Технология перекачки газа по трубопроводам

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)
Технология перекачки газа по трубопроводам

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. Технология перекачки газа по трубопроводам

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

Технология перекачки газа по трубопроводам

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

Технология перекачки газа по трубопроводам

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»

Трубопроводный транспорт нефти и газа: нефтяная труба, перекачка

Нефть, газ и  нефтепродукты можно транспортировать различными способами:  водным путем, железнодорожными и автомобильными цистернами и с помощью системы трубопроводов.

Трубопроводный транспорт нефти и газа является самым экономичным  способом доставки этих природных энергоносителей до места их дальнейшей переработки.

Этот вид транспортировки нефти обладает рядом несомненных преимуществ перед прочими способами доставки, а именно:

  • самой низкой  себестоимостью;
  • трубопроводы есть возможность прокладывать практически  в любой местности местах на любые расстояния и  в любом направлении;
  • трубопроводы отличаются достаточной простотой своего обслуживания;
  • на такую транспортировку не влияют погодные условия, она возможна круглосуточно и в любое время года, что, в свою очередь, позволяет наладить бесперебойную и гарантированную  доставку углеводородного сырья;
  • такой вид нефтяного транспорта легко поддается автоматизации;
  • транспортные потери в трубопроводах – минимальны.

Трубопроводы, назначение которых –  доставка нефти, продуктов её переработки и природного газа на большие расстояния, называются   магистральные.

Кроме того, трубопроводы по критерию перекачиваемого продукта подразделяют на нефтепроводы, газопроводы и нефтепродуктопроводы. Если конкретная магистраль предназначена для перекачки одного вида продукта (газового или нефтяного), то их так и называют – мазутопроводы, керосинопроводы, бензинопроводы и так далее.

Справедливости ради,  стоит упомянуть и о недостатках такого вида транспорта, основными из которых являются: весьма значительные капитальные вложения на этапе строительства магистрали и сопутствующей инфраструктуры, а также некоторые ограничения на количество видов перекачиваемых энергоносителей.

Виды трубопроводов для перекачивания нефти, газа и продуктов нефтяной переработки

Магистральный трубопровод характеризуется следующими основными параметрами:

  • длиной;
  • диаметром;
  • пропускной способностью;
  • наличием перекачивающих станций.

Современные магистрали, предназначенные для транспортировки энергоносителей, могут иметь длину в  несколько десятков тысяч километров.

Они входят в состав транспортных комплексов,  оборудованных целым рядом  перекачивающих насосных станций (головных и промежуточных), а также системой станций налива.

В эти промышленные комплексы также включены все необходимые для нормальной работы производственные сооружения и  вспомогательные строения.

Годовая пропускная способность современных транспортных трубопроводных магистралей может превышать 50 миллионов тонн перекачиваемого сырья. Нефтяная труба, применяемая на таких магистралях,  может иметь диаметр 800, 1020, 1220 миллиметров, а некоторых случаях – и более.

При таком способе транспортировки нефти, если её необходимо перекачивать на значительные расстояния, приходится преодолевать весьма серьезные сопротивления гидравлического характера, для чего вдоль всей длины магистральной трубы  строятся  система насосных перекачивающих станций, количество которых зависит от того, какие объемы планируется по этой трубе перекачивать.

Читайте также:  Male для фитингов что это

В России основные применяемые сейчас трубопроводные магистрали были построены еще во времена Советского Союза, в основном – в период с  60-х по 80-е годы прошлого столетия.

Чтобы оценить объемы проделанной за это время работы, достаточно привести две цифры: в 1960-м году вся советская трубопроводная транспортировка перекачивала 163 миллиона тонн сырой нефти и произведенных из неё на НПЗ продуктов, что составляло 70,6 процента от их общего транспортируемого количества;  а через двадцать лет (1980-ый год) это количество возросло  до 574-х миллионов тонн (90,9 процента от всего транспортируемого объема).

Читать также: Технология перекачки газа по трубопроводамТребования к автоцистернам для перевозки нефтепродуктов

В настоящий момент все централизованное управление, а также количественный  учет энергоресурсов и перекачка нефти на российские предприятия нефтепереработки и  доставка сырья и готовой продукции до зарубежных партнеров, а также транзит жидких углеводородов по территории нашей страны, находятся в ведении корпорации «Транснефть», в состав которой входят десятки различных подразделений.

