Транспортировка суг по трубопроводу

Главная / Инжиниринг / Технологии / Версия для печати

Сжиженные углеводородные газы являются широко применяемым топливом, как для отопления объектов жилого и промышленного назначения, так и для автомобильного транспорта. Поэтому вопрос транспорта СУГ с минимальными потерями выходит на первый план.

Особенности сжиженного углеводородного газа

СУГ — это смесь углеводородов и водорода. Первые представляют собой молекулы различной структуры и характеристик. В состав СУГ входят такие предельные углеводороды, как пропан, бутан и, в меньшем количестве, метан, этан и пентан. Среди непредельных углеводородов можно перечислить этилен, пропилен и бутилен.

Сжиженные углеводородные газы производятся на нефте- и газодобывающих и перерабатывающих предприятиях при добыче и переработке попутного газа, стабилизации нефти и конденсата.

Основное преимущество сжиженного газа СУГ заключается в том, он может существовать как в жидком, так и в газообразном состоянии. Объем СУГ в газообразной фазе до 300 раз больше по сравнению с жидкой фазой. Поэтому его хранение и транспорт осуществляются в жидком состоянии, которое достигается при повышении давления и понижении температуры.

Для справки. Характеристики СУГ температура кипения от -50°С до 0°С плотность жидкой фазы СУГ — 580 кг/м3 плотность паровой фазы СУГ — 2,2 кг/м3 пределы взрываемости — от 1,6% до 9,8% теплота сгорания — 96250-122500 кДж (или 22000-28000 ккал/м3)

Перекачка сжиженных углеводородных газов

В процессе эксплуатации (хранения, транспорта и непосредственно перекачки) не всегда удается сохранить одинаковый температурный режим и давление. Имея нестабильное агрегатное состояние, эти процессы характеризуются циклическими испарением и конденсацией газа, образуя двухфазный поток. В связи с этим для предприятий, эксплуатирующих сжиженные газы, остро стоит вопрос о перевалке газов с минимальными испарениями. Для этого необходимо применять герметичное оборудование, обеспечивающее как постоянное давление и перекачку без потерь, так и безопасность работы всей системы в связи с легковоспламеняемыми характеристиками СУГ.

Оборудование для перекачки сжиженных углеводородных газов

Хранимый газ в емкостях имеет равновесное состояние, поэтому невозможно осуществить самостоятельное движение среды. Для создания движения и подачи газа в трубопровод/газораздаточную колонку из/в авто- или ж/д цистерну и т.д. используется различное оборудование:

• насосы для перекачки жидкой фазы СУГ
• компрессоры для перекачки газовой фазы СУГ

Насосы для перекачки СУГ

По своей конструкции и принципу работы выделяются следующие основные типы насосов:

• объемные (шиберные, шестеренные), динамические (лопастные центробежные, вихревые самовсасывающие)
• центробежные
• самовсасывающие (вихревые), погружные, полупогружные

• Первая классификация основана на различиях в принципе действия и конструктивном исполнении действующих элементов — лопасти, поршня, вала или рабочего колеса, за счет которых происходит нагнетательный процесс под действием разности давления в отпускаемом и принимающим оборудовании.
• Центробежные насосы для СУГ характеризуются перпендикулярным движением рабочей среды относительно оси вращения благодаря силе инерции.
• В основе третьей классификации лежит способ размещения насоса в рабочей среде.
• Завод ГазСинтезⓇ под брендом СИНТЭК выпускает насосные установки для перекачки сжиженного углеводородного газа:

• узлы слива на базе вихревых и самовсасывающих насосов
• насосно-счетные установки
• самовсасывающие насосные установки
• установки на базе открыто-вихревых насосов
• установки для повышения давления на базе самовсасывающих насосов

Все типы насосов и насосных установок предназначены для откачки СУГ из наземных и подземных резервуаров, ж/д и автоцистерн и подачи газа в газораспределительную систему, баллоны, газораздаточную установку и т.д. В зависимости от типа насоса и необходимых характеристик на объекте мы производим и поставляем насосные установки производительностью от 10 до 1400 л/мин и мощностью электронасоса до 30-75 кВт.

Основные характеристики поставляемых насосных установок для сжиженного углеводородного газа

• давление — 1,6 МПа
• производительность — 10-1400 л/мин.
• мощность двигателя — до 75 кВт
• высота всасывания насоса — 5-310 м
• дифференциальное давление — 1,4-1,6 МПа

Вне зависимости от типа оборудования насосы обеспечивают требуемую скорость и давление перекачки, а также сводят практически до нуля образование паров (т.н. кавитацию).

