Транспортировка сжиженных углеводородных

Большие количества сжиженных газов транспортируются по магистральным трубопроводам. Проектируют магистральные трубопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85^*. 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.

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 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+(0,5-0,7) 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.

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.

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.

На трубопроводе в высоких точках профиля трассы установлены вантузы для выпуска паровой фазы и сухого газа. Для выпуска газа сделаны разборные свечи длиной по 150 м, через которые газ выбрасывается на безопасное расстояние и затем сжигается.

Транспортировка продукта по трубопроводу Миннибаево – Казань производится с постоянной заливкой метилового спирта (2 л на 1т), что исключает гидратообразование в трубопроводе в течение всего года.

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.