2.2 Хранилища для газа

Система газоснабжения городов состоит из тесно связанных между собой трёх элементов: газовый промысел, МГП, газо-распределительная сеть, которые должны работать согласованно и обеспечивать полную загрузку оборудования. В то же время расход газа промышленными, коммунальными и бытовыми потребителями, как правило, колеблется в довольно значительных пределах в течение суток, недель, года.

Графики колебаний расхода представлены на рис. 2.1. и 2.2.

Рис. 2.1 Схема суточного колебания расхода газа

Площадь АВС – избыток обьёма газа от среднесуточного;

площадь СДЕ – недостаток обьёма газа от среднесуточного.

Рис. 2.2 - Схема годового колебания расхода газа

Площадь МАВ DEF– недостаток обьёма газа от среднегодового;

площадь ВСД – избыток обьёма газа от среднегодового.

Чтобы вся система, всё оборудование при таких колебаниях работали стабильно, предусматривают специальные хранилища газа, в которые сначала сбрасывается избыточный газ и затем газ забирается при его недостатке в системе.

Для устранения среднесуточного колебания можно предусматривать хранение газа в газгольдерах (сухих или мокрых) под высоким давлением (от 0,25 до 2,0 МПа и объём равен 175 м³, 270 м³) или в последнем перед потребителем участке магистрального трубопровода, изменяя давление газа в нём, но таким образом, чтобы Р_min на конце участка было несколько выше Р_{допуст.} на входе в ГРС, а Р_нач. должно обеспечивать условие прочности трубопровода.

Для устранения среднегодового колебания чаще всего используют подземное хранение газа, так как наземное хранение требует очень больших капитальных вложений и очень больших площадей.

Газгольдер в разрезе показан на рис. 2.3 (объём газа 100000 м³).

При заполнении газгольдера колокол поднимается, при отборе газа идёт в обратном направлении. Объёмный расход газа определяется, как правило, диафрагменными приборами.

Чтобы зимой не было замерзания воды, предусмотрен её подогрев.

Подземное хранилище сооружают как в районах потребления, так и по трассе МГП.

Рис. 2.3. Схема мокрого газгольдера

1 – вентиляционная труба;

2 – направляющий каркас;

3 – колокол, двигающийся в вертикальном направлении;

4 – гидрозатвор;

5 – окружающая стена;

6 – фундамент;

7 – передвижные устройства;

8 - расходомеры

Наиболее экономичным типом подземного газохранилища являются истощенные нефтяные и газовые залежи вследствие их хорошей геофизической изученности, возможности использования уже установленного при добыче оборудования.

Вторым типом, широко используемым в настоящее время, являются подземные газохранилища в пористых водоносных пластах или в солевых пластах (см. рис. 2.4), которые чаще всего имеют место вблизи городов [3].

Найденный пласт должен длительно сохранять и затем отдавать закаченный газ, при этом желательно, чтобы пласт имел куполообразную форму с непроницаемой кровлей и чтобы газ не проникал в другие пласты или к поверхности через трещины. Газ закачивается в сводную часть купола и образует там газовый пузырь, вода оттесняется к краям всей структуры. Давление для закачки газа 12 – 15 МПа.

Рис. 2.4. Подземное хранилище природного газа

1 – газ из магистрального газопровода;

2 – компрессорная станция;

3 – газораспределительный пункт;

4 – карбонатный пласт;

5 – песчаная линза;

6 и 7 – песчаные пласты

Технологическая схема наземной части подземного газохранилища должна включать при закачке газа оборудование для очистки газа от пыли и капель компрессорного масла, которое попадает при компримировании газа, и холодильное оборудование для охлаждения газа, температура которого растет при повышении давления.

Если использовать компрессоры с электроприводами, то схема упрощается, так как отпадает необходимость очистки газа от компрессорного масла.

При обратном отборе газа из хранилищ технологическая схема должна включать аппараты для очистки газа от механических примесей (частиц песка, глины и др.) и аппараты для осушки газа от воды.

Подземные газохранилища оборудуются на глубинах 300 – 1000 м, толщина кровли на таких глубинах лежит в переделах 5 – 10 м, что достаточно для предотвращения утечки.

Объём хранилища определяется расчетным путём при проведении разведочных работ.

Количественный учет закачиваемого и отбираемого газа осуществляется с помощью расходомеров.

3. Товаро – транспортные и учетные операции на ЛПДС, наливных пунктах и нефтебазах

3.1. Сборка технологических схем на приёме,

отгрузке в транспортные средства, откачке в МТП,

отпуске на нефтебазы

Технологические цепочки, собираемые оператором:

1.Приём от НПЗ, родственных управлений МТП, нефтедобывающих предприятий (рис. 3.1)

Рис. 3.1. Схема приёма от предприятий

1 – приёмная задвижка;

2 – фильтр;

3 – узел учета (если имеется);

4 – товарный резервуар, закрепленный за данным видом продукта;

5 – манифольдная;

6 – камера приёма очистных устройств

Очень часто все задвижки, обеспечивающие переключение приёма и откачки из любой группы резервуаров, выведены в один узел, который называется "манифольдная".

Если станция предназначена для приёма разносортных нефтепродуктов, то она имеет несколько приёмных коллекторов и групп резервуаров, закрепленных за каждым видом нефтепродукта.

2. Откачка в МНП (рис. 3.2.).

Рис. 3.2. Схема приёма от МНП

1 – сырьевой резервуар;

2 – манифольдная;

3 – подпорный агрегат;

4 – основной агрегат;

5 – регулятор давления с байпасной линией;

6 – камера запуска очистных устройств

Если станция предназначена для приёма, откачки, хранения разносортных нефтепродуктов, то переключения производят следующим образом.