Компрессоры и компрессорные установки СИНТЭК для перекачки СУГ

Компрессоры для сжиженных углеводородных газов работают по принципу создания перепада давления между принимаемым и разгружаемым оборудованием: сначала газ откачивается из принимаемого резервуара, затем сжимается и подается в разгружаемую емкость.

За счет этого, а также повышения температуры в результате сжатия СУГ, понижается давление в освобождаемой емкости и повышается в наполняемой. Все эти процессы приводят к перекачиванию сжиженного газа.

Четырехходовый клапан позволяет перекачать пары газа из разгружаемой емкости в принимающую.

Особенностью работы компрессоров является способность рекуперации паров с последующим их сбором в конденсатосборнике.

Завод ГазСинтезⓇ производит одноступенчатые компрессорные установки СИНТЭК в комплектном исполнении для эксплуатации с сжиженными и сжатыми газами (азот, аргон, гелий, воздух, углекислый газ и др.) производительностью до 209 м3/ч и мощностью двигателя до 37 кВт.

Перекачивание СУГ является одним из основополагающих процессов на объектах СУГ, обеспечивающий транспорт нужного объема газа по технологическим линиям и цепочкам. Поэтому очень важно подобрать именно то оборудование, которое будет максимально соответствовать эксплуатационным требованиям к производительности, мощности, взрыво- и пожаробезопасности.

Для того, чтобы купить оборудование для перекачки СУГ в Вашем городе, Вы можете:

• позвонить нашим специалистам по телефонам 8-800-505-4651 (для Москвы, Санкт-Петербурга и регионов) или +7 (8452) 250-933
• прислать письменный запрос и техническую информацию на электронную почту
• воспользоваться формой «Заказать услугу»

Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов

При сжижении природного газа, его объем при атмосферном давлении уменьшается примерно в 630 раз. Благодаря этому, можно значительно уменьшить диаметр трубопроводов для транспортировки больших объемов газа, получив значительную экономию капиталовложений.

Метан становится жидкостью при атмосферном давлении, если его охладить до минус 162 °С. При давлении 5 МПа он останется жидкостью, если его температура не превысит минус 85 «С. Таким образом, трубопроводный транспорт сжиженного природного газа (СПГ) возможен только при низких температурах.

Принципиальная схема перекачки сжиженного природного газа приведена на рис. 15.7.

Газ с промыслов поступает на головной завод сжижения (ГЗС), где производится его очистка, осушка, сжижение и отделение неконденсирующихся примесей.

Вблизи от ГЗС или даже непосредственно на его территории размещается головная насосная станция ГНС. В ее состав входят приемные емкости 2, подпорная 3 и основная 4 насосные, а также узел учета 5.

Емкости 2 служат для приема СПГ с завода, а также для хранения некоторого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы трубопровода. Как правило, на ГНС устанавливаются горизонтальные цилиндрические емкости высокого давления.

Перекачка сжиженных газов осуществляется центробежными насосами, но других типов, чем применяемые при перекачке нефти и нефтепродуктов. Благодаря малой вязкости СПГ, мощность, потребляемая насосами в этом случае меньше, чем при работе на воде. Но давление на входе в насосы должно быть значительно выше, чтобы предотвратить регазификацию СПГ.

Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под давлением 4…5 МПа и при температуре минус 100…120 «С.

Чтобы предотвратить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды трубопроводы СПГ покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размещают промежуточные станции охлаждения (ПСО).

Промежуточные насосные станции (ПНС) располагаются на расстоянии 100…400 км друг от друга. Это, как правило, больше, чем при перекачке нефти и нефтепродуктов, т.к. СПГ имеет меньшую вязкость.

Центробежные насосы очень чувствительны к наличию газа в перекачиваемой жидкости: при его содержании более 2 % происходит срыв их работы, т.е. перекачка прекращается. Чтобы предотвратить регазификацию СПГ в трубопроводах поддерживают давление не менее, чем на 0,5 МПа превышающее давление упругости его паров при температуре перекачки.

Для этого на входе в промежуточные насосные станции и в конце трубопровода устанавливают регуляторы давления 7 типа «до себя». Кроме того, для отделения газовой фазы, которая может образоваться в нештатных ситуациях (снижение давления при остановках насосов, разрывах трубопровода и т.п.