На балансе  «Транснефти» находятся следующие основные активы:

№Полезная информация
1 магистральные нефтепроводы  диаметрами от 400 до 1220-ти миллиметров – приблизительно пятьдесят тысяч километров
2 насосные перекачивающие станции – 393 штуки
3 резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов – 867 штук общей вместимостью до  12,7 миллионов кубических метров

Кроме  магистральных, различают также нефтепроводы местные и внутренние.

Внутренние располагаются на территориях добывающих предприятий, а также компаний, занимающихся хранением  и переработкой сырья и получаемой продукции. Если такие трубопроводы располагаются на территориях нефтяных промыслов – они называются внутрипромысловыми; если на территории  нефтебаз – внутрибазовыми; если на нефтеперегонных заводах – внутризаводскими.

Местные – это  нефтепроводы, которыми соединены различные  объекты, принадлежащие предприятиям  разного профиля (к примеру, головные насосные станции нефтяных промыслов и головные станции магистральных  трубопроводов, либо промыслы и  наливные пункты для водного или железнодорожного транспорта,  и тому подобное).

Если говорить о протяженности трубопровода, то все такие сооружения, длина которых превышает 50-т километров, считаются магистральными.

 По критерию диаметр трубы к магистралям относятся диаметры от 219-ти до 1220-ти миллиметров.

Кроме того, магистральными являются те нефтепроводы, основное назначение которых заключается   в доставке углеводородов  от места их добычи до потребителей внутреннего рынка и зарубежных покупателей.

Основные объекты магистрального нефтепровода:

  • головная насосная станция;
  • система подводящих трубопроводов;
  • промежуточные насосные перекачивающие станции;
  • конечный приемный пункт магистрали;
  • линейные сооружения различного назначения.

Головная насосная станция предназначена для приема углеводородного  сырья с добывающих промыслов и последующей его закачки в трубопроводную магистраль. Также здесь производится количественный учет получаемого сырья.

Система  подводящих трубопроводов обеспечивает доставку добытого сырья от промысла до головной насосной станции.

Промежуточные перекачивающие станции обеспечивают восполнение потерь  энергии рабочего потока, которые возникают в процессе преодоления им  сопротивления сил трения.

Другими словами, они поддерживают в трубе магистрали необходимое значение давления. Их размещение зависит от проведенных заранее гидравлических расчетов.

Как правило, расстояние между такими станциями колеблется в пределах от  50-ти до 100 километров.

Читать также: Технология перекачки газа по трубопроводамСпособы транспортировки нефти и их особенности

  • Помимо основных сооружений, на головной и на каждой из промежуточных насосных  станций в обязательном порядке присутствуют объекты, задача которых – обеспечить ремонт, водоснабжение, подачу тепла и электроэнергии, а также выполнение  иных функций, обеспечивающих бесперебойную работу.
  • Конечный пункт – это либо нефтеперерабатывающий завод, либо какое-нибудь перевалочное предприятие (нефтебаза, наливная железнодорожная или водная  станция, и так далее) .
  • К линейным сооружениям магистральной системы относятся:
  • основная транспортная  труба;
  • запорная арматура всей магистрали;
  • переходы под землей или под водой (например, под существующими дорогами или при преодолении водоемов);
  • вдольтрассовые линии электроснабжения и связи;
  • станции, которые обеспечивают защиту основной трубы от внешних воздействий, способных её повредить (станции  антикоррозионной, катодной и протекторной защиты);
  • иные сооружения, обеспечивающие нормальную эксплуатацию магистрали.

Способы перекачки нефти и нефтепродуктов

В настоящее время применяется два способа такой перекачки – постанционный и транзитный.

При постанционной перекачке  происходит заполнение резервуаров, размещенных на территориях  промежуточных перекачивающих станций. После их наполнения продукция перекачивается на следующую по трубе станцию. Если такой резервуар на станции – не один, то процесс идет практически непрерывно, поскольку по мере заполнения одного резервуара из другого уже идет закачка обратно в основную трубу.

Транзитная перекачка выполняется или  через промежуточный резервуар, или непосредственно из одного насоса в другой.

