Вопросы по газа. Организационная структура управления системой трубопроводного транспорта газа
 Скачать 53.84 Kb.
|
|
Организационная структура управления системой трубопроводного транспорта газа Бизнес-процесс диспетчерского управления является функциональным процессом верхнего уровня газового бизнеса Компании. Владельцем бизнес- процесса диспетчерского управления является ЦПДД. Бизнес-процесс диспетчерского управления охватывает все производственно-технологические процессы газового бизнеса Общества. Область технологической ответственности диспетчерского управления ЕСГ по видам деятельности представлена на рисунке 1.  Основными исходными данными бизнес-процесса диспетчерского управления являются: задания Руководства Компании; выходные документы смежных бизнес-процессов верхнего уровня; диспетчерская документация. Результатами бизнес-процесса являются: оперативные и плановые диспетчерские задания диспетчерским службам ЭО по обеспечению заданных режимов функционирования систем газоснабжения; оперативные и плановые задания диспетчерским службам ЭО по управлению технологическими объектами систем газоснабжения; отчетная документация бизнес-процесса; документы среднесрочного и краткосрочного планирования; предложения и рекомендации в проекты Балансов ЕСГ, Планов добычи и транспорта газа, комплексных планов-графиков работ по диагностике, капитальному ремонту, переизоляции и реконструкции объектов ЕСГ. Энергосбережение в магистральном транспорте газа Наиболее значимых направлений экономии природного газа за указанный период позволил оценить их вклад в реализацию потенциала: cокращение объемов газа, стравливаемого при эксплуатации и ремонтах технологических объектов компрессорных станций (КС), линейных частей (ЛЧ), газораспределительных станций (ГРС), – 33,4 %; оптимизация режимов работы технологических объектов газотранспортной системы (ГТС) – 22,4 %; реконструкция и модернизация технологических объектов КС, ЛЧ, ГРС – 15,8 %; улучшение технического состояния газоперекачивающих агрегатов (ГПА) за счет ремонта – 15,0 %. Исследования показали целесообразность внедрения ряда уже применяемых, а также относительно новых для компании энергосберегающих мероприятий: эвакуация (утилизация) газа из отключаемых участков газопроводов с помощью мобильных компрессорных установок; оптимизация работы АВО газа компрессорных цехов: использование газа более глубокого охлаждения в увязке с развитием собственной генерации электроэнергии, в том числе с использованием современных технологий утилизации энергии выхлопных газов ГПА; повышение уровня рабочего давления в ГТС; внедрение технологии подогрева топливного газа ГПА с помощью теплообменников газ-масло от масла ГПА при исключении из работы подогревателя топливного газа; внедрение регуляторов давления газа с теплогенератором при исключении из работы подогревателя газа на ГРС; замена ремонтируемых трубопроводов на трубопроводы с внутренним гладкостным покрытием с целью сокращения расхода топливного газа; оптимизация (сокращение) продолжительности ремонтных работ, связанных с отключением технологических объектов, в том числе ЛЧ газопроводов. Сжиженные природный газ (СПГ). Основные направления использования Сжи́женный приро́дный газ (СПГ) — природный газ (преимущественно метан, CH4), искусственно сжиженный путём охлаждения до минус 160 °C для удобства хранения или транспортировки. Для хозяйственного применения преобразуется в газообразное состояние на специальных регазификационных терминалах. СПГ рассматривается как приоритетная или важная технология импорта природного газа целым рядом стран, включая Францию, Бельгию, Испанию, Южную Корею и США. Самый крупный потребитель СПГ — это Япония, где практически 100 % потребностей газа покрывается импортом СПГ. После доставки потребителю сжиженный природный газ используется в качестве энергоносителя для тех же целей, что и обычный природный газ. Основные области применения СПГ — это производство тепла и электричества, использование в качестве топлива для машин и оборудования и в бытовых нуждах. Ниже представлен более широкий список. Использование сжиженного природного газа Газификация коммунальных и промышленных объектов, удаленных от магистральных или распределительных трубопроводов Создание топливного резерва у потребителя для покрытия нагрузок в пиковый период (т. н. пик-шейвинг, от англ. LNG Peak Shaving) Применение СПГ на различных видах транспорта в качестве моторного топлива Получение тепловой и электроэнергии, а также промышленного холода СПГ как сырье для использования в химической промышленности Газопровод Ямал – Запад Магистральные газопроводы «Бованенково — Ухта» и «Бованенково — Ухта — 2» предназначены для транспортировки газа с полуострова Ямал в Единую систему газоснабжения России. Протяженность каждого газопровода — около 1200 км (с учетом резервных ниток подводных переходов). Основной диаметр труб — 1420 мм. Рабочее давление — 120 атмосфер. Количество компрессорных станций — 9. Суммарная проектная производительность двух газопроводов равна 115 млрд куб. м в год. Специально для строительства газопроводов нового поколения российские трубные заводы освоили производство уникальных труб диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием. Они рассчитаны на рекордное для сухопутных газопроводов давление — 120 атм. Трасса газопроводов преодолевает Байдарацкую губу — залив Карского моря, большую часть года покрытого льдом. Здесь используются обетонированные стальные трубы диаметром 1219 мм, рассчитанные на давление 120 атм. Прокладка газопроводов с такими техническими параметрами в столь суровых природных условиях была осуществлена впервые в мире. На компрессорных станциях установлены, в том числе, газоперекачивающие агрегаты (ГПА) «Ладога-32» (мощность 32 МВт). Их отличает высокий для российских ГПА промышленного типа КПД — 36%, а также низкий уровень выбросов и значительный ресурс работы. «Ямал — Европа» — транснациональный магистральный экспортный газопровод, введённый в действие в 1999 году (построен предприятием Ленгазспецстрой). Соединяет газовые месторождения севера Западной Сибири с потребителями в Европе. Газопровод стал дополнительным экспортным коридором, повысившим гибкость и надёжность поставок российского газа в Западную Европу (через газотранспортные системы YAGAL-Nord и STEGAL — MIDAL — ПХГ «Реден»)[2]. В настоящее время начинается в газотранспортном узле в г. Торжке (Тверская область). Проходит по территории России, Белоруссии, Польши и Германии. Конечная западная точка МГ «Ямал-Европа» — компрессорная станция «Мальнов» (в районе г. Франкфурта-на-Одере) вблизи немецко-польской границы.[3] Состав объектов трубопроводного транспорта газа Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает в систему магистрального газопровода В состав магистрального газопровода входят следующие основные объекты: • головные сооружения; • компрессорные станции; • газораспределительные станции; • станции подземного хранения газа; • линейные сооружения. На головных сооружениях производится подготовка газа, его учет и компримирование с целью дальнейшей транспортировки. В комплекс по подготовке газа входят установки по его очистке от механических примесей, влаги, углекислого газа и гелия. Этот комплекс размещается на территории компрессорной станции. Компрессорные станции (КС) размещаются по трассе газопровода с интервалом 80... 120 км и служат для восстановления давления перекачиваемого газа. В большинстве случаев КС оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 88 % всех КС, а электроприводом — около 12 %. Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей. ГРС также оборудуются узлами учета и установками очистки и одоризации газа (придания ему специфического запаха для облегчения обнаружения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных ситуаций и отравления людей). Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует предусматривать дистанционным из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия. Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относятся линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д. Увеличение диаметра МГ, как направление НТП в транспорте газа.  Повышение рабочего давления в МГ, как направление НТП. Снижение температуры транспортируемого газа в трубопроводе, как направление НТП. Охлаждение газа на компрессорных станциях применяется: для уменьшения температурных напряжений стенки трубопровода вследствие значительной разницы температуры укладки газопровода в траншею и температуры транспортируемого газа; для предотвращения повреждения противокоррозионной изоляции газопровода (битумная изоляция плавится при температуре 60...80 °С, пленочное изоляционное покрытие отслаивается); для увеличения производительности магистрального газопровода. Охлаждение газа на компрессорных станциях в настоящее время производится с помощью аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО газа). Установка охлаждения газа должна быть общей для всех газоперекачивающих агрегатов компрессорного цеха, иметь коллекторную обвязку и обводную линию. Количество АВО газа выбирается исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха, среднегодовой температуры грунта и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа. Последняя принимается на 10... 15 °С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха. |