), перед насосами на насосных станциях устанавливают буферные емкости 8. В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище (НХ СПГ) и установка регазификации (УР) сжиженного газа. Низкотемпературное хранилище служит для создания запасов СПГ, в частности, для компенсации неравномерности газопотребления.

На установке ре-газификации СПГ переводится в газообразное состояние перед его отпуском потребителям.

Рис. 15.7. Принципиальная схема перекачки сжиженного природного газа:

1- подводящий трубопровод; 2 — приемные емкости; 3 — подпорная насосная; 4 -основная насосная; 5 — узел учета; 6 — магистральный трубопровод; 7 -регулятор типа «до себя»; 8 — буферная емкость;

ГЭС — головной завод сжижения; ГНС — головная насосная станция; ПСО — промежуточная станция охлаждения; ПНС — промежуточная насосная станция; НХ СПГ — низкотемпературное хранилище СПГ; УР — установка регазификации

По сравнению с транспортировкой природного газа в обычном состоянии при перекачке СПГ общие металловложения в систему, включая головной завод сжижения, низкотемпературное хранилище, установку регазификации, в 3…4 раза меньше. Кроме того, уменьшается расход газа на перекачку, вследствие низкой температуры снижается интенсивность коррозионных процессов.

Вместе с тем, данный способ транспортировки газа имеет свои недостатки:

1. Для строительства линейной части и резервуаров применяются стали с содержанием никеля до 9 %. Они сохраняют работоспособность в условиях низких температур перекачки, однако в 6 раз дороже обычной углеродистой стали.

2. Перекачка СПГ должна вестись специальными криогенными насосами.

3. При авариях потери газа значительно больше, чем в случае его транспортировки по обычной технологии.

Кроме природного в сжиженном состоянии транспортируются и другие газы. Но наиболее широкое распространение получил трубопроводный транспорт сжиженных углеводородных газов(СУГ): этана, этилена, пропана, бутана и их смесей.

Основным сырьем для производства сжиженных углеводородных газов являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконденсатных месторождений и газы нефтепереработки, название сжиженного углеводородного газа принимают по наименованию компонентов, оставляющих большую его часть.

Сведения о давлении упругости насыщенных паров некоторых индивидуальных углеводородов приведены в табл. 15.4. Из нее видно, что условия сохранения СУГ в жидком состоянии значительно менее жесткие. Так, даже при 20 °С для сохранения жидкого состояния пропана достаточно поддерживать давление всего 0,85 МПа.

По этой причине сжиженные углеводородные газы, как правило, транспортируют при температуре окружающей среды. Соответственно, отпадает необходимость в спецсталях для изготовления труб, резервуаров и оборудования, тепловой изоляции, промежуточных станциях охлаждения. Поэтому трубопроводы СУГ значительно дешевле трубопроводов СПГ.

С другой стороны, компоненты СУГ тяжелее воздуха. Поэтому при регазификации данные газы занимают положение у поверхности земли, создавая взрывоопасную среду. Этим определяется высокая потенциальная опасность трубопроводов СУГ, когда даже небольшая утечка способна привести к трагическим последствиям.

Таблица 15.4

Зависимость давления упругости насыщенных паров углеводородов от температуры

Температура, °С	Давление упругости паров, МПа
этан	пропан	изобутан	н-бутан
2,43	0,48	0,16	0,12
3,08	0,65	0,23	0,17
3,84	0,85	0,31	0,24
4,74	1,09	0,42	0,32

Трубопроводный транспорт СУГ

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 9Следующая ⇒

Большие количества сжиженных газов транспортируются по магистральным трубопроводам. Проектируют магистральные трубопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85*. Технологическая схема магистрального трубопровода для СУГ приведена на рисунке 3.1

Рисунок 3.

1 Технологическая схема магистрального трубопровода для СУГ: 1 – резервуары головной насосной станции; 2 –подпорные насосы головной насосной станции; 3 –основные насосы головной станции; 4 – пункт замера; 5- промежуточная насосная станция; 6 – манометр для контроля давления; 7 — регулятор давления (до себя); 8 — резервуары хранения на конечном пункте (кустовой базе или газонаполнительной станции).

Головная насосная станция (ГНС) может быть расположена непосредственно на территории завода или может быть отдельно стоящей в комплексной с резервуарным парком.

На головной насосной станции сооружают резервуары для хранения запаса газа и насосную станцию с подпорными, основными и резервными насосами.

Через определенные расстояния (определяемые расчетным путем) на магистральном трубопроводе размещают промежуточные насосные станции (ПНС). Их оборудуют основными и резервными насосами.

