Вопрос 73. Пожарная опасность процессов транспортировки горючих газов по трубопроводам и способы обеспечения пожарной безопасности

 

Содержание

Сравнительный анализ транспорта газа по трубопроводам в жидком и газовоздушном состояниях

Произведен анализ характеристик использования двух видов топлива для трубопроводного транспорта – СПГ и природного газа. Сравниваются основные параметры, влияющие на экономическую эффективность транспортировки газа по трубопроводам. На основании полученных данных сделаны выводы о целесообразности использования сжиженного природного газа, как альтернативы природному при газоснабжении потребителей по газопроводам.

СПГ на мировом рынке энергоресурсов занимает лидирующие позиции, а его актуальность только растет, однако транспортировка этого вида топлива имеет свои особенности. Проблемой транспорта сжиженных природных газов по магистральным трубопроводам занимаются ученые многих стран, т.к. совокупность конкретных параметров и рекомендаций для условий, в которых магистральный трубопровод СПГ мог бы конкурировать с обычным газопроводом, достаточно широка [2].

Для расчетов и сравнения характеристик двух агрегатных состояний природного газа и СПГ рассмотрены диаметры трубопроводов в соответствии с ГОСТ10704-91 (трубы стальные электросварные прямошовные) [3]. С помощью основных параметров (скорость, диаметр трубопровода и объем) произведены вычисления пропускной способности по классическим формулам, использованы практически возможные значения скорости: для СПГ , а для природного газа . Как известно, объем сжиженного газа превышает объем природного в 600 раз, что значительно увеличивает показатели расхода СПГ за одинаковые промежутки времени. Сравнительный анализ пропускной способности в зависимости от диаметра трубопровода приведен на рисунке 1, где существует возможность наглядно оценить расход двух агрегатных состояний топлива в зависимости от диаметра трубопровода с учетом основных технических параметров.

0fd017d22324520d8593a866d659c062

Рисунок 1 − Сравнительный анализ расхода LNG и NG

Действительно, расход СПГ превышает значение пропускной способности природного газа, что представляет целесообразность дальнейшего сравнительного анализа и подбора оптимальных значений для магистрального трубопроводного транспорта этого вида энергоресурса. В качестве примера рассмотрены диапазоны диаметров для перекачки СПГ а для природного газа благодаря чему металлоемкость трубопроводов для сжиженного газа значительно уменьшается. Однако чтобы обеспечить высокий уровень безопасности и надежности, который в свою очередь зависит от рабочей температуры СПГ, возникновения и распространения трещин в трубе, температурных деформаций, необходима теплоизоляция, например ППУ (пенополиуретановая) [6]. Стоимость такого вида материала существенно дороже, чем противокоррозионой изоляции, которой достаточно для труб с природным газом.

На основании термодинамических показателей (температура, давление, коэффициент сжимаемости) рассчитаны значения скорости для двух видов топлива [1, 4, 5]. Диапазоны для СПГ для природного газа в соответствии с заданными диаметрами. Исходя из расчетных данных скоростей значения максимальной, минимальной и средней пропускных способностей газопровода с природным и сжиженным газами приведены на рисунках 2, 3 соответственно.

41d82835f4503b73e7505be0a8b7b147

Рисунок 2 – Границы возможных значений пропускной способности для природного газа

b1dfde910810f60144edae862e96f4a4

Рисунок 3 – Границы возможных значений пропускной способности для СПГ

Очевидно, что расход для сжиженного газа при одном и том же значении диаметра во много раз превосходит расход природного газа, а с увеличением диаметра он возрастает квадратично. Исходя из полученных значений, были взяты оптимальные, т.е. максимально возможные значения диаметров из рассматриваемого диапазона (т.к. возникла бы нецелесообразность расчета) для двух видов топлива. На основании этих показателей приведен сравнительный анализ по следующим параметрам – максимальный расход, тоннаж, удельная теплота сгорания с учетом потерь на сжижение (рисунок 4).

4ed3e6baea55bb8eec3e380746f147c7

Рисунок 4 – Сравнительный анализ показателей СПГ и природного газа

Как известно, удельная теплота сгорания сжиженного газа значительно больше, чем у природного, но с учетом того, что 25% энергии от всего количества СПГ требуется на сжижение, эти показатели близки по своим значениям. Кроме того, минимально и максимально возможная масса труб для СПГ, зависящая от толщины стенки, в 4 −4,5 раза превышает значения массы для транспорта природного газа. Это значит, что при перекачке на большие расстояния возникает рациональность использования СПГ.

