CC BY
199Сжиженные углеводородные газы: актуальность использования и особенности учета
А.Л. Федоров,
старший научный сотрудник лаборатории технико-экономических исследований ОАО «Гипрониигаз», к.т.н., Ю.Н. Вольнов,
начальник технического отдела, помощник технического директора ОАО «Гипрониигаз», Р.П. Гордеева,
консультант по проектированию, строительству и эксплуатации объектов СУГ ОАО «Гипрониигаз», технический директор ООО «Еврогалс»
В настоящей статье проведен анализ актуальности использования сжиженных углеводородных газов в России и в мире. Рассмотрены основные физико-химические свойства СУГ, которые должен знать персонал объектов СУГ Даны рекомендации по минимизации методических погрешностей коммерческого учета СУГ в процессе проведения сливно-наливных операций. Приведены долгосрочные целевые ориентиры энергетической политики России по диверсификации товарной структуры экспорта энергоносителей.
Ключевые слова: сжиженные углеводородные газы (СУГ), плотность, объем и масса СУГ, учет СУГ.
Liquefied Hydrocarbon Gases: Urgency of Utilization and Means of Accounting
A.L. Fedorov, Y.N. Volnov, R.P. Gordeyeva
The article presents analysis of urgency of liquefied hydrocarbon gases (LHG) utilization in Russia and all over the world. The main physicochemical properties of LHG, that staff of LHG facilities must know, are considered. The recommendations on minimization of methodical faults of LHG commercial accounting in the process of filling-overspill operations are given. The long-term special-purpose reference points of Russia economic policy on diversification of goods structure of power carriers export are given.
Keywords: liquefied hydrocarbon gases (LHG), density, volume and mass of LHG, LHG accounting.
Экономика России, обладающей, как известно, самыми крупными в мире запасами полезных ископаемых, полностью базируется на собственных энергоресурсах. В их основе - углеводороды (доказанные запасы которых составляют более
30% от общемирового показателя) и, в первую очередь, природный газ, занимающий доминирующее положение в топливно-энергетическом балансе страны и являющийся инструментом проведения внутренней и внешней политики. Между тем, проводимая в
России газификация изначально была рассчитана на использование как природного газа, так и сжиженных углеводородных газов - многокомпонентных смесей с преобладающим содержанием пропана или бутана. Это связано с тем, что снабжение природным газом отдельных потребителей и регионов нашей страны в силу экономических (большие капиталовложения при низкой окупаемости) или инженерно-технических (большая отдаленность объектов газопотребления от магистральных газопроводов, рассредоточенность потребителей) причин не представляется возможным либо имеет отдаленную перспективу.
Необходимо отметить, что если за последние десятилетия добыча и потребление природного газа в мире характеризуются стабильно восходящим трендом, то выработка и потребление СУГ характеризуются неустойчивым трендом. По прогнозам экспертов, тенденция роста добычи и использования природного газа в XXI в. только увеличится. В этой связи резонным является вопрос об актуальности дальнейшего использования СУГ.
Говоря об актуальности использования СУГ, следует отметить, что, в частности, в России СУГ широко используются в качестве топлива для коммунально-бытового применения, моторного топлива для автомобильного транспорта, а также в качестве сырья для нефтехимической промышленности. При этом спрос на СУГ как в России, так и за ее пределами носит ярко выраженный сезонный характер. По данным последней редакции «Технического паспорта газового хозяйства Российской Федерации по состоянию на 01.01.2007» [1] уровень газификации жилого фонда СУГ составлял (рис. 1) в целом по РФ 17,77%, из них по федеральным округам1: ЦФО - 12,04 %; СЗФО - 26,60%; СФО - 33,75%; ЮФО - 4,36%; ПФО - 12,51%; УФО - 20,70%; ДВФО - 23,59%.
В 2009 г. в 8 регионах России (Республики Бурятия, Тува, Хакасия,
1 Данные об уровне потребления СУГ по СКФО, образованному указом Президента РФ в 2010 г., не приведены, так как по состоянию на 01.01.2007 г. регионы СКФО входили в состав ЮФО.
ЧИ СЯЯИР Ш «ер .ofifeBbt. !Щ] ^s
«Транспорт на альтернативном топливе» № 3 (15) май 2010 г.
20,70 23,59
- не газифицировано; Н - СУГ; □ - природный газ
Рис. 1. Уровень газификации жилого фонда СУГ в РФ, %
Забайкальский и Красноярский края, Амурская и Мурманская области, Еврейская автономная область) СУГ был единственным используемым видом газового топлива, а в 13 регионах (Республики Алтай, Карелия, Алтайский, Приморский, Хабаровский края, Архангельская, Иркутская, Кировская, Курганская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Томская области) - преобладающим.
По данным Интернет-источников, потребление СУГ в мире за период с 1990 по 2009 гг. выросло примерно в 1,6 раза (со 150 млн. т до 240 млн. т). Ожидается, что к 2020 г. мировое потребление СУГ достигнет 300 млн. т в год.
Этому способствует, кроме прочего, интенсивное развитие экономики стран Азиатско-Тихоокеанского региона. В этой связи экспорт СУГ для России имеет важное экономическое значение.
Таким образом, широкое использование СУГ в настоящее время и прогнозируемое увеличение их потребления в будущем наглядно свидетельствуют об актуальности и востребованности СУГ как одного из
альтернативных природному газу видов газового топлива.
В силу вышеизложенного очевидно, что, как и любой товар, СУГ являются предметом купли-продажи. Поэтому вопросы нормированного учета СУГ имеют принципиальное значение. Важно отметить, что на практике учет СУГ сопряжен с определенными трудностями и прежде всего со специфическими особенностями самих углеводородов, входящих в состав СУГ. В отличие от природного газа, физико-химические свойства СУГ, находящихся в замкнутом пространстве в парожидкостном равновесном состоянии, с одной стороны зависят от компонентного состава жидкой смеси, а с другой - подвержены влиянию температуры и давления. Поэтому, обеспечить организацию учета СУГ с точностью, приемлемой для коммерческих расчетов, достаточно сложно. На практике это приводит к ошибочным показателям (погрешностям) учета СУГ в процессе проведения сливно-наливных операций и возникновению разногласий между поставщиками и потребителями СУГ, имеющих юридические последствия. Свидетельством
этого являются письма с вопросами о технологических потерях, учете, свойствах СУГ и др., регулярно поступающие в адрес ОАО «Гипрониигаз».
Так, например, в июле 2009 г. поступило письмо из Орловской области, в котором приводится пример нарушения правил безопасности при проведении строительных работ с использованием баллона, заполненного СУГ. Из материалов происшествия следует: в январе 2009 г. индивидуальный предприниматель при выполнении строительных работ по договору «установки натяжных потолков» внес в двухкомнатную квартиру, расположенную на третьем этаже жилого трехэтажного здания, стальной сварной баллон вместимостью 12 л, заполненный жидким пропаном. Через некоторое время после этого произошел взрыв баллона в помещении квартиры, в результате которого людям были причинены тяжкие телесные повреждения, повлекшие смерть двух человек - хозяев, находившихся в этот момент в квартире. По мнению экспертов, взрыв произошел в результате переполнения СУГ в баллоне при заправке и последующего нагревания
баллона после внесения его в отапливаемое помещение квартиры.
К сожалению, приведенный выше пример взрыва СУГ не единичен. В последнее время специалистами ОАО «Гипрониигаз» отмечаются участившиеся чрезвычайные ситуации с использованием СУГ, связанные, как правило, с безнадзорностью объектов СУГ на базе хранения баллонов и баллонных установок и пренебрежением правилами безопасности при эксплуатации оборудования, работающего на СУГ. Поэтому следует предъявлять более жесткие требования к газобезопасности объектов СУГ, чем к объектам природного газа. При этом очень важно, чтобы персонал объектов СУГ знал основные свойства жидких углеводородов, составляющих смесь СУГ, для того, чтобы при нормировании их расхода была обеспечена максимальная методическая точность расчетов. В этой связи следует отметить, что СУГ - это углеводороды, которые при нормальных условиях (температуре 0°С или 273,15 К и давлении 101325 Па или 760 мм рт. ст.) находятся в газообразном состоянии, а при небольшом повышении давления без снижения температуры переходят в жидкое состояние. Сырьем для производства СУГ являются нефтяные попутные газы, газовый конденсат и нефть.
Качественный состав и свойства СУГ определены стандартами: ГОСТ 27578-87 «Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта. Технические условия», ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия» и ГОСТ Р 52087-2003 «Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия». Приведенные стандарты различаются в основном количеством регламентируемых марок СУГ. В качестве основного стандарта можно рекомендовать ГОСТ Р 52087-2003 [2], в котором приведены требования к большинству выпускаемых марок СУГ, таким как:
■ ПТ (пропан технический);
■ ПА (пропан автомобильный);
■ ПБА (пропан-бутан автомобильный);
■ ПБТ (пропан-бутан технический);
■ БТ (бутан технический).
Применение сжиженных пропана,
бутана и их смесей зависит от массовой доли каждого из компонентов в смеси СУГ и макроклиматического района (умеренного и холодного) для летнего и зимнего периодов соответственно.
Говоря о свойствах СУГ, следует отметить, что они являются насы-
щенными (кипящими) жидкостями при наличии свободной поверхности жидкой фазы. При этом всегда возникает двухфазная система «жидкость - пар». В связи с чем СУГ транспортируют и хранят в закрытых сосудах (цистернах, резервуарах, баллонах и др.) или газопроводах в жидком состоянии под давлением, которое соответствует упругости их паров при данной температуре. Также важно знать, что ускоренный отбор паров СУГ из сосуда при определенных условиях может привести к понижению температуры жидкой фазы и давления паров в сосуде (при равных условиях отбор жидкой фазы СУГ не снижает давление паров в сосуде).
Отличительной особенностью СУГ от обычных нефтепродуктов являются большие коэффициенты объемного термического расширения, что непосредственным образом (а в ряде случаев опасным, как в приведенном выше примере взрыва баллона в Орловской области) сказывается на плотности СУГ. При повышении наружной температуры жидкая фаза значительно расширяется, поэтому при заполнении сосудов СУГ оставляют свободное пространство - примерно 15% вместимости сосуда. В свою очередь, вязкость СУГ очень мала, что существенно облегчает их транспортировку по трубопроводам. При утечках диффузия СУГ в атмосферу происходит медленно (только при большой скорости ветра смешение паров СУГ и воздуха ускоряется).
Как следует из вышеизложенного, российскими стандартами под продуктами СУГ понимаются сжиженные пропан (С3Н8), бутан (С4Н10) и их смеси, в которых в небольших количествах могут присутствовать газовые примеси в виде этана (С2Н6), метана (СН4), этилена (С2Н4) и других углеводородов. В первую очередь это обусловлено достаточно высокой температурой кипения при атмосферном давлении сжиженного пропана, что позволяет хранить как сам пропан, так и пропан-бутановую смесь в сжиженном состоянии в диапазоне эксплуатационных температур от -42,1 °С до +45°С при относительно низком давлении (до 1,6 МПа) [3]. Для сравнения: температура кипения, при которой бутан пе-
Альтернативное топливо
Ш)
реходит из жидкого состояния в газообразное, составляет всего -0,5°С [3]. Эти свойства следует учитывать, так как согласно ГОСТ Р 52087 [2] и другим ранее перечисленным стандартам по СУГ, избыточное давление насыщенных паров СУГ при температуре +45°С должно быть не более 1,6 МПа. Исходя из этого стальные сварные баллоны, подземные и надземные резервуары, сосуды автоцистерн для СУГ рассчитываются на рабочее давление не более 1,6 МПа.
Вот далеко не полный, но основной перечень свойств СУГ, которые следует знать и учитывать для обеспечения безопасности и правильного обращения с этими газами. Более полное и детальное описание всех свойств СУГ можно найти в специальной литературе, например, в [3] и др. В то же время уже на основании приведенных выше физических и термодинамических свойств СУГ с уверенностью можно сделать вывод о том, что некоторые параметры СУГ являются определяющими при решении многих вопросов безопасности при транспортировке, хранении, распределении, использовании, а следовательно, и нормированного учета этого вида газового топлива. Кроме компонентного состава, к таким параметрам относятся прежде всего плотность и упругость паров СУГ. Следовательно, при расчетах количества СУГ определение объема и плотности СУГ является основным условием их объективного учета, главным образом, в коммерческих расчетах.
Однако на показатели количества СУГ оказывают влияние, кроме прочего, способ их хранения и методы учета.
Учет СУГ при приеме, хранении и отпуске необходимо вести2:
■ в железнодорожных цистернах, автоцистернах;
■ в резервуарах базы хранения газонаполнительных станций (ГНС), газонаполнительных пунктов (ГНП), автогазозаправочных станций (АГЗС);
2 В настоящей статье не рассматриваются варианты учета СУГ, когда они хранятся в контейнерах, а также если СУГ подаются с нефтеперерабатывающего завода по тру-
бопроводу.
Технологическая система ТС «Еврогалс»
■ в резервуарных установках и баллонах.
Для учета СУГ при приеме, хранении и отпуске применяют, как правило, следующие основные методы:
1) массовый - при определении массы на весах, в кг и т;
2) объемно-массовый - при определении массы по объему и плотности при фактической температуре и данному компонентному составу, в м3 и т.
Измерение массы СУГ при массовом методе производится на специальных весах различной грузоподъемности. При этом определяется масса порожнего сосуда, затем - масса этого же сосуда, но уже заполненного на 80-85% СУГ. После этого из массы заполненного СУГ сосуда вычитается его порожняя масса и определяется фактическая масса СУГ, залитая в сосуд.
Определение массы СУГ при объемно-массовом методе выполняется в следующем порядке:
■ с помощью уровнемеров, объемных счетчиков или других приборов определяется уровень (объем) СУГ в сосудах (резервуарах);
■ по известному уровню наполнения и типу сосуда объем, занимаемый СУГ (жидкой фазой), определяется по специальным градуировочным таблицам;
■ по компонентному составу, указанному в паспорте (накладной) на СУГ или определенному хрома-тографическим методом, и при фактической температуре определяется плотность СУГ на объекте;
■ по известным плотности и объему, занимаемому СУГ в сосуде, находится масса СУГ, залитая в сосуд.
Количество СУГ, отпускаемых в баллонах и автоцистернах, определяется массовым методом, в железнодорожных цистернах при отсутствии железнодорожных весов - объемно-массовым методом. Прием СУГ при поступлении их в железнодорожных цистернах при отсутствии железнодорожных весов выполняется также по накладным поставщика.
Таким образом, все операции по купле-продаже СУГ производятся исходя из единицы его массы.
Массу СУГ - т, кг, вычисляют по формуле
т = р-V, (1)
где р - плотность СУГ при данной температуре, кг/м3; V - объем, занимаемый СУГ в сосуде, м3.
Целесообразно отметить, что если при массовом методе погрешность определения массы СУГ сведена к погрешности применяемых весов (то
есть к минимуму), то при объемно-массовом методе на точность определения массы СУГ, как было отмечено выше, кроме компонентного состава СУГ, существенное влияние оказывают прежде всего плотность, имеющая температурную зависимость, и упругость (давление) паров СУГ, которая, в свою очередь, зависит от температуры жидкой фазы СУГ и процентного соотношения компонентов, составляющих жидкую смесь. Перераспределение СУГ между жидкой и паровой фазами, вызываемое изменением температуры или состава, приводит к некоторому изменению массы. Следовательно, эффективный учет СУГ без достаточно точного измерения плотности невозможен.
Изменение плотности отдельных углеводородов, входящих в состав СУГ, может быть подсчитано по известным термодинамическим и эмпирическим зависимостям, а также посредством специальных приборов. Для коммерческих расчетов плотность индивидуальных углеводородов в жидком состоянии в зависимости от температуры следует принимать по таблице 1 ГОСТ 28656 [4].
Плотность СУГ р, кг/м3, вычисляется по формуле [4] 100
Р =
(2)
" р1
где X. - массовая доля 1-го компонента, %;
р. - плотность 1-го компонента при данной температуре, кг/м3;
п - число компонентов сжиженного газа.
Результат вычисления плотности СУГ округляют до третьей значащей цифры [4].
Содержанием газовых примесей при расчете плотности СУГ, как правило, пренебрегают и принимают их в среднем в количестве 3%.
Казалось бы, располагая данными о химическом составе смеси СУГ и плотности ее компонентов при различной температуре, для вычисления плотности СУГ остается лишь подставить все исходные данные в формулу (2), и задача по определению массы СУГ в сосуде будет решена. На первый взгляд, конечно, это так. Но откуда
тогда возникают погрешности учета СУГ в процессе проведения сливно-наливных операций? Ответ на этот вопрос очевиден - источником погрешности является отсутствие учета массы паровой фазы СУГ.
Как было отмечено выше, СУГ это система, состоящая при определенных условиях из двух фаз - жидкой и паровой. А это значит, что каждому физическому состоянию СУГ соответствует определенная масса. Масса паровой фазы смеси СУГ зависит от объема, который она занимает в сосуде, давления и компонентного состава СУГ и может достигать 5% и более от массы жидкой фазы в сосуде при максимальном заполнении. Поэтому масса СУГ в сосуде должна рассчитываться как сумма масс жидкой и паровой фаз. В этом случае по уровню вычисляется объем паровой и жидкой фаз СУГ, после чего масса жидкости вычисляется как произведение объема жидкой фазы на измеренное значение плотности жидкости, а масса пара - как произведение объема паровой фазы на измеренное значение плотности пара.
В связи с вышеизложенным целесообразно после слива жидкой фазы СУГ из сосуда (цистерны, резервуара и др.) откачать по возможности паровую фазу СУГ до избыточного давления 0,05 МПа [5] и учесть ее при
определении количества слитого газа из данного сосуда [6]. Выполнение этого условия позволит свести к минимуму риск возникновения погрешности при учете СУГ в процессе проведения сливно-наливных операций и, следовательно, обеспечить наиболее эффективную организацию учета СУГ с точностью, приемлемой для коммерческих расчетов.
Таким образом, проведенный анализ показал, что СУГ относится к одному из наиболее востребованных в России и в мире энергоносителей, который может служить, кроме прочего, резервным топливом для потребителей природного газа при пиковых нагрузках в газораспределительных сетях или в случае аварийного прекращения газоснабжения. А от правильности организации учета СУГ зависят как газобезопасность объектов СУГ, так и рентабельность бизнеса по выработке, хранению, транспортировке и продаже СУГ.
В дополнение к вышеизложенному следует отметить: несмотря на то, что российскими стандартами под продуктами СУГ понимаются в основном сжиженные пропан, бутан и их смеси, правильнее будет говорить, что к сжиженным газам относятся все сжиженные углеводороды. Различать сжиженные газы следует по принципу, какой газ сжижается [7].
Резервуары для СУГ (вместимость 10 м3 каждый)
Альтернативное топливо
ш
Так, например, помимо перечисленных в [2] марок СУГ, промышленностью выпускается многокомпонентная смесь углеводородов с преобладающим содержанием метана - СПГ (сжиженный природный газ). СПГ получают при охлаждении или под давлением, сырьем для его получения является природный газ.
Поэтому при переводе СПГ в газообразное состояние его свойства соответствуют свойствам природного газа по ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия». В настоящее время в России нет государственных стандартов на СПГ, а единственным нормативно-техническим документом, регламентирующим его применение, являются ПБ 08-342-00 «Правила безопасности при производстве, хранении и выдаче сжиженного природного газа (СПГ) на газораспределительных станциях магистральных газопроводов (ГРС МГ) и автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС)» [7]. Тем не
менее, «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» [8] предусматривает диверсификацию товарной структуры экспорта энер-
Литература
гоносителей за счет увеличения в экспорте доли энергетических продуктов с высокой добавленной стоимостью - в основном СПГ и др.
1. Технический паспорт газового хозяйства Российской Федерации по состоянию на 01.01.2007, ОАО «Газпром», ОАО «Промгаз». - М., 2007. - 543 с.
2. ГОСТ Р 52087-2003. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия: - Введ. 2003- 06-30. - М.: Госстандарт России: Изд-во стандартов, 2003. - 8 с.
3. Стаскевич Н.Л., Вигдорчик Д.Я. Справочник по сжиженным углеводородным газам. - Л.: Недра, 1986. - 543 с.
4. ГОСТ Р 28656-90. Газы углеводородные сжиженные. Расчетный метод определения плотности и давления насыщенных паров: - Введ. 1991-07-01. - М.: Госстандарт России: Изд-во стандартов, 2000. - 10 с.
5. Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы (ПБ 12-609-03). Серия 12. Выпуск 6. - Колл. авт. - М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2003. - 104 с.
6. Руководящий документ «Методика учета сжиженных углеводородных газов», Саратов, Гипрониигаз, 1988. - 90 с.
7. Рачевский Б.С. Сжиженные углеводородные газы. - М.: Нефть и ГАЗ, 2009. - 640 с.
8. «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года», утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 №1715-р.
VITKOVICE
ViTKOVfCE CYL1NDEH5 a.s.
■ пййов дпя смлтого мпт^рллhKoreanла(СNgTh ллпрлпочных ста
CNG баллоны
производство цельнотянутых баллонов иj заготовки (брусок) баллоны С KG облегченные с внешним диаметром до 4GG мм соотношение еыиоегь/иее 1лигр/0г9 кг сеотЕюттние стандартам |go 11439: ЕСЕ R 110; NZS 54 Я; Cavcnin 3226; ГОСТ 9731-79, ГОСТ 517S3-2091 Ээноды-произесццители »Чехии, Польше, Аргентине
СНБ глэозлпрлточные станции
дли индивидуального пошлпшгаммн дпн производственного пользовании дпя коллективного пользовании
Применение баллонов
дпн стационарных н мобильны г систем (РЕО. ТРЁО Ог ДПН) рабочее давление 200, 250, 300. 330 бар и выше емкость несколько тысяч литров
ktefeil
. 1 i
1* |£\®I
- - -.........■■ Л.-II, 40 й ГМоЯото'рмп* Аеее и,. и
ир.. Мост. 1,!МЖ| 7Ef .2G.5S, фите («5» 7.31-25-96