Сжиженный газ из резервуаров 1 подпорными насосами 2 направляют в основную насосную, откуда с помощью основных насосов 3 через пункт замера 4- в магистральный трубопровод.

Сжиженные газы могут легко переходить в газообразное состояние, заполнять часть сечения потока, что может привести к резкому повышению потерь давления на трение и , как следствие, к снижению пропусконй способности трубопровода. Кроме того, при прохождении газожидкостной смеси через насос возможны кавитационные явления.

Опасной точкой трубопровода СГУ является верхняя точка профиля трассы трубопровода, так как здесь наиболее возможно испарение жидкой фазы.

Для обеспечения однофазного течения жидкости в конце трубопровода устанавливают регулятор давления (до себя) 7, с помощью которого можно обеспечить требуемое давление в контрольном сечении трубопровода независимо от производительности трубопровода.

По магистральным трубопроводам сжиженный газы (пропан,бутан) можно перекачивать как совмсетно с другими нефтепродуктами (юензинами), так и без них по специальным пропан-бутановым трубопроводам. При последовательной перекачке бензина, бутана, пропана и пропан-бутановых смесей по одному и тому же трубопроводу смешение этих продуктов незначительно.

Глубина заложения трубопроводов для СУГа до верха трубы принимается не менее 1 м. Для надземных трубопроводов без теплоизоляции и участков подземных трубопроводов по обе стороны от насосной станции (НС), оборудованной надземным резервуарным парком, до ближайших насосных станций упругость паров СУГа должна приниматься при t =50°С.

В остальных случаях упругость паров должна приниматься по максимально возможной температуре продукта в условиях транспортирования.

Минимальное давление в любой точке трубопровода с целью предотвращения образования двухфазного потока следует принимать на 0,5 МПа выше давления упругости паров при максимально возможной температуре транспортируемого продукта.

Для предотвращения образования гидратных пробок из-за присутствия влаги к трубопроводам сжиженного газа предъявляются жёсткие требования: полная герметичность арматуры и оборудования; сушка трубопровода перед закачкой СУГа; применение ингибиторов.

На трубопроводах большой протяжённости расстояние между насосными станциями определяется из условия, что давление после НС по прочности трубы не должно превышать расчётное.

Рекомендуется принимать давление после НС не более 5 МПа, а перед последующей перекачивающей станцией P>

Pнac+(0,5-O,7) МПа.

Если сжиженный газ из трубопровода поступает в наземные ёмкости, в которых он хранится, то давление в конце должно превышать давление насыщения на (0,15-0,20) МПа.

Из практики эксплуатации трубопроводов рекомендуются значения скорости течения сжиженного газа 0,5-1,5 м/с.

ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННОГО ГАЗА (СУГ)

В связи с непрерывным ростом производства и потребления сжиженных газов (СГ) требуется увеличение общего объема хранилищ и усовершенствование способов хранения.

Хранилища сжиженных газов необходимы на газо- нефтеперерабатывающих заводах, установках стабилизации нефти, газоприемораздаточных и газонаполнительных станциях, на химических предприятиях, для нормальной эксплуатации трубопроводов сжиженного газа и регулирования сезонной неравномерности газопотребления.

Хранилища для сжиженных углеводородных газов по своему назначению можно разделить на следующие основные группы.

Группа А – хранилища, находящиеся на газо- и нефтеперерабатывающих заводах. Объем резервуарного парка таких хранилищ определяется:

где: Мг – годовой объем производства СУГ; τ — время хранения, сут (2 -20), определяется в зависимости от принятого для промышленного предприятия норматива; ρ — плотность хранимого продукта; kз — коэффициент заполнения резервуаров хранилища.

Группа Б – хранилища на перевалочных кустовых и портовых базах сжиженного углеводородного газа, резервуарные парки ГНС.

Объем резервуарного парка таких хранилищ определяется в зависимости от суточной производительности хранилища, степени заполнения резервуаров и числа резервуаров.

Количество резервируемого газа рассчитывают в зависимости от времени работы хранилища без поступления газа:

где: l – расстояние от завода –поставщика СУГ до хранилища; τ — время хранения, сут (2 -20), определяется в зависимости от принятого для промышленного предприятия норматива; ρ — плотность хранимого продукта; kз — коэффициент заполнения резервуаров хранилища, Vтр – нормативная скорость доставки грузов(для железной дороги при перегонной отправке принимается 330 км/сут); ????пр–время, затрачиваемое на операции, связанные с отправлением и прибытием продукта (принимается 1 сут); ????З- время, на которое следует предусматривать эксплуатационный запас служенных газов в хранилище ( в зависимости от местных условий принимается 3-5 сут).

Группа В – хранилища у потребителей (крупные промышленные предприятия, населенные пункты). Объем резервуарного парка таких хранилищ определяется из годовой потребности и характера потребления СУГ.

Группа Г – хранилища для сглаживания неравномерности потребления газа. Они обеспечивают беспеременную и неравномерную подачу газа при колебаниях (сезонных, суточных, часовых) его потребления. Объем хранилищ Vг для сглаживания неравномерности с применением сжиженного природного газа определяется по формуле

где М – годовое потребления газа; П – величина пиковой нагрузки ( в % от всего потребления газа); φ –количество паровой фазы, получаемой при регазификации из 1 м3 сжиженного природного газа.

В некоторых случаях для сглаживания неравномерности газопотребления эффективнее применять сжиженные газы (пропан, бутан). При этом объем необходимого количества резервного сжиженного газа становится меньше, так как его теплота сгорания примерно в 3 раза больше теплоты сгорания метана.

В зависимости от давления и температуры, при которых хранятся сжиженные газы, существуют два основных способа хранения:

1. При температуре окружающей среды Т и повышенном давлении,равном давлению насыщенных паров продуктов хранения при этой температуре.

В этом случае расчетное давление резервуара соответствует давлению паров продукта над жидкостью при абсолютной максимальной температуре окружающей среды, характерной для района строительства.

Для хранения сжиженных углеводородных газов под давлением применяют стальные резервуары, подземные хранилища шахтного типа и хранилища в соляных пластах.

2. При постоянном давлении РХ, значительно меньшем давления насыщенных паров продукта хранения при окружающей температуре (рхр < 1 МПа) (изотермическое хранение).

Температура в хранилище ТХР будет постоянна и равна температуре насыщенных паров продукта хранения при рхр Обычно рхр близко к атмосферному (РХР = 0,105-0,11 МПа) и для большинства СУГ ТХР =< 273 К.

Например, температура кипения (в К) при атмосферном давлении жидкого изобутана составляет 283, бутана -272,5, пропилена — 226, пропана — 231, этилена — 170, этапа -164,5, метана — 114.

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Рекомендуемые страницы:

Транспортировка сжиженного углеводородного газа

Транспортировка сжиженных углеводородных газов по трубопроводам — наиболее удобный и дешевый вид газоснабжения ГРС, так как ири этом отпадает необходимость в строительстве железнодорожной эстакады и ветки, а за счет сокращения нормативов запаса газа объем хранилища может быть уменьшен в 2 — 3 раза по сравнению со станцией, получающей газ по железной дороге.

Автомобильный транспорт для доставки сжиженного газа применяют при сравнительно небольших расстояниях между ГРС и заводом-поставщиком.
Транспортировка сжиженных углеводородных газов от заводов-поставщиков до ГНС может осуществляться по магистральным трубопроводам. К трубопроводам сжиженного газа предъявляются высокие требования по обеспечению условий безопасности.

Это обусловлено физико-химическими свойствами сжиженного газа. Пары сжиженного газа стелются по земле на значительные расстояния, заполняя пониженные места и все углубления, встречающиеся на пути, поэтому разрыв трубопровода со сжиженными газами вблизи населенных пунктов, промышленных объектов и других сооружений более опасен, чем разрыв трубопровода с природным газом.

Транспортировку сжиженных углеводородных газов на экспорт осуществляют железнодорожным или морским транспортом. Речными судами и авиатранспортом сжиженные газы доставляют в северные районы страны.

При транспортировке сжиженного углеводородного газа в автоцистернах должны соблюдаться все требования правил автомобильных перевозок.

Цистерна и прочее оборудование на автомашине должны быть закреплены так, чтобы при движении они не смещались.

• Сосуды, предназначенные для хранения и транспортировки сжиженных углеводородных газов, должны быть достаточно прочными, чтобы выдерживать максимальное давление, на которое они рассчитаны, в особенности в условиях транспортировки и возникновения динамических нагрузок.
• На резервуары и баллоны, используемые для хранения и транспортировки сжиженных углеводородных газов, распространяются Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, содержащие указания и требования, предъявляемые к конструкции сосудов, к их изготовлению, установке и эксплуатации.

Методика предназначена для оценки последствий аварий на объектах по хранению, переработке и транспортировке сжиженных углеводородных газов, сжатых углеводородных газов, легковоспламеняющихся жидкостей, конденсированных взрывчатых веществ.

В качестве последствий аварий рассматриваются разрушения зданий и сооружений, находящихся как на территории объекта, так и вне его ( селитебная и промышленная зоны), а также поражение персонала объекта и населения.

Методика может быть использована при разработке планов мероприятий по предотвращению чрезвычайных ситуаций и уменьшению ущерба от последствий аварий, а также при решении задач анализа риска.

Методика предназначена для оценки последствий аварий ( разрушений) на объектах по хранению, переработке и транспортировке сжиженных углеводородных газов, легковоспламеняющихся жидкостей, конденсированных взрывчатых веществ. Методика может быть использована при разработке планов по уменьшению ущерба от последствий аварий, а также при решении задач анализа и расчета риска.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Транспортировка сжиженных углеводородных газов РїРѕ трубопроводам — наиболее удобный Рё дешевый РІРёРґ газоснабжения ГРС, так как РёСЂРё этом отпадает необходимость РІ строительстве железнодорожной эстакады Рё ветки, Р° Р·Р° счет сокращения нормативов запаса газа объем хранилища может быть уменьшен РІ 2 — 3 раза РїРѕ сравнению СЃРѕ станцией, получающей газ РїРѕ железной РґРѕСЂРѕРіРµ. Автомобильный транспорт для доставки сжиженного газа применяют РїСЂРё сравнительно небольших расстояниях между ГРС Рё заводом-поставщиком.  [2]

Транспортировка сжиженных углеводородных газов от заводов-поставщиков до газонаполнительных станций может осуществляться по магистральным трубопроводам.

К магистральным трубопроводам сжиженного газа предъявляются более высокие, чем к трубопроводам для природного газа, требования по обеспечению условий безопасности.

Это обусловлено физико-химическими свойствами сжиженного газа: паровая фаза сжиженных газов значительно тяжелее РІРѕР·РґСѓС…Р°, имеет РЅРёР·РєРёРµ пределы взрываемости, РїСЂРё испарении жидкой фазы образуется большой объем паровой фазы. Так, например, РїСЂРё испарении 1 Рј3 жидкого пропана образуется 269 Рј3 паровой фазы ( РїСЂРё 0 РЎ Рё 760 РјРј СЂС‚, СЃС‚.), 1 Рј3 жидкого бутана — 229 Рј3 паровой фазы.  [3]

Транспортировка сжиженных углеводородных газов от заводов-поставщиков до ГНС может осуществляться по магистральным трубопроводам.

К трубопроводам сжиженного газа предъявляются высокие требования по обеспечению условий безопасности. Это обусловлено физико-химическими свойствами сжиженного газа.

Пары сжиженного газа стелются РїРѕ земле РЅР° значительные расстояния, заполняя пониженные места Рё РІСЃРµ углубления, встречающиеся РЅР° пути, поэтому разрыв трубопровода СЃРѕ сжиженными газами вблизи населенных пунктов, промышленных объектов Рё РґСЂСѓРіРёС… сооружений более опасен, чем разрыв трубопровода СЃ природным газом.  [4]

Транспортировку сжиженных углеводородных газов РЅР° СЌРєСЃРїРѕСЂС‚ осуществляют железнодорожным или РјРѕСЂСЃРєРёРј транспортом. Речными судами Рё авиатранспортом сжиженные газы доставляют РІ северные районы страны.  [5]

РџСЂРё транспортировке сжиженного углеводородного газа РІ автоцистернах должны соблюдаться РІСЃРµ требования правил автомобильных перевозок. Цистерна Рё прочее оборудование РЅР° автомашине должны быть закреплены так, чтобы РїСЂРё движении РѕРЅРё РЅРµ смещались.  [6]

• РЎРѕСЃСѓРґС‹, предназначенные для хранения Рё транспортировки сжиженных углеводородных газов, должны быть достаточно прочными, чтобы выдерживать максимальное давление, РЅР° которое РѕРЅРё рассчитаны, РІ особенности РІ условиях транспортировки Рё возникновения динамических нагрузок.  [8]
• РЎРѕСЃСѓРґС‹, предназначенные для хранения Рё транспортировки сжиженных углеводородных газов, должны быть достаточно прочными, чтобы выдерживать максимальное давление, РЅР° которое РѕРЅРё рассчитаны, РІ особенности РІ условиях транспортировки Рї возникновения динамических нагрузок.  [10]
• РќР° резервуары Рё баллоны, используемые для хранения Рё транспортировки сжиженных углеводородных газов, распространяются Правила устройства Рё безопасной эксплуатации СЃРѕСЃСѓРґРѕРІ, работающих РїРѕРґ давлением, содержащие указания Рё требования, предъявляемые Рє конструкции СЃРѕСЃСѓРґРѕРІ, Рє РёС… изготовлению, установке Рё эксплуатации.  [12]

Методика предназначена для оценки последствий аварий РЅР° объектах РїРѕ хранению, переработке Рё транспортировке сжиженных углеводородных газов, сжатых углеводородных газов, легковоспламеняющихся жидкостей, конденсированных взрывчатых веществ. Р’ качестве последствий аварий рассматриваются разрушения зданий Рё сооружений, находящихся как РЅР° территории объекта, так Рё РІРЅРµ его ( селитебная Рё промышленная Р·РѕРЅС‹), Р° также поражение персонала объекта Рё населения. Методика может быть использована РїСЂРё разработке планов мероприятий РїРѕ предотвращению чрезвычайных ситуаций Рё уменьшению ущерба РѕС‚ последствий аварий, Р° также РїСЂРё решении задач анализа СЂРёСЃРєР°.  [13]

Р’СЃРµ технические требования местных инструкций Рё РґСЂСѓРіРёРµ руководящие указания, относящиеся Рє наливу, сливу Рё транспортировке сжиженных углеводородных газов РІ специальных железнодорожных цистернах РїРѕ подъездным путям предприятий, должны строго соответствовать настоящей инструкции.  [14]

Методика предназначена для оценки последствий аварий ( разрушений) РЅР° объектах РїРѕ хранению, переработке Рё транспортировке сжиженных углеводородных газов, легковоспламеняющихся жидкостей, конденсированных взрывчатых веществ. Методика может быть использована РїСЂРё разработке планов РїРѕ уменьшению ущерба РѕС‚ последствий аварий, Р° также РїСЂРё решении задач анализа Рё расчета СЂРёСЃРєР°.  [15]

Страницы:      1    2

Больше поездов – больше газа

Новые рекорды

В 2018 году суммарная добыча газа всех видов в России увеличилась на 5% по сравнению с 2017 годом и достигла нового рекордного уровня за весь период существования российской газодобычи – 725,4 млрд м3.

А к 2030 году Минэкономразвития прогнозирует в РФ существенный рост добычи газа.

Это связано с растущим спросом на потребление углеводородов и более благоприятной структурой отечественных запасов газа, нежели нефти.

Основными продуктами газовой отрасли являются сжиженный природный газ (СПГ) и сжиженный углеводородный газ (СУГ).

СПГ vs СУГ

СПГ – природный газ (преимущественно метан), добываемый из пластов и нефтяных месторождений. СПГ рассматривается как приоритетная технология импорта природного газа в США, Японии и странах Европы. Однако перевозки СПГ – крайне трудоемкий процесс, требующий наличия инфраструктуры для искусственного сжижения и регазификации, а также хранения и транспортировки газа в криоцистернах и газовозах.

СУГ представляет собой смесь сжиженных углеводородов (в основном пропана и бутана), добываемых в процессе переработки газов, а также добычи нефти. СУГ хранится в газгольдерах и транспортируется в таре под давлением при температуре, близкой к температуре окружающей среды.

Данный аспект делает производство и поставки СУГ более привлекательными для рынка.

СУГ используют в качестве топлива для транспорта, отопления и сырья для нефтехимических отраслей, причем не только на внутреннем рынке – экспортные отправки популярны в страны, не имеющие инфраструктуры для приема СПГ.

Импульсы для роста

Производство СУГ в России отличается стабильным ростом. За последние 5 лет оно увеличилось на 12%. Распределение СУГ имеет вектор экспортного роста – порядка 46–49% от общего объема перевозок.

Развитие производства СУГ в ближайшие годы может быть поддержано за счет расширения транспортной и перевалочной инфраструктуры (терминалы Avestra в Маньчжурии, АО «Роспан Интернешнл» в Коротчаеве, ООО «Иркутская нефтяная компания» в Усть-Куте, АО «Союз-Газ» в Находке и др.), а также увеличения действующих производственных мощностей (газовый проект ООО «Иркутская нефтяная компания»). Дополнительным импульсом для роста выпуска СУГ служит увеличение штрафов за сверхнормативное сжигание попутного нефтяного газа. Эта мера вынуждает многие нефтяные компании производить попутно СУГ в процессе добычи нефти.

Сдерживающие факторы

На мировой арене наиболее быстро спрос на углеводороды растет в странах Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Для обеспечения прогнозируемого спроса актуальной задачей отечественных компаний является открытие нового крупного направления экспорта углеводородов на восток.

Главными источниками поставок газа из России считаются месторождения Западной и Восточной Сибири, а также Дальнего Востока. Однако на востоке газопроводная система развита недостаточно.

Именно отсутствие эффективных транспортных решений для перевозки СУГ может стать сдерживающим фактором в расширении экспорта энергоносителей в страны АТР.

Сейчас основные потоки на экспорт идут через систему газопроводов (Северный и Голубой потоки, Ямал – Европа и др.

), морские порты на западе (порты Усть-Луга, «Тамань-нефтегаз»), а также через Финляндию (станция Бусловская), Беларусь и Польшу (станция Брест-Экспортный) железнодорожным и автомобильным транспортом.

Многие компании вынуждены поставлять газ до европейских портов, откуда он морем направляется в страны Азии и Африки.

Значимая роль

С учетом возрастающего спроса на поставки СУГ железнодорожный транспорт приобретает значимую роль как для внутренних перевозок, так и в реализации экспортных запросов в восточном направлении.

Задействованный на рынке парк вагонов и его технико-экономические параметры оказывают существенное влияние на эффективность перевозок грузов.

Очевидно, что транспортное решение должно обеспечивать конкурентный способ перевозки и поставки российских сжиженных углеводородных газов на мировой рынок.

В настоящее время отечественный парк вагонов для перевозки СУГ – это 37,5 тыс. цистерн. Парк относительно молодой, средний возраст цистерн составляет 16 лет при нормативном сроке службы 40 лет. Погрузка СУГ железнодорожным транспортом за последние 5 лет выросла на 3%, грузооборот – на 5%.

При этом ключевую долю грузов (порядка 78% погрузки за 9 мес. 2019 года) составляют сжиженные газы легких фракций (пропан, бутан, ШФЛУ и др.).

При объеме котла вагонов-цистерн текущего российского парка, составляющем от 75 до 87 м3, перевозка легковесных грузов является малоэффективной, поскольку не используется в полной мере грузоподъемность вагона.

Например, при объеме котла 85 м3 и грузоподъемности 52 т погрузка пропана составляет порядка 40 т, то есть с недогрузом более 20%. Но важно отметить, что на рынке уже появляются модели, позволяющие реализовать полную грузоподъемность вагона. В частности, цистерны сочлененного типа на тележке с осевой нагрузкой 25 тс.

СТРУКТУРА ПЕРЕВОЗОК СУГ

Грузы	2018 год	9 месяцев 2019 года
Фракция пропан-бутановая	26%	26%
Пропан	18%	17%
Бутан или смеси бутана	17%	15%
Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ)	15%	15%
Изобутан или смеси изобутана	5%	5%
Тяжелые фракции	19%	22%

Баланс парка

Сегодня парк цистерн для перевозки СУГ сбалансирован и находится в «здоровом» профиците (за 9 месяцев 2019 года 8% вагонов этого парка не задействованы в перевозках, 4% находятся в неисправном состоянии и ждут ремонта). Выбытие цистерн идет умеренно.

Так, с 2016 года парк сократился на 5,4%.

Однако стоит отметить, что в 2020–2021 годах возможно увеличение профицита парка при условии диверсификации существующих производств в части развития глубокой переработки побочных продуктов (например, полимеры и пластмассы) и, соответственно, роста внутризаводского потребления СУГ.

Но с учетом ввода в строй новых производств и одновременного выбытия парка с окончанием нормативного срока службы прогнозируется, что в период 2023–2024 годов спрос на цистерны для перевозки СУГ дополнительно возрастет.

В преддверии этого нового витка спроса на подвижной состава рынок уже сейчас заинтересован в массовом выходе в этот сегмент вагонов нового поколения.

Как и в других сегментах, они должны будут существенно повысить эффективность перевозок грузов и увеличить объемы погрузки на железнодорожном транспорте, чтобы поддержать уровень производства новых терминалов после их выхода на полную мощность.

Прогнозируется, что с увеличением на рынке количества вагонов нового поколения, в частности производства ОВК, железная дорога сможет привлечь больше объемов СУГ под перевозку на восточном направлении, а операторы и грузоотправители получат надежный подвижной состав, призванный оптимизировать затраты и соответствовать требованиям к обеспечению безопасности перевозок.

Баланс парка цистерн для перевозки СУГ