Кроме того, падение давления на расчетной длине газопровода является важной характеристикой при выборе наиболее выгодных условий перекачки газа. Так на участке трубопровода 26 км при пропускной способности потери давления по длине составляют для природного газа, для СПГ. Разница между показателями существенна, т.к. рассматриваемые два вида топлива находятся в разных агрегатных состояниях и имеют различную плотность.

С каждым годом актуальность сжиженного природного газа возрастает и активно развивается не только за рубежом, но и в России. Строятся и увеличивают свою производительность заводы СПГ, кроме того, только в Ленинградской области уже существует 4 мини-завода по производству сжиженного природного газа, откуда топливо доставляется к потребителю с помощью газовозов. Однако, по произведенным расчетам, трубопроводный транспорт СПГ даже на небольшие расстояния (25-30 км) может стать экономически эффективным, не смотря на затраты при проектировании и строительстве таких газопроводов.

  1. Дерцакян А.К. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов / А.К. Дерцакян, М.Н. Шпотаковский, В.Г. Волков – Л.: «Недра», 1977. – 519 с.
  2. Рачевский Б.С. Сжиженные углеводородные газы. / Б.С. Рачевский – М.: «НЕФТЬ и ГАЗ», 2009. – 640 с.
  3. ГОСТ10704-91 «Трубы стальные электросварные прямошовные». Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200001409 (4.09.2016)
  4. ГОСТ Р 8.662-2009 ГСИ. «Газ природный. Термодинамические свойства газовой фазы». Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/gost-r-8-662-2009-gsi (17.09.2016 г)
  5. Проект ГОСТ «СЖИЖЕННЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ. Метод расчета термодинамическихсвойств». Режим доступа: http://www.tk52.ru/fileadmin/f/standards/2015/Proekt_GOST_R_SPG_Termodin_svoistva.pdf (25.09.2016 г)
  6. СП 61.13330.2012 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов». Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200091050 (11.10.2016 г)
  7. Проект ГОСТ «СЖИЖЕННЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ. Общая характеристика». Режим доступа: http://www.tk52.ru/fileadmin/f/standards/2015/Proekt_GOST_R_EN_1160_SPG_Obshchaja_kharakteristika_1_. (13.10.2016 г)
  8. СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы». Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200103173 (14.10.2016)
Читайте также  Норма П. Б.

Статья «Сравнительный анализ транспорта газа по трубопроводам в жидком и газовоздушном состояниях» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№10, 2017)

Воронов Владимир Александрович
доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Санкт-Петербургский горный университет

Мартыненко Яна Владимировна
кафедра транспорта и хранения нефти и газа Санкт-Петербургский горный университет

Вопрос 73. Пожарная опасность процессов транспортировки горючих газов по трубопроводам и способы обеспечения пожарной безопасности

В настоящее время на территории России (по данным Госгортехнадзора) эксплуатируется 227,4 тыс км магистральных трубопроводов различного назначения, в том числе: газопроводов – 157 тыс. км; нефтепроводов – 47тыс. км; нефтепродуктов и конденсаторов – 22 тыс. км; аммиакопроводов – 1,4 тыс. км, а также свыше 350 тыс. км внутрипромысловых трубопроводов. Согласно официальной статистике, за последние пять лет на магистральных трубопроводах происходило в среднем 182 пожара в год. Средняя частота возникновения пожаров на 100 км магистральных нефтепроводов составляет 0,25 год -1 .

Удельную частоту возникновения утечек при повреждения технологических трубопроводов f, 1/(год*м), можно определить по формуле

image122

где d – эквивалентный диаметр отверстия в трубопроводе, мм.

Частота повреждения фланцевых соединений на трубопроводах, а также выхода из строя задвижек составляют соответственно 7,0 * 10 -3 год -1 и 6,0 * 10 -3 год -1 .

Удельную частоту полной разгерметизации технологического трубопровода, 1/(год*м), определяют по формуле

image123

f =

где d – диаметр технологического трубопровода, мм.

Разгерметизация трубопроводов (локальная или полная) происходит под воздействием следующих причин:

— внешних механических воздействий природного и технологического характера;

— внутренних механических воздействий повышенного давления продукта и эрозии;

— внутренней и внешней коррозии;

— критического развития скрытых дефектов в материале труб, сварных швах и арматуре;

— наличия человеческого фактора (несанкционированных врезок в трубопровод, повреждений при проведении земляных, сельскохозяйственных работ и др.).

При транспортировании горючих газов при нормальном режиме эксплуатации взрывоопасные концентрации внутри трубопроводов не образуются.

Длительность существования в приземном слое зоне ВОК при аварии газопровода зависит от давления газа, площади сечения отверстия продолжительности истечения, физико-химических свойств газа, его температуры, направления истечения струи, состояния атмосферы, времени года и суток, ландшафта местности и других факторов.4

Выход сжиженного горючего газа (СГГ) из трубопроводов часто сопровождаются фонтанированием, растеканием по поверхности земли или воды кипящего продукта с образованием над поверхностью испарения слоя холодного плотного пара. Пар, смешиваясь с воздухом, образует быстро нарастающую зону взрывоопасных концентраций, длительность существования которой в приземном слое зависит от количества выходящего СГГ, его свойствв и внешних факторов.

— улучшение качества металла труб;

— контроль и регулирование давления и расхода продуктов;

— устройство систем защиты при повышении давления среды;

— применение пав, жидких или газовых разбавителей при транспортировке вязких жидкостей;

— очистка продуктов от коррозионных и механических примесей, в том числе: нефтепродуктов — от воды, природного газа – от паров воды и высокомолекулярных углеводородов;

— применение присадок, предотвращающих образование кристаллогидратов при транспортировании газов;

— мониторинг износа труб и их состояния;

— мониторинг трассы трубопроводов и в особенности переходов через водные преграды, овраги, железные дороги, автомобильные дороги.

Вопрос 74. Пожарная опасность процессов транспортировки горючих жидкостей по трубопроводам и способы обеспечения пожарной опасности:

1. Диаметры трубопроводов измеряются в диапазоне: от 10-20 мм и до 300-400 мм. Протяженность достигает 2-3 тыс. км и более.

2. При транспортировании горючих жидкостей и газов при нормальном режиме взрывоопасные концентрации внутри трубопроводов не образуются.

3. Эрозия, коррозия материала труб обычно приводят к разгерметизации трубопроводов.

4. Выход ЛВЖ и ГЖ из трубопроводов может сопровождаться их фонтанированием с образованием взрывоопасных аэрозолей, растеканием по поверхности земли или воды, испарением с образованием ВОК.

5. На мощность взрыва горючей смеси влияют погодные условия (время года, стратификация атмосферы, подвижность воздуха).

6. Особенность рельефа местности вблизи места выхода горючих веществ из трубопроводов, как наличие уклона, балок, оврагов. Это способствует растеканию нефтепродуктов на больших площадях.

7. К особенностям возникновения и развития пожара на магистральном трубопроводе можно отнести трудности, связанные с обнаружением места повреждения трубопровода и своевременное доставкой противоаварийной и пожарной техники на место аварии или пожара.

1. Соблюдение норм ПБ при проектировании

2. Испытание оборудования на прочность и плотность

3. Соблюдение технологического регламента

4. Улучшение качества металла труб

5. Контроль и регулирование давления и расхода продуктов

6. Устройство систем защиты при повышенном давлении среды

7. Очистка продуктов от механических примесей

8. Применение эффективной теплоизоляции

9. Мониторинг износа труб и их состояние

10. Автоматизированное управление перекачкой

11. Повышение надежности работы арматуры

Вопрос 75. Склады нефти и нефтепродуктов: категорирование, производственные зоны и сооружения склада:

Хранение нефти и нефтепродуктов осуществляется на складах, представляющих собой комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи продуктов.

Основными операциями на складе являются – прием, хранение, перекачка нефти и нефтепродуктов.

Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяются на категории согласно таблице 13.
Общая вместимость складов нефти и нефтепродуктов определяется суммарным объемом хранимого продукта в резервуарах и таре. Объем резервуаров и тары принимается по их номинальному объему.

Читайте также  Какое давление в газопроводе считается низким, а какое средним и высоким: параметры и другие характеристики
Категория складаМаксимальный объем одного резервуара, м 3Общая вместимость склада, м 3
IБолее 100 000
IIБолее 20 000, но не более 100 000
IIIаНе более 5000Более 10 000, но не более 20 000
IIIбНе более 2000Более 2000, но не более 10 000
IIIвНе более 700Не более 2000

Здания и сооружения складов нефти и нефтепродуктов должны быть I, II или III а степеней огнестойкости.

Основными сооружениями складов нефти являются резервуарные парки в виде отдельно стоящих резервуаров, резервуаров в группе, а также складских зданий, в которых нефтепродукты хранятся в таре.

Вопрос 76. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов: их основные типы, устройство и требования к ним:

Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов бывают:

1. подземные (заглубленным в грунт или обсыпанным грунтом — подземное хранение к наземным (наземное хранение), если наивысший уровень жидкости в резервуаре или разлившейся жидкости в здании или сооружении склада ниже не менее чем на 0,2 м низшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара или от стен здания или сооружения);
они не удовлетворяют указанным выше условиям.

2.наземные (наземное хранение), если они не удовлетворяют указанным выше условиям.
Резервуары классифицируют по способу размещения в пространстве (вертикальные или горизонтальные), по виду ограждающих конструкций (цилиндрические, прямоугольные, шаровые, каплевидные), по виду конструкционного материала (металлические или железобетонные), по способу экранирования поверхности продукта (с понтоном или без понтона), по устройству крыши (со стационарной или с плавающей крышей).

Нефть можно хранить в вертикальных резервуарах без понтонов, но оборудованных газовой обвязкой. Резервуары для нефти в зависимости от типа оборудуются следующими устройствами: дыхательными патрубками, защитной арматурой, огнепреградителями, приемо-раздаточными патрубками с обратными клапанами- хлопушками, запорной арматурой;

Вопрос 77. Пожарная опасность процесса хранения нефти в нефтепродуктов в наземных вертикальных стальных резервуарах и способы обеспечения пожарной безопасности:

Для хранения нефти и нефтепродуктов применяют резервуары металлические, железобетонные, земляные.

Наиболее распространенные стальные резервуары. Применяются следующие типы стальных резервуаров:

— вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной конической крышей вместимостью до 20000м 3

— вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей и плавающим понтоном вместимостью до 50000 м 3

— вертикальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей вместимостью до 120000 м 3

Источниками зажигания паров нефтепродуктов могут служить: открытый огонь при проведении ремонтных работ, прямые удары молнии, разряды статического электричества. Известно, что свободный борт стального вертикального резервуара при отсутствии охлаждения в течение первых 10-15 мин пожара на всем горизонтальном сечении теряет свою несущую способность, в нем появляются деформации. Трещины, которые могут привести к разрушению резервуара, в том числе к квазимгновенному.

1. Рациональная организация технологического процесса, контролем работоспособности гидрозатворов, огнепреградителей;

2. Проверки состояния, защитных функций и очисткой ото льда

3. Применение установки катодной защиты

4. Применением и ремонтом антикоррозионных покрытий

5. Периодической очисткой резервуаров от отложений

6. Проверка исправности систем заземления корпуса

Вопрос 78. Пожарная опасность процессов транспортировки и хранения твердых горючих материалов и СОПБ:

Установки и устройства для транспортирования твердых горючих веществ широко распространены во все отраслях промышленности. С их помощью перемещают твердое сырье и топливо, заготовки и готовую продукцию.

Для транспортировки обычно используют:

— конвейнеры различных типов

— самотечные трубопроводы и лотки

Особенности пожарной опасности

1. В устройствах и системах транспорта сосредоточено большое количество горючих материалов

2. При наличии в материале горючей пыли создается угроза образования пылевоздушной горючей смеси

3. Происходит выделение пыли из оборудования

4. Наибольшая взрывопожарная опасность возникает при транспортировании сухих материалов

5. Источниками зажигания является теплота трения, фрикционные искры, самовозгорание отложений пыли

6. Развитию возникшего пожара, способствует наличие разветвленных транспортных коммуникаций и большие скорости перемещения по ним материалов.

СОПБ

1. Надежно заземляют все металлические конструкции

2. Контролировать темпер подшипников высоконагруженных машин

3. Регулярно защищают пространство внутри кожухов транспортных устройств

4. Защищают технологические проемы в стенах

5. Укрытия транспортеров и элеваторов оборудуют взрывными мембранными устройствами для защиты от разрушения при взрыве среды

Как транспортируют газ?

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.

Читайте также  Как устроена клиновая задвижка, какие виды бывают и как их монтировать?

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.

Как транспортируют газ?

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 м 3 /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.

Источник https://magazine.neftegaz.ru/articles/transportirovka/548419-sravnitelnyy-analiz-transporta-gaza-po-truboprovodam-v-zhidkom-i-gazovozdushnom-sostoyaniyakh/

Источник https://studopedia.ru/5_104888_vopros—pozharnaya-opasnost-protsessov-transportirovki-goryuchih-gazov-po-truboprovodam-i-sposobi-obespecheniya-pozharnoy-bezopasnosti.html

Источник https://fabricators.ru/article/kak-transportiruyut-gaz

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: