Адрес: 105678, г. Москва, Шоссе Энтузиастов, д. 55 (Карта проезда)
Время работы: ПН-ПТ: с 9.00 до 18.00, СБ: с 9.00 до 14.00

Плата за подключение к сетям газоснабжения: VI.2. Плата за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям / КонсультантПлюс

Содержание

Условия оплаты технологического присоединения

Размер платы за технологическое присоединение, определяется в соответствии с законодательством Российской Федерации в сфере газоснабжения.

Размер платы за технологическое присоединение устанавливается органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, и в соответствии с методическими указаниями по расчету платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям и (или) стандартизированных тарифных ставок, определяющих ее величину, утверждаемыми федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.

Нормативные документы, устанавливающие размер платы за ТП

Порядок и сроки внесения заявителем платы за технологическое присоединение.

Внесение платы за технологическое присоединение заявителями первой категории (заявители, максимальный часовой расход газа газоиспользующего оборудования которых не превышает 42 куб.

метров в час включительно с учетом расхода газа газоиспользующего оборудования, ранее подключенного в данной точке подключения объекта капитального строительства, при условии, что расстояние от газоиспользующего оборудования до сети газораспределения газораспределительной организации, в которую подана заявка, с проектным рабочим давлением не более 0,3 МПа, измеряемое по прямой линии (наименьшее расстояние), составляет не более 200 метров и сами мероприятия по подключению (технологическому присоединению) предполагают строительство исполнителем до точки подключения газопроводов (без необходимости выполнения мероприятий по прокладке газопроводов бестраншейным способом) и устройство пунктов редуцирования газа (при необходимости), за исключением случаев, когда плата за технологическое присоединение устанавливается по индивидуальному проекту) осуществляется в следующем порядке:

  1. 50 процентов платы за технологическое присоединение вносится в течение 11 рабочих дней со дня заключения договора о подключении;
  2. 35 процентов платы за технологическое присоединение вносится в течение 11 рабочих дней со дня выполнения исполнителем обязательств, предусмотренных подпунктом «а» пункта 98 настоящих Правил, в объеме, определенном в договоре о подключении;
  3. 15 процентов платы за технологическое присоединение вносится в течение 11 рабочих дней со дня подписания акта о подключении (технологическом присоединении). (п. 91 в ред. Постановления Правительства РФ от 19.03.2020 N 305)

Внесение платы за технологическое присоединение заявителями второй и третьей категорий («заявители второй категории» — заявители, максимальный часовой расход газа газоиспользующего оборудования которых составляет менее 500 куб. метров в час и (или) проектное рабочее давление в присоединяемом газопроводе менее 0,6 МПа включительно, в случаях, если протяженность строящейся (реконструируемой) сети газораспределения до точки подключения, измеряемая по прямой линии (наименьшее расстояние), составляет не более 500 метров в сельской местности и (или) не более 300 метров в границах городских поселений и (или) указанная сеть газораспределения пролегает по территории не более чем одного муниципального образования; «заявители третьей категории» — заявители, максимальный часовой расход газа газоиспользующего оборудования которых составляет менее 500 куб. метров в час и (или) проектное рабочее давление в присоединяемом газопроводе менее 0,6 МПа, в случаях, если протяженность строящейся (реконструируемой) сети газораспределения до точки подключения, измеряемая по прямой линии (наименьшее расстояние), составляет более 500 метров в сельской местности и (или) более 300 метров в границах городских поселений и (или) указанная сеть газораспределения пролегает по территориям двух и более муниципальных образований), кроме случаев, когда размер платы за технологическое присоединение устанавливается по индивидуальному проекту, осуществляется в следующем порядке:

  1. 25 процентов платы за технологическое присоединение вносится в течение 11 рабочих дней со дня заключения договора о подключении; (в ред. Постановления Правительства РФ от 30.01.2018 N 82)
  2. 25 процентов платы за технологическое присоединение вносится в течение 3 месяцев со дня заключения договора о подключении, но не позже дня фактического присоединения; (в ред. Постановлений Правительства РФ от 25.08.2017 N 999, от 30.01.2018 N 82)
  3. 35 процентов платы за технологическое присоединение вносится в течение 1 года со дня заключения договора о подключении, но не позже дня фактического присоединения; (в ред. Постановлений Правительства РФ от 25.08.2017 N 999, от 30.01.2018 N 82)
  4. 15 процентов платы за технологическое присоединение вносится в течение 11 рабочих дней со дня подписания акта о подключении (технологическом присоединении). (в ред. Постановлений Правительства РФ от 02.08.2017 N 924, от 30.01.2018 N 82)

Правила подключения (технологического присоединения) к сетям электро- и газоснабжения на территории города Ростова-на-Дону

ИНФОРМАЦИЯ

О ПОРЯДКЕ ПОДКЛЮЧЕНИЯ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРИСОЕДИНЕНИЯ) К СЕТЯМ ЭЛЕКТРО- И ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
НА ТЕРРИТОРИИ ГОРОДА РОСТОВА-НА-ДОНУ

Подключение (технологическое присоединение) объектов капитального строительства к централизованным сетям инженерной инфраструктуры города Ростова-на-Дону осуществляется согласно действующему законодательству, в заявительном порядке.

Для рассмотрения возможности подключения (технологического присоединения) объектов капитального строительства к централизованным сетям инженерной инфраструктуры города Ростова-на-Дону, правообладателю (собственнику) земельного участка необходимо подать соответствующую заявку в адрес ресурсоснабжающей организации, к сетям которой планируется осуществить подключение.

Подключение (технологическое присоединение) может быть осуществлено на основании договора подключения с предоставлением сведений и документов, согласно Правилам подключения (технологического присоединения) объектов капитального строительства (в том числе согласие на подключение).

Правила подключения (технологического присоединения) энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии
к электрическим сетям утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 861 (редакция от 27.12.2019)

«Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям» (с изменениями и дополнениями, вступившими в силу с 01. 01.2020).

Правила подключения (технологического присоединения) объектов капитального строительства

к сетям газораспределения утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 30.12.2013 № 1314 (редакция от 07.12.2019) «Об утверждении Правил подключения (технологического присоединения) объектов капитального строительства к сетям газораспределения, а также об изменении и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации».

Одновременно информируем, что собственник (правообладатель) земельного участка вправе обратиться в ресурсоснабжающую организацию
с подтверждением готовности осуществить подключение (технологического присоединения) к сетям инженерной инфраструктуры по индивидуальному проекту, с возмещением расходов, связанных с осуществлением мероприятий, направленных на обеспечение технической возможности подключения (технологического присоединения).

Плата за технологическое присоединение к электрическим сетям, на территории Ростовской области (в том числе муниципальное образование «Город Ростов-на-Дону») установлена Постановлением Региональной службы по тарифам Ростовской области от 26.12.2019 № 71/32.

Плата за подключение (технологическое присоединение) газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям ПАО «Газпром газораспределение Ростов-на-Дону» установлена Постановлением Региональной службы по тарифам Ростовской области от 31.07.2019 № 33/1.

Дополнительно информируем, что выдача технических условий на подключение (технологическое присоединение) объектов капитального строительства к сетям инженерно–технического обеспечения (водоснабжения, водоотведения, электроснабжения, теплоснабжения, газоснабжения) осуществляется ресурсоснабжающими организациями, эксплуатирующими соответствующие инженерные сети на территории муниципального образования «Город Ростов-на-Дону», в соответствии с

Постановлением Правительства Российской Федерации от 13. 02.2006 № 83 (ред. от 05.07.2018) «Об утверждении Правил определения и предоставления технических условий подключения объекта капитального строительства к сетям инженерно–технического обеспечения».

Правительство сократило срок подключения к газовым сетям с 12 месяцев до 10 дней

Предельные сроки подключения к газораспределительным сетям в РФ сокращены с 12 месяцев до 10 дней — в случае, когда речь идет о фактическом присоединении, не требующем дополнительных строительных работ и процедур согласования. Если подключиться нужно к существующей сети газораспределения диаметром не менее 250 мм и под давлением не ниже 0,3 Мпа, то срок составит 3 месяца. Об этом говорится в постановлении, опубликованном на сайте правительства 1 февраля 2018 года.

Документ вносит изменения в ряд нормативных правовых актов, направленные на сокращение сроков и совершенствование процедуры подключения объектов капитального строительства к газораспределительным сетям.