 Как правило, промежуточные резервуары при такой перекачке используются для  отделения от нефтяного сырья попутного газа и подтоварной воды.

Если используется система  «из насоса – сразу в  насос», то перекачиваемое сырье  в промежуточный резервуар не попадает, сразу двигаясь  дальше по основной трубе.

Второй способ транзитной перекачки – более совершенен и  экономичен, та как позволяет  обеспечить максимальный уровень герметизации и, как следствие, минимизировать потери легких фракций углеводородного сырья, которые имеют место в ходе естественных испарительных процессов, характерных для резервуарной прокачки. В настоящее время, как правило, в использовании резервуарного оборудования при транзитном способе перекачки необходимость возникает лишь в аварийных ситуациях, а в обычном режиме действует принцип «из насоса – в насос».

В настоящее  время доля нефтей с высоким уровнем вязкости в общем объеме добываемых жидких углеводородов значительно выросла. Перекачка высоковязкой среды  по магистрали с использованием обычных способов – весьма затруднительное дело. В связи с этим применяются следующие перекачивающие технологии:

  • перекачка с использованием разбавителей;
  • перекачка с предварительным подогревом сырья;
  • перекачка с  различными  присадками и так далее.

Наибольшую эффективность показала первая технология, при которой в качестве разбавителя используют либо газовый конденсат, либо более легкие сорта нефти, либо другие виды углеводородов. Смешивание высоковязкой перекачиваемой среды с разбавителем снижает не только значение её  вязкости, но и значение  температуры её застывания.

Перекачка с предварительным подогревом тоже достаточно широко, однако в такой технологии есть некоторые нюансы.

По мере движения в трубе между ней и рабочей средой происходит теплообмен, в результате которого рабочий поток постепенно остывает. Для дальнейшего свободного движения возникает необходимость повторить подогрев.

Такие подогревательные пункты на нефтяных магистралях приходится строить через каждые  50-100 километров вдоль всей основной трубы.

Читать также: Технология перекачки газа по трубопроводамОсновные способы перевозки нефтепродуктов

Кроме перечисленных технологий, вязкость и температуру застывания перекачиваемого сырья можно снижать с помощью особых депрессионных присадок. Для парафиновых сортов высоковязкой нефти  самой эффективной из отечественных является полимерная поверхностно-активная присадка ДН-1. Из импортных присадок хорошо зарекомендовало себя вещество  «Рахаттз». Такие депрессионные присадки добавляют в сырую нефть в пропорции от 0,02 до 0,15 процента от  общей массы прокачиваемой жидкости (в зависимости от степени её вязкости).

Магистральная перекачка нефти-сырца и произведенных из неё нефтепродуктов проходит с  применением как местных  средств автоматики, так и с использованием средств  автоматизации, оборудованных    дистанционным управлением.

Чтобы обеспечить качественный и  своевременный контроль, ремонт и обслуживание трубопровода, он делится на отдельные участки. На каждом из таких участков есть своя насосная станция и штат своих линейных обходчиков.

Именно этот персонал отвечает за текущий эксплуатационный контроль  участка магистрали. Для обеспечения текущего контроля также применяются регулярные  вертолетные облеты  и визуальный контроль при помощи прочих  летательных аппаратов.

Читайте также:  Места установки линейной запорной арматуры

Как правило, специалисты-ремонтники есть на каждой  насосной станции.

Строительство головных насосных  станций (ГНС) магистрали стараются производить как можно ближе  к районам нефтедобывающих промыслов.

В составе такой станции обязательно есть  резервуары для приемки  и количественного учета добытого сырья,  а также  устройства, обеспечивающие  запуск очистного скребка, при помощи которого трубопровод очищается от парафиновых отложений. Также в комплекс ГНС входят разделители и другие вспомогательные сооружения.

  1. YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your quota.

Список используемой литературы:

  • Нефть и Нефтепродукты — Википедия
  • Хаустов, А. П. Охрана окружающей среды при добыче нефти/ Хаустов, А. П., Редина, М. М. Издательство: «Дело», 2006. 552 с.
  • Эрих В.Н. Химия нефти и газа. — Л.: Химия, 1966. — 280 с. — 15 000 экз.
  • «Bavarian Clock Haus and Frankenmuth Clock Company». Frankenmuth Clock Company & Bavarian Clock Haus.