Например, откачивалось дизельное топливо и надо перейти на бензин. К моменту переключений открыт резервуар с дизельным топливом, открывают резервуар с автобензином, на манифольде сначала открывают задвижку от бензинового резервуара, убеждаются по изменению уровня в том, что откачка началась, и затем закрывают задвижку резервуара с дизельным топливом. Это достаточно ответственный момент, так как в общий трубопровод при одновременно открытых задвижках дизельного и бензинового коллекторов поступают оба продукта и идет их интенсивное смешение (начальное смесеобразование). Чем быстрее оператор сможет осуществить переключение, тем меньше объём первоначальной смеси, что особенно важно при коротких расстояниях перекачки, когда возможно, что объём первоначальной смеси превысит объём технологической смеси, образующейся непосредственно в МТП при прямом контактировании разносортных нефтепродуктов.

Если при переключениях нет смены сорта нефтепродукта, а имеет место лишь подключение нового резервуара, то переключение производится таким же образом, но время открытия и закрытия переключаемых задвижек не оказывает влияния на технологию перекачки.

Однако с точки зрения учета, который осложняется из-за возможных перетоков, это время всё равно стараются свести к минимуму.

3. Сбор технологической цепочки на промежуточной ПС.

Собираемая цепочка изображена на рис. 3.3:

Рис. 3.3. Технологическая цепочка на промежуточной ПС

1 – приёмная задвижка;

2 – фильтр;

3 – насосная основных агрегатов;

4 – регулятор давления;

5 – камера запуска очистных устройств;

6 - камера приёма очистных устройств

Узел регулирования давления устанавливается на выкиде всех станций и представляет собой, как правило, две параллельные линии, обеспеченные регулирующим клапаном и двумя задвижками. Одна линия работающая, другая резервная.

4. Приём, откачка и отгрузка в другие транспортные средства на промежуточных ЛПДС МТП.

МТП большой протяженности имеют в своём составе промежуточные станции, оборудованные резервуарным парком, эстакадами для налива нефтепродуктов в железнодорожные или автоцистерны, наливными насосными и основными насосными, с помощью которых производится откачка нефтепродуктов в МТП. Такие станции, являясь промежуточными для всего МТП, считаются головными для последующих участков трубопровода. Схема показана на рис. 3.4.

Рис. 3.4. Схема перекачки с промежуточным резервуарным парком и ЛПДС 2

Промежуточная ЛПДС № 2 производит приём в свои резервуары, отгрузку в железнодорожные цистерны и одновременно откачку в МТП из своих резервуаров, т.е. является головной ЛПДС для участка МТП II.

Эта же ЛПДС может работать через агрегаты, обеспечивая транзитную перекачку, минуя резервуары, в этом случае она является промежуточной ПС.

Технологические цепочки аналогичны приведенным выше.

Для отгрузки собирается схема, показанная на рис. 3.5.

Рис. 3.5. Схема налива в железнодорожные цистерны

1 – товарный резервуар;

2 – узел переключений;

3 – фильтр;

4 – наливная насосная;

5 – железнодорожная эстакада

Налив разных продуктов производится по отдельному коллектору закрепленными за данным продуктом наливными насосами.

5. Схемы подключения отводов к МТП.

Отвод – трубопровод, предназначенный для подачи нефтепродуктов от МНПП на промежуточные нефтебазы.

Рассмотрим технологическую цепочку, собираемую на нефтебазе.

Отводы от МНП в основном принадлежат предприятиям МТП, которые несут ответственность за техническое состояние отвода, за сохранность количества и качества нефтепродуктов в отводе.

Точка подключения отвода вместе с секущей задвижкой называется нулевым км отвода.

Конечная точка отвода – узел подключения концевых задвижек отвода к технологическим трубопроводам нефтебазы.

Отвод может быть одно-, двух- и более ниточным. Обычно при длине отвода до 10 км предусматривают двухниточные отводы, , если по МТП осуществляется последовательная перекачка разносортных нефтепродуктов, и тогда каждая нитка закрепляется за одним видом продукта. Двухниточный отвод показан на рисунке 3.6.

Рис. 3.6 – Двухниточный отвод

Оператор, обслуживающий 0 км, должен иметь надёжную связь с оператором ЛПДС, на балансе которой данный отвод находится.

При длине отвода более 10 км его выполняют, как правило, однониточным и тогда при сдаче продуктов разного вида по отводу имеет место последовательная перекачка этих нефтепродуктов с образованием определенного объёма технологической смеси. В этом случае объём сдаваемых партий нефтепродуктов и запас качества должен обеспечивать полное исправление полученной смеси. Контроль подхода смеси к нефтебазе, переключение резервуаров осуществляется аналогично конечным пунктам МТП.

При сдаче по отводу взаимодействуют операторы МТП и оператор нефтебазы. Оператор нефтебазы в присутствии оператора МТП собирает технологическую цепочку на нефтебазе: приёмный резервуар – фильтр – задвижка узла переключения МТП.

6. Сдача газа потребителям производится от МТП через ГРС.

Технологическая схема ГРС показана на рис. 3.7.

Рис. 3.7. Технологическая цепочка сдачи газа потребителям от МТП через ГРС

Регулятор давления поддерживает давление в сети к потребителю. Подогрев газа осуществляется, если при редуцировании давления после клапана температура газа понижается настолько, что может быть явление гидратообразования.