – 2140; доменный – 1470; сланцевый – 1900.

В действительных условиях горения и взрывов газовоздушных смесей теоретические температуры не достигаются, так как часть тепла теряется на нагрев избыточного воздуха или уходит в окружающую среду. Кроме того, может быть и неполное сгорание горючих газов. Поэтому давления, развивающиеся при взрывах на практике, обычно бывают меньше получающихся расчетом по формуле (2.6).

При взрывах смесей горючих газов с воздухом в трубах и каналах с достаточно большими длиной и площадью поперечного сечения может наблюдаться другая форма быстрого воспламенения, когда скорость распространения пламени будет превосходить скорость распространения звука и достигать 2000–4000 м/сек. Местное повышение давления в результате быстро движущегося взрывного воспламенения может доходить до 35 кг/см² и выше. Такое взрывное воспламенение называется детонацией.

Детонация объясняется возникновением и действием ударных волн в воспламеняющейся среде. Быстро движущаяся ударная волна вызывает резкое увеличение температуры, давления и плотности воспламеняющейся среды, что, в свою очередь, вызывает ускорение реакций горения и усиливает разрушительный эффект детонации. На практике детонация возникает достаточно редко.

Контрольные вопросы

1. От чего зависит полнота сгорания природного газа?

2. Как недостаток воздуха сказывается на процессе горения?

3. Какая температура является температурой самовоспламенения газа?

4. Что называется нижним пределом самовоспламенения и верхним пределом самовоспламенения?

5. При каких условиях возможен самопроизвольный взрыв газовоздушной смеси?

6. Что называется пределом взрываемости газа? Как определяется значение предела взрываемости газа?

7. Как определяется максимальное значение абсолютного давления газа при взрыве?

8. Какой процесс называется детонацией?

9. Опишите химическую сущность взрыва газовоздушных смесей.

10. Какое явление называется детонацией? При каких условиях возможна детонация взрыва?

11. Какие характерные черты процесса детонации?

3. Методы одоризации природного газа

Природный газ (метан) и сжиженные газы (пропан-бутаны) изначально не имеют запаха, поэтому любая их утечка из закрытой системы может быть обнаружена только специальными датчиками. Поскольку такие газы, широко применяемые на промышленных объектах и в быту, в случае утечки могут вызывать сильные отравления и, кроме того, при определенных концентрациях создают взрывоопасную среду, возникает потребность оперативного выявления наличия газа в окружающем воздухе без применения специальных технических устройств.

Эту проблему решают путем добавления в газ веществ, имеющих резко выраженный запах, присутствие которого должно означать наличие утечек в системах газопровода или газового оборудования. Такие вещества, придающие газу специфический запах, называют одорантами, а процесс их ввода в поток газа – одоризацией газа.

Одоризация природного газа производится, как правило, на газораспределительных станциях (перед подачей газа потребителям) или на централизованных одоризационных пунктах.

Требования к одорантам:

Одоранты, добавляемые в природный газ, в идеале должны обладать следующими свойствами:

– иметь резко выраженный, специфический запах (для четкого распознавания);

– проявлять физическую и химическую устойчивость в парообразном состоянии при смешении с природным газом и движении по трубопроводу (для обеспечения стабильной дозировки);

– быть сильно концентрированными (для уменьшения общего расхода вещества);

– обладать минимальной токсичностью в рабочих концентрациях и не образовывать токсичных продуктов при сгорании (для безопасной эксплуатации);

– не оказывать корродирующего воздействия на материалы газопроводов, емкостей для хранения и транспортирования, запорно-регулирующей арматуры (для обеспечения длительного срока службы газопроводов и газового оборудования).

Для своевременного принятия мер по предотвращению аварийных ситуаций в случае утечек, природный газ должен обнаруживаться по запаху при его содержании в воздухе не более 20 % от нижнего предела взрываемости. Исходя из этого требования, процесс одоризации должен обеспечивать такое содержание одоранта в газе, чтобы человек с нормальным обонянием мог обнаружить запах при объемной доле газа в воздухе, равной 1 %. Количественное содержание одоранта в подаваемом потребителю газе нормируется в зависимости от химического состава используемой одоризационной смеси. Например, в соответствии с «Положением по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов» ВРД 39-1.10-069–2002, для этилмеркаптана норма ввода составляет 16 г (19,1 см³) на 1000 м³ газа, приведенного к нормальным условиям.

В зарубежных странах в качестве одорантов широко используются меркаптаны, получаемые в результате химического синтеза на основе серы, сероводорода, сульфидов и других сернистых соединений. Как правило, используются смеси нескольких веществ, то есть синтезированный одорант также как и природный, является многокомпонентным веществом. Такие одоранты более стабильны по своему химическому составу и не содержат посторонних примесей. Хранятся и транспортируются синтезированные одоранты в специально предназначенных для этих целей сосудах из коррозионно-стойких материалов.

До недавнего времени все производители и потребители одоризационных смесей ориентировались на требования международного стандарта, рекомендующего в качестве одоранта применять летучие органические соединения серы, с температурой кипения ниже 130 ºС. Сегодня в западных странах начато производство и использование в качестве одорантов бессернистых соединений. Примером может служить синтезированный в Германии продукт под названием Gasodor™ S-Free™, который имеет следующие достоинства:

– является экологически чистым продуктом (при использовании исключаются выбросы в атмосферу серы и ее соединений);

– соответствует требованиям санитарно-эпидемиологических норм;

– имеет резкий сигнализирующий запах;

– обеспечивает требуемую интенсивность запаха при более низких, по сравнению с одорантами на основе сернистых соединений, концентраций;

– обладает высокой стабильностью (в том числе и при хранении);

– не изменяет технико-химических и одорирующих свойств при резких температурных колебаниях;

– практически нерастворим в воде и жидких углеводородах.

Способы одоризации газа. Качество одоризации газа во многом определяется способом одорирования и оборудованием, которое осуществляет процесс одоризации. Выбор способа одорирования и типа одоризатора газа зависит от требуемой производительности и необходимой точности.

Одорант может вводиться в поток газа, как в жидком, так и в парообразном состоянии. В жидком состоянии подача одоранта в газопровод производится с помощью капельницы или дозирующего насоса. Для одорирования парами одоранта часть общего потока газа ответвляется, насыщается парами одоранта, перемещаясь над жидким одорантом, барботируя через него, или обдувая смачиваемый в одоранте фитиль, и возвращается в общий поток газа.

Капельный способ ввода одоранта в поток газа (рис. 3.1).

Этот способ из-за своей простоты и дешевизны, несмотря на повышенные требования к качеству одоризации газа, остается наиболее распространенным на действующих российских ГРС.

В его основе лежит относительно постоянная величина массы одной капли жидкости (для одоранта – масса одной капли считается равной 0,02 г, т. е. в 1 г одоранта содержится приблизительно 50 капель). Регулируя подачу одоранта и подсчитывая количество капель в единицу времени, можно добиться требуемого расхода одоранта для установленного значения расхода газа. При больших расходах газа, последовательность капель одоранта трансформируется в струю жидкости. В этом случае расход одоранта отслеживается по шкале уровнемера расходной емкости (на некоторых одоризаторах газа для этих целей устанавливается специальная замерная емкость, с предварительно выверенной ценой деления).

Данный способ требует постоянных проверок и регулировки осуществляемого через капельницу расхода одоранта при изменениях расхода газа (например, при подключении или отключении отдельных потребителей). Такие регулировки выполняются оператором ГРС вручную и не поддаются автоматизации. Фактическая точность одорирования при этом невысока (составляет от 10 до 25 %). Поэтому в современных одоризационных установках капельница используется только как резерв для работы во время ремонта основного оборудования.

Фитильный одоризатор (рис. 3.2), как правило, применяется при небольших, мало изменяющихся расходах газа с использованием стабильного по химическому составу (как для жидкого состояния, так и для паров) одоранта. Содержание одоранта в одорированном газе оценивается по количеству израсходованного в единицу времени одоранта и может регулироваться изменением количества газа, пропускаемого через фитиль. Регулирование производится вручную оператором ГРС и высокой точности одорирования при этом добиться не удается. Барботажный способ ввода одоранта в поток газа. В отличие от капельницы и фитильного одоризатора, одоризационные установки с использованием барботажа уже могут быть автоматизированы. Примерами являются одоризаторы газа ОД (завод-производитель ООО «Газпроммаш») и блоки одоризации БО (фирма-производитель ООО «Саратовгазприборавтоматика»).

Рис. 3.1. Капельный одоризатор с диафрагмой:

1 – бачок для одоранта; 2 – фильтр-отстойник; 3 – поплавок; 4 – поплавковая камера; 5, 8 – соединительные трубки; 6 – тонкая диафрагма; 7 – смотровое стекло; 9 – диафрагма в газопроводе; 10 – газопровод; 11 – ручной насос; 12 – запасная емкость

В этих устройствах автоматическая подача одоранта, пропорционально расходу одорируемого газа, обеспечивается с помощью диафрагмы, устанавливаемой в трубопровод и специального дозатора. При движении потока газа по трубопроводу на диафрагме возникает перепад давления, величина которого изменяется пропорционально расходу движущегося газа. Часть потока газа ответвляется и через регулировочный вентиль поступает в дозатор, где, барботируя через жидкий одорант, насыщается его парами. Далее насыщенный парами одоранта газ проходит через смотровое окно, возвращается в трубопровод по другую сторону диафрагмы и смешивается с основным потоком газа. В дозатор одорант непрерывно подается самотеком из расходной емкости. Расходная емкость пополняется периодически методом передавливания из резервной емкости для хранения одоранта. Все заправки производятся закрытым способом с использованием эжектора, обеспечивающего удаление паров одоранта из емкостей и из шланга автоцистерны-заправщика с последующим сбросом этих паров в трубопровод. Следует отметить, что использование эжектора эффективно только в том случае, когда отношение его входного давления (отбираемого на входе ГРС) к выходному давлению составляет величину от 2 до 3. В других случаях, для нейтрализации паров одоранта следует применять дезодоратор с заполнением 50–70 % его объема нейтрализатором (например, 20 %-м раствором хлорной извести).

Рис. 3.2. Испарительный (фитильный) одоризатор:

1 – диафрагма; 2 – газопровод; 3 – резервуар; 4 – вертикально подвешенные фитили; 5 – регулировочный вентиль; 6 – мерное стекло

Наличие одоранта в расходной емкости отслеживается визуально оператором ГРС. Кроме того, предусматривается передача в систему управления ГРС предупредительного сигнала о минимальном уровне одоранта в расходной емкости.

Одоризационные установки типа ОД и БО имеют ряд существенных недостатков, ограничивающих широкое применение этих устройств. К их числу можно отнести следующее:

– при изменениях газопотребления в процессе эксплуатации одоризатора более чем на 30 %, процесс одоризации выходит из режима и требует ручной настройки на новый режим;

– точность одорирования невысока (в зависимости от условий эксплуатации может меняться от 5 до 20 %), причем определяется она только качеством изготовления дозатора и стабильностью расхода газа в трубопроводе; температурные колебания окружающего воздуха, а также резкие изменения газопотребления в виде отключений или подключений сравнительно крупных потребителей газа, существенно ухудшают качество одорирования, но не могут быть в данных устройствах автоматически учтены и скомпенсированы;

– необходимость использования сужающего устройства создает дополнительные неудобства обслуживающему персоналу, а зачастую требует еще и сезонной замены шайбы;

– в систему управления ГРС или в системы верхнего уровня передается только предупредительная информация о минимальном уровне одоранта в расходной емкости; других датчиков для оценки состояния оборудования одоризатора и качества его работы нет.

Дозированная подача одоранта в поток газа. Существуют разные способы реализации дозированного ввода одоранта в поток газа.

Первоначально дозирование подачи одоранта сводилось к установке перед капельницей электромагнитного клапана, управляемого от электронного блока, который обеспечивал заданное время открытого состояния клапана, а также частоту его включений. Таким образом, единичная доза определялась количеством одоранта, пропущенного через электромагнитный клапан за время пребывания его в открытом состоянии, а требуемая норма ввода одоранта в поток газа обеспечивалась выбором нужной частоты включений клапана. В отличие от предыдущих способов, дозирование одоранта с помощью электромагнитного клапана позволяет повысить качество одорирования, а при наличии соответствующих программно-аппаратных средств, организовать автоматическую подачу одоранта пропорционально расходу газа и косвенный учет введенного одоранта (по количеству срабатываний электромагнитного клапана). В то же время данный способ не нашел широкого распространения из-за ряда существенных недостатков:

– в случае протечек через клапан, процесс одоризации газа становится неуправляемым, так как подача одоранта в трубопровод осуществляется самотеком;

– величина единичной дозы в значительной мере зависит от температуры окружающего воздуха (из-за температурных изменений объема меняется плотность вещества и, как следствие, масса дозы) и от степени заполнения расходной емкости (с изменением гидростатического давления меняется скорость подачи одоранта и, соответственно, его количество, протекающее через открытый электромагнитный клапан за одно и то же время);

– отсутствует информация о фактическом прохождении одоранта через одоризатор (имеется только визуальный контроль).

В дальнейшем для дозированной подачи одоранта стали применяться дозирующие насосы, позволившие значительно усовершенствовать процесс одоризации газа. Как правило, на базе таких насосов изготавливаются дозаторы одоранта, которые содержат в своем составе, помимо самого насоса, фильтр для очистки одоранта, управляющее устройство (в зависимости от конструкции дозатора это может быть электромагнит или электропневматический клапан) и электронный блок управления.

Автоматизированные системы одоризации газа. За последнее время, благодаря значительному прогрессу в области информатики и электроники, автоматизация технологических объектов переживает бурный подъем. Современная элементная база электронного оборудования позволяет создавать компактные высоконадежные системы автоматического управления и интеллектуальные датчики. Процесс изготовления аппаратной части таких систем также упростился и нередко сводится к «отверточной технологии». На передний план выдвинулись следующие задачи: