реферат. Контрольная работа 17. Методы выравнивания неравномерности газораспределения
 Скачать 354.9 Kb.
|
|
Контрольная работа 17. Методы выравнивания неравномерности газораспределения. Можно выделить две основных группы факторов влияния: Технологические факторы Организационно-экономические факторы. 1. Технологические факторы. В случае работы системы газоснабжения в условиях зимних пиковых нагрузок на предельных режимах, фактически без «запаса прочности», существенно возрастает износ оборудования, повышается риск поломок и аварий (в наибольшей степени это относиться к газотранспортным системам). Что касается режима добычи углеводородов, то, исходя из геологических соображений, наиболее оптимальным считается режим эксплуатации скважин с постоянным притоком флюидов, т.е. – стабильный режим добычи (существуют в большей степени теоретические разработки, касающиеся специальных нестационарных режимов добычи, но, в силу фактического отсутствия практического применения, эти вопросы остаются за рамками настоящего документа). Принято считать, что фактор стационарности наиболее важен для нефтяных скважин и менее важен для газовых скважин («нефтяные скважины требуют стабильного режима работы и, даже, при определенных обстоятельствах, после временной остановки, могут «потерять дебит» и не выйти на прежний режим работы»). Это верно лишь отчасти. В России подобное мнение получило широкое распространение из-за того, что большая часть газа добывается из высокопористых сеноманских пластов. Добыча из сеноманских залежей действительно позволяет относительно безболезненно изменять режимы отбора газа в очень широком диапазоне. Но неравномерность отбора начинает оказывать более негативное воздействие в случае месторождения с падающей добычей. Так же фактор неравномерности становится более значимым в случае добычи газа из газоконденсатных залежей. С геологической точки зрения для каждой скважины на различных этапах ее жизни существует диапазон допустимых наиболее оптимальных режимов отбора. Выход за которые, в конечном счете, может приводить к уменьшению общей степени отдачи пласта. По расчетам геологов, сезонный режим эксплуатации месторождения снижает его продуктивность в конечном счете на 7-9%. Неравномерность отбора газа может оказывать негативное воздействие и на устьевую часть скважины и сопутствующее оборудование. Например, добываемый из скважин газ содержит воду. В условиях вечной мерзлоты и/или отрицательных температур окружающего воздуха резкое понижение отбора газа из скважины может вызвать повышенное гидратообразование вплоть до полной закупорки скважины. Резкое изменение режима поставки газа может негативно отразиться и на работе оборудования по подготовке, очистке и переработке газа. Транспортные газопроводы рассчитываются на определенный допустимый диапазон давлений, ограниченный как сверху (максимальный режим), так и снизу (минимальный режим); выход за границы этого диапазона может вызвать нерасчетный режим газотранспортной системы и, в конечном счете, аварию. Газовые компрессоры допускают перепады давления лишь в определенном диапазоне, и, поэтому, требование согласованной работы ряда компрессоров и компрессорных станций налагает ограничение на темп изменения давления в газопроводах и на допустимые режимы прокачки газа. Из сказанного выше следует, что более негативное воздействие с точки зрения технологических факторов имеет краткосрочная неравномерность (по сравнению с долгосрочной). Здесь необходимо отметить, что в силу сезонного режима завоза материалов в приполярной зоне, в силу сезонного режима выполнения ремонтно-строительных работ, в силу необходимости проведения периодической (часто – именно раз в сезон) остановки и профилактики оборудования, сезонная неравномерность в загрузке оборудования и персонала до определенной степени может играть и положительную роль. 2. Организационно-экономические факторы. Очевидно, что любая реальная система газоснабжения имеет максимальные технически допустимые значения объемов поставки газа. Казалось бы естественным, чтобы эти значения соответствовали максимально возможным объемам потребления газа (с учетом всегда необходимого аварийного запаса), т.е. пиковым режимам в условиях зимних морозов. Но если в пиковом режиме объем газопотребления возрастает существенно, а бывают такие пиковые режимы (сильные морозы) лишь несколько раз в год, то это значит, что абсолютно большую часть времени эти пиковые мощности системы газоснабжения не будут использоваться, а экономическая эффективность системы будет снижаться, т.к. инвестиции, вложенные в создание избыточных мощностей системы, необходимо будет окупать. В несколько меньше степени, но в принципе то же самое, можно сказать и про компенсацию сезонной неравномерности потребления газа, особенно в условиях относительно короткого отопительного сезона (как, например, на юге РФ). Существенные колебания загрузки системы газоснабжения могут порождать и чисто организационные проблемы по организации поставки необходимых вспомогательных материалов (например, метанола) и по организации работы персонала. Здесь необходимо отметить, что в случае вахтового метода работы и в силу существования традиционного сезона отпусков сезонная неравномерность в загрузке персонала до определенной степени может играть и положительную роль. При работе системы газоснабжения в пиковых режимах удельные расходы и энергозатраты на поставку единичного объема газа потребителям возрастают, соответственно, в условиях неизменных цен на газ, падает экономическая эффективность работы системы газоснабжения. Отметим, что при добыче газа из газоконденсатных месторождений, объем добываемого конденсата и объем добываемого газа тесно связаны (при уменьшении объема добычи газа уменьшается и объем добычи конденсата). Для ряда российских независимых производителей газа, которые имеют постоянные проблемы с допуском к магистральным газопроводам ОАО «Газпром» и проблемы по реализации газа конечным потребителям, либо которые продают добываемый газ ОАО «Газпром» прямо на врезке в магистральный газопровод по относительно низкой цене, добыча и реализация конденсата является критически важной для обеспечения экономически эффективной разработки месторождения. Поэтому они заинтересованы в постоянном режиме отбора газа для обеспечения постоянного уровня добычи конденсата. Именно по этой причине в настоящее время, когда в правительственных органах обсуждается предложение ОАО «Газпром» о введении сезонной дифференциации государственных регулируемых цен на газ (летом – дешевле, зимой – дороже), независимые производители газа выступают против этого предложения. О способах компенсации неравномерности работы систем газоснабжения В целом существующие подходы можно разделить на три основных группы: Изменение режимов работы системы газоснабжения. Изменение режима потребления газа. Построение системы денежной компенсации за неравномерность потребления газа. 3.1. Изменение режимов работы системы газоснабжения. Здесь применяются следующие методы: Изменение темпов добычи газа и объемов его подачи в газотранспортную систему. Аккумулирование газа «в последнем участке газопровода». Использование хранилищ газа, в том числе: o подземные хранилища газа; o хранение газа в газгольдерах (сосуды специальной конструкции); o хранилища сжиженного природного газа (СПГ); Каждый из перечисленных способов имеет свою область применения. Строго говоря, первый из вышеперечисленных методов в той или иной мере применяется всегда (но о его недостатках уже говорилось в предыдущем разделе настоящего документа). Метод аккумулирования газа в последнем участке газопровода широко используется для компенсации неравномерности потребления газа в течении суток, недели. Газопровод – это, в сущности, протяженная емкость большого геометрического объема, и чем выше давление, тем больше газа вмещается в эту емкость. Соответственно, увеличивая противодавление в конце газопровода в периоды пониженного газопотребления можно накапливать газ в трубопроводе, не прекращая при этом его перекачку и подачу в систему из месторождения. Возможность применения этого метода тем больше, чем больше протяженность магистральных газопроводов в системе газоснабжения. Этот метод широко применяется в России. Единая система газоснабжения ОАО «Газпром» включает около 150 тыс. км магистральных газопроводов высокого давления, которые используются и как огромная буферная «емкость». Обычно хранилища газа располагают вблизи мест его потребления. Связано это еще и с тем, что скорость движения газа по газотранспортной системе конечна и невысока (в среднем – около 30 км/ч). Т.е., например, чтобы газ преодолел расстояние в 2000-3000 км, характерное для российской системы газоснабжения, необходимо несколько суток. Холодные же массы воздуха («мороз») могут преодолевать это расстояние за несколько часов, соответственно, резко увеличивая потребность в отборе газа. При отсутствии дополнительных источников газа (хранилищ) вблизи мест потребления даже при исправно работающей системе газоснабжения не было бы возможности обеспечить поставку потребителям необходимых объемов газа. Для покрытия как правило сезонной неравномерности газопотребления требуются крупные подземные хранилища, куда закачивают газ (проводя перед закачкой дополнительную очистку газа от пыли и масла). В случае компенсации сезонной неравномерности использование газгольдеров нерационально – расходуется слишком много стали, требуются значительные площади для их установки. Подземное хранилище газа (ПХГ) создается в горных породах. ПХГ различаются двух типов – в искусственных выработках и в пористых пластах. ПХГ в искусственных выработках строятся в основном в солевых отложениях за счет размывания необходимых полостей. Имеются также примеры строительства ПХГ на базе переоборудованных угольных шахт. Однако больше всего распространены ПХГ в пористых пластах – в отработанных нефтяных и газовых месторождениях и водоносных пластах, т.е. там, где имеются соотвествующие геологические условия (в России имеются только подобные ПХГ). Такие ПХГ находятся на глубине более 1000 м, для них бурят множество небольших скважин и закачивают в них газ под давлением 100-120 атмосфер. ПХГ могут применяться и для компенсации пиковых нагрузок (но не суточных). При этом необходимо отметить, что ПХГ являются довольно инертными хранилищами газа (интенсивность отбора газа существенно ограничена). Особенность ПХГ в пористых пластах – необходимость закачивания значительной части так называемого буферного газа (до 30% от общего объема) для создания буфера между газом и водой. Буферный газ не может быть извлечен обратно. Именно этот тип ПХГ использует Газпром, эксплуатирующий 23 ПХГ на территории России, Украины, Латвии и Германии. Средняя производительность ПХГ Газпрома в самые холодные зимние месяцы достигает 455 млн. м3 в сутки при суммарной (активной) емкости свыше 76 млрд. м3. В общем объеме потребления отбор из ПХГ составляет 10%. Регулирование неравномерности потребления газа с помощью ПХГ на сегодняшний день считается наиболее эффективным методом. Газгольдеры как правило используются для компенсации суточной неравномерности газопотребления (пиковые хранилища). Различают газгольдеры высокого (сферические или цилиндрические с давлениями 7-30?104 Па) и низкого (мокрого или сухого типа давлением 4000 Па) давления. В газгольдерах низкого давления рабочий объем является переменным, а в газгольдерах высокого давления – неизменным. Несмотря на то, что геометрический объем газгольдеров высокого давления меньше, количество хранимого в них газа на порядок выше (благодаря высокому давлению). Например, максимальный размер для сферического газгольдера высокого давления – 4000 м3 при толщине стенки до 34 мм. При давлении 1,5 МПа один такой газгольдер позволяет вмещать 60 тыс. м3 газа. Этот метод в России не используется, но применяется в Европе и США. Одним из преимуществ СПГ является возможность его использования для компенсации неравномерности потребления газа. Для этого, в периоды низкого спроса на газ, избыточный газ подвергают сжижению и хранят в специальных хранилищах (при этом часть газа расходуется на поддержание работы такого хранилища). По мере возникновения потребности в газе, СПГ регазифицируется и возвращается в газопровод. Стоимость подготовки и хранения СПГ значительно выше, чем хранение газа в ПХГ, однако и производительность хранилищ СПГ выше – в течение заданного промежутка времени из хранилища СПГ возможно извлечь гораздо больше газа, чем из относительно инертных ПХГ. В России подобных хранилищ нет, но, например, в Великобритании их имеется несколько (отметим, что отопительный сезон там существенно короче, чем в России и хранилища СПГ как правило заполняются в конце осени и в основном функционируют до окончания холодного периода зимы). Отметим, что в случае наличия берегового терминала СПГ, интегрированного в общую систему газоснабжения, этот терминал может использоваться для подачи дополнительных объемов газа в систему (при увеличении количества принимаемых танкеров-метановозов). Широко распространены хранилища СПГ в США. Однако заполнение таких хранилищ производится непосредственно сжиженным газом, подвозимым специальным автотранспортом с береговых терминалов СПГ. 58. Первичное заполнение резервуаров сжиженным газом. Первичное заполнение СУГ резервуарных установок после окончания строительства и сдачи в эксплуатацию, технического освидетельствования и ремонта выполняется по наряду-допуску на производство газоопасных работ по форме, установленной ПБ Если резервуары для хранения СУГ объединены в несколько групп, первичное заполнение этих резервуаров должно производиться последовательно в каждую из групп. Слив сжиженного газа в резервуарные установки производится в светлое время суток. В городах северной климатической зоны слив СУГ в резервуарные установки может производиться в темное время суток по специальному плану. Слив СУГ в резервуарные установки должна выполнять бригада в составе не менее двух человек. Перед выполнением операций по сливу СУГ из автоцистерны в резервуарную установку двигатель автомашины должен быть остановлен. Автоцистерна и резинотканевые рукава, с помощью которых производится слив, должны быть заземлены. Включать двигатель и отсоединять автоцистерну от заземляющего устройства разрешается только после отсоединения резинотканевых рукавов и установки заглушек на штуцерах отключающих устройств паровой и жидкой фазы автоцистерны и редукционной головки резервуарной установки. Перед началом первичного заполнения подземных резервуаров СУГ необходимо: - проверить внешним осмотром комплектность арматурных узлов редукционных головок резервуаров, отсутствие на них механических повреждений, исправность отключающих устройств и контрольно-измерительных приборов, защитных кожухов редукционных головок, ограды и подъездных путей, наличие заглушек на вводах газопровода в здания; - отключить резервуары от газопроводов низкого давления путем перекрытия отключающих устройств после регулятора давления с установкой заглушек и на газопроводе низкого давления от смежной группы резервуаров по паровой фазе; - произвести контрольную опрессовку воздухом всех резервуаров первично заполняемой группы и оборудования резервуарных установок давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления по образцовому манометру и утечек, определяемых с помощью мыльной эмульсии; - установить автоцистерну в положение, удобное для присоединения рукавов; - удалить воздух из резервуаров через дренажные штуцеры определения наличия воды и неиспарившихся остатков и приступить к их продувке. Продувку резервуаров следует производить парами сжиженного газа в следующей последовательности: - соединить резинотканевым рукавом вентиль паровой фазы автоцистерны с вентилем жидкой фазы резервуара, а к вентилю паровой фазы этого же резервуара присоединить второй рукав, свободный конец которого должен закрепляться на устойчивой треноге высотой 3 м таким образом, чтобы выходящая из него газовоздушная смесь распространялась по направлению ветра; - медленно открыть вентиль паровой фазы автоцистерны, проверить обмыливанием герметичность соединения рукава и открыть вентиль паровой фазы резервуара; - плавно открывая вентиль жидкой фазы резервуара, присоединенного рукавом к автоцистерне, установить необходимый режим продувки (расход вытесняемой газовоздушной смеси должен составлять ориентировочно 0,2 м /с). Окончание продувки определяется по содержанию кислорода в газовоздушной смеси, выходящей из продувочного резинотканевого рукава. Продувка считается законченной, если содержание кислорода в смеси не превышает 1%. По окончании продувки резервуаров приступают к сливу жидкой фазы СУГ, для чего переключают рукава таким образом, чтобы вентиль жидкой фазы автоцистерны был соединен с вентилем жидкой фазы резервуара, а вентиль паровой фазы автоцистерны - с вентилем паровой фазы резервуара. Для слива СУГ открывают отключающие устройства на автоцистерне, проверяют обмыливанием герметичность соединения рукавов со штуцерами и при отсутствии утечек газа открывают вентиль паровой фазы резервуара, а затем медленно открывают вентиль жидкой фазы. При заполнении резервуаров, не имеющих остатка сжиженных газов (новых, после технического освидетельствования или ремонта), газ в них должен подаваться медленно во избежание образования статического электричества в свободнопадающей струе газа. При заполнении резервуара открывать отключающие устройства на трубопроводах следует по ходу газа, плавно, во избежание гидравлических ударов. Контроль степени заполнения резервуара (группы резервуаров) ведут через контрольную трубку 85% наполнения резервуаров. При появлении жидкой фазы из вентиля контрольной трубки (определяется по изменению цвета газа) заполнение резервуара немедленно прекращают, перекрывая вентили на автоцистерне. Приподнимая рукав, сливают из него остатки сжиженного газа в резервуар, после чего закрывают вентили жидкой и паровой фазы на резервуарной установке. Удаляют остатки газа из рукавов в атмосферу через продувочные вентили автоцистерны и отсоединяют рукава от резервуарной установки и автоцистерны. Устанавливают заглушки на штуцера отключающих устройств резервуарной установки и автоцистерны и проверяют обмыливанием герметичность их соединений. Запрещается слив СУГ в резервуары за счет снижения в них давления путем сброса паровой фазы в атмосферу. Запрещается подтягивать резьбовые соединения автоцистерны и редукционных головок резервуарных установок СУГ, находящихся под избыточным давлением газа, отсоединять рукава от штуцеров отключающих устройств при наличии в рукавах давления, а также применять ударный инструмент при завинчивании и отвинчивании гаек. Удаление избытков СУГ из резервуаров стравливанием в атмосферу запрещается. Слив избытков СУГ из резервуаров должен производиться в автоцистерну сжиженного газа. После наполнения резервуаров СУГ проверяют газоиндикатором или мыльной эмульсией герметичность запорной арматуры и резьбовых соединений редукционных головок. Обнаруженные утечки СУГ должны устраняться в аварийном порядке. Теплоноситель в "рубашки" емкостных испарителей должен подаваться только после заполнения их сжиженными газами. Рабочее давление СУГ после регулятора давления не должно превышать максимальное, предусмотренное проектом. Защитные кожухи редукционных головок резервуарной установки и ворота ограждения должны быть закрыты на замок. Ограждения площадок резервуарных и испарительных установок должны обеспечиваться предупредительными надписями "Огнеопасно - газ". При сливе СУГ не разрешается оставлять резервуары и автомобили без присмотра. Слив СУГ в резервуарные установки во время грозовых разрядов не разрешается. Ввод в эксплуатацию баллонных установок Групповые баллонные установки до ввода в эксплуатацию должны быть зарегистрированы в эксплуатационной организации. При вводе в эксплуатацию групповой баллонной установки необходимо проверить соответствие монтажа проекту. Шкафы групповых баллонных установок должны быть прикреплены к стене или к фундаменту. Шкафы, помещения и ограждения групповых баллонных установок должны иметь предупредительные надписи "Огнеопасно - газ". Перед пуском СУГ газопроводы обвязки групповых баллонных установок должны быть испытаны воздухом давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления по манометру и утечек, определяемых с помощью мыльной эмульсии. Стояки и квартирные газопроводы продувают газом после настройки регулятора давления и продувки участка газопровода от отключающего устройства на коллекторе групповой баллонной установки до отключающего устройства на вводе в здание. В состав индивидуальной баллонной установки, размещенной снаружи здания, может входить не более двух баллонов (один из них запасной) вместимостью до 50 л, размещенной внутри здания - не более одного баллона СУГ. Индивидуальная баллонная установка вводится в эксплуатацию подключением к газоиспользующему оборудованию. Слив СУГ в резервуарные установки Слив СУГ в резервуарные установки в процессе их эксплуатации следует производить в соответствии с ПБ 12-609 и настоящим ОСТ. Слив СУГ в резервуары запрещается при выявлении неисправностей, истечении срока очередного технического освидетельствования резервуаров, остаточном давлении в резервуарах менее 0,05 МПа. Для слива СУГ в подземные резервуары необходимо: - отключить резервуары от газопроводов низкого давления путем перекрытия отключающих устройств после регулятора давления с установкой заглушек и на газопроводе низкого давления от смежной группы резервуаров по паровой фазе; - установить автоцистерну в положение, удобное для подсоединения резинотканевых рукавов; - проверить исправность действия манометра на резервуарной установке путем кратковременной установки стрелки на "0"; - соединить рукавом вентиль паровой фазы автоцистерны с вентилем паровой фазы резервуара; - соединить рукавом вентиль жидкой фазы автоцистерны с вентилем жидкой фазы резервуара; - открыть вентиль паровой фазы на автоцистерне, проверить герметичность соединений резинотканевого рукава и его целостность (отсутствие вздутий), затем открыть вентиль паровой фазы на резервуаре и, наблюдая за показаниями манометров, выровнять давление в резервуаре и автоцистерне; - открыть вентиль жидкой фазы на автоцистерне, проверить герметичность соединений рукава и его целостность, затем, плавно открывая вентиль жидкой фазы на резервуаре, приступить к сливу СУГ. В летний период, когда давление газа в автоцистерне выше, чем в резервуаре, СУГ допускается сливать в резервуары только через шланг жидкой фазы. Перед заполнением резервуаров, оборудованных испарителями, необходимо: - отключить подачу теплоносителя в испаритель; - произвести слив СУГ. Для ускорения слива СУГ из автоцистерн в подземные резервуары рекомендуется применять технологию ускоренного слива с использованием испарителей, если они входят в состав резервуарной установки, или энергии сжатого природного газа из баллонов. Результаты работ по сливу СУГ оформляют в наряде-допуске на газоопасные работы. При выполнении слива СУГ в резервуарные установки должны выполняться требования п.п.11.1.3-11.1.5, 11.1.11-11.1.16, 11.1.21-11.1.22 настоящего раздела. После окончания слива СУГ в резервуарную установку необходимо проверить настройку регулятора давления и выполнить требования п.11.1.19 настоящего раздела. |