8.4. Перевозка сжиженных углеводородных газов авиатранспортом

Необходимость в авиаперевозках сжиженного газа возникает в зимний период в северных районах при отсутствии тары и недостаточном запасе газа в навигационный период промышленными и бытовыми потребителями, а также для газоснабжения экспедиций в Арктике и Антарктиде. [8]

Авиаперевозки сжиженного газа осуществляются грузовыми самолетами, гружеными баллонами согласно «Правилами воздушных

перевозок опасных грузов».

Загрузка баллонов вместимостью по 27 л в зависимости от дальности полета и типа самолета доходит до 500 штук.

Погрузка баллонов в самолет, а также их выгрузка производятся вручную непосредственно с автомобилей.

Б аллоны должны отвечать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». На каждый баллон навертывают заглушку, а баллоны вместимостью более 100 л имеют предохранительные клапаны или предохранительные пластины и соответствующее клеймо. На баллоны обязательно надевают амортизационные кольца из резины или веревки.

Таблица 8.8

Показатели штучной и контейнерной загрузок самолетов баллонами

Показатели	Вид загрузки
	I вариант	II вариант	Контейнерная загрузка
1	2	3	4
Масса 1 баллона с газом, кг Масса контейнера с 16 баллонами, кг Общее число баллонов	– – 442 369	27,1 – 442 369	– 450,6 432 352
Общая загрузка, кг Число контейнеров	11978 10000 –	11978 10000 –	12166 9913 27 22

Установка баллонов в самолете производится в вертикальном положении по двум вариантам, в один и два яруса. На рис. 8.15 показано размещение баллонов в самолете. Баллоны внутри самолета крепят по указанию экипажа и лиц, ответственных за погрузку. Разрешается производить загрузку баллонов с использованием контейнерных устройств на 8 и 16 баллонов каждое (рис. 8.16). В табл. 8.8 приведены показатели штучной и контейнерной загрузок самолетов грузоподъемностью 12 т (числитель) и 10 т (знаменатель).

Авиатранспорт является самым дорогим из существующих видов транспорта сжиженных газов. При использовании самолетов меньшей грузоподъемности расходы возрастают.

Пути снижения стоимости авиатранспорта сжиженного газа лежат в использовании большегрузных самолетов и вертолетов, а также в применении специальных вертолетов, снабженных резервуарами, которые заполняют на газораздаточных станциях и опорожняют у отдаленного потребителя по принципу автогазовозов.

8.5. Транспортировка сжиженных углеводородных газов по трубопроводам

Сжиженные газы транспортируются по трубопроводам при доставке их с заводов-изготовителей крупным потребителям, в основном предприятиям нефтехимии. [1]

По магистральным трубопроводам сжиженные газы (пропан, бутан) перекачиваются как совместно с другими нефтепродуктами (бензинами), 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. Отличительной особенностью трубопроводного транспорта сжиженных газов является зависимость транспортируемой среды от характера изменения давления и температуры по длине трубопровода. Если давление в трубопроводе упадет ниже давления насыщения сжиженного газа при имеющейся температуре, то жидкость закипает и образующаяся паровая фаза заполняет часть живого сечения трубопровода. Это приводит к резкому снижению пропускной способности трубопровода. Для надежной работы следует принимать минимальное значение давления в трубопроводе на 0,5 МПа больше давления насыщения. [1]

На рис. 8.17 приведена схема транспортировки сжиженных газов по магистральному трубопроводу. Сжиженный газ забирается из резервуаров 1 насосами головной станции 2 и через пункт замера расхода 3 подается в магистральный трубопровод. На магистральном трубопроводе через определенные расстояния сооружаются промежуточные перекачивающие станции 4, которые оборудуются аналогично головной станции. Расстояние между перекачивающими станциями на трубопроводах определяют из условия, что давление после насосной станции не должно превышать 5,0 МПа. При этом перед последующей промежуточной станцией давление в трубопроводе должно быть выше давления насыщения газа не менее чем на 0,5 МПа.

Рис. 8.17. Схема транспортировки сжиженных углеводородных

газов по магистральному трубопроводу:

1 – резервуары хранения; 2 – головная насосная станция; 3 – пункт замера газа; 4 – промежуточная насосная станция; 5 – магистральный трубопровод;

6 – резервуары хранения в конечном пункте

Потеря напора в трубопроводе определяется по формуле

(8.6)

где Н – потеря напора на участке трубопровода, м; d – внутренний диаметр трубопровода, м; К – коэффициент гидравлического сопротивления; l – длина газопровода, м; v – средняя скорость движения сжиженного газа, м/с; ρ – плотность сжиженного газа, кг/м³; g– ускорение силы тяжести, м/с². [1]

По формуле (8.6) можно рассчитать необходимый диаметр трубопровода, задаваясь располагаемым перепадом давления и выражая среднюю скорость движения υ через весовой расход сжиженного газа G:

. (8.7)

В табл. 8.9 приведены технические показатели трубопроводов для перекачки сжиженного углеводородного газа.

Таблица 8.9

Технические показатели трубопроводов для перекачки

сжиженного пропана

Длина трубопровода, км	Объем транспортируемого газа, тыс. т в год
	10	50	100	500	1000	2000
Оптимальный диаметр, мм
50 100 500 1000 2000	89×5 8×95 89×5 89×5 89×5	89×5 114×6 133×6 133×6 133×6	114×6 133×6 159×6 189×6 159×6	245×7 273×7 273×7 273×7 273×7	325×8 325×8 325×8 325×8 325×8	377×8 377×8 426×10 426×10 426×10
Число насосных станций
50 100 500 1000 2000	1 1 2 3 6	1 1 2 2 4	1 1 2 3 5	1 1 2 3 5	1 1 2 4 7	1 1 2 4 7

По перекачке сжиженных газов совместно с другими нефтепродуктами, целесообразно закачивать партию бутана в виде буфера между двумя партиями нефтепродуктов. При перекачке бутана последовательно с пропаном бутан закачивается в виде буфера между двумя партиями пропана.

При откачке сжиженных газов из наземных резервуаров возникают затруднения, связанные с тем, что освобождающийся от жидкой фазы объем резервуара немедленно насыщается парами, часть которых конденсируется на поверхностном слое жидкости. При этом температура продукта, поступающего во всасывающую линию насоса, будет несколько выше, чем в верхнем слое жидкости, что может вызвать образование газовых пробок на всасывании насоса. Поэтому откачку из наземных хранилищ целесообразно производить погружными насосами.

Механические уплотнения насосов, применяемых при перекачке светлых нефтепродуктов по магистральным трубопроводам, достаточно надежны также в условиях перекачки пропана. Следует предусматривать оснащение насосов продувочными свечами для сброса остатков пропана перед ремонтом.

При последовательной перекачке пропана по продуктопроводам напор насосов в период перекачки пропана будет уменьшаться, однако эта компенсируется уменьшением гидравлического сопротивления трубопровода при прохождении пропана. Поэтому регулирование числа оборотов насоса с целью экономии расхода энергии при последовательной перекачке пропана наряду со светлыми нефтепродуктами не является необходимым, хотя в некоторых случаях и применяется.

Характер движения пограничного слоя и смесеобразования при последовательной перекачке пропана идентичен условиям перекачки двух светлых нефтепродуктов. В том случае, когда смесь не может быть использована, применяются разделители, позволяющие значительно сократить интенсивность смесеобразования. [1]

В шероховатых трубах, имеющих каверны, в которых застаиваются масляные включения, смешение увеличивается, причем попадание указанных включений в пропан может привести к частичной порче продукта. Чтобы избежать этого, по некоторым продуктопроводам перекачивают только дегидрированные продукты, что значительно уменьшает внутреннюю коррозию труб. При вероятности обводнения пропана в процессе его продвижения по трубопроводу предусматривается осушка пропана на конечном пункте.

Большую опасность для газопроводов представляет образование гидратных пробок из-за присутствия влаги и появления незначительных неплотностей. Поэтому к трубопроводам сжиженного газа предъявляются следующие требования: полная герметичность арматуры, постоянное применение ингибиторов, поддержание давления в трубопроводе не ниже 0,8÷1,0 МПа, осушка трубопровода перед закачкой продукта.

На трубопроводных системах с несколькими разветвлениями диспетчер должен, определяя время появления «головы» партии пропана на приемном пункте, учитывать колебания объема указанной партии вследствие переменного давления и температурных изменений по мере ее продвижения в трубопроводе. Установлено, что изменению объема партии сжиженного пропана на 1% соответствует изменение температуры на 3ºС или уменьшение давления до 1,8 МПа.

Точный расчет позволяет отличить изменения объема вследствие указанных факторов от сокращения объема при утечках из магистрального трубопровода.

При утечках пропана из трубопровода окружающий грунт иногда частично промерзает, что свидетельствует о постоянном характере утечек. В этих случаях ремонт трубопровода производят в период прохождения более тяжелых нефтепродуктов, если это не представляет опасности при данных условиях местности и размере утечек. В противном случае в период ремонта перекачку прекращают, и ремонтируемый участок перекрывают заглушками, располагаемыми по обе стороны от места утечки на расстоянии около 50 м от последнего. Ремонт начинается после удаления пропана из перекрытого участка. Иногда укладывают на указанном участке байпасную линию и переводят перекачку на нее, после чего производят демонтаж поврежденного участка. Для обеспечения безопасных условий ремонта пропан-бутановых трубопроводов по ним в ряде случаев предварительно пропускают партию светлого нефтепродукта.

Сравнительно небольшие протяженности магистральных трубопроводов сжиженных углеводородных газов в нашей стране объясняются в определенной степени тем, что крупные потребители сжиженных газов размещены в непосредственной близости от газонефтеперерабатывающих заводов и других производителей этой продукции. Одним из магистральных трубопроводов, характеризующихся наибольшей протяженностью, является газопровод Миннибаево – Казань. Сжиженный газ с газоперерабатывающего завода перекачивается на Казанский завод органического синтеза. Протяженность трубопровода 288 км, диаметр 300 мм. [1]

Параллельная нитка газопровода Миннибаево – Казань соединена перемычками D_у = 50 мм (через каждые 20÷25 км) с трубопроводом. На перемычках установлена запорная арматура. При ремонтных работах продукт передавливается в соседний участок сухим газом через перемычки.

Опыт эксплуатации трубопровода для перекачки сжиженных газов показал, что этот метод обходится вдвое дешевле перевозки газа по железной дороге, при этом не требуются операции по сливу и наливу цистерн, значительно повышается культура производства.