Изменения коснулись «Правил подключения (технологического присоединения) объектов капитального строительства к сетям газораспределения». Помимо сокращения предельных сроков подключения, конкретизирован порядок переуступки неиспользуемой мощности газоснабжения между существующими и подключающимися потребителями. По мнению Андрея Столоногова, участника рабочей группы АСИ по повышению доступности энергетической инфраструктуры, в старой редакции правил «данный раздел был по сути неработающим», хотя реализация такой переуступки могла бы кратно сократить для заявителя сроки и цену подключения.

Предусмотрен порядок восстановления утраченных документов о подключении. Введена возможность подачи онлайн-заявки на технологическое присоединение. Снижены и сроки выдачи проектов договоров на подключение. 

Раньше на подготовку документа исполнитель мог тратить до 20 дней. Теперь этот срок сокращен в 4 раза — до 5 дней в случае, если газораспределительной организации не требуется проводить дополнительные строительные работы, а сеть проходит в границах земельного участка, на котором расположен подключаемый объект.

«Газораспределительные организации (ГРО – прим.) теперь обязаны ежеквартально информировать смежные ГРО и, самое главное, газотранспортные организации ПАО «Газпром» о заключенных, расторгнутых и исполненных договорах на техприсоединение, что позволит трансгазам оценивать возможную загрузку ГРС (газораспределительных станций — прим.) и газопроводов-отводов, прогнозировать исчерпание лимита газотранспортных мощностей и заблаговременно принимать решения об их расширении», — отметил Андрей Столоногов. 

Он подчеркнул, что важные изменения внесены в стандарты раскрытия информации субъектами естественных монополий — «существенно увеличен объем раскрываемых данных о загрузке распределительных и, что особенно важно, магистральных газопроводов». По словам эксперта, эта информация упростит процесс принятия решения об инвестициях в строительство объектов «с точки зрения обеспечения такого объекта газом», устранит возможность злоупотребления со стороны компаний, транспортирующих газ по трубопроводам.

Андрей Столоногов также отметил, что изменения в «Основные положения формирования и государственного регулирования цен на газ, тарифов на услуги по его транспортировке и платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования» повысят дифференциацию стоимости подключения и снизят уровень перекрестного финансирования между различными группами заявителей.

Справка

Постановление правительства РФ от 30 января 2018 года № 82 принято в рамках реализации пунктов 51 — 58, 68, 69, 77, 79, 81, 83 «дорожной карты» Национальной предпринимательской инициативы (НПИ) по повышению доступности энергетической инфраструктуры. 

Условия оплаты технологического присоединения | ООО «Газпром газораспределение Йошкар-Ола»

Осуществление подключения (технологического присоединения), в том числе фактического присоединения к газораспределительным сетям газоиспользующего оборудования, расположенного в домовладениях, принадлежащих физическим лицам на праве собственности или на ином предусмотренном законом праве, намеревающимся использовать газ для удовлетворения личных, семейных, домашних и иных нужд, не связанных с осуществлением предпринимательской (профессиональной) деятельности, с учетом выполнения мероприятий в рамках такого подключения (технологического присоединения) до границ земельных участков, принадлежащих указанным физическим лицам на праве собственности или на ином предусмотренном законом праве, осуществляется без взимания платы с физических лиц при условии, что в населенном пункте, в котором располагаются домовладения физических лиц, проложены газораспределительные сети и осуществляется транспортировка газа;

Срок осуществления мероприятий по подключению (технологическому присоединению) в рамках догазификации, определяется программой газификации, содержащей мероприятия по строительству и (или) реконструкции газораспределительных сетей и (или) газотранспортных систем, в том числе для случаев, когда для подключения требуется ликвидация дефицита пропускной способности газораспределительных и (или) газотранспортных систем. Срок осуществления мероприятий по подключению, определяемый программой газификации, не может выходить за пределы 2022 года, за исключением случаев, когда:

  • для подключения требуется ликвидация дефицита пропускной способности газораспределительных и (или) газотранспортных систем;
  • для подключения домовладений, расположенных в населенных пунктах, в которых газораспределительные сети будут проложены после 1 января 2022 г.;
  • для подключения домовладений требуется осуществление мероприятий по подключению (технологическому присоединению) со сроком, определенным в соответствии с пунктом 122 Правил, выходящим за пределы 2022 года.

В случае отсутствия в программе газификации домовладения заявителя срок осуществления мероприятий по подключению (технологическому присоединению) может составлять от 30 дней и более, в зависимости от параметров подключения.

Для заявителей, которые не подпадают под догазификацию, определен следующий порядок внесения платы и сроки подключения:

  1. Для заявителей, максимальный часовой расход газа газоиспользующего оборудования которых не превышает 42 куб. метров в час включительно с учетом расхода газа газоиспользующего оборудования, ранее подключенного в данной точке подключения, при условии, что расстояние от газоиспользующего оборудования с проектным рабочим давлением не более 0,3 МПа до сети газораспределения газораспределительной организации, измеряемое по прямой линии (наименьшее расстояние), составляет не более 200 метров, и сами мероприятия по подключению (технологическому присоединению) предполагают строительство исполнителем до точки подключения газопроводов (без необходимости выполнения мероприятий по прокладке газопроводов бестраншейным способом) и устройство пунктов редуцирования газа (при необходимости), внесение платы за подключение (технологическое присоединение) осуществляется в следующем порядке:
    а) 50 процентов платы за подключение (технологическое присоединение) вносится в течение 11 рабочих дней со дня заключения договора о подключении;
    б) 35 процентов платы за подключение (технологическое присоединение) вносится в течение 11 рабочих дней со дня выполнения исполнителем обязательств, предусмотренных в договоре о подключении;
    в) 15 процентов платы за подключение (технологическое присоединение) вносится в течение 11 рабочих дней со дня подписания акта о подключении (технологическом присоединении).
  2. Для заявителей, не относящихся к категории, указанной выше, и случаев, когда плата за подключение (технологическое присоединение) устанавливается по индивидуальному проекту, плата осуществляется в следующем порядке:
    а) 25 процентов платы за подключение (технологическое присоединение) вносится в течение 11 рабочих дней со дня заключения договора о подключении;
    б) 25 процентов платы за подключение (технологическое присоединение) вносится в течение 3 месяцев со дня заключения договора о подключении, но не позже дня фактического присоединения;
    в) 35 процентов платы за подключение (технологическое присоединение) вносится в течение 1 года со дня заключения договора о подключении, но не позже дня фактического присоединения;
    г) 15 процентов платы за подключение (технологическое присоединение) вносится в течение 11 рабочих дней со дня подписания акта о подключении.

Срок осуществления мероприятий по подключению (технологическому присоединению) не может превышать:

  • 135 дней — для заявителей первой категории;
  • 1,5 года — для заявителей второй категории, если иные сроки (но не более 3 лет) не предусмотрены инвестиционной программой или соглашением сторон;
  • 2 года — для заявителей, плата за подключение (технологическое присоединение) которых устанавливается по индивидуальному проекту, а также для заявителей третьей категории, если иные сроки (но не более 4 лет) не предусмотрены инвестиционной программой или соглашением сторон;

Газовые услуги

Введение

Природный газ может использоваться для центрального отопления и для выработки электроэнергии для бытовая техника, такая как плита и варочная панель, сушилка для белья, настоящее пламя костров или наружного освещения.

Газоснабжение приватизировано, а это значит, что вы можете выбрать, какое частное Компания снабжает ваш дом газом. Поставщики предлагают широкий спектр услуг и сделки, в том числе различные способы оплаты счета. Многие поставщики энергии предоставляют и электричество и газ.

Газовые сети Ирландии (GNI) отвечает за эксплуатацию и техническое обслуживание газовой сети. Вам нужно будет свяжитесь с GNI, если вы впервые подключаетесь к электросети, или если вы отключаетесь полностью. Вы также можете передать показания счетчика ВНД.

GNI подключает к своей сети всех потребителей вне зависимости от того, какое газоснабжение компания, которую вы используете. Он также имеет ряд других ролей, в том числе:

  • Предоставление услуг по проведению строительных работ клиентам, желающим получить свой газ соединение каким-то образом изменено
  • Устранение проблем с подключением
  • Обеспечение безопасности и технического обслуживания газовых сетей
  • Установка и снятие показаний счетчиков газа
  • Повышение осведомленности о газовой безопасности
  • Эксплуатация 24 Круглосуточная линия экстренной помощи для обработки сообщений об утечках газа
  • Проведение инспекций безопасности угарного газа

Комиссия по регулированию коммунальных услуг (CRU) является регулятором газовой отрасли.

Приостановка отключения газа во время COVID-19

В связи с COVID-19 приостановлены отключения от бытового газа ограничения общественного здоровья.

Этот мораторий на отключения закончился 1 июня 2021 года.

Вы можете прочитать о мерах по защите клиентов во время COVID-19 и получить советы о том, что делать, если у вас возникли трудности с оплатой счетов за газ на веб-сайте CRU.

Подключение

Если вы строите дом или переезжаете в дом, который никогда не подключен к газовой сети, вы должны связаться с GNI, чтобы подключиться.Как газ сеть доступна не во всех частях страны, вы должны сначала проверить, если в вашем районе есть газ. Вы можете сделать это, используя газовую сеть GNI. Карта.

Если есть газ, то можно:

  • Свяжитесь с GNI, чтобы подать заявку и оплатить работы по подключению, которые должны быть выполнены, или
  • Свяжитесь с поставщиком газа, чтобы подписаться на услугу, и они могут организовать связь с GNI для вас

GNI установит внешние газовые трубы и счетчик, необходимые для установки связь. Внутренние работы по дому, включая газовые трубы и подключение к приборам, должен быть заполнен зарегистрированным Газомонтажник (РГИ). RGI должен выдать вам сертификат соответствия, когда внутренние работы завершены.

Если вы хотите отключиться от подачи газа из-за строительства или ремонтных работ, вы должны связаться с GNI для консультации.

CRU имеет больше информации о получении подключение к газу.

Что произойдет, если я перееду?

Если вы переезжаете в дом, в котором уже есть подключение к газу, вы следует связаться с поставщиком газа для создания новой учетной записи службы.Вы должны дать как можно скорее сообщите показания счетчика вашему поставщику газа. Если вы арендуете, ваш арендодателю, возможно, придется связаться с поставщиком газа вместо вас.

Чтобы счетчик не был заблокирован или отключен до того, как вы въедете, вы следует как можно скорее сообщить поставщику о том, что произойдет изменение собственность или арендатор.

Вы не несете ответственности за газ, использованный предыдущим жильцом.

Если вы уже являетесь покупателем природного газа и переезжаете домой или желаете чтобы закрыть свою учетную запись, свяжитесь с вашим поставщиком заранее, чтобы обеспечить закрытие показания счетчика, ваш новый адрес и имя нового жильца (если известно).Если если вы этого не сделаете, вы будете нести ответственность за любой газ, использованный в предпосылки.

Нужно ли будет платить залог, когда я открыть новую учетную запись или сменить поставщика?

Ваш поставщик газа может взимать залог. У каждого поставщика своя депозитная политика, которая должна быть справедливой, прозрачной и разумной. Депозит должны быть возвращены в счете, который вы получите после окончания вашего контракта (ваш контракт обычно составляет 12 месяцев). Ваш поставщик должен сообщить вам, если вы находитесь в риск потери вашего депозита и опишите шаги, которые вы должны предпринять, чтобы улучшить Ваши условия кредита.

Если у вас низкий доход и вы не можете позволить себе внести депозит, вы можете право на помощь в местном офисе INTREO.

Электричество CRU и справочник поставщика газа (pdf) содержит больше информации о безопасности депозиты (на стр. 27).

Показания газового счетчика

Ваш газовый счетчик измеряет количество газа, которое вы используете, и показания используется для расчета суммы, взимаемой с вас поставщиком газа.

Считыватель счетчиков GNI позвонит в помещение, чтобы записать количество газа использовано с момента последнего считывания показаний счетчика.Делается это четыре раза в год. Ан оценочное значение будет использоваться для других расчетных периодов.

При установке новых счетчиков они располагаются во внешних коробках счетчиков. Для более старые дома, счетчик может быть внутри дома. Если считыватель счетчика не может получить доступ к счетчику, они оставят карточку в почтовом ящике, сообщая вам, что они были там и просили вас представить свое чтение. Вы также можете отправить свой показания счетчика напрямую вашему поставщику. Если вы не отправите показания оценочное значение будет использовано для расчета вашего следующего счета.

Счетчики являются собственностью Gas Networks Ireland и не должны подвергаться вмешательству. с никак. Вмешательство в работу счетчика является нарушением закона, и нарушители могут подвергаться судебному преследованию.

Понимание вашего счета

Когда вы подписываетесь на поставщика газа, вы должны получать регулярные и точные счета. Тем не менее, иногда может быть трудно понять законопроект, в частности, как они рассчитывают сумму, которую вы должны.

Вы должны получать счет от поставщика газа каждые 2 месяца.Должно быть четко обозначено, использовались ли показания счетчика для расчета суммы счета было:

  • A – фактический счетчик, считанный GNI
  • C – чтение, представленное вами заказчику
  • E – расчетное показание счетчика

Вы должны проверить свой счет, чтобы убедиться, что вы не получаете слишком много предполагаемые счета подряд, так как это может привести к большому счету, когда фактический берется чтение. Вы можете проверить свой счетчик и отправить свои собственные показания в любое время. время для обеспечения точного выставления счетов.GNI располагает информацией о том, как сдать показания счетчика.

Поставщики должны предоставить вам несколько вариантов оплаты счетов (для например, прямым дебетом, онлайн-оплатой картой или в магазинах. отображение логотипа платежной зоны). Вы должны связаться с вашим поставщиком, чтобы узнать, что вариант вам подходит.

CRU также содержит дополнительную информацию о понимании ваш счет за газ.

Переключение поставщиков газа

Если вас не устраивает текущий поставщик газа, вы можете сменить поставщика.Вы должны проверить, если вы находитесь в срочном контракте. Если вы, вы можете быть взимается плата за переход к другому поставщику. Так как поставщиков много выбрать из важно провести исследование, чтобы найти лучший вариант для удовлетворения твои нужды.

Перед переключением необходимо:

  • Проверьте свой текущий счет, чтобы узнать, каково ваше использование, среднюю сумму, которую вы оплата и как принимается оплата
  • Узнайте, когда заканчивается ваш контракт с вашим текущим поставщиком
  • Воспользуйтесь сайтом сравнения цен
  • Попробуйте повторно договориться с вашим текущим поставщиком
  • Убедитесь, что у вас есть регистрационный номер газовой точки или GPRN (находится на ваш текущий счет) и актуальные показания счетчика для нового поставщика

Новый поставщик сообщит старому поставщику, что вы переходите на другую. CRU имеет больше информации о смене поставщика.

Что, если я передумаю?

Если вы переключитесь на нового поставщика, но затем передумаете, вы можете отменить договор, если вы подписались менее 14 дней назад по телефону, онлайн или на вашем пороге. Это называется периодом «обдумывания»

Вы можете узнать больше о своем права потребителя.

Что я могу сделать, если я изо всех сил пытаюсь заплатить мои счета?

Если вы просрочили платежи или испытываете трудности с оплатой газа счета, вы должны получить помощь.Вы можете:

  • Записаться на прием в Службу финансового консультирования и составления бюджета (МАБС)
  • Поговорите со своим поставщиком, чтобы обсудить варианты оплаты
  • Позвоните в местную службу информации для граждан
  • .

Альтернативные планы платежей

Если вы согласны, поставщик может указать альтернативный план оплаты. место. Поставщики должны помогать клиентам, которые находятся в действительно финансовом положении. сложности и сделать не менее 4 попыток связаться с клиентом, которого они могут отключить вас.

Уязвимые клиенты

Уязвимый клиенты, которые зарегистрированы в качестве клиентов приоритетных услуг, не могут быть отключен. Пожилые уязвимые клиенты, у которых есть проблемы с оплатой счетов нельзя отключать в зимние месяцы (с ноября по март).

Социальная помощь

Если вам больше 70 лет, вы можете воспользоваться льготой на природный газ как часть домохозяйства Социальный пакет. Некоторые люди моложе 70 лет также могут иметь право на участие, если они соответствуют определенные критерии.Пособие выплачивается либо в виде ежемесячного кредита на счета клиента или непосредственно клиенту.

CRU имеет больше информации об отключении и ваши права.

Какие еще средства защиты у меня есть?

Одной из функций CRU является обеспечение защиты потребителей энергии и способствовать конкуренции. Это достигается путем создания свода правил под названием «Поставщик». Справочник (pdf). Для этого поставщики должны иметь коды практики.

Эти коды охватывают следующие области:

  • Биллинг
  • Отключения
  • Регистрация клиента
  • Маркетинг и реклама
  • Рассмотрение жалоб
  • Уязвимые клиенты
  • Плата по мере использования (PAYG) и контроллеры бюджета
  • Не местные клиенты

Поставщики также обязаны выпускать Уставы клиентов с гарантированным уровень обслуживания своих клиентов.Они также должны устанавливать компенсацию и договоренности о возврате средств при несоблюдении уровня качества обслуживания.

Как подать жалобу

Если у вас есть проблема, вы должны сначала связаться с:

  • Ваш поставщик газа по таким вопросам, как выставление счетов, проблемы со счетами, маркетинг или реклама, или смена поставщика
  • GNI для таких проблем, как неисправный счетчик, расходы на подключение, чрезвычайные ситуации, сбои или задержки соединения

Если вы не можете решить проблему неофициально, вы можете пожаловаться в письменном виде своему поставщику или сетевому провайдеру.

Если вас не устраивает ответ вашего провайдера, у вас есть следующие опции:

Дополнительная информация

CRU содержит больше информации об энергии в специальной информации для клиентов. раздел.

Комиссия по регулированию коммунальных услуг

Группа обслуживания клиентов

Почтовый индекс Box 11934
Дублин 24
D24 PXW0
Ирландия

Тел.: (01) 4000 800

Местный: 1890 404 404

Факс: (01) 4000 850

Газовые сети Ирландии

PO Box 51
Gasworks Road
Cork
Ирландия

Тел.: (021) 453 4000

Местный: 1800 464 464

Сеть природного газа — обзор

20.

1 Структура газовых сетей

Сети природного газа сложны, начиная от скважин и заканчивая конечными потребителями. Природный газ находится в некоторых местах под землей, и существует множество методов разведки, позволяющих определить, существует ли природный газ в конкретном месте. После исследования начинается процесс бурения и бурения скважины, процесс, называемый добычей . После того, как технически и экономически обеспечена возможность извлечения существующего газа, газ поднимается вверх. Этот газ нельзя использовать в чистом виде, его необходимо перерабатывать.Перерабатывающие станции обычно находятся рядом со скважинами, чтобы отделить части газа и подготовить его для использования потребителем. Для природного газа трубы являются обычным способом транспортировки. Трубы, по которым природный газ от скважин доставляется на нефтеперерабатывающие станции, называются собирающими трубами ; они обычно имеют низкое давление и малый диаметр. Если в газе, добытом из скважины, больше стандартных количеств или уровней содержания серы и углекислого газа, требуются специальные типы сборных труб; так называемый кислый газ опасен, и при его транспортировке следует соблюдать осторожность.

Поскольку газовые скважины обычно расположены вдали от потребителей, для доставки газа необходима сложная система. Транспортная система, называемая магистральной системой газовых сетей, используется для доставки газа потребителям по магистральным трубопроводам и компрессорным станциям. Передающие трубы обычно имеют высокое давление, большой диаметр и большую протяженность. Задача компрессорных станций – уравновесить давление газа в трубах. Магистральная система требует больших инвестиций, примерно 80% от общего объема инвестиций.Сумма инвестиций зависит от параметров системы, включая диаметр трубы, толщину, давление, длину и степень сжатия. Большое количество статей пытались оптимизировать эту систему с разных сторон. Руан и др. В работе [1] представлена ​​математическая модель, учитывающая все параметры, важные для размера инвестиций. Кабириана и Хеммати [2] представили модель стратегического планирования для определения типа, местоположения и графика установки с целевой функцией минимизации затрат. Чебубаа и др. [3] предложили метаэвристический алгоритм под названием и оптимизация колонии муравьев (ACO) для определения количества компрессорных станций и давления нагнетания для каждой.

На следующем этапе в газовых сетях, который называется распределение , газ доставляется конечному потребителю. Местные распределительные компании (МРС) получают газ в городских воротах, в точках передачи от магистральных трубопроводов к МРС и доставляют его отдельным потребителям. Доставка осуществляется с помощью разветвленной сети распределительных труб малого диаметра по муниципальным районам.Конечными потребителями природного газа из НРС являются жилой, коммерческий и промышленный секторы, а также потребители электроэнергии. Обратите внимание, однако, что некоторые крупные коммерческие и промышленные потребители получают природный газ непосредственно из трубопроводов высокого давления. Литература обширна по различным аспектам газораспределения. Хамеди и др. [4] представили шестиуровневую цепочку поставок для минимизации затрат на транспортировку и распределение газа. Вообще есть много статей, связанных с транспортировкой или распределением газа, среди которых Herran-Gonzalez et al.[5]; Мартин и др. [6]; Риос-Меркадо и др. [7]; Вонг и Ларсон [8]; и Ву и др. [9].

Природный газ не всегда используется при доставке, поэтому его обычно хранят под землей. Эта возможность хранения может быть очень полезной, особенно когда в сети возникает нехватка. Газовые сети также используют физически манипулируемые и автоматизированные средства управления, такие как система диспетчерского управления и сбора данных (SCADA), чтобы обеспечить надлежащую связь между оборудованием и центром управления.

На рис. 20.1 представлен схематический вид газовых сетей с указанием всех основных частей.

Рисунок 20.1. Схема газовой сети.

Valley Energy — Компания по распределению природного газа

— Новый веб-сайт появится в начале 2022 года

— ПЕРЕПУСКНОЙ КЛАПАН УВЕДОМЛЕНИЕ … Переливной клапан (EFV) представляет собой механическое устройство, устанавливаемое внутри линии распределения природного газа между улицей и счетчиком. EFV предназначены для автоматического отключения подачи природного газа в случае обрыва линии обслуживания.EFV сконструированы таким образом, что обычное использование, такое как включение приборов, не приводит к срабатыванию клапана.

EFV не устанавливаются на линий обслуживания, работающих под давлением менее 10 фунтов на квадратный дюйм, или на больших линиях обслуживания с высокой скоростью потока. Некоторые другие условия также могут запрещать установку EFV

Если существующая линия обслуживания еще не оборудована EFV, клиент может запросить у Valley Energy установку EFV на существующей подходящей линии подачи газа по взаимно согласованной цене. Дата.Стоимость установки устройства оплачивает заказчик. Однако затраты будут различаться; минимальная ориентировочная стоимость составляет 1500 долларов США. Чтобы установить перепускной клапан, Valley Energy выкопает служебный трубопровод в месте его соединения с магистральным газопроводом, идущим по вашей улице. Затем мы отключим вашу газовую линию, установим перепускной клапан, засыпаем котлован и зажжем ваши приборы. При определенных условиях нам может потребоваться заменить всю вашу газовую систему без дополнительных затрат.

Поскольку размер перепускного клапана должен быть рассчитан для правильной работы при текущих условиях нагрузки, любые значительные изменения нагрузки, которые потребуют более крупного расходомера, например, установка аварийного генератора или нагревателя бассейна, также могут потребовать замены EFV при Дополнительная стоимость.

Позвоните по телефону (570) 888-9664 или (800) 998-4427, чтобы узнать об установке EFV на вашей газовой линии.

Понимание вашего счета | Природный газ Вирджинии

Общие коммунальные платежи

Плата за обслуживание:  С каждого бытового клиента взимается плата за предоставление услуги.

Сезонное подключение/Оставить включенным : Если услуга отключается и возобновляется в течение девяти месяцев, взимается плата за сезонное подключение и/или повторное подключение в размере 40 долларов США.

Услуга розжига печи:  Специалисты Virginia Natural Gas могут повторно зажечь вашу ручную запальную горелку, если вы выключили печь и не можете повторно зажечь. График оплаты за розжиг печи:

  • Услуга завершена 15 сентября или раньше – бесплатно.
  • Обслуживание выполнено с 16 сентября по 15 октября – для жилых помещений: 20 долл. США. Нежилые помещения: 20 долларов США за устройство.
  • Обслуживание выполнено в период с 16 октября по 31 марта — жилой дом: 30 долларов США.Нежилые помещения: 40 долларов США за устройство.

ПРИМЕЧАНИЕ: Плата взимается только за розжиг печи. Дополнительная плата может взиматься за проверку, регулировку и освещение некоторых приборов. Коммерческие клиенты: Обратите внимание, что за каждую печь взимается плата.

Депозиты:  Может потребоваться первоначальный депозит. Если требуется депозит, он будет удерживаться до тех пор, пока на счете не будет отражена своевременная оплата за один год или пока услуга не будет отключена и не будет выставлен окончательный счет.Через год ваша учетная запись будет проверена, и депозит и заработанные проценты будут применены к вашей учетной записи, если будет установлена ​​удовлетворительная история платежей. Если произойдет отключение вашей газовой службы, депозит плюс любые заработанные проценты будут применены ко всем неоплаченным остаткам, а на разницу будет выставлен счет / возмещение. Простые проценты начисляются на все депозиты, хранящиеся более 90 дней, по годовой ставке, установленной для всех коммунальных услуг Комиссией государственной корпорации. Чтобы узнать текущую процентную ставку, обратитесь в Центр обслуживания клиентов.

Гарантия кредитного союза:  Следующие местные кредитные союзы предлагают гарантию вместо денежного депозита.

  • Амфибийная база Федерального кредитного союза
  • Федеральный кредитный союз First Advantage
  • Кредитный союз Лэнгли
  • Федеральный кредитный союз ВМФ

Проверка кредитоспособности:  В первый раз у клиентов запрашивается разрешение на проверку кредитоспособности через агентство кредитной информации. Это помогает нам определить, сколько требуется депозита.

Сбор за просрочку платежа:  Счета за природный газ штата Вирджиния отправляются ежемесячно и подлежат оплате по предъявлении. Любой остаток, который остается неоплаченным после установленного срока, указанного в вашем счете, облагается штрафом за просрочку платежа, за исключением местных налогов на коммунальные услуги.

Возвращенный чек:  За каждый полученный нами чек, возвращенный вашим банком, взимается комиссия.

Плата за повторное подключение:  Если обслуживание прерывается из-за неуплаты,  взимается плата за повторное подключение для покрытия расходов на восстановление вашего обслуживания. Может потребоваться залог.

Откуда поступает газ в Ирландию и от чего зависит его цена? | Настоящее — Вопросы

Поскольку мы в Ирландии не производим достаточно собственного газа для удовлетворения спроса, маргинальным источником газа по-прежнему будут соединительные линии с Шотландией. Мы можем получить доступ к газу по оптовым ценам, которые соответствуют ценам на европейском рынке, поскольку рынок газа в Великобритании является конкурентоспособным. Прямой импорт газа в Ирландию (например, через систему импорта СПГ) был бы возможен, но был бы оправдан только в том случае, если бы тариф для такой установки был меньше, чем стоимость транспортировки по трубопроводу между Великобританией и Ирландией.

Затраты на систему передачи возмещаются за счет входных и выходных сборов. Для ирландского газа стоимость транспортировки включает очень небольшую плату за выход из национальной энергосистемы Великобритании и плату за вход в Моффат, где он входит в систему газовых сетей Ирландии. Эти дополнительные сборы не входят в оптовую цену национальной балансировочной точки Великобритании. Стоимость транспортировки газа из Великобритании (вход в Моффат плюс выход) снизилась на 0,4% в течение 2015 года. Тарифы на транспортировку газа устанавливаются Комиссией по регулированию энергетики (CER).

По прибытии в Ирландию газ передается под высоким давлением по кольцевой магистрали и выходит в распределительную систему более низкого давления, прежде чем поступить к счетчику потребителя. Эти наземные расходы на передачу и распределение составляют около 40% конечной цены. Наценка для поставщика завершает накопление затрат, формирующих окончательную цену, которую платит потребитель. Точно так же клиенты из Великобритании должны оплачивать расходы на передачу, распространение и маржинальные расходы поставщика.

CER принимает решение о доходах, которые оператор по транспортировке газа (Gas Networks Ireland) может получить от клиентов за пятилетний период с октября 2012 года по сентябрь 2017 года. Он был установлен на уровне чуть менее 1 миллиарда евро для покрытия расходов на газотранспортную сеть в Ирландии за этот период. Аналогичная сумма требуется для покрытия расходов, связанных с газораспределительной системой низкого давления в Ирландии за тот же период. Тарифы устанавливаются ежегодно для трех систем въезда в Ирландию; система Interconnector, система Inch и система Bellanaboy. Кроме того, поставщики газа платят выходной тариф за газ, который они получают из наземной ирландской кольцевой магистрали.

Подключение к газовой сети

Для подключения нескольких жилых объектов, таких как новый жилой комплекс или бизнес, это немного другой процесс.

Подключить несколько домов или офисов так же просто!
  • Если вы знаете, сколько газа вы будете использовать, вы можете получить Мгновенное предложение для деловых контактов здесь.
  • Чтобы подключить несколько домов, позвоните нам по телефону 0800 0726 814 с 8:00 до 18:00 с понедельника по пятницу или отправьте электронное письмо на адрес [email protected] co.uk.

Если вы будете использовать большое количество газа, нам может понадобиться от вас дополнительная информация о том, сколько газа вы, вероятно, будете использовать, и когда вы будете его использовать. Чтобы убедиться, что мы все сделали правильно, нам также может потребоваться провести технико-экономическое обоснование или проектное исследование. Это поможет нам подобрать для вас оптимальный вариант стоимости.

Сколько это будет стоить?

Плата за проектирование

Когда вы запрашиваете расценки на подключение предприятий и нескольких домов к газовой сети, с вас будет взиматься плата за проектирование в размере от 182 до 573 фунтов стерлингов — в зависимости от ожидаемого спроса/использования газа.Это отражает объем работы, необходимой для создания детальных планов проектирования.

Стоимость подключения

Когда вы оплатите стоимость дизайна, мы предоставим вам предложение, действительное в течение 90 дней. Если вас устраивает цена, нам потребуется оплата как можно скорее, и мы свяжемся с вами в течение двенадцати рабочих дней, чтобы договориться о работе. Мы стремимся закончить работу и предоставить вам газ в течение восьми недель после того, как вы за него заплатите.

Несмотря на то, что каждое соединение немного отличается, приведенные ниже затраты являются стандартными для новых жилых комплексов, когда мы копаем до 20 м на общественной земле, а вы копаете необходимые траншеи на своей земле.

  • 3-10 домов: 835 фунтов стерлингов за дом
  • 11-100 домов: 660 фунтов стерлингов за дом

Помните, что мы не устанавливаем газовые счетчики — вам придется договариваться об этом с поставщиком газа. После того, как вы оплатите подключение, мы предоставим вам идентификационный номер счетчика (MPRN), чтобы вы могли это организовать.

Из-за воздействия Covid-19 и необходимости прекратить прокладку новых газовых сетей и изменить существующие поставки в период блокировки, в настоящее время нам требуется немного больше времени, чем обычно, чтобы связаться с клиентами и организовать завершение работ, но мы усердно работаем. чтобы постоянно улучшать эту услугу и вернуться к нашим обычным временным шкалам.

Подробнее

Более подробную информацию вы можете узнать в нашем пакете разработчика. Если вы выполняете часть работы самостоятельно, ознакомьтесь с нашими требованиями к воздуховодам, траншеям или многофункциональным траншеям.

Энергии | Бесплатный полнотекстовый | Модель оптимального газоснабжения группы распределенных потребителей

1. Введение

Устойчивость использования природного газа широко обсуждается в последние годы. Некоторые считают этот источник энергии более экологически чистой заменой других ископаемых видов топлива, таких как уголь или нефть, но некоторые не согласны с этой концепцией.Макджон и др. [1] утверждают, что роль природного газа в качестве «переходного топлива» является спорной, поскольку его изобилие может привести к еще большему потреблению энергии, и поскольку на рынке доступны другие низкоуглеродные варианты, такие как ядерные и возобновляемые источники. Многие авторы, включая Brandt et al. [2] и Леви [3] также оспорили идею использования природного газа в качестве промежуточного топлива из-за выбросов метана из-за утечек во время производства, переработки и транспортировки газа, а также из-за его высокого фактора парникового эффекта.Хаусфатер и Чжан и др. [4,5], с другой стороны, подчеркнули, что, если утечки сведены к минимуму в цепочке производства и поставок, природный газ явно предпочтительнее угля. Хотя мнения о преимуществах природного газа как источника энергии явно расходятся, растущая популярность делает оправданным акцентирование внимания на его использовании: ежегодный рост потребления природного газа в мире на 1,4% делает его самым быстрорастущим ископаемым топливом в мире. мира [6]. В Европе потребление природного газа также неуклонно растет и в 2017 г. составило около 5200 ТВт·ч (530 млрд м3), что явно превышает европейскую добычу (2350 ТВт·ч, 240 млрд м3) [7].Потребление в Европе ОЭСР (все европейские члены Организации экономического сотрудничества и развития) на 2020 год прогнозируется в диапазоне 5600–6300 ТВтч (576–646 млрд м3) [8]. Естественно, цена влияет на популярность и будущее использование природного газа. Стерн и др. [9] утверждает, что для того, чтобы это топливо было успешным переходным топливом, цена на рынках с высоким доходом должна быть ниже 8 $/MMBtu (около 0,28 $/м 3 ) и ниже 6 $/MMBtu (около 0,21 $). /m 3 ) для рынков с низким доходом.Важными вопросами также являются транспортировка к потребителю и безопасность поставок. Сегодня природный газ поставляется в Европу в основном по трубопроводам из Российской Федерации и Норвегии [7]. Природный газ, поставляемый в Европу, в основном используется в энергетике, домашнем хозяйстве и промышленности, затем следуют услуги и сельское хозяйство [10], но из-за переход на использование возобновляемых источников в будущем, большого роста потребления газа в этих районах не ожидается [11]. Однако природный газ как транспортное топливо набирает популярность благодаря более низким выбросам и меньшей зависимости от импорта нефти [12].В качестве транспортного топлива он в основном используется в виде сжиженного природного газа (СПГ) и компримированного природного газа (СПГ). Сжижение природного газа уменьшает его объем до 1/600 исходного и достигается за счет его охлаждения при атмосферном давлении примерно до -160 °С. СПГ с точки зрения выбросов SOx, PM и NOx является лучшим топливом, чем дизельное топливо, особенно при дальнемагистральных грузовых перевозках [13]. СПГ можно транспортировать на большие расстояния судами и выгружать на терминалах СПГ для дальнейшего распределения в сложных цепочках поставок [14].Крупнейшими поставщиками СПГ в Европу в 2017 г. были Катар и Алжир с годовыми поставками около 230 ТВтч и 140 ТВтч соответственно [7]. Терминал хранит большие объемы СПГ в специально спроектированных хранилищах, откуда он может быть доставлен в резервуарах на заправочные станции или непосредственно к потребителям, или после регазификации отправлен по трубопроводу [15]. Для большегрузных транспортных средств более выгодно использовать СПГ, чем КПГ из-за более высокой плотности энергии и более низких давлений, что предъявляет меньшие требования к прочности, размеру и массе цистерн [16]. При правильном проектировании и эксплуатации заправочных станций СПГ образование выпарного газа и, следовательно, негативное воздействие на окружающую среду можно свести к минимуму [17]. Помимо дорожных транспортных средств, СПГ может использоваться для заправки судов. Это использование приобретает особую популярность в районах со строгим регулированием выбросов NOx и серы [18]. Несмотря на то, что давление в резервуаре КПГ высокое (обычно 250 бар), его энергоемкость составляет менее половины плотности СПГ. СПГ как альтернатива дизельному топливу на транспорте стал более популярен в США после 2009 г. [19].Его использование особенно привлекательно для автопарков с малым пробегом, так как размер и вес бака не играют большой роли в небольших транспортных средствах [16]. По сравнению с дизелем шум и выбросы от СПГ ниже, и после преодоления технических трудностей, таких как более низкий диапазон, топливо может стать более конкурентоспособным [20]. В Европе Италия имеет давнюю традицию использования транспортных средств, работающих на природном газе [12]. Для того чтобы стимулировать дальнейшее использование природного газа в качестве топлива для транспортных средств, необходимо увеличить количество заправочных станций и правильно выбрать места их размещения.Фрик и др. [21] представили метод оптимизации расположения заправочных станций сжатого природного газа в Швейцарии.

Биогаз, полученный из биоотходов, является ценным источником метана. Как природное топливо, он содержит большое количество углекислого газа, воды и серы, поэтому его использование ограничено. В случае модернизации биогаз может достичь того же качества, что и природный газ, и его можно закачивать в трубопровод природного газа так же, как регазифицированный СПГ. Синтетический природный газ (СПГ), продукт газификации биомассы, также может распределяться среди клиентов таким же образом.

Оптимизация распределительной сети, поставляющей газ потребителям, — непростая задача. Необходимо учитывать ожидаемый спрос и местную доступность различных источников газа, таких как природный газ, СПГ, КПГ или биогаз. Транспортировка топлива также является важным элементом планирования газораспределительных сетей. Газопровод может транспортировать природный газ от источника или места регазификации к потребителям как на более длинные, так и на более короткие расстояния, но поскольку падение давления нелинейно по отношению к расстоянию, оптимизация сетей газопроводов представляет собой сложную задачу.Риос-Меркадо и Боррас-Санчес [22] проводят тщательный обзор различных проблем оптимизации распределения природного газа и предлагают возможные стратегии оптимизации. Недавние подходы к решению проблем оптимизации газопровода включают метод декомпозиции сценариев, предложенный Schweiger et al. [23], которые представили формулу расширения сети газопроводов на основе смешанного целочисленного нелинейного программирования (MINLP). Лян и Хуэй [24] предложили овыпуклить проблему распределения газа в существующем трубопроводе с несколькими точками потребления и подачи, чтобы минимизировать потребность в энергии передачи. Миколайкова и др. [25] линеаризовали нелинейную задачу и решили задачу оптимального дизайна сети и доставки с помощью смешанного целочисленного линейного программирования (MILP). Из-за сложности проблемы решение большинства задач оптимизации трубопроводной сети было ограничено стационарным потоком. Несколько исследований по оптимизации, в которых рассматривается переходный поток, касались сетей трубопроводов с фиксированной структурой: недавно Gugat et al. [26] оптимизировали переходный поток газа в существующей сети трубопроводов с помощью MILP.Ханте и др. [27] предложили модель управления потоком газа в существующей сети трубопроводов и обсудили проблемы выбора соответствующих компрессоров, клапанов и труб. Помимо длины и диаметра трубы, в распределении газа важную роль играют перепады высот, особенно на местности, где трубопровод проходит через ландшафты с большими перепадами высот. Чжан и др. [28] предложили модель, учитывающую рельеф местности и другие препятствия, оптимизирующую трубопровод, соединяющий добывающие скважины. СПГ можно регазифицировать и закачивать в тот же газопровод, что и природный газ из газовых скважин. Чжэн и Пардалос [29] оптимизировали расширение системы природного газа с возможным расположением терминалов СПГ с учетом неопределенности спроса/предложения, используя формулировку, основанную на разложении Бендерса. Поскольку на хранение и регазификацию может приходиться до 27% затрат в цепочке создания стоимости СПГ [30], эти процессы также необходимо оптимизировать. Место установки регазификационной установки и местный климат влияют на выбор технологии регазификации.В явном большинстве случаев в качестве источника тепла при регазификации используется морская вода [31]. Помимо доставки по трубопроводу, СПГ с терминала может доставляться потребителям автотранспортом в меньших количествах. Миколайкова и др. [32] использовали формулу MILP для оптимизации поставок СПГ с терминала грузовиками или после регазификации по трубопроводу распределенным потребителям. Что касается биогаза, Hengeveld et al. [33] предложили модель трубопровода, соединяющую несколько биогазовых установок и установку для модернизации и закачки, чтобы снизить производственные затраты и энергию, используемую для производства зеленого газа.Ху и др. [34] изучали закачку очищенного биогаза из свалочного газа в существующий газопровод и оценивали сценарии, в которых это экономически и физически целесообразно. Миан и др. [35] разработали многокритериальную оптимизационную модель производства СПГ путем газификации исходного сырья из водорослей. В будущем концепция Power-to-Gas (P2G), которая использует избыток электроэнергии из возобновляемых источников для производства водорода, возможно, впоследствии преобразованного в метан, может хранить газ в газопроводе [36].Таким образом, недавняя исследовательская деятельность отражает важность, но также и сложность оптимизации местных газораспределительных сетей с множеством вариантов подачи для поиска наиболее экономичных и энергоэффективных вариантов подачи газа. Однако большинство исследователей сосредоточились на оптимизации одного или нескольких аспектов цепочки поставок. Ранее не решалась задача оптимизации газоснабжения региона с учетом вариантов подачи СПГ с терминала автомобильным транспортом, либо после регазификации по трубопроводу или автомобильным транспортом в виде КПГ, совместно с использованием возможных местных источников биогаза.В настоящей работе представлена ​​разработка статической модели такой сложной локальной сети газоснабжения, целью которой является поиск сочетания технологий газоснабжения, минимизирующего общую стоимость поставляемого газа. Документ организован следующим образом: Раздел 2 представляет модель MILP, ее основные допущения и ограничения, а также минимизируемую функцию затрат. В разделе 3 представлены параметры для локальной проблемы и случай, когда модель применяется для минимизации стоимости цепочки поставок для проблемы газораспределения в западной Финляндии для региона с 23 потребителями.Для изучения зависимости решения от изменения затрат и конъюнктуры рынка в разделе 4 представлены результаты анализа чувствительности. Раздел 5 подводит итоги и завершается выводами работы.

2. Описание модели

Модель, изложенная в данном разделе, рассматривает несколько вариантов одновременного газоснабжения множества распределенных потребителей региона, от множества источников, включая локальный и удаленный терминал СПГ и биогазовую установку. Варианты использования СПГ с местного терминала – его регазификация и распределение газа по трубопроводу, доставка регазифицированного газа в компримированном виде контейнерами или доставка СПГ автоцистернами потребителям.Источники биогаза можно использовать на месте или закачивать в трубопровод. Чтобы дополнить местный газ, если местный источник слишком ограничен или дорог, необходим дополнительный источник газа, которым здесь считается СПГ с удаленного терминала, доставляемый автоцистернами. Цель состоит в том, чтобы найти оптимальную цепочку поставок, удовлетворяющую потребности в газе всех потребителей в регионе, с учетом инвестиционных и топливных затрат, а также эксплуатационных расходов. Затраты включают инвестиции в трубы разной длины и диаметра, компрессорные станции, локальные резервуары для хранения СПГ, установки регазификации, линии заправки КПГ и заправочные установки, а также эксплуатационные расходы, в том числе автомобильные перевозки и компримирование газа.Целью оптимизации может быть проектирование новой сети газоснабжения, модернизация или адаптация существующей инфраструктуры газоснабжения к новым поставщикам и потребителям.

2.1. Предположения модели

При проектировании и эксплуатации сети газоснабжения необходимо учитывать множество технических, экономических и физических ограничений. Однако для оптимизации цепочки поставок необходимо сделать упрощающие предположения, чтобы уменьшить сложность проблемы. Здесь мы перечисляем основные допущения в модели.Предполагается, что исследуемая система находится в стационарном состоянии, а газ, распределяемый по трубопроводу, является идеальным газом. Качество газа, т. е. его физические свойства и химический состав, принимается постоянным во время транспортировки. Газ характеризуется более высокой теплотворной способностью H, удельной теплоемкостью c p и молярной массой M¯. Биогаз, закачиваемый в сеть трубопроводов, для простоты считается улучшенным до того же качества, что и природный газ.Таким образом, различные газы могут свободно заменяться в цепочке поставок.

Исследуемая система имеет ряд узлов, представляющих источники и стоки газа. Поставка между узлами (i,j∈I) оптимизируется в течение выбранного периода времени. При подаче по трубопроводу давление газа повышается с помощью компрессоров до подходящего уровня давления, чтобы желаемое количество газа могло течь от поставщика к узлам потребителя и доставляться под желаемым давлением. Поскольку в локальной сети трубопроводов перепад давления невелик, было сочтено достаточным установить компрессоры только в узлах закачки газа.В модели наложены ограничения на максимальное и минимальное давление в сети. Вдуваемый в сеть газ предполагается охлажденным до температуры окружающей среды Tокр.

Уравнения, выражающие мощность сжатия и падение давления в трубопроводе, являются нелинейными. Чтобы уменьшить вычислительную нагрузку при оптимизации, уравнения были линеаризованы, чтобы представить задачу в форме MILP. Применяемая процедура линеаризации подробно описана Mikolajková et al. [25].

Автотранспортировка дополняет поставки газа по трубе. В случае СПГ газ доставляется с терминала СПГ (местного или удаленного) на склады клиентов специальными грузовиками. Хранилище должно иметь адекватный размер, чтобы спрос клиента и, возможно, его соседних потребителей был покрыт в течение заданного периода времени. Поставка из меньшего хранилища другим близлежащим потребителям может осуществляться по подсети трубопроводов. Кроме того, для удовлетворения местного спроса могут быть построены заправочные станции КПГ, где грузовики распределяют сжатый газ в специальных контейнерах.В этом варианте у каждого клиента есть баллон КПГ и заправочное оборудование, и когда давление газа в баллоне падает ниже нижнего предела, баллон заменяется полным.

Таким образом, основными ограничениями модели являются:

  • Массовые потоки в системе сбалансированы.

  • Топливо в достаточном количестве покрывает потребности клиентов.

  • Технические и физические ограничения соблюдены.

  • Клиенты, поставляемые грузовиками СПГ, должны иметь соответствующие складские помещения.

Задача написана как задача минимизации затрат при вышеуказанных ограничениях с целью определения наиболее экономически выгодной конфигурации сети подачи газа для потребителей.

2.2. Ограничения
Газ в достаточном количестве, сжатый до требуемого уровня, должен покрывать потребности потребителей в энергии, Di. Спрос удовлетворяется за счет оттока газа Oi из трубы, поставляющей регазифицированный СПГ или биогаз, или за счет грузовика, доставляющего топливо в виде СПГ или КПГ, или их комбинации.Таким образом, энергетический баланс в узле потребителя: где H — (удельная) высшая теплота сгорания, а mitruck — массовый расход газа, доставляемого грузовиком в узел.
2.2.1. Pipe Transportation
Если труба соединяет узлы i и j, активируется двоичная переменная yi,j,r, указывающая, что между двумя узлами построена труба типа r. Массовый расход газа через трубу, mi,j,r, привязан к двоичной переменной наличия трубы. Притоки и оттоки должны быть сбалансированы в каждом узле, поскольку предполагается, что потери пренебрежимо малы.Газ может подаваться в сеть в узле i с расходом на входе (нагнетании) Si, а потребляться с расходом на выходе Oi. Следовательно, массовый баланс можно записать в виде:

∑j∈I | j≠imj,i+Si=∑j∈I | j≠imi,j+Oi

(2)

Размер местного терминала СПГ ограничен, что ограничивает поставку СПГ автомобильным транспортом и по трубопроводу от него до

SLNG,i*+LLNG+LCNG≤Smax

(3)

где i* обозначает номер узла местного терминала СПГ, а LLNG=∑iLLNG,i и LCNG=∑iLCNG,i — суммарные потоки СПГ и КПГ, поставляемые с терминала.Газ сжимается только в узлах нагнетания, а уравнения перепада давления описывают течение газа в трубопроводе. Падение давления для трубы длиной li,j и диаметром di,j определяется приближением Хааланда уравнения Коулбрука-Уайта [37]. Для этого необходимы плотность газа ρi и коэффициент трения ζi в узле i, что дает:

pj2=pi2−pi·ζi·li,jdi,j·ρi·(mi,j14·ρi·π·di,j2)2

(4)

Кусочная линеаризация для каждого диаметра трубы дает набор линейных уравнений, описывающих падение давления в трубе.Процедура подробно описана в более ранней работе авторов [25]. Давления потоков, поступающих в узел, должны быть равны, а давление в узлах впрыска равно давлению нагнетания компрессора. Температура после идеального сжатия газа в узле впрыска на n ступенях сжатия, когда температура газа между ступенями сжатия снижается до температуры окружающей среды (Tокр), составляет:

T˜i=Tamb·(pipamb)RgM¯cp n ∀ i∈Isup

(5)

где Rg — универсальная газовая постоянная, а M¯ — молярная масса идеального газа.После кусочной линеаризации уравнения (5) в модель системы вводится набор линейных уравнений, управляемых бинарными переменными. Температура нагнетания компрессора после реального сжатия получается путем применения коэффициента адиабатического КПД η, что дает:

Ti=Tamb+T˜i−Tambη ∀ i∈Isup

(6)

Разность температур между температурой нагнетания компрессора и температурой окружающей среды дает мощность, требуемую в узлах компрессора:

Pcomp,i=cp Si(Ti-Tamb) ∀ i∈Isup

(7)

Это уравнение содержит произведение двух неразделимых непрерывных переменных, которое решается с помощью билинейной интерполяции, как описано Миколайковой и др.[25]. Если газ распределяется из хранилища СПГ по трубе, необходимо установить блок газификации и активировать бинарную переменную gi, используя ограничение: где М — достаточно большое число (формулировка «большое М»).
2.2.2. Поставка грузовиков
Грузовики могут использоваться для транспортировки газа к потребителю вместо трубопровода, но, поскольку крайне неэффективно строить и трубопровод, и местное хранилище, поставляемое грузовиками, двоичная переменная fk,i (k=LNG, CNG , ALT) вводится для выбора между этими альтернативами. СПГ по-прежнему может поставляться с удаленного терминала СПГ, управляемого двоичной переменной fALT,i. В таком случае бинарная переменная для подачи СПГ, fCNG,i, и бинарная переменная трубы, yi,j,r, деактивируются, что выражается в дополнительных ограничениях:

yi,j,r+12fLNG,i+12fALT,i+fCNG,i≤1

(9)

В этом случае массовый поток, распределяемый грузовиком, mitruck, представляет собой массовый поток СПГ с местного терминала СПГ, LLNG,i, или, альтернативно, СПГ, доставленный грузовиком с удаленного терминала, LALT,i.Кроме того, поскольку газ может поставляться в виде СПГ в контейнерах, у нас есть:

Митрак = LALT, я + LLNG, я + LCNG, я

(10)

Каждый тип грузовика имеет максимальный запас топлива, Uktruck, k=LNG, CNG, ALT. Количество автомобильных перевозок в узел в течение дня определяется по формуле:

Nik=24 ч·Lk,iUktruck; k=СПГ, КПГ, АЛТ

(11)

Если газ доставляется грузовиком, необходима особая инфраструктура. На местном терминале СПГ необходимо несколько линий налива, s, где СПГ загружается в грузовики, но поскольку линия не может заполнять больше, чем максимальное количество грузовиков в день, Nmax, мы имеем:

На практике из-за ограниченного пространства на терминале также устанавливается верхний предел, smax, для количества погрузочных линий.

Для клиента, который получает СПГ грузовиком, наличие хранилища учитывается в модели целочисленной переменной ba,i, где a — тип хранилища (с указанием его размера), с использованием ограничения:

∑aba,i≥12fLNG,i+12fALT,i

(13)

Установка газохранилища позволяет клиентам сбалансировать свой спрос на газ в течение периода, чтобы иметь возможность учитывать колебания спроса и гарантировать наличие газа в случае задержки поставок. В случаях, когда узел подключен к конвейеру, хранилище служит источником для соседних клиентов.Емкость хранилища должна вмещать объемы газа, потребляемого в узле и поставляемого из хранилища соседним потребителям за многодневный период, tmult. Если предположить, что в узлах, осуществляющих закачку газа в трубопровод, газ из трубопровода не подается, то получаем условие:

∑aba,i·Uastor≥(Di/H+Si)·tmult

(14)

где Uastor — размер хранилища типа a. Обратите внимание, что: Что касается сжатого газа, если СПГ подается в узел, бинарная переменная fCNG,i=1 и инвестиции в инфраструктуру резервуаров осуществляются под управлением бинарной переменной w. Заправка контейнера СПГ (на местном терминале) занимает определенное время ttank. Поэтому на АГНКС установлено ограничение на количество емкостей, которые можно заправить в сутки:

w·24 httank≥∑iNiCNG

(16)

Поскольку целью является минимизация общих затрат, контейнеры устанавливаются только при необходимости. Для эффективного использования времени заправки и транспортировки СПГ предполагается наличие в системе еще двух контейнеров в дополнение к контейнерам, размещенным на узлах клиентов.

2.3. Затраты и целевая функция

Целевая функция, которую необходимо минимизировать, представляет собой сумму стоимости газа, поставляемого потребителям, эксплуатационных расходов на систему и инвестиционных затрат.

Годовая стоимость СПГ, поставляемого с терминала в различных формах, учитывает потоки газа, поставляемого по трубопроводу и автомобильным транспортом в виде СПГ или КПГ, которые, используя обозначения уравнения (3), составляют:

CLNG=tyear·(SLNG,i*+LLNG+LCNG)·vLNG

(17)

где tyear — годовое время эксплуатации, а vLNG — стоимость единицы СПГ. Годовая стоимость закачиваемого биогаза представляет собой произведение времени эксплуатации, потока поставленного улучшенного биогаза, SBIO и удельной стоимости:

CBIO=tyear·SBIO·vBIO

(18)

СПГ, доставленный с дальнего терминала грузовиком, имеет цену за единицу топлива «у ворот», vALT, которая дает годовую альтернативную стоимость топлива:

CALT=tyear·LALT·vALT

(19)

с LALT=∑iLALT,т.е. Таким образом, общие затраты на топливо в год составляют:

Cfuel=CLNG+CBIO+CALT

(20)

Инвестиционные затраты на газораспределительную инфраструктуру включают стоимость труб, установленных для транспортировки газа от порта СПГ, биогазовой установки или от хранилищ до потребителей.Стоимость трубы типа r зависит от длины трубы и удельной стоимости vrpipe, поэтому общая стоимость трубы может быть выражена как:

Cpipe=∑i∑j∑rli,j,r·yi,j,r·vrpipe | я≠j

(21)

Чтобы правильно связать это с годовыми расходами на топливо, инвестиционные затраты на установленные трубы дисконтируются с процентной ставкой u в течение K лет срока службы трубы:

Cinvestpipe=Cpipe(1+u)−Kpipe

(22)

Стоимость сжатия для каждого компрессора Ccomp,i получается путем умножения потребляемой мощности на удельную цену мощности vpow. Для альтернативных вариантов поставки грузовиков возникают различные затраты, в том числе стоимость, выраженная как произведение расстояния, которое грузовик должен проехать между поставщиком и покупателем, и удельной стоимости за километр, vdist. Кроме того, время, необходимое для транспортировки и время, необходимое для загрузки и выгрузки газа, учитывается в удельных затратах vhour. Поскольку тип грузовика для перевозки контейнеров КПГ отличается от типа грузовика для перевозки СПГ, стоимость зависит от типа грузовика. Количество автомобильных перевозок СПГ, NiLNG, автомобильных перевозок CNG, NiCNG и перевозок СПГ из удаленного источника, NiALT (см.Уравнение (11)), умножаются на соответствующие почасовые затраты и затраты на пройденное расстояние, что дает общую стоимость перевозки грузовым автомобилем клиенту, Ctruck,i. Годовая стоимость эксплуатации системы складывается из стоимости компрессора и стоимости доставки грузовика:

Coper=tyear·∑i(Ccomp,i+Ctruck,i)

(23)

При количестве наливных линий, s, необходимых для наполнения грузовиков, развозящих СПГ из местного порта потребителям, заданных уравнением (12), стоимость наливных линий получается как: Инвестиции также включают стоимость местных хранилищ СПГ. Стоимость хранения в узле зависит от целого числа существования хранилища, ba,i (уравнения (13) и (14)) и стоимости единицы хранения,vastor, поэтому:

Cstor,i=∑aba,i·vastor

(25)

Газ, транспортируемый от хранилища СПГ к потребителю по трубопроводу, должен регазифицироваться в установке газификации. Каждая установленная установка газификации вносит свой вклад в инвестиционные затраты: с gi, полученным из уравнения (8). Подводя итог, можно сказать, что общие инвестиционные затраты на инфраструктуру СПГ включают стоимость линий резервуаров, хранилищ и установок газификации, дисконтированные на соответствующий срок их инвестиций:

CinvestLNG=Cload(1+u)−Kload+∑iCstor,i(1+u)−Kstor+∑iCgasif,i(1+u)−Kgasif

(27)

Что касается инвестиций в АГНКС, то стоимость АГНКС составляет: При стоимости единицы контейнера vcont общая стоимость контейнеров становится следующей:

Ccont=(∑ifCNG,i+2)·vcont

(29)

где два дополнительных контейнера добавляются, как описано в Разделе 2. 2. Стоимость еще двух контейнеров «в пути» прибавляется к стоимости контейнеров, размещенных на узлах заказчика. Кроме того, потребителю, использующему СПГ, требуется заправочное устройство (стоимость единицы vfill), что дает инвестиционные затраты:

Cfill=∑ifCNG,i·vfill

(30)

Общая стоимость инвестиций в инфраструктуру КПГ включает стоимость заправочных станций, контейнеров и заправочных станций, установленных у клиентов. Они дисконтируются в течение соответствующего срока их инвестиций:

CinvestCNG=Cбак(1+u)−Kбак+Ccont(1+u)−Kcont+Cfill(1+u)−Kfill

(31)

Наконец, задача минимизации общих затрат выражается в виде:

мин{Ctot=Cfuel+Cinvestpipe+Coper+CinvestLNG+CinvestCNG}

(32)

с которым может справиться MILP, поскольку целевая функция и ограничения линейны.
2.4. Вычислительное решение
AIMMS [38], реализующее решатель Gurobi, версия 7.5, использовалось для решения задачи MILP уравнения (32) с учетом ограничений, перечисленных в разделе 2.

alexxlab

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.