Процесс транспортирования газа

Основой функционирования газовой
промышленнос­ти
на
современном этапе является созданная ранее и постоянно развивающаяся единая система газоснабжения,
представляющая собой органически неразрывное единство газовых промыслов, ма­гистральных
газопроводов, подземных газохранилищ и систем рас­пределения, осуществляющих
непрерывный технологический про­цесс подачи газа потребителям. Особое место в
ней занимает про­цесс транспортирования газа, поскольку его характеризует наи­большая
капитале- и фондоемкость среди отраслей газовой про­мышленности. Размер
себестоимости транспорта газа в среднем по системе втрое больше, чем его
расходы по добыче.

Магистральный
газопровод — это сложный комплекс инже­нерных сооружений, предназначенных для
осуществления про­цесса транспортирования газа. В состав газопровода (рис.

9)
вхо­дят головные сооружения, трубопровод с запорной арматурой, отводами и
средствами защиты от коррозии, компрессорные станции, подземные хранилища и
газораспределительные стан­ции (ГРС) и т.д.

Для обслуживания производственного
процесса на газопроводе имеются объекты энерговодоснабжения, линии
электропередач, трансформаторные подстанции, котельные, на­сосные станции,
артезианские скважины и ряд других объектов.

Основной
производственный процесс транспортировки газа заключается в следующем.

Очищенный и осушенный в про­цессе промысловой подготовки газ поступает на
головные со­оружения газопровода, где проходит дополнительную обра­ботку и
одоризацию (придание специфического запаха с по­мощью одорантов —
этилмерпонтана, метилмерпонтана).

После этого он направляется непосредственно в
газопровод. Его ли­нейная часть может быть постоянного или переменного диа­метра.
На некоторых участках (как правило головных) он со­стоит из нескольких труб
(одинакового или различного диа­метров), уложенных параллельно в одном коридоре.

Через каж­дые 20—25 км трассы устанавливаются запорные краны для отключения в
необходимых случаях (ремонт, аварии) отдель­ных участков газопровода. Для
предотвращения трубопровода от коррозии, используются средства катодной
протекторной защиты и электродренажные установки.

Транспортировка
газа по трубопроводу обеспечивается ком-примированием газа на компрессорных
станциях (КС).

Расстоя­ния между КС определяются гидравлическим расчетом с
учетом пропускной способности газопровода, максимального давления на выходе КС,
характеристик компрессоров и турбин, а также местных условий — рельефа
местности, наличия источников энерго- и водоснабжения, близости населенных
пунктов и др. Обычно расстояние между станциями — примерно 120—125 км.

Технология перекачки газа по трубопроводам

1 — промысловые газосборные сети; 2 — головные сооружения га­зопровода; 3 — линейная запорная арматура; 4
городская распре­делительная сеть; 5 — линейная часть газопровода; 6 — дома об­ходчиков-ремонтеров; КС —
компрессорная станция; ГРС — газо­распределительная станция; ПХГ — подземные
хранилища газа

Современные
компрессорные станции оснащаются средства­ми автоматики и телемеханики,
позволяющими создать систему централизованного контроля и управления станциями.

Газопроводные
системы осуществляют не только транспорт­ные, но и сбытовые функции (т.е.
реализуют газ различным груп­пам потребителей).

Большое
значение в системе поставок газа имеют подземные хранилища газа (ПХГ). Они
предназначены в основном для вы­равнивания сезонной неравномерности потребления
газа. Кроме того, ПХГ позволяют более полно использовать пропускную спо­собность
газопроводов и создавать резерв газа в случае неисп­равностей газопровода.

Подземные хранилища размещают в ис­тощенных нефтяных и газовых (газоконденсатных)
месторожде­ниях или пористых водоносных пластах. Сооружение ПХГ во мно­гом
аналогично обустройству газовых промыслов. Компрессор­ные станции на ПХГ имеют
переменную нагрузку, поскольку осуществляют перекачку газа как в пласт, так и
из пласта.

По­этому на этих компрессорных станциях в основном применяют­ся
поршневые газомотокомпрессоры с широким диапазоном ре­гулирования.

В подземных
хранилищах газа в летне-осенний период накап­ливаются излишки транспортируемого
газа, которые вновь по­даются в систему для выравнивания возрастающего потребле­ния
в зимний период.

Основные производственные процессы в магистральном транс­порте газа
характеризуются некоторыми особенностями,
обус­ловливающими специфику форм и методов их организации.

Прежде всего
газопроводный транспорт является узкоспециализи­рованным, по сути,
технологическим. Он предназначен для перемещения одного вида продукции
(природного газа) от мест добычи к потребителям, в отличие от универсальных
разновидностей транс­порта — железнодорожного, морского, автомобильного.

Во-вторых,
основные технологические объекты и сооруже­ния расположены на значительной
территории, зависящей от протяженности газопровода.

Важной
особенностью газопроводного транспорта является его жесткая связь с источниками
добычи газа и потребителями, причем режим эксплуатации газотранспортных систем
зависит в большей мере от динамики газопотребления, которое характе­ризуется
существенными колебаниями.

Существуют различные виды неравномерности: часовая,
суточная, но наиболее важной для экономики транспорта газа является сезонная
неравномер­ность в силу ее наибольшей величины.

Изменения в уровне заг­рузки
требуют принятия специальных мер по регулированию этого явления, что приводит к
необходимости вложения дополнитель­ных средств.

В четвертых,
следует указать на то, что процессу транспорти­рования газа присущ так
называемый «системный эффект», зак­лючающийся в возможности маневрирования
потоками газа и отборами его для регулирования различных видов
неравномер-ностей.

Вместе с тем небольшая
скорость перекачки (35—40 км/ч) обусловливает возможность получать эффект от
этого в основ­ном при решении задач стратегического планирования.

Пятой
особенностью является то, что в процессе транспор­тирования никаких новых
продуктов не создается, они лишь пе­ремещаются, хранятся и реализуются. Таким
образом, деятель­ность газотранспортных предприятий и организаций является не­посредственно
продукцией отрасли.

  • Важной
    особенностью процесса транспорта природного газа является его непрерывность,
    которая обусловлена непрерывно­стью его потребления и добычи.
  • Исходя из
    особенностей процесса транспорта газа формиру­ется производственная структура газотранспортных предприя­тий
    (объединений). Например, дочернее предприятие (акцио­нерное общество) РАО
    «Газпром» — Мострансгаз (МТГ) имеет структуру, включающую в себя предприятия,
    осуществляющие три вида деятельности:
  • ·        

    трубопроводный транспорт;
  • ·        

    капитальное строительство;
  • ·        

    подрядную деятельность.
  • В состав
    подразделений, осуществляющих трубопроводную де­ятельность, входит 25
    управлений магистральными газопровода­ми (УМГ), два управления эксплуатации
    газопроводами (УЭГ), пункт аварийно-восстановительных работ (ПАВР), три подзем­ных
    хранилища газа (ПХГ), управление КРГСА, а также ПТП.
  • Капитальное
    строительство основных средств ведется различ­ными организациями, входящими в
    состав МТГ на правах обо­собленных подразделений.
  • В состав МТГ
    также входят 13 подразделений, занимающихся подрядной деятельностью, в их числе
    8 передвижных механизи­рованных колонн (ПМК).
  • ·        

    газотранспортного предприятия, осуществляющего тран­зит газа до границы другого
    государства;
  • ·        

    газотранспортного предприятия, осуществляющего транс­порт газа российским
    потребителям;
  • ·        

    городского газового хозяйства, осуществляющего распре­деление и поставку на
    относительно небольшие расстояния ко­нечным российским потребителям.
  • Услуги
    первого уровня проводятся по международным пра­вилам на контрактной основе в
    условиях рыночной конкурен­ции с зарубежными газотранспортными предприятиями.
  • Услуги
    второго и третьего уровня проводятся в рамках дого­вора на поставку газа.
  • На первом следует внедрять услуги по
    обеспечению надежно­сти и гибкости транспорта газа, как наиболее ответственные
    с точки зрения соблюдений условий поставки газа и наиболее зна­чимые с точки
    зрения получения прибыли и понесения убытков (штрафов).
Читайте также:  Датчик контроля положения запорной арматуры

На втором этапе внедряются остальные виды услуг
— поддер­жание требуемого давления, хранение газа, учет разности тем­ператур и
т.д.

Как транспортируют газ?

Природный газ является наиболее популярным энергоносителем в нашей стране, чему способствуют обширные отечественные запасы. Его повсеместно используют в различных отраслях промышленности и народного хозяйства. Чтобы доставить «голубое» топливо к потребителю, применяются несколько способов транспортировки.

Подготовка вещества

Прежде чем добытый из скважины газ начать транспортировать, его соответствующим образом готовят.

Процесс подготовки вещества включает в себя следующее:

  • Многоступенчатая процедура удаления примесей, повреждающих оборудование. Первый этап очистки проводится по месту добычи, второй – внутри специальных сепараторов. Третья стадия реализуется на компрессорных установках.
  • Выведение из состава смеси лишней влаги с помощью поглотителей. Если это не сделать, вещество начнет кристаллизироваться и забивать трубы. Еще один способ осушения природного газа – использование дросселирования или охлаждения.
  • Введение в состав топлива добавок, придающих природному газу специфический аромат. Очищенное от примесей вещество полностью лишается запаха (как следствие, его утечка может оказаться незамеченной). Данная проблема решается путем ввода в состав смеси ароматизатора.

После подготовки топливо можно транспортировать одним из перечисленных ниже способов.

Особенности перемещения посредством труб

В нашей стране большая часть природного газа доставляется потребителю посредством трубопроводов. Для газовых магистралей характерно значительное сечение и способность выдерживать внутреннее давление от 75 атм. Для его поддержания на нужном уровне используются компрессорные станции.

Надежность газотранспортной системы

Компания «Газпром» делает все необходимое, чтобы ее газотранспортная система была максимально надежной. Для этого применяются эффективные способы диагностики, своевременно осуществляются ремонтные и обслуживающие мероприятия. За основу работы руководство компании берет инновационные приемы управления и контроля за техническим состоянием и герметичностью ГТС.

Преимущества и недостатки

К несомненным достоинствам транспортировки природного газа посредством трубопроводов можно отнести следующее:

  • небольшие финансовые затраты на перекачку;
  • высокая скорость доставки больших объемов топлива к заказчику;
  • бесперебойность работы (система функционирует круглосуточно в автоматическом режиме);
  • минимизация потерь при транзите;
  • простота использования и обслуживания магистралей;
  • отсутствие утечек в окружающую среду.

Имеются у этого метода и некоторые минусы:

  • во время перекачки газу приходится преодолевать внутренне трение;
  • необходимость капиталовложений на обустройство и обслуживание линий;
  • проблемы с применением в регионах с суровым климатом;
  • невозможность перекачки сжиженного газа;
  • нужда в периодическом ремонте трубопровода;
  • статичность первоначального маршрута ГТС.

Тарифы 

Тарификация используется компаниями, владеющими газовыми магистралями.

На формирование тарифа на услуги по транспортировке газа оказывают влияние следующие факторы:

  • ценообразование со стороны государственных органов;
  • специфика заключенных между организациями соглашений;
  • предполагаемый уровень инфляции на определенный договором период;
  • затраты на обслуживание и ремонт ГТС;
  • специальные надбавки к тарифам на услуги по транспортировке топлива посредством ГТС (они взымаются в качестве поддержки расширения газификации).

При расчете тарифов за основу берется документ, разработанный по заказу Кабинета Министров в 2000 году. Расчет надбавок на транспортировку регулирует постановление Правительства РФ №179 от 21.02.2019.

Особенности перевозки автотранспортом

Транспортировка природного газа в автоцистернах является достаточно распространенным способом. Газ перед перевозкой переводят в сжиженное состояние, для чего применяется специальная технология.

Температура топлива опускается до -160 градусов, а объем уменьшается примерно в 600 раз. Сжатое под давлением топливо закачивают в автомобильную цистерну.

Как правило, перевозку газа таким способом применяют в тех случаях, когда другие варианты недоступны.

Слабые места транспортировки сжиженного газа автотранспортом:

  • необходимость строгого соблюдения правил передвижения и оборудования машины;
  • увеличение риска для водителя и рядом расположенных объектов;
  • строгая регламентация разрешаемых к перемещению объемов топлива;
  • высокие требования к технической исправности транспортного средства;
  • дороговизна метода (с учетом расходов на горючее и ТО машины).

Кроме цистерн, сжиженный газ может закачиваться в баллоны (допустимый уровень заполнения – не больше 90% от общего объема). В дальнейшем вещество применяется в промышленных или бытовых целях.

Существуют следующие правила транспортировки газовых баллонов:

  • обязательно наличие специальных приспособлений для надежного крепления баллонов;
  • перед перевозкой с газовых баллонов нужно снять редукторы, а на вентили прикрепить защитные колпачки (при наличии защитных ящиков эти меры предосторожности не требуются);
  • не допускать перегревания емкостей;
  • к работе данного типа разрешается допускать только водителей с соответствующим опытом;
  • выхлопную трубу машины необходимо вывести в переднюю часть авто и оснастить искроулавливающей сеткой;
  • транспортное средство должно быть укомплектовано парой углекислотных огнетушителей;
  • место установки баллонов необходимо оборудовать хорошей вентиляцией;
  • во время погрузки и транспортировки сжиженного газа в баллонах запрещается курить или применять открытые источники пламени.

Еще один вариант наземной транспортировки топлива в сжиженном состоянии – железнодорожные пути. Для транзита используются специальные стальные емкости и цистерны. Как правило, речь идет о транспортировке газа на небольшие расстояния.

К достоинствам способа относят универсальность и распространенность железнодорожных веток. Как правило, они соединяют большинство крупных городов страны.

Это дает возможность недорого доставлять цистерны или баллоны с газом практически в любой регион.

Транспортировка танкерами

Развитый речной и морской транспортный флот нашей страны позволяет перевозить сжиженный газ на судах. Особенно эффективны в этом отношении морские танкеры.

Плюсы водной транспортировки:

  • безопасность и удобство хранения сжиженного топлива;
  • малые затраты не перевозку;
  • неограниченная пропускная способность морских путей;
  • возможность доставки в прибрежные районы, где отсутствует стационарная ГТС.

Минусы использования водного транспорта:

  • небольшая скорость перемещения танкеров;
  • окупаемость только в случае перемещения больших объемов;
  • узкопрофильность танкеров (обратный рейс может быть пустым);
  • необходимость налаженной системы погрузки и разгрузки газа в портах;
  • высокие требования к пожарной безопасности используемых плавсредств.

Технология перекачки газа по трубопроводам

Объемы

ГТС компании «Газпром» считается самой крупной в мире. Основная ее часть включена в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) страны. Эти линии связывают между собой газовые скважины, предприятия по переработке сырья, специальные хранилища и точки потребления по всем уголкам России.

Наличие централизованного управления, множества ответвлений и параллельных линий обеспечивает ЕСГ максимальную надежность и способность обслуживать своих клиентов даже в условиях пиковых нагрузок. Общая длина магистралей в РФ – 173 тыс. км. В состав системы входит 254 компрессорных модуля, имеющих суммарную мощность в районе 50 тыс. МВт.

Развитие газотранспортной системы 

Руководство компании «Газпром» старается постоянно увеличивать объемы и надежность транспортировки газа промышленным и частным потребителям во все уголки нашей страны и за ее пределы. К примеру, в период 2014-2018 гг.

было проложено более 4000 км новых газопроводных линий на территории РФ. Также ведется работа над созданием магистралей от новых скважин и увеличением возможностей существующих газотранспортных линий.

Среди приоритетных проектов можно выделить «Северный поток-2», «Турецкий поток», «Сила Сибири» и пр.

Сугубое внимание уделяется наращиванию доли сжиженного природного газа: данный вид топлива открывает перспективы новых экспортных направлений.

Для этого были запущены дополнительные комплексы по переводу природного газа в сжиженное состояние («Сахалин-2» и «Балтийский СПГ»). Еще одно перспективное направление – увеличение количества подземных хранилищ газа.

Таким образом предполагается поднять планку отбираемого газа до 1 млрд м3/сутки.

Сделать это планируется следующим образом:

  • модернизировать и переоборудовать действующие подземные хранилища;
  • обустроить пиковые хранилища в соляных залежах;
  • возвести новые объекты в районах с большим потребительским спросом.

Также предполагается до 2030 года увеличить число подземных хранилищ за пределами страны, доведя их активный объем до 5% от годового экспорта.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector