Необычный журнал для блогеров-инвалидов набирает обороты в сети интернет. 

24-го марта 2019-го года начал свою работу проект «Селфи: Журнал особенных блогеров». Он направлен на развитие блогеров с инвалидностью. Сейчас в журнале публикуются сотни человек, и, как сообщили авторы идеи, это ещё не предел. 

«Блогеров с инвалидностью много. Но аудитория у них, как правило, очень маленькая. А все, "благодаря" стереотипам. Наш проект направлен на то, чтобы развеять сомнения многих людей по поводу таких блогеров. Ребята делают репортажи о путешествиях, рассказывают о хобби и просто делятся жизненным опытом.», – говорит один из организаторов проекта Александра Никитина. 

«Селфи: Журнал особенных блогеров» – это уникальная бесплатная площадка для рекламы контента, и не только видео, но и аудио и письменных работ. 

Связаться с авторами идеи можно по следующим адресам: 
Никитина Александра Александровна https://vk.com/slonya8 - slona198787@gmail.com 
Картавенко Илья Николаевич https://vk.com/kartavenko1983 - kartavenko83@gmail.com 

Официальное сообщество в социальной сети «Вконтакте» https://vk.com/selfie_osobenniy_bloger

Президент Венесуэлы Уго Чавес отправился
в Россию, спектр вопросов варьировался от приобретения российских
танков и открытия совместного банка, до соглашения о развитии атомной
энергетики. «Мы пока работаем над вопросом атомной энергетики с
Россией», — сказал Чавес, стоя на ступеньках президентского дворца
«Мирафлорес» и готовясь к выезду. — «Мы уже создаём проекты
строительства первой термоядерной станции в Венесуэле».


Результатом визита Уго Чавеса стало знаковое событие:

15 октября Россия и Венесуэла
заключили межправительственное соглашение, в соответствии с которым
Россия построит в Венесуэле первую АЭС. Генеральный директор Госкорпорации «Росатом»
Сергей Кириенко и министр иностранных дел Венесуэлы Николас Мадуро
подписали документ в обстановке исключительной торжественности – в
Кремле в присутствии президентов двух стран Дмитрия Медведева и Уго
Чавеса.

Соглашение откроет «Росатому» дорогу в
Латинскую Америку – Венесуэла станет первой страной на этом далеком
континенте, где найдут применение российские реакторные технологии.

Старшеклассники и студенты, затаив дыхание, слушали рассказы участников великих сражений, тружеников тыла. Многие из пришедших на встречу ребят готовят исследовательские работы и рефераты о Великой Отечественной Войне и ее участниках. Теперь их работы обогатятся свидетельствами героев великих событий.

Директор Курской АЭС Николай Сорокин: «Для нас большая честь иметь возможность встречаться с вами и оказывать необходимую помощь. Я выражаю безмерную благодарность вам за все то, что вами было сделано, и что продолжаете делать сегодня. Очень важно, что на встрече присутствует молодое поколение, которое призвано продолжать историю нашего государства и быть верным памяти тех, кто отстоял свободу и независимость нашей Родины».

Ветеранов приветствовали также глава города Курчатова Юрий Косырев и председатель городской Думы Виктор Репин.
Руководители города и АЭС вручили ветеранам юбилейные медали «65 лет Победы в Великой Отечественной войне 1941—1945» и памятные подарки Курской АЭС.
Далее.....

Сегодня Правительство РФ в ходе заседания утвердило федеральную целевую программу (ФЦП) «Ядерные энерготехнологии нового поколения на период 2010-2015 гг. и на перспективу до 2020 г.». Некоторые источники предсказывали, что этот проект – ключевой в повестке дня заседания, так как у Росатома и и Минфина возникли разногласия по объемам финансирования программы в 2011 и 2012 годах. Министерство намеревалось урезать лимиты примерно на 12 млрд рублей. Однако, по последним данным, Росатому, который разрабатывал и заявлял программу, удалось отстоять заявленные средства: проект утвержден без изменений.
Итак главное:

•  Общая стоимость ядерной ФЦП, призванной подвести новую технологическую платформу под атомную энергетику на основе быстрых реакторов, — 128,3 млрд рублей до 2020 года. В утвержденной правительством летом этого года концепции в 2011 году на ФЦП должно быть выделено 6,28 млрд бюджетных рублей, в 2012 году — 12,1 млрд рублей.
• Восемьдесят пять процентов финансирования из общего объема будет направлено на вопросы создания технологий «быстрых реакторов», замыкания ядерно-топливного цикла, сопутствующие и поддерживающие технологии, связанные с разработкой новых видов топлива, обращения с отработанным ядерным топливом (ОЯТ) и радиоактивными отходами (РАО), новые материалы и новые коды обеспечения безопасности проектируемых установок.
• По мнению премьер-министра Владимира Путина, основная задача новой ФЦП – реализовать наше конкурентное преимущество в создании более эффективных и экологически чистых АЭС. «В рамках программы предстоит создать технологии нового поколения, которые позволят строить более эффективные и экологически чистые атомные электростанции, – сказал председатель правительства. – Речь идет о так называемом замкнутом цикле, который обеспечивает рациональное использование природного урана и существенно снижает количество отработанного ядерного топлива». 

На строительную площадку ЛАЭС-2 прибыли последние 50 тонн арматуры, предназначенные для последней захватки фундаментной плиты здания турбины первого энергоблока. Общая площадь фундамента здания турбины превышает 6 000 м2. После бетонирования последней захватки общий объем уложенного бетона составит более 12 000 кубометров.
В строительство фундамента зданий турбины, теплофикации, энергоснабжения и водоподготовки первого энергоблока инвестированы 2,5 млрд. рублей. В эту же сумму укладывается устройство пластового дренажа и подготовка под армирование фундамента здания водоподготовки в котловане второго энергоблока.
Работы по бетонированию проводят специалисты ЗАО «ТИТАНСТРОЙМОНТАЖ», входящего в холдинг «ТИТАН-2», завершение работ планируется к концу года.
Вячеслав Федоров, руководитель проекта по строительству ЛАЭС-2 от холдинга «ТИТАН-2»:

«Работы по бетонированию фундамента здания турбины – одни из самых масштабных в уходящем году. Их завершение ознаменует собой готовность строительной площадки «под зиму».
Прочесть еще…

Газообразное топливо
Общая характеристика газообразного топлива
Основным компонентом природного газового топлива является метан — СН4, содержание которого в отечественном природном газе может дос¬тигать 98-99% (по объему). Для метана QH составляет 8 500 ккал/м3, а QB - 9 500 ккал/м3.
Кроме метана в составе газового топлива, в общем случае, могут содер¬жаться: тяжелые углеводороды этан С2Нб, пропан С3Н8, бутан С4Н10, пентан С5Н12, сероводород H2S, углекислый газ (диоксид углерода) СО2, азот N2. Азот и углекислый газ образуют негорючую часть газового топлива (балласт). При сгорании газа азот в продуктах сгорания может содержаться как в сво¬бодном виде, так и в виде оксидов NOX, которые относятся к вредным состав¬ляющим продуктов сгорания. Сероводород, хотя и является горючим ком¬понентом, но его присутствие снижает качество топлива, так как при его го¬рении образуется сернистый газ, который вредно действует на живые орга¬низмы и растительность, кроме того, соединяясь с водой сернистый газ образует кислоту, разрушающую металл поверхностей нагрева котлов9.
Поскольку природные газы, как уже отмечено выше, состоят в основном из метана, то его свойства являются определяющими для свойств природного газа.
Рассмотрим основные свойства метана:
• метан не имеет цвета, вкуса, запаха, нетоксичен, оказывает удушающее
действие на организм человека10;
• плотность метана составляет 0,72-0,75 кг/м3 (т. е. меньше плотности воз¬
духа, которая равна 1,29 кг/м3);
• температура воспламенения — составляет около 600 °С и зависит от со¬
отношения количества газа и воздуха в газовоздушной смеси, давления, под
которым находится смесь, и других факторов;
• максимальная температура горения метана составляет 2000-2100 °CU;
• пределы воспламенения — минимальная или максимальная объемная
концентрация метана в неподвижной смеси с воздухом (кислородом), доста¬точная для воспламенения ее от источника зажигания — составляют: ниж¬ний предел 5% по объему, верхний — 15%.
По физико-химическим показателям природные горючие газы должны соответствовать требованиям и нормам ГОСТ 5542-87 «Газы горючие при¬родные для промышленного и коммунально-бытового назначения».
Одоризация газов. Необходимым условием безопасного использования газового топлива является возможность обнаружения наличия его в возду¬хе при утечках. Для этого могут использоваться специальные приборы — газоиндикаторы или газосигнализаторы. Однако наиболее простым спосо¬бом является обнаружение газа в воздухе по запаху. Поскольку природные газы запаха не имеют, в газовое топливо вводят вещество с сильным харак¬терным запахом, называемое одорантом. Количество вводимого одоранта должно быть таким, чтобы запах ощущался человеком при появлении в воздухе опасной концентрации газа (Опасная концентрация — объемная доля газа в воздухе, равная 20% нижнего предела вос-пламеняемости газа (для метана — 1% по объему)). В качестве одоранта применяется этилмеркаптан — C2H5SH. Этилмеркаптан по степени воздействия на организм человека относится ко 2 классу опасности по ГОСТ 12.1.007-76 (является высокоопасным веществом).
Степень одоризации природных газов проверяется газораспределитель¬ными станциями в соответствии с ГОСТ 22387.5-77 «Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения интенсивности запаха».
По сравнению с другими видами топлива газовое топливо имеет преиму¬щества:
• является наиболее благоприятным для смешения с воздухом, необходи¬мым для горения, так как и топливо, и воздух находятся в одинаковом (газо¬образном) агрегатном состоянии;
• для доставки природного газа к потребителю не нужен транспорт, а так¬же не требуется склад в пределах города для хранения газа;
• поскольку при сжигании газа не образуется шлак, то не нужен транс¬порт для его вывоза;
• условия труда обслуживающего персонала при использовании в котель¬ных газа улучшаются; чище становятся территории вокруг котельных и воз¬
душный бассейн в городах;
• газовое топливо не требует подготовки перед сжиганием, как твердое
(дробление, сортировка) или жидкое (подогрев, перекачка к месту горения)
и позволяет наилучшим образом организовать процесс горения и автомати-зировать регулирование расхода газа;
• при сжигании газа уменьшаются потери от химического недожога и от¬сутствуют потери от физической неполноты сгорания (вынос тепла со шла¬ком). По этой причине коэффициент полезного действия (КПД) котла на газообразном топливе, по сравнению с котлом на твердом топливе при про¬чих равных условиях, оказывается выше.

Основными недостатками газового топлива являются:
• повышенная взрывоопасность и пожароопасность газовоздушных смесей;
• природные газы оказывают удушающее действие на организм человека,
а при неполном сгорания газа в продуктах сгорания образуется угарный
газ (СО), который оказывает отравляющее действие на организм человека14;
• газовое топливо обладает свойствами, которые определяют особые тре¬бования к конструкциям газового оборудования, устройству и установке го¬релок, правилам обслуживания газоиспользующих установок.
Горение газового топлива
Объем воздуха, необходимого для горения газа15, определяется химически¬ми реакциями с учетом того, что 1 м3 кислорода содержится в 4,76 м3 воздуха.
Реакция горения метана имеет вид: СН4 + 2О2 = СО2 + 2Н2О, следователь¬но, для полного сгорания 1 м3 метана требуется 2 м3 кислорода.
Если известен состав газового топлива, то для сжигания 1 м3 его теорети¬чески необходимое количество воздуха определяют исходя из процентного содержания отдельных горючих компонентов и расхода воздуха для сжига¬ния каждого из них (за вычетом кислорода, содержащегося в самом топливе).
При горении газового топлива его горючие составные части входят в хими¬ческое взаимодействие с кислородом воздуха. При достаточном количестве воздуха в топке метан сгора¬ет, образуя водяные пары и углекислый газ. Такое горение метана будет пол¬ным горением, так как полученные продукты горения дальше гореть не могут.

Общие сведения о системе газоснабжения
Под системой газоснабжения понимают газопроводы и сооружения на них. Газоснабжение предприятий, расположенных в черте города, осуществ¬ляется из городской газовой сети. Входящие в систему газоснабжения газо¬проводы классифицируют по следующим признакам:
♦ по виду транспортируемого газа — на газопроводы природного и по¬путного нефтяного газа, сжиженных углеводородных газов;
♦ по давлению газа — на газопроводы низкого, среднего и высокого дав¬ления;
♦ по материалу труб — металлические (стальные) и неметаллические
(полиэтиленовые);
♦ по местоположению относительно поверхности земли — подзем¬ные (подводные), надземные (надводные), наземные;
♦ по местоположению относительно планировки населенных пунк¬тов — наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые)
и внутренние (внутридомовые, внутрицеховые);
♦ по назначению в системе газоснабжения — распределительные, газопроводы-вводы, продувочные, вводные (ввод в здание), сбросные, импуль¬сные, а также межпоселковые;
Распределительными газопроводами считаются наружные газопрово¬ды, обеспечивающие подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов, а также газопроводы высокого и среднего давления, пред-назначенные для подачи газа к одному объекту (промышленное предприя¬тие, котельная и т. п.).
Газопроводом-вводом считается газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.
Вводным газопроводом следует считать участок газопровода от отключа¬ющего устройства на вводе в здание (при установке отключающего устройства снаружи здания) до внутреннего газопровода, включая газопровод, про¬ложенный в футляре через стену здания.
Межпоселковыми газопроводами следует считать распределительные газопроводы, прокладываемые вне территории населенных пунктов.
Внутренним газопроводом следует считать участок газопровода от газопро-вода-ввода (при установке отключающего устройства внутри здания) или от вводного газопровода до места подключения прибора, теплового агрегата и др.
На территории городов и населенных пунктов наружные газопроводы про-кладывают в грунте (подземные газопроводы), а также по фасадам зданий и опо¬рам (надземные газопроводы). Надземная прокладка газопроводов рекоменду¬ется на территории промышленных и коммунально-бытовых предприятий.
Движение газа по газопроводам происходит благодаря тому, что газ нахо¬дится в них под определенным давлением. Будучи сжат и стремясь расширить¬ся, газ течет по газопроводам в сторону меньшего давления, т. е. в сторону его расхода. Выгоднее транспортировать газ при большом давлении его в газопро¬воде, так как чем больше давление газа, тем меньше его объем, тем больше его можно передать по газопроводу меньшего диаметра и тем меньше металла пой¬дет на постройку газопроводов. Однако с повышением давления газа в газопро¬водах в случаях утечки газа через возможные неплотности газопровода и арма¬туры или при его разрыве резко возрастает опасность отравления и взрыва.
По этой причине передача газа под высоким давлением до 60 кгс/см2 (6 МПа) допускается только для магистральных газопроводов, по которым газ транс-портируется на большие расстояния от места его добычи до газоснабжаемых городов; такие газопроводы прокладываются вне населенных мест.
По величине давления газа, допустимого в газопроводах городских газо¬вых сетей, они разделяются на газопроводы низкого, среднего и высокого давлений, независимо от того, являются ли они распределительными, ответ¬влениями или вводами. Максимальное давление газа в них, в соответствии со СНиП42-01-02 «Газораспределительные системы», должно составлять:
• низкое давление — до 5000 Па (0,05 кгс/см2);
• среднее давление — свыше 0,005 до 0,3 МПа (от 0,05 до 3 кгс/см2);
• высокое давление — свыше 0,3 до 1,2 МПа (от 3 до 12 кгс/см2). Высокое давление I категории (свыше 6 до 12 кгс/см2, т. е. 0,6-1,2 МПа), высокое дав¬ ление II категории (свыше 3 до 6 кгс/см2, т. е. 0,3-0,6 МПа).
Низкое давление газа измеряется обычно водяными или мембранными манометрами в миллиметрах водяного столба, паскалях или кгс/м2. Среднее и высокое — пружинными манометрами в кгс/см2 или МПа.


Рис. 1.17. Принципиальная схема транспорта газа от скважин до городских потребителей:
1 — скважины; 2 — сепараторы; 3 — промысловые газопроводы; 4 — промысловая газораспре¬делительная станция; 5 — магистральный газопровод; 6 — промежуточная компрессорная станция; 7 — линейная запорная арматура; 8 — газораспределительная станция; 9 — подземное хранилище газа; 10 — промежуточный потребитель
Газопроводы защищают от коррозии лакокрасочными покрытиями, состо¬ящими из двух-трех слоев грунтовки и двух слоев эмали или лака. Покры¬тие газопроводов должно быть желтого цвета (ГОСТ 14202-69) с красны¬ми кольцами. Окраску новых газопроводов разрешается производить после испытания их на плотность.
Принципиальная схема транспорта газа от скважин до городских потреби¬телей показана на рис. 1.17. Газоснабжение городов и других населенных пунктов осуществляется по схеме: газ из дальнего газопровода поступает на главную распределительную станцию, располагаемую обычно за городом. Из нее газ передается по газопроводам высокого давления, в зависимости от ве¬личины населенного пункта, в одну или несколько газгольдерных станций, там, где они есть, расположенных на окраине снабжаемых ими районов города.
Газгольдерные станции представляют собой газохранилища, состоящие из стальных сосудов большой емкости (от 130 до 2000 м3), собранных в одну или несколько секций (батарей). Необходимость хранения газа в газгольдерных стан-циях вызывается тем, что в ночное время город потребляет газа значительно меньше, чем днем, и излишнее количество газа, поступающего из дальнего газо-провода, направляется на заполнение газгольдеров. Днем же, особенно в утрен¬нее и вечернее время, когда потребление газа резко возрастает и количество по-ступающего по дальнему газопроводу газа становится недостаточным, запас газа из газгольдеров пополняет недостачу. Давление газа в газгольдерах поддержи¬вается обычно около 7 кгс/см2, а в магистральных газопроводах, питающих газ-гольдерные станции, допускается давление до 12 кгс/см2. Из газгольдерной стан¬ции газ под давлением до 3 кгс/см2 направляется в сети среднего давления, рас-пределяющие его по всему снабжаемому данной станцией району города.
В жилых домах и помещениях, где возможно присутствие большого чис¬ла людей, допускается применение газа только низкого давления. При снабжении газом жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых и про¬мышленных предприятий от газопроводов среднего и высокого давления, для снижения давления газа и поддержания его постоянным (в заданных преде¬лах), обязательна установка газорегуляторного пункта (ГРП) или газорегуляторной установки (ГРУ). Таким образом через ГРП или ГРУ осуществля¬ется связь между газопроводами различных давлений. Газопроводы низкого давления предназначаются для подачи газа к жилым домам и общественным зданиям. Газопроводы среднего давления через ГРП снабжают газом газо¬проводы низкого давления, а также газопроводы промышленных предприя¬тий. По газопроводам высокого давления газ поступает в местные ГРП круп¬ных промышленных предприятий, а также предприятий, технологические процессы которых требуют применения газа высокого давления, а также че¬рез ГРП в газопроводы среднего давления.
Газорегуляторная установка размещается в котельной, а газорегулятор-ный пункт — в отдельно стоящем здании, пристройке к зданию, не со¬общающейся с ним, или на наружной стене здания в металлическом шкафу.
Схема наружных газопроводов предприятий (рис. 1.18) зависит от взаим¬ного расположения котельной и городского распределительного газопрово¬да, наличия и характера других объектов на территории предприятия, потребляющих газовое топливо. Общее запорное устройство располагают вне территории предприятия (котельной), возможно ближе к распределительному городскому газопроводу, в удобном и доступном для обслуживания месте. За центральным (по ходу газа) ГРП находятся межцеховые газопроводы, на каждом из которых установлено запорное устройство (при подземной прокладке оно располагается в колодцах).
На подземных газопроводах, как правило, имеются: конденсатосборники, устанавливаемые для сбора и удаления из газопровода воды и конденсата; гидрозатворы, устанавливаемые на газопроводах низкого давления в качестве

Рис. 1.18. Принципиальная схема газопроводов промышленного предприятия: 1 — распределительный (городской) газопровод; 2 — общее запорное устройство;^ — сбор¬ник конденсата; 4 — центральный ГРП; 5 — колодец мелкого заложения; 6 — шкафной ГРГ1; 7 — продувочный трубопровод; 8 — колодец глубокого заложения

Рис. 1.19. Ковер: 1 — крышка; 2 — корпус
запорной арматуры; контрольные трубки, устанавливаемые в наибо¬лее ответственных местах газопроводов для быстрого выявления утечек газа из подземного газопровода; контрольные проводники для измерения элект¬рического потенциала газопровод — земля; футляры, устанавливаемые в ме¬стах пересечения газопроводами фундаментов и подземных коммуникаций. Для защиты выходящих на поверхность земли различных сооружений под¬земных газопроводов используют коверы.
Коверы (защитные колпаки), куда выводятся трубки конденсатосборников и гидрозатворов, контрольные трубки, контрольные проводники должны быть установлены на бетонные или железобетонные основания, обеспечивающие их устойчивость и исключающие просадку (рис. 1.19). Во избежание порчи коверов проезжающим транспортом крышки их должны быть вровень с поверхностью покрытия (асфальтом, булыжником и т. д.) и закрываться в сторону движения транспорта.
Местоположение сооружений на подземных газопроводах должно быть обозначено табличками-указателями , закрепленными на стенах зданий и сооружений, расположенных вблизи газопровода, или на специальных ориентирных столбиках. Настенные указатели имеют размер 100 х 150 мм и представляют собой пластинку из металла, окрашенную в зеленый цвет. На настенных указателях имеется название сооружения, диаметр газопровода и местоположение его ковера в метрах (или в сантиметрах) от того места, где находится указатель. Настенный указатель, приведенный на рис. 1.20, следует «читать» так: 3 — задвижка, в круге — 150 — диаметр газопровода 150 мм. Стрелки и цифры под ними указывают, что колодец задвижки находится от на-стенного указателя на расстоянии по прямой линии на 4,25 м и вправо на 1,6 м.
Подземные сооружения газопроводов сокращенно обозначаются так: 3 — задвижка; Г — гидрозатворы; ДГ — домовые гидрозатворы; ТН — контрольные трубки (нюхательные); КП — контрольные проводники и т. д.
Глубина заложения подземных газопроводов должна быть не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра. В местах, где движение транспорта отсутствует, допускается уменьшение глубины заложения до 0,6 м. Минимальные рас¬стояния (в плане) от газопроводов до инженерных сетей, зданий и сооружений приведены в СНиП2.07.01-89. Расстояние от газопроводов до стволов деревьев должно быть не менее 1,5 м; расстояние до кустарников не нормируется. Расстояние по вертикали (в свету) при пересечении подземными газопровода¬ми других сооружений должно быть не менее указанного в СНиШ2-01-02. Запрещается прокладка газопроводов: по стенам зданий детских учреждений, больниц, школ и зрелищных предприятий; по стенам жилых домов — газопроводов среднего и высокого давления; не допускаются вводы газопроводов в под¬валы, лифтовые помещения, вентиляционные камеры и шахты, помещения мусоросборников, трансформаторных подстанций, машинные отделения, складские помещения и т. п. Вдоль трассы подземного газопровода должна быть предусмотрена полоса шириной по 2 м в каждую сторону, на которой запрещено складировать материалы, возводить временные постройки.
Природные газы, подаваемые потребителям, должны соответствовать требованиям ГОСТ 5542-87. Степень одоризации должна проверяться газораспределительными станциями в соответствии с ГОСТ 22387.5-77. Пункты контроля и периодичность отбора проб устанавливаются эксплуатационной организацией. Результаты проверок должны отражаться в журнале. Контроль за давлением газа в сетях городов и населенных пунктов должен осуществляться измерением его не реже 1 раза в год (в зимний период) в часы максимального потребления газа в точках, наиболее неблагополучных по режиму газоснабжения.
В конце газопровода предусматривают продувочный трубопровод с кра¬ном для его отключения и штуцером с краном для отбора проб (см. рис. 1.18). При небольшой протяженности и малом диаметре наружного газопровода продувку его газом перед пуском осуществляют через продувочный газопровод внутренних газопроводов. Продувочные газопроводы (в соответствии с ГОСТ 14202-69) должны иметь желтую опознавательную окраску с извилистыми поперечными красными кольцами.

Внутренние газопроводы, газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки
К внутренним газопроводам обычно относят: ввод с отключающим устройством (задвижка на выводе), ГРУ, общекотельный газовый коллектор (ОГК), газопроводы котлов.

Как уже отмечалось выше, основное назначение ГРП(ГРУ) — снижение входного давления газа до заданного выходного и поддержания его в контролируемой точке газопровода постоянным (в заданных пределах) независимо от изменения входного давления и расхода газа. Кроме того в ГРП (ГРУ) осуществляются: очистка газа от механических примесей; контроль входного и выходного давления и температуры газа; прекращение подачи газа в случае повышения или понижения его давления в контролируемой точке газопровода за допустимые пределы; измерение расхода газа.
В зависимости от давления газа на вводе ГРП (ГРУ) бывают среднего и высокого давления.
Размещение ГРП. ГРП могут размещаться в отдельно стоящих зданиях; в пристройках к производственным зданиям; встроенными в одноэтажные производственные здания или котельные; в шкафах на наружных стенах газифицируемых зданий и др. Запрещается размещать ГРП встроенными и при-строенными к жилым и общественным зданиям, а также в подвальных и цокольных помещениях зданий любого назначения.
Здания ГРП должны быть бесчердачными с покрытием легкой конструкции. Двери должны быть обиты несгораемым материалом и открываться на¬ружу. Полы в помещениях должны быть выполнены из безискрового асфальтобетона. Помещение ГРП должно иметь вентиляцию, обеспечивающую не менее трехкратного воздухообмена в час.
Необходимость отопления помещения ГРП определяется в зависимости от климатических условий, влажности транспортируемого газа и конструкции применяемого оборудования. Для отопления зданий ГРП в качестве теп¬лоносителей используют пар, горячую воду, а также электронагревательные приборы. Максимальная температура теплоносителя не должна превышать 130 °С. Температура воздуха в помещении, где размещено оборудование ГРП и средства измерения, должна быть не ниже предусмотренной в паспорте за¬вода-изготовителя.
Во всех помещениях ГРП предусматривается естественное и искусствен¬ное освещение. Искусственное освещение должно быть выполнено во взрывобезопасном исполнении. Применяются также рефлекторы, расположенные у окон снаружи здания («кососвет»).
Помещения ГРП должны быть укомплектованы первичными средствами пожаротушения. Хранить обтирочные, горючие и другие материалы в них не разрешается.
При наличии телефонной связи устанавливать телефонный аппарат следу¬ет вне помещения регуляторов или снаружи здания в запирающемся ящике.
Все металлическое оборудование внутри ГРП должно быть заземлено. Снаружи здания ГРП должна быть надпись «Огнеопасно».
Размещение ГРУ. ГРУ размещается в зданиях вблизи от ввода газопровода и непосредственно в помещениях котельных, где находятся агрегаты или в смеж¬ных помещениях, соединенных с ними открытыми проемами и имеющими не менее чем трехкратный воздухообмен в течение часа. Подача газа от ГРУ к потребителям, расположенным в отдельностоящих зданиях не допускается.
Допускается подача газа от одной ГРУ к агрегатам, расположенным в по-мещениях одного здания при условии, что эти агрегаты работают на одина¬ковых режимах давления газа и где обеспечен круглосуточный доступ об¬служивающего персонала.
Основное оборудование ГРП (ГРУ) включает в себя (см. рис. 1.21): 1) газовый фильтр; 2) предохранительный запорный клапан (ПЗК)17; 3) га¬зовый счетчик или измерительную диафрагму с расходомером; 4) предохра¬нительный сбросной клапан (ПСК)18; 5) регулятор давления.
Газовые фильтры ГРП (ГРУ) служат для очистки газа от механических при-месей. Очистка газа от твердых частиц необходима для того, чтобы предохра¬нить от истирания уплотнительные поверхности запорной арматуры, а импуль¬сные трубки приборов и регуляторов от засорения. В эксплуатации наибольшее распространение имеют сетчатые и кассетные фильтры. Кассетные филь¬тры могут выполняться в чугунном (см. рис. 1.21) и стальном корпусе. Сетчатые фильтры применяют при небольших (до 700 м3/ч) расходах газа. На корпусе фильтров имеются штуцеры, которые служат для подключения манометра, по которому контролируют перепад давления в фильтре, характеризующий степень его загрязненности. Для сетчатых фильтров максимальный перепад в загряз-ненном фильтре не должен превышать 500 мм вод. ст. (5 кПа), а в чистом состоя¬нии при расчетном расходе газа перепад на фильтре не должен превышать 200-250 мм вод. ст. (2000-2500 Па). Для кассетных фильтров максимально допустимый перепад давления не должен превышать 1000 мм вод. ст. (10 кПа), а перепад на чистой кассете должен быть в пределах 400-500 мм вод. ст. (4-5 кПа).
Предохранительные запорные клапана (ПЗК) устанавливаются в ГРП (ГРУ) перед регулятором давления для автоматической отсечки газа к регу¬лятору в случаях отклонения его давления за установленный верхний или нижний предел.
Величина настройки ПЗК на срабатывание определяется следующим об¬разом:
на максимум (верхний предел контролируемого давления) по формуле: Рраб + 25% (т. е. верхний предел срабатывания ПЗК не должен превышать мак¬симальное рабочее давление газа после регуляторов (Рраб) более чем на 25%);
на минимум (нижний предел давления) — определяется по результатам наладки газового оборудования, исходя из возможности погасания горелок и составляет, как правило, не ниже 30-40 мм вод. ст. (300-400 Па) при низ¬ком давлении газа после ГРП (ГРУ) и не ниже 300 мм вод. ст. (3 кПа) при среднем давлении газа после ГРП (ГРУ).
_____________
17 Предохранительный запорный клапан — устройство, обеспечивающее прекращение подачи газа, у которого скорость приведения рабочего органа в закрытое положение составляет не более 1с.
18 Предохранительный сбросной клапан — устройство, обеспечивающее защиту газового обо¬рудования от недопустимого повышения давления газа в сети.
______________
Сигнал об отклонении давления газа от заданного значения поступает к ПЗК по импульсной трубке, присоединенной к газопроводу выходного давления (см. рис. 1.21).
ПЗК устанавливают на горизонтальном участке газопровода перед регу¬лятором давления газа. Во избежание сотрясения ПЗК устанавливается на неподвижную опору. Точность срабатывания ПЗК должна составлять ±5% от заданных значений контролируемого давления. Для ПЗК шкафных ГРП, ГРУ и комбинированных регуляторах точность срабатывания ±10% задан¬ных величин контролируемого давления.
В настоящее время в эксплуатации находятся ПЗК типов ПК (сняты с про-изводства), ПКН (ПКВ), КПЗ и ПКК-40 (применяются обычно в шкафных ГРП с небольшим расходом газа).
Предохранительные сбросные устройства в ГРП (ГРУ) должны срабаты¬вать при внезапном повышении давления за регулятором, которое может быть вызвано отключением отдельных котлов или резким повышением входного давления. Это предотвращает срабатывание в таких случаях ПЗК и отсечку подачи газа. В качестве предохранительных сбросных устройств применяют гидравлические (жидкостные) предохранители (ГП) и пружинные клапаны.
Предохранительные сбросные клапаны (ПСК), в том числе встроенные в регу-ляторы давления, должны обеспечивать сброс газа при превышении макси-мального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%.
Подводящий трубопровод к ПСК следует присоединять, как правило, к газопроводу за регулятором давления после расходомеров (см. рис. 1.21). Сбросные трубопроводы от ПСК следует выводить наружу в места, обеспе-чивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее 1 м над кар¬низом здания. Трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов, а также устройства, исключающие попадание в них атмосферных осадков. Подводящий и отводящий трубопроводы должны иметь штуцеры диамет¬ром не меньшие, чем присоединительные штуцеры клапана.
Регуляторы давления газа являются основным элементом ГРП (ГРУ), и предназначены для автоматического понижения давления газа от началь¬ного (входного) до расчетного (выходного) и поддержания его постоянным в заданном диапазоне независимо от изменения расхода газа и колебаний входного давления.
Используемые в ГРП (ГРУ) регуляторы давления газа, как правило, яв¬ляются регуляторами давления прямого действия, т. е. обеспечивают ав¬томатическое регулирование давления рабочей среды путем изменения ее расхода и управляются непосредственно энергией рабочей среды (без исполь¬зования посторонних источников энергии)19.
_____________
19 У регуляторов непрямого действия изменение выходного давления газа в контролиру¬емой точке приводит в действие лишь распределительный механизм для включения источ¬ника энергии, с помощью которой осуществляется регулирующее действие. По принципу воз¬действия на регулирующий орган эти регуляторы делят на пневматические, гидравлические и электрические.
______________
Различают две подгруппы регуляторов давления газа:
• регуляторы без усилителей;
• регуляторы с усилителями (пилотами).
Первая подгруппа регуляторов наиболее проста по устройству. У этих ре-гуляторов изменение выходного давления воспринимается непосредствен¬но чувствительным элементом регулятора (как правило, эластичной мемб¬раной), и создаваемого при этом усилия достаточно для перемещения регу¬лирующего органа и осуществления им регулирующего действия. Характер¬ный пример регуляторов прямого действия без усилителя — регуляторы типов РД-32М и РД-50М.
Вторая подгруппа регуляторов конструктивно более сложна, так как име¬ет дополнительный усилитель (пилот). К пилоту подают газ входного дав¬ления, которое в нем преобразуется (снижается) и поступает к рабочей мем¬бране регулирующего клапана со стороны, противоположной той, к которой подается импульс контролируемого давления. При этом, во-первых, дости¬гается предохранение мембраны от разрушения повышенным выходным дав¬лением, во-вторых, создается такой перепад давления, который обеспечива¬ет усилие, необходимое для перемещения регулирующего органа. Характер¬ный пример регулятора давления прямого действия с усилительным устрой¬ством — регуляторы типа РДУК (см. рис. 1.21), РДБК, РДГ.
В настоящее время в эксплуатации находят применение комбинирован¬ные регуляторы давления газа, имеющие встроенный ПЗК и сбросное ус¬тройство. К регуляторам этого типа относятся РДНК (регулятор давления газа с выходным низким давлением комбинированный), РДСК (регулятор давления газа с выходным средним давлением комбинированный), РДГ, а также регуляторы фирм Weishaupt, RMG и др.
На случай выхода из строя регулятора давления, ПЗК или другого оборудо¬вания основной регулирующей линии, в ГРП (ГРУ), как правило, предусматри¬вается обводная линия (байпас). Газ по обводной линии допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры основной линии, а также в период снижения давления газа перед ГРУ (ГРП) до величины, не обеспечивающей надежную работу регулятора давления. Работа по переходу на обводную линию должна выполняться бригадой рабочих в со¬ставе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.

Добыча и транспортировка
Природный газ находится в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километров. Сверхглубокой скважиной недалеко от города Новый Уренгой получен приток газа с глубины более 6000 метров. В недрах газ находится в микроскопических пустотах (порах). Поры соединены между собой микроскопическими каналами — трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам.
Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а так же преждевременное обводнение залежи.
Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, многократно превышающем атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность давлений в пласте и системе сбора.
В 2005 году в России объём добычи природного газа составил 548 млрд м³. Внутренним потребителям было поставлено 307 млрд м³ через 220 региональных газораспределительных организаций. На территории России расположено 24 хранилища природного газа. Протяжённость магистральных газопроводов России составляет 155 тыс. км.

Подготовка природного газа к транспортировке
Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю — химический завод, котельная, ТЭЦ, городские газовые сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нём, кроме целевых компонентов (целевыми для различных потребителей являются разные компоненты), также и примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определённых условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (например, изгиб трубопровода), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, ёмкости теплообменников и т. д.). Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и трубопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в трубопроводе.
Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на которой производится очистка и осушка газа. Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу. Эта схема реализована, например, на Оренбургском месторождении.

Установки комплексной подготовки газа и установки подготовки газа

Установки комплексной подготовки газа (УКПГ) предназначены:
 для подготовки газа высокого давления методом низкотемпературной сепарации с впрыском метанола и обеспечения точки росы по воде и углеводородам согласно требованиям ОСТ 51.40-98 с последующей подачей его в магистральный газопровод;
 для получения стабильного углеводородного конденсата, согласно требованиям ОСТ 51.65-80.
В состав основного технологического оборудования УКПГ входят:
• установка низкотемпературной сепарации с блоком входного сепаратора и узлами замера расхода газа;
• установка стабилизации конденсата, включающая колонное, теплообменное оборудование, технологический подогреватель, насосное оборудование, узлы замера расхода газа и конденсата;
• установка регенерации метанола.
В состав вспомогательной системы УКПГ входят:
• система факельная;
• установка подготовки воздуха КИП и А;
• система теплоснабжения.

Установки подготовки газа (УПГ) предназначены для извлечения из попутного нефтяного газа широкой фракции легких углеводородов. В общем случае на УПГ осуществляется:
 подготовка газа, включая очистку и осушку по влаге;
 отбензинивание газа, т.е. извлечение из него нестабильного газового бензина;
 прием, хранение и отгрузка железнодорожным, автомобильным транспортом или по трубопроводам жидкой продукции УПГ.

Транспортировка природного газа
В настоящее время основным видом транспорта является трубопроводный. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостояще, но тем не менее — это наиболее дешёвый способ транспортировки газа и нефти.

Техническое обслуживание оборудования ГРП (ГРУ). В соответствии с требованиями «Правил безопасности в газовом хозяйстве» (ПБ 12-368-00) при эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться

Сварка и работа автогенным аппаратом на производстве - дело ответственное. Его поручают настоящим специалистам, которые умеют пользоваться как необходимым оборудованием, так и различными приемами, позволяющими осуществлять сварку либо резку металла.

Мировой финансовый кризис наложил отпечаток на многие отрасли экономики России. В тяжелом положении находятся девелоперы, финансовый сектор, промышленные предприятия. Энергетика в этом плане не стала исключением. Проекты, которые планировалось реализовать в рамках инвестпрограммы РАО, пересматриваются, сроки их выполнения сдвигаются; часть уже заключенных договоров может быть вообще расторгнута и реализация проектов просто-напросто отменена.

23 марта 2009 г. в здании Торгово-Промышленной Палаты РФ в Москве пройдет заседание Комитета ТПП
по энергетической стратегии и развитию ТЭК. Основной вопрос, который предстоит обсудить собравшимся, - энергетический инжиниринг - развитие отрасли в условиях кризиса.

Совместно с членами Комитета ТПП участие в мероприятии примут представители профильных министерств и ведомств, депутаты Государственной Думы ФС РФ, члены Совета Федерации ФС РФ, представители инжиниринговых компаний, члены Национальной ассоциации инжиниринговых компаний (НАИК), представители финансовых, инвестиционных, научных организаций. Ожидается, что мероприятие будут
освещать представители ведущих СМИ.

На заседании Группу Е4, крупнейшего инжинирингового игрока России, будет представлять генеральный директор компании Петр Безукладников. Он выступит с докладом на тему «Энергетический инжиниринг – развитие отрасли в условиях кризиса».

По итогам заседания планируется подготовить предложения органам исполнительной и законодательной власти. В материалах будет содержаться информация, касающаяся содействия развитию отрасли энергетического инжиниринга, создания необходимых условий для повышения энергоэффективности. Не обойдут стороной и сферу перспективных инновационных технологий. Такие направления, как золошлаковые материалы, частотно-регулируемые приводы, пластинчатые теплообменники вызывают повышенный интерес.

Не исключено, что решения и рекомендации, которые будут приняты по итогам заседания, станут своего рода векторами дальнейшего развития энергетического инжиниринга в России.

Статья про систему золошлакоудаления, вышла в приложении Business Giude к газете "Коммерсант"

Вопрос инноваций для нашей страны в целом и для энергетики в частности сегодня актуален как никогда. Задел, сформировавшийся во времена Советского Союза, постепенно иссякает, новые же технологии, которые должны прийти на смену изжившим себя идеям, не получают должного развития по ряду причин. Однако представление о том, что научные разработки в сфере инжиниринга не ведутся уже много лет, не соответствует действительности. Многие компании, желая занять достойное место на рынке инжиниринговых услуг, делают ставки именно на инновации в этой сфере.

Отходы в доходы

Россия сегодня занимает одну из лидирующих позиций в мире в сфере энергетики. Наша страна является крупным экспортером углеводородов, ископаемого топлива, в том числе угля, производителем и поставщиком электроэнергии. Однако в плане инновационного развития мы пока отстаем от ведущих западных государств, поскольку уделяем не так много внимания новым разработкам в области энергетики.

Первым на проблему отсутствия инноваций в области электроэнергетики обратило внимание еще РАО ЕЭС, создавшее пять лет назад НП "Инновации в электроэнергетике", предполагавшее участие всех компаний, заинтересованных в развитии новых технологий. Интересно, что к сегодняшнему дню инновации уже появляются. В первую очередь они касаются разработки технологий, позволяющих сделать производство электроэнергии экологически безопасным, с одной стороны, и более эффективным с точки зрения расхода топлива, с другой.

Решить эту проблему и ответить на ряд существующих вопросов постарались участники прошедшего в начале июня Всероссийского совещания по вопросам переработки и использования золошлаковых материалов (ЗШМ) тепловых электростанций. Мероприятие собрало более 150 экспертов из 22 регионов России.

Поиск путей эффективного использования золы и шлаков является одной из наиболее актуальных задач современной угольной энергетики. К настоящему времени на золоотвалах накоплено свыше миллиарда тонн золошлаковых материалов. Ежегодный объем их образования на электростанциях составляет около 25 млн тонн. При этом законодательная и нормативная база, регламентирующая их утилизацию, несовершенна. В Европе, например, золошлаковые материалы квалифицируются как стратегическое сырье, применяемое при строительстве дорог, производстве цемента и клинкера, удобрений, красок, бетона. Полнота использования ЗШМ составляет 80-100%. Причем идея задействовать эти материалы в строительстве далеко не нова: ученые установили, что известные всем Колизей и Пантеон в Риме были построены с использованием золы.

В России же ЗШМ классифицируются как отходы. Причем некоторые станции платят сотни тысяч рублей ежемесячно, чтобы утилизировать полученные после сжигания угля отходы. Тем не менее не все так плохо и думать, что наша страна безнадежно отстала от западных партнеров, все-таки не стоит.

В России сегодня уже имеются определенные достижения в сфере переработки ЗШМ, и особое место здесь занимают разработки предприятий ОАО "Группа Е4". "В частности, сегодня бизнес-единицы компании, среди которых ЗАО СибКОТЭС, ОАО СибЭНТЦ, ОАО НПО ЦКТИ имени Ползунова, имеют реальные достижения в этой сфере. Так, ЦКТИ спроектировал котел, который, в отличие от традиционного, создает ценное сырье, необходимое для производства цемента",— отмечает Валерий Тропин, директор по инновационной деятельности ОАО "Группа Е4".

Компания СибКОТЭС занимается реализацией других инновационных проектов. В частности, речь идет о проекте вертикальной планировки площадки "Затон" с использованием ЗШМ из действующих золоотвалов Новосибирских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3. Кроме того, специалисты СибКОТЭС работают и над проектом вертикальной планировки в центре Омска с применением ЗШМ из золоотвалов Омской ТЭЦ-4. Именно такой способ утилизации золы и шлака является сегодня оптимальным. Он позволяет создать на золоотвалах электростанций дополнительные емкости для складирования золошлаков на длительную перспективу, сократить объем разработки карьеров природного грунта, уменьшив тем самым негативное воздействие на окружающую среду.

Специалисты другого предприятия, также входящего в состав ОАО "Группа Е4", Сибирского ЭНТЦ, занимаются разработкой технологии производства гранулированной золы из золы канско-ачинских углей с целью дальнейшего использования в производстве цемента и в сельском хозяйстве и над приданием золе-уносу углей Кузнецкого бассейна ценных потребительских свойств. Разрабатываются и нетрадиционные решения задач экономического и экологического использования ЗШМ, в частности придания гидравлически неактивным золам экологической индифферентности и утилизационной привлекательности.

Наряду с вышеперечисленными проектами специалисты ОАО "Группа Е4" активно разрабатывают программу создания системы сухого золошлакоудаления специально для Омской ТЭЦ-6. Особенностью этого проекта является возможность практически полной переработки ЗШМ с получением газозолобетона на предприятии, расположенном рядом со станцией.

Сегодня "Группа Е4" обладает уникальной технологией для полноценного разделения зол уноса на составные части по различным характеристикам. Эта технология позволяет выделить нужные компоненты и одновременно разделить их по необходимым характеристикам. Кроме того, компания проектирует завод для сухой переработки золы-уноса с ТЭЦ с целью получения целой серии микросфер с необходимыми разным заказчикам характеристиками. Технология позволяет выделить из зол микросферы (и не только) в самом широком диапазоне — от нескольких микрон до 0,5 мм.

Примечательно, что необходимость инновационной работы в сфере золошлаковых материалов понимают не только ученые и работники институтов, но и руководители энергетических предприятий, в том числе ОГК и ТГК. И ситуация здесь медленно, но верно меняется: системы сухого золошлакоудаления становятся высокорентабельным сопутствующим бизнесом. В Челябинске более десяти лет большим спросом у строителей пользуется очень легкий, с прекрасными теплоизолирующими свойствами кирпич завода "Афина", использующего золу Челябинской ТЭЦ-2. С 2005 года в Новосибирске ведутся практические работы по инженерной подготовке территории под застройку с использованием ЗШМ с действующего отвала Новосибирской ТЭЦ-3 в пос. Затон. Речь идет о планировке площадки 106,7 га. Работы планируется завершить до 2012 года. В Омске планируется выровнять площадку в черте города 600 га золой с ТЭЦ-4 и ТЭЦ-6.

А на Омской ТЭЦ-3 (ОАО ТГК-11) уже принято решение о стопроцентном использовании золы для производства облегченного бетона. В ОГК-3 также разработана масштабная программа. "Газпром" и ОГК-2 активно работают над перспективным проектом реконструкции групповой замерной установки на Троицкой ГРЭС и созданием системы сухого золоудаления и уникального завода по производству цемента.

Отдельного внимания заслуживает и тема нанопорошковых технологий и микросфер, образующихся при пылеугольном сжигании. Микросферы — одна из составляющих частей зол уноса от ТЭЦ, работающих на каменных углях. Они представляют собой сферические полые частицы с различной толщиной стенок, обладающие рядом уникальных свойств. Получение продукта, обладающего аналогичными свойствами, искусственным путем обойдется чрезвычайно дорого. В золе содержится от 0,1 до 3% микросфер. Цена одного грамма микросфер — $5. Микросферы применяются во многих отраслях народного хозяйства, они являются идеальным наполнителем для пластмасс, лакокрасочных материалов, полиуретанов, мастик и т. д., причем область их применения постоянно расширяется.

Стоит назвать нефтяную промышленность (тампонажные материалы для нефтяных скважин, буровые растворы, дробильные материалы, взрывчатые вещества), строительство (сверхлегкие бетоны, известковые растворы, жидкие растворы, цементы, штукатурка, покрытия, кровельные и звукозащитные материалы), керамику (огнеупорные материалы и кирпичи, покрытия, которые выдерживают температуру до 1100°С), автомобилестроение (композиты, шины, комплектующие, звукозащитные материалы, грунтовка).

Внимание к столь актуальной теме, как стопроцентное использование уникальных свойств ЗШМ, сейчас велико как никогда. Передовой опыт предприятий ОАО "Группа Е4", который уже сегодня может быть применен не только в нашей стране, но и за рубежом, очень поможет и российской энергетике, и потребителям, и отечественному бизнесу. Технологии, которые сегодня предлагает компания Е4 в альянсе со своими партнерами, уникальны и в нашей стране мало где применялись ранее.

Тонкости ремонта

Впрочем, инновации могут быть не только в технологиях, но и в управлении объектами. Как рассказал "Ъ" начальник департамента управления активами ОАО "Федеральная сетевая компания" Владимир Софьин, новые методики существенно снижают затраты компании на ремонты и улучшают экономику процессов производства. По его словам, ФСК перешла от планово-предупредительного ремонта электросетевого оборудования к ремонту "по состоянию". Он проводится на основе постоянной диагностики и мониторинга состояния оборудования, по результатам которых принимаются решения о целесообразности ремонта и наборе необходимых операций либо замене оборудования. При решении задачи обеспечения надежного энергоснабжения осуществляется также переход от аварийных ремонтов к плановым. Это предполагает постоянный мониторинг состояния оборудования, планирование работ с ним заранее, а не после инцидентов или обнаружения технологических нарушений. Благодаря этому значительно повышается надежность энергоснабжения потребителей и происходит снижение стоимости работ за счет предупреждения технологических нарушений, обеспечения готовности персонала компании и оборудования.

Новшеством Федеральной сетевой компании также является формирование программы реконструкции изношенного оборудования: на смену ранее использовавшемуся методу комплексной замены практически всего оборудования подстанций и элементов высоковольтных линий пришел метод "блочной", или "точечной", замены.

Для повышения эффективности управления активами в ФСК также реализуется ряд многолетних целевых программ диагностики энергооборудования. Это ремонтная и специальная диагностика, комплексное обследование заземляющих устройств подстанций для обеспечения электробезопасности персонала, надежной работы первичного оборудования и систем вторичной коммутации, комплексное обследование линий с применением сейсмоакустических и экспресс-методов неразрушающего контроля узлов опор и подземных металлоконструкций линий электропередачи, а также оснащение филиалов ФСК — МЭС и ПМЭС — стационарными и передвижными диагностическими лабораториями. "Все перечисленные мероприятия позволяют нам уже сейчас значительно повысить качество и эффективность ремонтных программ и программ реконструкции и реновации оборудования как с точки зрения надежности энергоснабжения, так и с точки зрения эффективности расходования денежных средств",— говорит господин Софьин.

Одна из самых известных и доведенных до практического результата инноваций бизнес-единиц "Группы Е4" (проект компании СибКОТЭС) — котел с кольцевой топкой, рекомендованный для промышленного внедрения научно-техническим советом РАО "ЕЭС России".

Котел с кольцевой топкой для крупных энергоблоков разработан совместно с Подольским машиностроительным заводом ОАО ЗИО с учетом перспективы использования каменного угля Кузнецкого бассейна и бурого угля Канско-Ачинского бассейна.

Его высота на 30-40% меньше традиционного, что позволяет в тех же габаритах главного корпуса разместить котел значительно большей паропроизводительности. Так, на Ново-Иркутской ТЭЦ кольцевой котел паропроизводительностью 820 тонн пара в час размещен в котельной ячейке для котлов 500 тонн пара в час. Его верхняя отметка расположена на уровне 50 м, что на 20 м ниже аналогичного по тепловой мощности котла с обычной топкой. Котел находится в промышленной эксплуатации с 2001 года и может стабильно нести нагрузку до 900 тонн пара в час, на 10% превышающую проектную.

Применение кольцевой топки позволяет на 15% уменьшить металлоемкость и, следовательно, стоимость поверхности нагрева котла, повысить надежность работы экранных панелей топки, уменьшить температуру в ядре факела, снизить выбросы NOx, облегчить решение строительных и опорно-подвесных конструкций котла.

За несколько лет на котле проведено большое количество испытаний с использованием разных видов топлива, в результате чего полностью подтверждена надежность и высокая эффективность кольцевой топки.

Наличие энергии - одно из необходимых условий для решения практически любой задачи. Комфорт и безопасность в домах, транспортные потоки и работа промышленности - все это требует затрат энергии.Производство энергии предполагает ее получение в виде удобном для использования, а само получение - только преобразование из одного вида в другой. Одной из важных проблем в энергетике, кроме получения энергии, является обеспечение возможностей ее хранения и передачи. Мы вынуждены неоднократно преобразовывать один вид энергии в другой. Каждое преобразование сопровождается потерями части энергии. В результате из всей получаемой энергии мы реально потребляем не более половины. За все потери в энергетике - платит потребитель.
Основой энергетики сегодняшнего дня являются топливные запасы углеводородного сырья (угля, нефти и газа). Из этого материала человечество получает около 90% энергии.
Мы находимся на переломном рубеже. Назрели изменения традиционной энергетической структуры в которой главенствовали такие ресурсы как нефть и уголь. Сегодня наиболее перспективным является природный газ, но его широкое использование связано с проблемами экологии. Могут быть и другие материалы и средства для получения энергии.