Document 2053156

Министерство образования и науки Российской Федерации
ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный морской
технический университет»
На правах рукописи
Власьев Максим Валерьевич
Технико-экономическое исследование
целесообразности создания судов для транспортировки
природного газа в сжатом состоянии
(Приложения)
Специальность 05.08.03. – «Проектирование и конструкция судов»
Диссертация на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Научный руководитель:
д.т.н., профессор Г. Ф. Демешко
Санкт-Петербург – 2015
Содержание
П1
стр.
Приложение 1. Существующие концепции CNGтехнологий морской транспортировки природно-
3
го газа
П2
Приложение 2. Транспортная модель доставки
природного газа с помощью CNG-судов.
П3
Приложение 3. Экономика постройки и эксплуатации CNG-судна
П4
11
39
Приложение 4. Сравнительный анализ Правил
классификации и постройки судов для перевозки
сжатого природного газа (CNG-судов) РС, ABS,
76
BV, DNV.
П5
Приложение 5. Описание компьютерной программы «SHIPSTATE»
П6
Приложение 6. Обеспечение осушки газа перед
его загрузкой в баллоны на CNG–суда.
П7
93
111
Приложение 7. Обоснование состава и расчет потребляемой мощности оборудования береговой
116
инфраструктуры
П8
Приложение 8. Вспомогательные таблицы и графики по определению и регламентированию ха-
124
рактеристик и свойств природного газа
П9
Методика выбор типа, состава и расчета мощности главных двигателей CNG-судна
П10
Приложение 5. Описание компьютерной программы «Gas Balloon»
150
164
2
Приложение 1.
П.1 Существующие концепции CNG - технологий морской транспортировки природного газа
Концепция компании «Knutsen OAS Shipping»
Компания «Knutsen OAS Shipping» предполагает использовать для перевозки природного газа цилиндрические сосуды высокого давления (грузовые
баллоны), располагаемые на судне в вертикальном положении (рисунок. П. 1-1).
Компания считает, что вертикальное расположение сосудов для сжатого природного газа - самый безопасный и самый гибкий способ для перевозки газа,
в сжатом виде. Аргументом в пользу такого технического решения являются
конструктивная простота размещения баллонов и минимизация количества
арматуры и оборудования специальных систем, грузовых трубопроводов на
судне, а также более простые способы предотвращения утечки газа при аварийном разрушении любого из грузовых баллонов. При проектировании
CNG-судна компания «Knutsen OAS Shipping» предполагает производить постройку CNG-судов под надзором классификационного общества DNV и использовать в своих проектах уже разработанную данным классификационным обществом соответствующую нормативную базу [130-132].
Рисунок П.1-1. Общий вид на CNG – судно, разработанное компанией
«Knutsen OAS Shipping».
Совместно с немецкой компанией «Europipe GMBH» компания
«Knutsen OAS Shipping» предполагает организовать производство и тестиро3
вание патентованных грузовых емкостей (сосудов для сжатого природного
газа), в качестве которых копания «Knutsen OAS Shipping» предполагает использовать стандартные трубы, поставляемые для магистральных газопроводов компанией «Europipe GMBH», специализирующейся на выпуске трубной
продукции для магистральных газопроводов, в том числе и для газопровода
«Северный Поток».
Концепция компании «Sea NG (Coselle)»
Разработчиком концепции «Coselle» является компании «Sea NG», являющаяся первопроходцем в развитии CNG-технологии. Последнее десятилетие компания «Sea NG» работала над созданием оригинальной емкости для
сжатого природного газа, которая получила название «Coselle». Этот термин
представляет собой аббревиатуру – pipe coiled into a carousel – «coselle», т. е.
труба, спирально навитая на шпульку.
В настоящий момент компания «Sea NG» закончила разработку, тестирование и получение одобрения системы «Coselle» и создала ряд проектов
судов для морской транспортировки газа с использованием этой системы
(рисунок. П. 1-2 а, б).
Одно из самых больших преимуществ технологии «Coselle» – ее простота. Каждая емкость системы «Coselle» состоит из нескольких километров
трубы малого диаметра (150-160 мм) промышленного стандарта (до 17 км),
изготавливаемой из высокопрочной стали X-70 и намотанной на гигантскую
шпульку.
Катушки «Coselle» устанавливаются в грузовые трюмы судна, наполненные инертным газом, катушки являются весьма габаритными и вместительными емкостями для газа и их количество на судне оказывается намного
меньше, чем, если бы были установлены цилиндрические грузовые баллоны,
изготовленные из стандартных труб большого диаметра (как в концепциях
остальных здесь упомянутых компаний-разработчиков CNG-технологий).
Это еще одна отличительная характеристика данной концепции, делающая ее
4
более надежной и менее дорогой по сравнению с другими концепциями.
Вместимость одной стандартной катушки «Coselle» составляет до 90 000 м3,
количество перевозимого в такой емкости газа, кроме как от размеров катушки, зависит также от температуры, давления и смесевого состава газа. Катушки устанавливаются в грузовом трюме в штабели одна на другую. Небольшое количество катушек «Coselle» и их большая емкость позволяет объединить их в единую грузовую систему с простым манифольдом, избежав
при этом применения значительного количества соединительных труб и трубопроводной арматуры. Все клапаны и фасонные части соединительных труб
выводятся на палубу судна, что облегчает и минимизирует расходы на их обслуживание.
Рисунок П.1-2 Концепция CNG-технологиии «Coselle»:
а) общий вид CNG-судна; б) «грузовая катушка» Coselle.
Компания «Sea NG» в зависимости от потребностей рынка предлагает
потенциальному заказчику проекты CNG-судов с количеством катушек 16,
25, 84, 108, 144 штук. Суммарная вместимость по газу таких судов составляет
соответственно: 1,416; 7,08; 9,20; 12,74 млн. м3. [142]
Концепция компании «EnerSeaTransport (Votrans)»
Компания «EnerSeaTransport» основана в Хьюстоне, США и создана
специально для реализации технологии морской транспортировки сжатого
природного газа, именуемой как «VOTRANS». Компания «EnerSea» предполагает использовать для перевозки природного газа цилиндрические грузо5
вые баллоны, которые могут располагаться на CNG-судне, как в вертикальном, так и в горизонтальном положение (рисунок П.1-3 а, б). [152]
а)
б)
Рисунок П.1 -3 Общий вид CNG-судов, разработанных компанией «EnerSea Transport»: а) с вертикально расположенными грузовыми баллонами; б) с горизонтально расположенными грузовыми баллонами.
На судне грузовые баллоны объединяются в группы (модули) от 6 до
24 баллонов каждая, тем самым образуя единую систему загрузки/выгрузки и
хранения газа (рисунок П.1 - 4). Отличительной особенностью концепции,
разработанной компанией «EnerSea», является транспортировка газа в баллонах при условии поддержания в трюмах низких температур (-30°C). Понижение температуры газа, сопровождающееся повышением его плотности, позволяет загрузить на судно то же количество газа в располагаемый объем
грузовых баллонов при избыточном давлении, приблизительно в два раза более низком, чем у компаний «Knutsen OAS Shipping» и «Sea NG», предлагающих перевозить сжатый газ при обычной температуре окружающей среды.
6
Для загрузки и выгрузки газа на судне предполагается применять оригинальную систему, основанную на закачивании в сосуды и вытеснении газа
из них с помощью специальной жидкости (этиленгликоля), которая, в частности, находится в грузовом баллоне перед его заполнением газом. Выгрузка
газа из баллона производится, выдавливанием загруженного в баллон газа
той же жидкостью, что позволяет газу сохранить его температуру и давление
постоянными и полностью опорожнить или заполнить баллон газом. Наличие
на судне данной системы позволяет избежать так называемого «неудаляемого остатка» газа, который в целях безопасности остается в баллоне после выгрузки, в варианте концепции компаний «Knutsen OAS Shipping» и «Sea NG».
Рисунок П.1-4. Вид трюма CNG-судна, спроектированного компанией
EnerSea c модулями из грузовых баллонов.
Возможность из-за меньшего давления газа в сосуде уменьшить толщину стенки грузового баллона, в свою очередь, способствует снижению
общего количества и, соответственно, стоимости используемого на его изготовление конструкционного материала и повышению коэффициента утилизации судна, однако при этом стоимость систем и оборудования, обеспечивающих поддержание низкой температуры в грузовых трюмах судна, оказывается весьма значительной, как и стоимость описанной системы загрузки и
опорожнения баллонов.
Согласно концепции компании «EnerSea» грузовые баллоны также
предполагается изготавливать из поставляемых стандартных труб, приме-
7
няемых для трубопроводов, широко используемых в газовой промышленности, но со значительно меньшей толщиной стенок.
Концепция компании «TransCanada CNG Technologies»
Компания «TransCanada CNG Technologies» является совместным
предприятием, созданным компаниями «TransCanada Pipelines» и «Overseas
Shipholding Group (OSG)».
Компания «TransCanada CNG Technologies» предполагает использовать
для перевозки природного газа цилиндрические грузовые баллоны, которые
располагаются на CNG-судне в горизонтальном положении вдоль судна по
его длине. Сжатый природный газ перевозится в так называемых Газовых
Транспортных Модулях (Gas Transport Module) – GTM (рисунок П.1-5 а, б).
[147], [150]
GTM–модуль представляет собой усиленный композитный сосуд высокого давления, созданный в соответствии с требованиями и нормативами для
сосудов под давлением Американского общества инженеров-механиков
(ASME). GTM - это специальная, оригинальная облегченная цилиндрическая
емкость высокого давления для транспортировки сжатого природного газа.
Такие модули могут перевозиться судном, баржей, поездом или грузовым автомобилем.
а)
б)
Рисунок П.1-5. Проект CNG-судна, разработанного компанией
«TransCanada CNG Technologies»
а) общий вид CNG-судна и его трюма; б) поперечный разрез судна.
8
Использование GTM дает значительное снижение совокупной массы
сосудов, устанавливаемых на судне, по сравнению с обычными стальными
емкостями, обеспечивая при этом высокие показатели безопасности.
Это, как уже отмечалось выше, достигается применением армирующей
«рубашки» из стекловолокна, «одетой» на тонкостенной стальной цилиндрический лейнер. Экономия массы приводит к удешевлению конструкции судна-перевозчика, что оборачивается сокращением потребления топлива. Концепция «Trans CNG International». для морской транспортировки сжатого
природного газа предлагает простое инженерное решение по обустройству и
оборудованию системы, функционирующей при температуре окружающей
среды, и аналогичной широко используемой в настоящее время системе
CNG, обеспечивающей работу автомобилей на сжатом природном газе.
9
Таблица. П.1.1.
Основные характеристики разработанных с использованием созданной в диссертации компьютерной программы «Ship State» концептуальных проектов CNG-судов с вертикально установленными грузовыми баллонами, полученные по концепции компании «Knutsen OAS Shipping»
Наименование технических
и технико-эксплуатацонных
характеристик судов
Вместимость по объему перевозимого газа при нормальнх условиях, (млн. м3)
Высота кассеты, м
Количество кассет на судне,
шт.
Наибольшая длина LOA, (м)
Длина между перпендикуляра LBP, (м)
Ширина B, (м)
Наименование судна
CNG-cудно № 1
CNG-судно № 2
CNG-судно № 3
CNG-судно № 4
CNG-судно № 5
CNG-судно № 6
3
8
13
18
25
30
25
25
25
25
37
37
70
189
305
426
399
480
210
260
295
302
348
352
205
254,3
284,2
295,3
338,1
343
30
39
44
48
53
55
Высота борта Н, (м)
18,92
18,92
18,92
18,92
27,03
27,03
Проектная осадка T, (м)
5,25
6,69
7,72
8,72
11,93
13,10
Водоизмещение, (т)
Эксплуатационная скорость
v, (узл)
Число Фруда (по длине)
33186
68011
98946
126700
219020
251030
15
16
16
15
16
14
0,171
0,164
0,155
0,143
0,142
0,132

0,82
0,82
0,84
0,84
0,82
0,85
 гр
0,068
0,099
0,10
0,12
0,09
0,10
6,28
6,14
5,92
5,67
5,50
l
LBP/B
6,83
6,52
6,45
6,15
6,38
6,23
B/T
5,71
5,82
5,70
5,50
4,44
4,20
H/T
3,60
2,82
2,45
2,17
2,26
2,06
LBP/Н
10,83
13,44
15,02
15,60
12,50
12,68
B/Н
1,58
2,06
2,32
2,54
1,96
2,03
Мощность СЭУ, кВт
Энерговооруженность,
кВт/т
7562
15779
20867
20678
36100
33000
0,227
0,232
0,210
0,163
0,164
0,131
10
Приложение 2.
Транспортная модель доставки природного газа с помощью CNG-судов.
П.2.1. Алгоритм формирования транспортной модели доставки газа с
помощью CNG-судов
Транспортировка установленных объемов природного газа с максимальной экономической эффективностью на заданной линии с использованием CNG-судов требует определения состава флота CNG-судов (количества
судов с определяемыми вместимостью и скоростью хода). Транспортная модель разрабатывается с учетом транспортно-технологических и географоклиматических требований и характеристик судоходной линии.
К транспортно-технологическим характеристикам можно отнести годовой объем газа, предназначаемого к транспортировке, характеристики береговой инфраструктуры, структуру потребного количества времени нахождения судна в рейсе и в портах, наличие вспомогательного флота в портах.
К географо-климатическим характеристикам относятся протяженность
линии и метеорологические условия в регионе.
Транспортная модель доставки газа с помощью CNG-судов может быть
описана следующей блок-схемой (рисунок П. 2.-1).
11
Рисунок П.2-1. Блок-схема формирования транспортной модели доставки газа с помощью CNG-судов.
В блоке 1 производится ввод исходных данных, включающих:
1. Годовой объем транспортировки природного газа на заданном направлении Q.
2. Характеристики объектов береговой инфраструктуры портов погрузки и
выгрузки, и характеристики судоходной линии:
nпр –количество причалов, обслуживающих данную линию,
Pri – пропускная способность в портах на одном причале, в сутки (млн.
м3/сут.);
Lэксп – протяженность судоходной линии, мор. миль;
Lпк – длина подходного канала, мор. миль,
Tшт – потери эксплуатационного времени из-за штормовых условий, сут;
kпотер – коэффициент, учитывающий потери скорости хода судна, с учетом
ветроволнового режима в районе плавания;
Tрем – продолжительность докового ремонта судна, сут;
12
Тпр – время, затрачиваемое на негрузовые операции.
В блоке 2 производится расчет продолжительности кругового рейса
CNG-судна. Время кругового рейса Т
кр.рейс
разбивается на интервалы, при
этом каждый интервал времени описывает определенный этап функционирования транспортной системы доставки.
Продолжительность кругового рейса Tкр.рейс может быть представлена
формулой:
Tкр . рейс  Т ход  Т пк  Т ст  Т пр
(П.2.1)
где:
Тход – ходовое время в составе кругового рейса в открытом море, ч;
Тпк – время плавания по подходным каналам, ч;
Тст – время стоянки судна в портах под погрузкой и выгрузкой, ч;
Тпр – время, затрачиваемое на негрузовые операции, ч.
Ходовое время кругового рейса с учетом потерь скорости, обусловленной ветроволновым режимом в районе эксплуатации судна:
Т ход 
L' эксп L' эксп

v эксп v бал
(П.2.2)
где:
Lэксп – длина судоходной линии, на которой эксплуатируется судно в отрытом море между портами, мор. миль;
vэксп – эксплуатационная скорость CNG-судна во время грузового перехода,
узл.;
vбал –скорость CNG-судна во время балластного перехода, узл.
Эксплуатационная скорость судна vэксп рассчитывается как:
v эксп  k потер  v
(П.2.3)
где:
kпотер – коэффициент, учитывающий потери скорости хода судна с учетом
ветроволнового режима;
v – проектная скорость хода судна, узл.
13
Скорость судна в балластном переходе vбал может быть рассчитана по
приближенной формуле [88]:
v бал  0,90  v  1
(П.2.4)
В случае, если на маршруте транспортировки газа имеются участки,
покрытые ледовыми образованиями либо дрейфующими льдами, формула (2)
приобретает особый вид для летнего и для зимнего периодов.
Ходовое время судна в летний период:
T ход
летн

L экспл L экспл
,

v эксп
v бал
(П.2.5)
ходовое время судна и в зимний период:
T ход
зимн

L б. л
 эксп

L б. л
 бал
 2
Lл
л
,
(П.2.6)
где Lб.л – участок маршрута без ледовых образований, мор. миль;
Lл – участок маршрута, имеющий ледовые образования, мор. миль;
vл – скорость движения судна в ледовых условиях, 2 узл.
Время плавания судна по подходным каналам vпк за круговой рейс:
Tпк 
Lпк1 L пк2

v пк1 v пк2
(П.2.7)
где Lпк1, Lпк2 – длины подходных каналов в портах отправления и доставки
соответственно, мор. миль;
vпк1, vпк2 – допустимые скорости судна по подходным каналам в портах
отправления и доставки соответственно, узл.
Время стоянки судна в портах Тст за круговой рейс складывается из
времени грузовых операций при погрузке tпг и разгрузке tрз:
Tст  t пг  t рз
(П.2.8)
В таком случае продолжительность грузовых операций можно представить выражением:
Tст  t пг  t рз 
W
W

,
Pr1 Pr2
(П.2.9)
где: Wn – вместимость n-го CNG-судна по газу, млн.м3;
14
Pr1 и Pr2 – общая производительность берегового грузовогооборудования на причале в порту погрузки и в порту выгрузки соответственно, млн.
м3/сут.
Если производительность погрузочного оборудования, обеспечивающего подготовку и подачу газа на судно, меньше поступающего на береговой
терминал по подводящему транспортному газопроводу, то избыток газа должен быть отведен в специально сооруженные хранилища. В случае, если
производительность берегового погрузочного оборудования превышает производительность подачи газа по подводящему газопроводу, целесообразным
является обустройство и последующее использование накопительного хранилища, что, в свою очередь, вызовет повышение стоимости береговой инфраструктуры.
Время пребывания судна в порту погрузки Тпр под негрузовыми операциями включает в себя время, затрачиваемое на выполнение следующих операций: маневрирование судна в акватории порта, оформление судовых документов, бункеровка судна, определение количества принятого на судно груза,
осмотр грузового оборудования и грузовых емкостей, время охлаждения емкостей в процессе их загрузки.
В блоке 3 производится реализация транспортной модели, которая является частью функционально-стоимостного анализа работы флота CNGсудов. Функциональными элементами транспортной модели являются следующие:
- n - количество CNG-судов, работающих на линии;
- Wn - вместимость флота n CNG-судов;
- vn – скорость хода судов.
CNG-суда в течение года выполняют транспортировку количества газа
Q на заданном направлении транспортировки i:
F n, W, v  Qi
(П.2.10)
Необходимое количество CNG-судов для транспортировки годового
количества газа Q:
15
n
Qi
Pсуд
(П.2.11)
где: Pсуд – годовая провозная способность одного CNG-судна, млн. м3.
Годовая провозная способность одного CNG-судна:
Pсуд  n рейс  W
(П.2.12)
где: nрейс – количество круговых рейсов, которое совершает одно CNG-судно
за год:
n рейс
год

Tэксп
Tкр . рейс
(П.2.13)
Годовой эксплуатационный период судна Tэксп, сут:
Tэксп  365  T рем  Tшт
(П.2.14)
где: Трем – суммарная продолжительность ежегодного текущего ремонта,
распределенная на один год (продолжительность докового ремонта судна
принята равной 20 сут.);
Тшт – потери эксплуатационного времени из-за ограничения плавания по
штормовым условиям и заходами в порты.
Количество CNG-судов на линии n можно определить, используя представленные выше формулы:
n
Qi
n рейс
год
 Wn
(П.2.15)
В блоке 4 производится проверка количества CNG-судов на линии, с
учетом возникновения обстоятельств, которые могут привести к нарушению
расписания движения судов на линии. Если это условие не выполняется, то
производится пересчет количества судов на линии в блоке 3.
В первую очередь, к обстоятельствам, которые ведут к сбою графика
движения, можно отнести, например, неравномерность работы объектов причальной инфраструктуры, что заставляет суда ожидать очереди на операции
по погрузке либо выгрузке. Вследствие этого в модель водится условие, которое позволит ограничить максимально допустимое количество CNG-судов
на линии nлетн в летний период навигации, и nзим в зимний период навигации.
16
Схема работы транспортной линии, обслуживаемой n CNG-судами,
может быть представлена в виде графика (рис П.2-2).
Рисунок П.2- 2. Схема работы транспортной линии, обслуживаемой CNGсудами.
Рассмотрим, например, время кругового рейса «Судно 1», которое условно может быть разделено на ряд периодов: первый - время погрузки газа
на CNG-судно, второй – время транспортировки, далее время выгрузки газа с
CNG-судна и время балластного перехода (рис. П.2 - 2). Основным условием
надежной работы судоходной линии CNG-судов без непредвиденных простоев и ожиданий в портах погрузки является то, что время кругового рейса
каждого из последующих судов на линии, таких как «Судно 2», «Судно
3»,…«Судно n» сдвигается, как показано на рисунке П.2 - 2. Данное условие
работы линии может быть записано как:
n 1 t пг  Tход  Т пр  Т пк  Т рз
(П.2.16)
где tпг – время погрузки судна.
Таким образом, с учетом этого факта количество CNG-судов будет следующим:
для летней навигации - n лет
 L экспл L экспл 
L
L  W

  Tпр   пк1  пк2  

v
v бал 
 v пк1 v пк2  Pr2  1
  экспл
t пг
(П.2.17)
 L б. л L б. л
L
L 
L  W


 2  л   Tпр   пк1  пк2  
v
v бал
vл 
 v пк1 v пк2  Pr2  1 (П.2.18)
для зимней навигации - nзим   экспл
t пг
17
В блоке 5 строится матрица состава флота в зависимости от грузовместимости и скорости n= f (Wi, vi) для обслуживания заданного годового объема газа Q в заданный период навигации, с учетом ограничений по количеству CNG-судов на линии.
П.2.2. Реализация транспортной модели доставки газа с помощью CNGсудов применительно к условиям Дальнего Востока России.
В России линии небольшой протяжѐнности для перевозок природного
газа (в пределах 2,5…3,5 тыс. морских миль) можно найти на севере и северо–западе Европейской части России и на Дальнем Востоке. На севере – это,
например, перевозки из района бухты р. Индига в направлении Мурманска в
район предполагаемой постройки завода по сжижению газа, на северо–западе
– это перевозки из п. Приморск на Калининград, на Дальнем Востоке – это
перевозка с Сахалина на Владивосток, Японию и Южную Корею.
В настоящий момент на о. Сахалин в п. Пригородное функционирует современный терминал по отгрузке сжиженного природного газа (рисунок П.2.3).
Рисунок П. 2-3. Общая карта маршрутов газопроводов и месторождений
газа на о. Сахалин. (I –Пильтун - Астохское меторождение; II – Лунское
месторождение; III – Береговой терминал по отгрузке сжиженного газа и
нефти в порту Пригородное)
18
В качестве примера использования полученного алгоритма рассмотрена перспективная судоходная линия на Дальнем Востоке России с маршрутом следования от порта Пригородное (о. Сахалин) до порта Ниигата (Япония) с протяженностью линии в 575 миль (см. рисунок. П. 2- 4), (по данным
сайта www.searates.com)
На выбранном маршруте CNG - транспортировки был принят годовой
объем перевозки газа в 3 млрд. м3, эксплуатационный период судов установлен в 345 суток из условия, как обосновывалось выше.
Для расчета потребного числа CNG-судов, перевозящих природный газ
под давлением, принимались исходные данные приведенные в таблице. П.2- 1.
Таблица П. 2 - 1.
Основные транспортные характеристики маршрута
Пригородное-Ниигата.
Линия транспортировки
Протяженность линии
эксплуатации судов
Длина подходного канала
Пригородное, мор. миль
Длина подходного канала
Ниигата, мор. миль
Глубина акватории в п.
Пригородное, м
Глубина акватории п.
Ниигата, м
Продолжительность летней навигации
Продолжительность зимней навигации
Эксплуатационный период судна
п. Пригородное- п.
Ниигата
575 миль;
12
17,5
12
Внешний рейд – до
25
– 275 суток ;
– 90 суток ;
– 345 суток
В расчете потребного числа CNG-судов рассматривается диапазон их
скоростей на чистой воде в диапазоне - 15…19 уз.
Из анализа гидрометеорологической обстановки предполагается, что в
19
зимнее время на части маршрута в 78,4 миль из 575 миль (протяженность линии). Согласно данным, приведенным в [78], судно при наличии у него ледового класса Arc 4 способно самостоятельно двигаться по рекомендуемому
маршруту без проводки ледоколом и идти во льдах со средней скоростью
около 2 уз.
Рисунок П.2. - 4. Маршрут движения судов на линии Пригородное - Ниигата.
П. 2.3. Гидрометеорологические и навигационные условия региона
Данные по гидрометеорологическим и навигационным условиям Охотского и Японского морей получены из [19], [65], [66].
Охотское море
Находится оно в зоне муссонного климата умеренных широт. На северо-востоке средние месячные температуры воздуха в январе - феврале от -14
до -20 °С, на севере и западе. от -20 до -24 °С, в южной и восточной частях
моря от -5 до -7 °С; средние месячные температуры июля и августа, соответственно, 10…18°С.
С октября по май - июнь северная часть моря покрыта льдом. Юговосточная часть моря практически не замерзает.
Значительные размеры и большие глубины Охотского моря, частые и
20
сильные ветры над ним обуславливают развитие здесь крупных волн. Особенно бурным море бывает осенью, а в незамерзающих районах и зимой. На
эти сезоны приходится 55…70% штормового волнения, в том числе с высотами волн 4…6 м, а наибольшие высоты волн достигают 10…11 м (3%-ной
обеспеченности). Самые неспокойные - южный и юго-восточный районы моря, где средняя повторяемость штормового волнения равна 35…50%, а в северо-западной части она уменьшается до 25…30%. При сильном волнении в
проливах между Курильскими островами и между Шантарскими островами
образуется ледяная толчея.
Сейсмическая активность проявляется на островах и под водой. В последнем случае образуются волны цунами.
Участки рассматриваемого маршрута доставки природного газа, проходящего через Охотское море попадают в район ледовых образований, о
чем могут свидетельствовать диаграммы, представленные на рис.рис. П.2-11
– П.2 - 15 «Гидрометеорологические особенности Охотского моря». В порту
Пригородное и в проливе Лаперуза в зимний период на поверхности образуется сплошной однолетний лед его динамика представлена на рис. П 4.5.
Особенностью зимней навигации в Охотском море и в проливе Лаперуза является обледенение судов (в период ноябрь-март), при сильном морозе наветренная сторона судна покрывается толстым слоем льда).
Японское море
Условия плавания в рассматриваемом районе Японского моря усложняют муссоны, дующие практически круглый год со скоростью до 20 м/с. Во
всех районах моря ежегодно наблюдаются сильные ветры со скоростью
30…35 м/с. Продолжительность штормов, в среднем, около 2 суток.
Японское море расположено в зоне действия тропических циклонов.
Тайфуны наблюдаются с мая по октябрь, наиболее часты в августе-сентябре.
Скорость ветра в тайфуне может превышать 50 м/с.
Наиболее бурное волнение на Японском море наблюдается в зимний
период (ноябрь–февраль) и относительно спокойное - в остальные сезоны.
21
Зимой в открытом море волны высотой не более 3 м. В Японском море достаточно часты волны зыби, которые могут достигать 7 м высоты.
Ледяной покров в разных районах Японского моря имеет существенные различия и может быть в виде сплошного ледяного поля, дрейфующих
льдин, ниласа и форм битого молодого льда. Ледообразование в Японском
море происходит только в его северной и северо-западной частях, у побережья Кореи, Японии значительное ледообразование практически не имеет
места, см. рисунок П.2. - 5 и П.2. - 6.
В то же время участок перехода маршрута транспортировки газа из
Охотского моря в Японское также приходится на зону с ледовыми условиями, о чем может свидетельствовать рисунок. П.2. - 7. На данном участке возможен сплошной однолетний лед с толщинами 0,4…0,6 м.
Рисунок П. 2. - 5. Карта региона Японского моря.
Красным контуром обозначен участок
Японского моря, на котором имеются
ледовые условия.
*Примечание: 1 - Корейская народно демократическая республика; 2 – Южная Корея.
Рисунок П. 2. - 6. Карта распределения льда и его толщины в
Северной и Северо-Западной
части Японского моря.
Район 1– t 0,80 м; Район 2 – 0,60 t
0,80 м; Район 3 – 0,40 t 0,60 м; Район 4
– 0 t 0,40 м.
22
Рисунок П. 2 – 7. Трасса плавания по маршруту «порт Пригородное
– пролив Лаперуза»
П. 2.4. Обоснование ледового класса судна
Суда ледового плавания – суда, предназначенные для самостоятельного плавания во льдах, включающего движение в разводьях между льдинами,
преодоление стыков ледяных полей и участков относительно тонких сплошных льдов, или для плавания во льдах под проводкой ледокола.
Категории Ice1, Ice2, Ice3, образующие группу неарктических категорий, распространяются на суда, предназначенные только для плавания в замерзающих неарктических морях (неарктические суда) [79].
Категории Arc4, Arc5, Arc6, Arc7, Arc8, Arc9, образующие группу арктических категорий, распространяются на суда, предназначенные для плавания в арктических морях (арктические суда) [79].
При выборе ледовой категории CNG-судов рекомендуется использовать осредненную информацию о допустимых районах эксплуатации и условиях ледового плавания, представленную в таблицах Правил РС п п. 2.2.3.4–
1–2.2.3.4–3. Использование этой информации для руководства при эксплуатации не допускается. Предполагается, что в эксплуатации судовладелец будет руководствоваться требованиями ледового паспорта или иного докумен23
та, конкретизирующего условия безопасной эксплуатации судна во льдах в
зависимости от знака категории ледовых усилений, особенностей конструкции судна, ледовых условий и ледокольного обеспечения.
Рассматривая указанные данные, можно констатировать, что CNGсудно, эксплуатирующееся в Охотском и Японском морях должно иметь ледовый класс Arc 4, что позволит ему осуществлять самостоятельное плавание
без проводки ледоколом, в этом случае носовая часть корпуса судна может
иметь специальную ледокольную бульбообразную форму, что допускается
Правилами РС для Arc4.
П. 2.5. Приспособленность судна к эксплуатации при отрицательных
температурах («WINTERIZATION»)
Для рассматриваемого судна предполагается эксплуатация на линии в
течение круглого года, загрузка и разгрузка у терминалов в холодных климатических районах. В общем случае предусматривается эксплуатация при отрицательных температурах, что потребует:
– приспособления судов к эксплуатации во льдах, к ходу в условиях
ледокольной проводки, т.е. устройство ледовых подкреплений и оборудования судна на необходимый для данного района ледовый класс Arc4;
– приспособления корпуса и оборудования судна для эксплуатации при
характерных для данного района расчетных отрицательных температурах;
– приспособления судов к эксплуатации в условиях сильного обледенения и соответствия классу РС ANTI–ICE.
Определение расчетных температур. Большинство классификационных
обществ и МАКО [79], [96], [103], [111], рассматривают следующие статистические характеристики наружных температур, показанные на рисунке П.2 - 8.
24
Рисунок П. 2 - 8. Обычно используемые определения температур
Mean – statistical mean over a minimum of 20 years - статистическая средняя за
наблюдаемый период;
Average – average during one day and one night – средняя в течение одного дня
и одной ночи;
Lowest – minimum during the year –наименьшая за 1 год.
MDHT – mean daily high (or maximum) temperature – осредненная за период
максимальная суточная температура;
MDAT – mean daily average temperature – осредненная за период среднесуточная температура;
MDLT – mean daily low (or minimum) temperature –осредненная за период минимальная суточная температура;
LMDAT – lowest mean daily average temperature – наименьшая в году осредненная за период среднесуточная температура;
В
качестве
расчетной
наружной
температуры
(design
ambient
temperature – DAT) МАКО, DNV, LR и ABS [112], [123], [133] рассматривают
LMDAT – наименьшую в году осредненную за период наблюдения среднесуточную температуру.
25
Эта температура входит в знак класса DNV – DAT(–xС).
Температура LMDAT приблизительно на 2С ниже, чем наинизшая
среднемесячная температура MAMDAT [108].
Для открытого оборудования в качестве расчетной температуры рекомендуется экстремально низкая температура, равная ((DAT) – 20оС) [79],
[108].
В «Руководстве ABS» [123] температура LMDAT называется расчетной
эксплуатационной температурой (DST) и указывается в скобках в классе
приспособленности к эксплуатации при низких температурах как ССО–HR
(TEMP), где HR – время эксплуатации в аварийных условиях (18 или 36 часов).
Расчетная эксплуатационная температура является также расчетной для
материалов элементов открытых конструкций.
В качестве расчетной температуры для оборудования в необогреваемых помещениях рекомендуется минимальная ожидаемая температура
(MAT), определяемая как расчетная эксплуатационная температура -20 оС.
Минимальная ожидаемая температура не должна быть выше, чем 0оС [123].
В Регистре Ллойда [133] приспособленность к зимней эксплуатации
разделяется на 3 уровня: мягкие, умеренные и суровые условия, характеризующиеся расчетными температурами наружного воздуха и вероятными сценариями эксплуатации (см. таблицу П.2-2).
При этом знак Winterization H(Tх) применяется для материалов конструкций корпуса, а знак Winterization A(Ty), B(Ty) или C(Ty) применяется для
материалов оборудования и систем.
Средняя расчетная температура наружного воздуха (Тх) определена как
самая низкая в году осредненная за период наблюдения среднесуточная температура в районе эксплуатации.
Самая низкая расчетная температура наружного воздуха (Ту) определяется как Ту = Тх – 20оC [133].
26
Таблица П. 2 - 2.
Рабочие сценарии по требованиям приспособленности к зимней эксплуатации
Уровень
приспособленоcти к
зимней эксплуатации
(winterization)
Приспособленность к
зимней эксплуатации
С(Т)
Приспособленность к
зимней эксплуатации
В(Т)
Приспособленность к
зимней эксплуатации
Н(Т)
Приспособленность к
зимней эксплуатации
А(Т)
Приспособленность к
зимней эксплуатации
Н(Т)
Описание
Типичная расчетная
температура наружного
воздуха, оC
Средняя Самая низкая
Вероятный сценарий
эксплуатации
Короткая продолжительность перехода при
низких температурах,
например, погрузМягкие уска/разгрузка судов при
до (–10)
до (–30)
ловия
отрицательных температурах, а затем следование к пункту разгрузки/погрузки в более теплых районах
Сезонная продолжительность холодных
температур, например,
Умеренные
от (–11) от (–31) до (–
во время непрерывной
условия
до (–25)
45)
эксплуатации судов при
отрицательных температурах в зимние месяцы
Длительное пребывание
при крайне низких темСуровые
пературах, например,
(–26) и ниже (–46) и ниже
условия
когда суда эксплуатируются круглый год в
Арктике или Антарктике
При назначении уровня винтаризации проектировщиком и заказчиком
обозначается Winterization D (Tz), где Tz – самая низкая расчетная температура воздуха.
В Правилах РС [79] минимальная расчетная температура окружающего
воздуха ТА определяется как минимальная среднесуточная температура воздуха, отмеченная за пятилетний период эксплуатации в наиболее неблагоприятных по условиям охлаждения акваториях.
В любом случае для судов ледового плавания величина ТА не должна
быть выше:
27
– 40оС
– для категорий Arc 9 … Arc 5;
– 30оС
– для категорий Arc 4;
– 10оС
– для категорий Ice 3, Ice 2;
– 0оС – для судов, не имеющих ледовых подкреплений.
Для систем кондиционирования ГОСТ 24389–89 «Системы кондиционирования воздуха, вентиляции и отопления судов. Расчетные параметры
воздуха и расчетная температура воды» [38], в качестве расчетной температуры наружного воздуха в зимний период принимается средняя минимальная
температура самых холодных пяти дней.
Для морских судов неограниченного района плавания расчетная зимняя
температура (–25ºС). Эта температура часто указывалась как расчетная температура для всего судна неограниченного района плавания [38].
Характеристики температуры наружного воздуха как для порта погрузки – Пригородное (Россия), так и для порта выгрузки Ниигата, были рассчитаны на основе архива синоптических данных метеостанций, расположенных
в рассматриваемых портах, и приведены в таблице П.2-2 и на рисунке П.2 - 9.
Таблица П. 2 – 2.
Температура наружного воздуха портов рассматриваемой линии (данные
с сайта www. rp5.ru)
порт Ниигата порт Пригородное
Средняя по месяцам температура наружного воздуха
Абсолютный минимум
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
– 4,26
– 4,48
–1
6,85
12,43
17,4
21,39
23,9
22,50
13,10
4,0
–2,50
–9,10
– 12,5
– 15,0
– 9,0
3,0
10,60
15,90
20,30
22,50
16,60
7,50
-1,0
–9,0
–20
Таким образом, по требованиям MAKO у иностранных классификаци28
онных обществ (DNV, ABS, LR) для порта Пригородное расчетная наружная
температура для корпуса DAT = –14,9ºС… –15ºС, а расчетная наружная температура для оборудования и систем - (DAT – 20ºС) или (DAT –35ºС). В соответствии с требованиями РС для судов класса Arc 4 расчетная наружная
Температура воздуха,град С
температура для корпуса должна быть (–30ºС) [79].
30
25
20
15
10
порт Ниигата
порт Пригородное
5
0
-5
-10
-15
-20
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Месяц
Рисунок П. 2 - 9 Значения средних температур воздуха в портах погрузки
и выгрузки газа по месяцам (см. Таблица П. 2 - 2).
С точки зрения ходкости следует учитывать, что CNG-суда с ледовым
классом Arc 4 имеет возможность использовать бульб, который будет способствовать снижению сопротивления. Суда с этой категорией могут использоваться для самостоятельного плавания в мелкобитом разреженном льду
толщиной до 70 см со скоростью 5 узл [79].
Назначение знака ледовых усилений Arc 4 налагает на судно ряд требований, касающихся конструкции и прочности корпуса судна, мощности
главной энергетической установки и прочности корпуса судна.
П. 2.6 Транспортно-технологические характеристики комплекса доставки природного газа на линии п. Пригородное (Россия) – п. Ниигата
(Япония).
В первом приближении расчет времени проведения операций с CNG–
29
судном в портах на погрузке/разгрузке по операциям приведен в таблице П.2
- 3.
Таблица П.2 – 3.
Расчет времени проведения операций с CNG – судном в портах на погрузке/выгрузке и при подходе/отходе судна.
Операции
1. Маневрирование в порту (подход к причалу, отход
от причала)
2. Стояночное время без учета затрачиваемого на грузовые операции, необходимое на следующие операции:
– швартовка,
– оформление документации о приходе,
– шланговка,
– замеры, отбор проб, подсчет груза после закачивания,
– оформление документов после загрузки (разгрузки),
– отшланговка,
– оформление отхода,
– отшвартовка,
3. Время грузовых операций в каждом порту(принято
как расчетное и условно соответствующее возможностям имеющегося в портах грузового оборудования )
4. Время бункеровочных операций (в том числе бункеровка топливом, водой, загрузка продовольствия)
Суммарное время нахождения в порту
Время операции, час.
3,0
14,0
2,0
3,0
1,0
1,0
2,0
1,0
2,0
2,0
48,0
7 (проводятся во время грузовых операций и потому это
время не включается в суммарное)
65,0
Из анализа гидрометеорологической обстановки предполагается, что в
зимнее время в течение 3 месяцев на части названного маршрута протяженностью в 78,4 миль имеет место ледовая обстановка, соответствующая ледовому классу судна не менее Arc 4. Согласно [79] судно при наличии у него
такого ледового класса способно самостоятельно двигаться по рассматриваемому маршруту без проводки за ледоколом и идти во льдах со средней скоростью около 2 уз.
В первом приближении расчет времени проведения операций по погрузке/разгрузке с CNG–судном в портах принимается равным 2 суткам в
каждом порту (это потребует наличия соответствующего компрессорного и
30
прочего оборудования в составе обеспечивающей инфраструктуры).
На основании выполненных расчетов была построена матрица флота
CNG-судов, из которой видно, что потребность в судах в предположении их
движения на чистой воде со скоростью хода из диапазона скоростей 14…19 уз.,
а во льдах с v= 2 уз будет определяться, в первую очередь, вместимостью CNG
– судна по газу W. С учетом округления до целого числа судов:
 W = 10 млн. м3 – 8 судов;
 W = 20 млн.м3 – 4 судов;
 W = 30 млн.м3 – 3 судна.
Графическое представление требуемого количества CNG-судов в зависимости от скорости хода и вместимости CNG-судов показано на рисунке П.2-10.
Матрица состава флота CNG-судов дана в Таблице П.2- 4.
9
8
7
6
Количество
CNG-судов,ед.
V=10 млн.куб.м
V=20 млн.куб.м
V=30 млн.куб.м
5
4
3
2
1
0
13
14
15
16
17
18
19
20
v, узл.
Рисунок П. 2-10. Зависимость количества CNG-судов на рассматриваемой линии от скорости их хода на части маршрута с чистой водой при
варьируемой вместимости судна по газу. Скорость хода на ледовом участке принята равной 2 узлам.
31
Таблица П. 2- 4.
Матрица состава флота CNG-судов.
Вместимость судна, W
10 млн. м3
20 млн.
3
м
30 млн.
м3
Скорость судна v,
Количество CNG-судов на линии,
уз.
ед.
14
7,87
3,93
2,62
15
7,69
3,84
2,56
16
7,53
3,76
2,51
17
7,38
3,69
2,46
18
7,26
3,63
2,42
19
7,14
3,57
2,38
Однако следует отметить, что на потребное количество судов значительное влияние оказывает продолжительность зимней навигации и длина
участка на маршруте, где в зимний период эксплуатации судно оказывается в
ледовых условиях, и из-за этого наблюдается резкое падение эксплуатационной скорости по отношению к расчетной.
32
Таблица П. 2.-5.
Расчет потребного количества судов с вместимостью 10 млн.м3
Вместимость судна по
газу, м3
Скорость судна в грузу на чистой воде, уз
10 000 000
15,0
16
Дальность плавания,
миль
17
18
19
2 x 575
Ходовое время кругового рейса (лето), суток
3,25
3,05
2,88
2,72
2,58
Ходовое время кругового рейса (зима), суток
3,46
3,29
3,14
3
2,88
Время стоянки в двух
портах за время кругового рейса, суток
5,40
5,40
5,40
5,40
5,40
Время маневрирования на подходе, отходе за время кругового
рейса, суток.
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
Продолжительность
летней навигации, суток
275
Продолжительность
зимней навигации,
суток
90
Число рейсов летом
31,25
31,97
32,63
33,25
33,82
Число рейсов зимой
9,9
10,18
10,36
10,52
10,67
Суммарное годовое
число рейсов
41,24
42,15
42,9
43,77
44,50
12
11,86
11,62
11,42
11,32
Потребность в судах,
ед.
33
Таблица П. 2-6.
Расчет потребного количества судов, имеющих каждое вместимость 20
млн.м3
Вместимость судна по
газу, м3
Скорость судна в грузу, уз
20 000 000
15,0
16
Дальность плавания,
миль
17
18
19
2 x 575
Ходовое время кругового рейса (лето), суток
3,25
3,05
2,88
2,72
2,58
Ходовое время кругового рейса (зима), суток
3,46
3,29
3,14
3
2,88
Время стоянки в двух
портах, суток
5,40
5,40
5,40
5,40
5,40
Время маневрирования на подходе, отходе, суток.
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
Продолжительность
летней навигации, суток
275
Продолжительность
зимней навигации,
суток
90
Число рейсов летом
3,21
31,97
32,63
33,25
33,82
Число рейсов зимой
9,90
10,18
10,36
10,52
10,67
Суммарное годовое
число рейсов
41,24
42,15
42,9
43,7
44,50
Потребность в судах,
ед.
6,06
5,93
5,81
5,71
5,61
34
Таблица П. 2 -7.
Расчет потребного количества судов, имеющих каждое вместимость 30
млн.м3
Вместимость судна по
газу, м3
Скорость судна в грузу, уз
30 000 000
15,0
16
Дальность плавания,
миль
17
18
19
2 x 575
Ходовое время кругового рейса (лето), суток
3,25
3,05
2,88
2,72
2,58
Ходовое время кругового рейса (зима), суток
3,46
3,29
3,14
3
2,88
Время стоянки в двух
портах, суток
5,40
5,40
5,40
5,40
5,40
Время маневрирования на подходе, отходе, суток.
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
Продолжительность
летней навигации, суток
275
Продолжительность
зимней навигации,
суток
90
Число рейсов летом
31,25
31,97
32,63
33,25
33,82
Число рейсов зимой
9,90
10,18
10,36
10,52
10,67
Суммарное годовое
число рейсов
41,24
42,15
42,99
43,77
44,50
Потребность в судах,
ед.
4,04
3,95
3,87
3,80
3,74
35
Рисунок П. 2-11. Интенсивность обледенения судов в Охотском море
по месяцам (ноябрь-март). [65]
36
Рисунок П. 2-12 Границы первого
появления льда в Охотском море
[65]
Рисунок П. 2-13 Граница распространения льда в Охотском море.
[65]
Рисунок П. 2-14 Пути тропических циклонов в Японском море. [66], [90]
37
Рисунок П. 2-15. Характерные ледовые ситуации в заливе Анива и западной части пролива Лаперуза. [91]
38
Приложение 3.
Экономика постройки и эксплуатации CNG-судна
П. 3.1. Определение капитальных затрат на постройку CNG-судна.
Общие положения определения затрат на постройку судна.
Строительная стоимость CNG-судов, предназначенных для морской
транспортировки природного газа в сжатом виде является основной составляющей капитальных затрат на формирование соответствующего транспортно-технологического комплекса.
Строительная стоимость CNG-судна, как и любого другого судна, непосредственно связана с его технико-эксплуатационными характеристиками
(типом и количеством грузовых баллонов, типом конструкционных материалов, применяемых для изготовления корпуса судна и грузовых баллонов, его
главными размерениями, скоростью хода, степенью приспособленности к
грузовым операциям по загрузке/разгрузке, уровнем автоматизации процессов управления судном и т.д.) и условиями постройки судна (условиями финансирования и финансовой политики и, в частности, степенью субсидирования постройки судна государством), уровнем заработной платы персонала
и технической оснащенности завода-строителя, условиями кредитования поставок материалов и комплектующих изделий и т.д.).
Существующие методики приближенной оценки строительной стоимости судна можно разбить на следующие разновидности [10]:
 на основе анализа конечных экономических результатов использования судна потребителем (конъюнктурный метод);
 на основе сопоставления цены и технико-экономических характеристик (ТЭХ) анализируемого судна с ценами и ТЭХ судов-аналогов
(параметрический метод);
 на основе подсчета издержек на постройку судна (затратный метод).
Если для завода - строителя цена производства есть нижний предел
строительной стоимости судна, которая определяется, в первую очередь, из39
держками производства, и меньшая цена не обеспечит их покрытия, то для
потребителя цена приобретаемого судна определяется, прежде всего, потребительской ценностью этого судна. Потребительская ценность судна рассматривается в двух аспектах: в техническом (функциональном) и в экономическом. Для формирования цены наибольший интерес представляет экономический аспект. В экономическом смысле под потребительской ценностью подразумевается способность обеспечивать требуемую норму прибыли
на вложенные в покупку и эксплуатацию судна средства. Такая норма прибыли зависит, в первую очередь, от уровня фрахтовых ставок, а также от цены судна и уровня эксплуатационных расходов. Покупная цена судна, которая обеспечивает судовладельцу получение средней нормы прибыли, прямо
пропорциональна уровню фрахтовых ставок.
Цена, обеспечивающая покупателю безубыточность эксплуатации в течение его срока службы, является верхней границей цены судна [10] [35].
Так как в настоящий момент пока в мире нет перевозок сжатого природного газа морем, как таковых, то нет и рынка фрахтовых ставок для этого
вида транспортировки данного груза, а, следовательно, затруднены корректные оценки стоимости постройки CNG-судна на основе потребительской
ценности.
Основное назначение параметрического метода есть экспресс - оценка
стоимости судна с использованием данных по прототипу. При наличии информации по близкому судну - прототипу, достоверность оценки стоимости
создаваемого судна достаточно высока, а при использовании корректирующих коэффициентов, приводящих стоимость к настоящему времени и учитывающих курсовую разницу валют во времени, получаемая величина стоимости приближается к достоверной цене [10], [35].
Реальных (построенных) судов-прототипов для расчета стоимости
CNG-судна на сегодняшний момент не существует. Разработаны проекты
CNG–судов на уровне предконтрактных предложений, стоимостные данные
по которым не публикуются [10].
40
Метод оценки строительной стоимости судна, основанный на расчете
совокупности всех издержек при его постройке, может быть сформирован на
основе анализа технико-эксплуатационных характеристик судов и производственных показателей судостроительных предприятий. Оценка стоимости с
помощью данного метода в меньшей степени подвержена каким-либо конъюнктурным изменениям. Закономерности, на основании которых рассчитывается стоимость судна, носят объективный характер и достаточно физичны.
Существует большое количество работ, посвященных анализу трудоемкости
постройки судов, анализу удельных стоимостных показателей [10], [35], [83].
Данный метод расчета чувствителен к изменению выбираемых на этой стадии главных размерений создаваемых судов, характеристик формы их корпусов, их архитектурно-конструктивного типа, типа и состава судовых устройств, систем, комплектующего оборудования и т.д. В общем случае в качестве аргументов при расчете строительной стоимости судна берутся массы
конструкций, масса или мощность механизмов, производительность или масса соответствующих компонентов судовых систем и устройств и т.п.
Исходя из вышесказанного, затратный метод расчета строительной
стоимости судна является наиболее целесообразным на первых стадиях проектирования CNG-судна.
CNG – судно, предназначенное для транспортировки природного газа в
сжатом состоянии при избыточном давлении в 220…250 bar, оборудуется
большим количеством грузовых емкостей высокого давления, представленных чаще всего в виде цилиндрических баллонов, которые предлагается изготавливать из сталей повышенной прочности (типа X -70, Х-80, X-90).
Масса стальных баллонов составляет свыше до 70% от полной массы
судна, а их стоимость достигает 40 % от стоимости всего CNG – судна. Учитывая, что в РФ имеется 4-е завода, выпускающих сертифицированные трубы
большого диаметра, применяемые для прокладки наземных и подводных газопроводов, можно считать, что в нашей стране целесообразна реализация
CNG – судна, оснащенного длинными (длиной 37 или 25 м) цилиндрически41
ми стальными баллонами, изготовленными из таких стандартных труб с наружным диаметром в 42˝(1067 мм) для приема сжатого газа (на упомянутых
заводах трубы предлагаются длиной 12 или 18 м).
Сами же суда достаточно просты и они по сложности не отличается от
двухкорпусных танкеров. В остальном такие суда традиционны. Дорогими на
этом судне являются сами баллоны (в том числе, и из-за их чрезвычайно
большого количества на судне), а также система загрузки/разгрузки газа. Береговая инфраструктура, обеспечивающая эксплуатацию этих судов, относительно проста и намного дешевле, чем таковая при реализации LNG – проектов, где требуется сооружение исключительного по масштабам необходимой
территории и по стоимости завода по сжижению природного газа и немногим
менее дешевого завода по его регазификации в порту разгрузки LNG –судна.
Стоимость CNG-судна в целом можно рассматривать состоящей из стоимости самого судна-«носителя» и стоимости его грузовой системы (рисунок П. 3 - 1)
CNG - судно
Судно-носитель
Грузовая система
Рисунок П. 3 - 1 Компоненты стоимости CNG– судна.
Эти две составляющие имеют сопоставимые доли в общей стоимости
судна. Для определения стоимости судна-носителя без его грузовой системы
можно применить традиционные методы (используемые, к примеру, для танкеров), а для оценки стоимости грузовой системы для таких судов можно
предложить использование методики, применяемой для объектов нефтегазовой индустрии.
Стоимость человеко-часа на российских верфях принята далее в расчетах равной 300 р/час (ок. 10 $/час), тогда как на зарубежных верфях она может доходить до 1500 р/час и более (на верфях Японии и США) [35].
Постатейное определение строительной стоимости судна
42
Рассматривая постатейный метод определения строительной стоимости, стоимость постройки судна Ссуд может быть выражена формулой:
Cсуд  М  ОПР  РПО  ОР  П ,
(П.3.1)
где: М - материалы, покупные изделия и оборудование;
ОПР - заработная плата основных производственных рабочих, включая
ЕСН (налоговые) отчисления;
РПО - расходы на подготовку и освоение производства;
ОР - общезаводские и общецеховые (накладные) расходы;
П – прибыль завода и непредвиденные расходы.
Каждое из слагаемых данного выражения имеет свои методические основы расчета и основывается на накопленной базе информации каждого завода строителя. В такой ситуации оценка совокупной стоимости по статьям
для освоенного типа судна оказывается базирующимся на методе пересчета
по прототипу.
Стоимость используемых для постройки корпуса судна конструкционных материалов складывается из стоимости стали (листовой и профильный
прокат), труб, изолирующих материалов, материалов покрытий, лакокрасочных материалов, дельных вещей, корпусного насыщения, оборудования помещений и т.п.
Значительную долю стоимости материалов составляет стоимость покупных изделий и, в частности, энергетического и электрооборудования, навигационного и радиотехнического вооружения, средств автоматики, судовых устройств и судовых систем (ГЭУ, вспомогательные установки, движители, электроэнергетическая система и пр.).
Стоимость материалов и покупных изделий (кроме оборудования) может быть определена как пропорциональная величинам их масс с использованием удельных стоимостных показателей, данные по которым для укрупненных групп материалов представлены в табличной форме (см. таблица П. 3 - 1).
Общая стоимость сырья и материалов М для постройки CNG-судна
может быть оценена по формуле [10]:
43
i 1


M   Pзмi  ttр i  Cзмi  qсэу  N дв
n
(П.3.2)
где Pзмi – чистая масса i-ой группы сырья и материалов, т;
ttpi – транспортно-заготовительные расходы, %;
Сзмi – стоимость 1 тонны i-ой группы сырья и материалов, USD/т;
qсэу – удельная стоимость 1 кВт СЭУ  800…1500 USD/кВт [18], [35], [58];
Nдв – мощность СЭУ, кВт.
Таблица П. 3 – 1.
Исходные данные для расчета стоимости сырья и материалов.
Чистая
% отхомасса, дов
т
Заказная масса
материалов, т
Трансортнозаготовительные
расходы
(ТЗР), %
Стоимость
1т. материалов,
тыс.
USD/т
№
п.
п.
Конструктивные группы
судна
1
1-я группа (металлический
корпус)
p1
kот1
Рзм1=p1(1+kот1)
tтр1
Cзм1
2
2-я группа
(оборудование
помещений и
палуб)
p чм2
kот2
Рзм2=pчм2(1+kот2
)
tтр2
Cзм2
3
3-я группа (судовые устройства и дельные
вещи)
pчм3
kот3
Рзм3=Рчм3(1+kот3
)
tтр3
Cзм3
4
4-я группа (механизмы)
pм
kот4
Рзм4=pм(1+kот4)
tтр4
Cзм4
44
№
п.
п.
Конструктивные группы
судна
5
5-я группа (судовые системы
и трубопроводы)
Чистая
% отхомасса, дов
т
p2
kот5
Заказная масса
материалов, т
Трансортнозаготовительные
расходы
(ТЗР), %
Стоимость
1т. материалов,
тыс.
USD/т
Рзм5=p2(1+kот5)
tтр5
Cзм5
* по данным ОАО «Выборгский судостроительный завод»: k от1=0,17;
kот2=0,05; kот3=0,05; kот4=0,09; kот5=0,05; tтр1=1,077; tтр2=1,077; tтр3=6,410-3;
tтр4=0,0164; tтр5=1,077; Сзм1=1,10; Сзм2=5,0; Сзм3=3,50; Сзм4=4,0; Сзм5=3,0.
Расходы на заработную плату в общем виде определяются суммарной
трудоемкостью постройки судна (в нормо-часах) и стоимостью нормо-часа
основных производственных рабочих, имеющей место на рассматриваемом
заводе-строителе:
(П.3.3)
З  qч  Тс  Кн
где, qч – стоимость одного нормо-часа основных производственных рабочих
(стоимость нормо-часа для отечественных верфей находится на уровне 10 $);
Кн – коэффициент, учитывающий единые социальные отчисления (в расчетах принимается 1,26);
Тс – суммарная трудоемкость постройки головного судна (в нормочасах).
Трудоемкость серийно освоенного судна Тс по видам работ совокупно
определится по формуле:
Tc  Ti  T1  T2  T3  T4  T5
,
(П.3.4)
Где: Тi – трудоемкость работ по группам материалов и оборудования,
Ti  ti  pi ;
45
pi – укрупненный измеритель массы из масс, составляющих нагрузку
судна (см. ТаблицуП.3 - 2), т;
ti – нормативы удельной трудоемкости работ, чел.-ч/т.
Все такие нормативы применяются в соответствии с руководящими документами и действующими стандартами в судостроении, в нашей стране в
настоящий момент таковым можно считать РД5Р.ГКЛИ. 0502-184-94 [83]. К
указанным нормативам применяются коэффициенты в зависимости от условий производства. В табличной форме (см. таблица П.3-2) приводятся понижающие коэффициенты, общие для современных условий постройки судов и
учтенные в дальнейших расчетах.
Таблица П. 3 – 2.
Коэффициенты, учитывающие конструктивные и технологические особенности при определении трудоемкости корпусо-сборочных работ согласно РД5Р.ГКЛИ. 0502-184-94 [83]
Содержание вида работ
Обработка деталей корпуса
Предварительная
сборка конструкций корпуса
Конструктивнотехнологические особенности постройки судна
Внедрение корпусных конструкций плоских образований
Применение крупногабаритных листов (размерами
4,5х16,0м; 2,4х10,0м;
3,2х12,0м)
Применение крупногабаритных листов (размерами
4,5х16,0м; 2,4х10,0м;
3,2х12,0м)
Внедрение корпусных конструкций плоских образований
Условное
обозначение
Значение
kопк
0,80
kрл
0,93
kрл
0,93
kппк
0,70
46
Содержание вида работ
Конструктивнотехнологические особенности постройки судна
Применение механизированных и автоматизированных поточных линий сборочно-сварочного производства в случае
Условное
обозначение
Значение
kмсб
0,70
kфпк
0,80
kу
1,10
Внедрение корпусных конструкций плоских образоФормирование
ваний
корпуса на ста-
Выполнение работ в усло-
пеле
виях открытого горизонтального стапеля и строительного дока
Трудоемкость корпусо-сборочных работ T1 определяется по формуле
(см. таблица П. 3-2):
T1  kопк  k рл  t o  k рл  k ппк  k мсб  t cc  kфпк  k у  t ф  p1  k лед
(П.3.5)
to – норматив удельной трудоемкости обработки деталей корпуса, согласно
Таблице 19б [83] to=2731,7 p1-0, 522, чел. -ч/т;
tсс – норматив удельной трудоемкости предварительной сборки конструкций
корпуса,( согласно Таблице 19б [83] рассчитываемого как tсс=35154p1-0,721),
чел.-ч/т;
p1 – масса металлического корпуса (см. Глава 4, Таблица 4.8), т;
tф – норматив удельной трудоемкости формирования корпуса, согласно Таблице 19 б [83], рассчитываемого как tф=29062p1-0,729, чел.-ч/т;
kлед – коэффициент, учитывающий трудоемкость корпусо-сборочных работ в
зависимости от ледового класса судна, для судов класса Arc 4 с водоизмеще-
47
нием 60 000D200 000 т, данный коэффициент составит kлед=1,06-7,50108
D [83].
Трудоемкость трубомонтажных работ T2 рассчитывается по формуле
(см. Таблица П. 3-3):
(П.3.6)
T2  t 2  p2  k у  k сло
p2 – масса трубопроводов, т;
t2– норматив удельной трудоемкости выполнения трубомонтажных работ, согласно Таблице 19б [83] рассчитывается как t2=8356,9p2-0,457, чел. -ч/т;
kу, kсло – коэффициент учитывающие конструктивные и технологические особенности при определении трудоемкости трубомонтажных и механомонтажных
работ [83].
Таблица П. 3 – 3.
Коэффициенты, учитывающие конструктивные и технологические особенности при определении трудоемкости трубомонтажных и механомонтажных работ согласно РД5Р.ГКЛИ. 0502-184-94 [83]
Содержание вида
работ
Трубомонтажные
и механомонтажные
Конструктивнотехнологические особенности постройки судна
Выполнение работ в условиях (на плаву)
Применение нового ранее
не освоенного оборудования, механизмов, спецоборудования.
Условное
обозначение
Значение
kу
1,25
kсло
1,5
Трудоемкость механомонтажных работ T3 рассчитывается по формуле:
T3  t3  p м  k у  k сло
(П.3.7)
pм – масса устанавливаемого на судно оборудования, т;
t3 – норматив удельной трудоемкости механомонтажных работ согласно таблице 19б рассчитываемого как t3=80,531- 0,0039 pм, чел. -ч/т.
48
Трудоемкость достроечных работ рассчитывается по формуле:
T4  kд  kиз  t 4  D 0
(П.3.8)
kд – коэффициент учитывающий трудоемкость достроечных работ, согласно
Таблице 3 [83] принимается 0,95;
kиз – коэффициент учитывающий трудоемкость изоляционных работ с привлечением заводом строителем контрагентов, согласно Таблице 3 [83] принимается 1,20;
D0 – водоизмещение судна порожнем (без грузовых емкостей для газа), т;
t4 - норматив удельной трудоемкости достроечных работ, согласно Таблице
19б [160] рассчитываемого как t4=22181D0-0,728, чел. -ч/т.
Трудоемкость испытаний судна рассчитывается по формуле:
T5  t5  D 0  kсло _ исп
(П.3.9)
t5 - норматив удельной трудоемкости испытаний, согласно Таблице 19б [83]
рассчитываемого как t5=8872,4D0-0,7268, чел. -ч/т;
kсло_и – коэффициент учитывающий применение нового, ранее не освоенного
оборудования, механизмов и т.п., согласно Таблице 3 [83] принимается 1,50.
Трудоемкость постройки судна:
Tc  [k опк  k рл  t o  k рл  k ппк  k мсб  t cc  k фпк  k у  t ф  p1  k лед ] 
 k сло  t 2  p2  k у   t 3  p м  k у   D 0  k д  kиз  t 4  t 5  k сло _ исп 
(П.3.10)
Заработная плата на постройку судна составит:
k опк  k рл  t o  k рл  k ппк  k мсб  t cc  k фпк  k у  t ф  p1  k лед   
З  qч  Кн  
 (П.3.11)
 k сло  t 2  p2  k у   t 3  p м  k у   D 0  k д  k из  t 4  t5  k сло _ исп  
Общезаводские и общецеховые (накладные) расходы (ОПР) определяются в зависимости от себестоимости постройки судна с помощью коэффициента Кор. Он варьируется в диапазоне 1,25…1,35 и зависит от особенностей
завода - строителя и специализации производства, в расчетах принимается
1,30. [10], [35]
Расходы на подготовку и освоение производства (РПО) состоят из
стоимости разработки проекта (технического и рабочего) и затрат на производство технологической оснастки. Расходы РПО могут быть приняты в диа49
пазоне 6…15 % от стоимости материалов и сырья, согласно стандарту расчета трудоемкости постройки судна РД5Р.ГКЛИ. 0502-184-94 [10], [35], [83].
КРПО принимается равным 1,12.
Прибыль завода варьируется в диапазоне 10…15% от величины строительной стоимости судна, для расчетов может быть принята около 12% и будет учитываться коэффициентом КП. [35]
В общем виде строительная стоимость судна может быть выражена зависимостью:
Cсуд  К П  К ОР  М  З  K РПО  М
(П.3.12)
где КП – норматив прибыли, КП=1,12;
КОР – норматив общезаводских и общецеховых (накладных) расходов,
КОР =1,30;
КРПО – норматив расходов на подготовку и освоение производства,
КПРО=1,12;
[ М  З  K РПО  М ] – себестоимость постройки судна.
Полученный алгоритм расчета стоимости постройки судна позволяет
определять стоимость судна в зависимости от водоизмещения судна порожнем, мощность СЭУ с учетом ледового класса судна, применения и установки нового судового оборудования, а также необходимость установки на судно грузовых емкостей для газа и выполнения изоляционных работ.
П.3.1. Оценка стоимости изготовления грузовых емкостей
Весьма значительную долю стоимости судна составляет стоимость его
грузовой системы, включающей сами грузовые емкости, объединяющую их
газотранспортную систему на судне, состоящую из труб и трубопроводной
арматуры, необходимых для загрузки и выгрузки каждого газового баллона
(см. Глава 4, рис.4.5), а также рамные конструкции кассет, заключающие в
себе по несколько грузовых баллонов и представляющие собой каждая укрупненный грузовой модуль, что способствует упрощению монтажа и демон50
тажа баллонов на судне (см. Глава 4, рис.4.3). Стоимость грузовых емкостей
высокого давления формируется из себестоимости конструкционного материала, из которого они изготавливаются, стоимости внутренней арматуры и
заводских расходов на их изготовление.
1.1
1.2
1.3
1.4
2.1
2.2
3.1
3.2
3.3
Конвеер 1
Конвеер 2
Конвеер 3
Конвеер 4
Манипулятор и установщик
крышки 1
Манипулятор и установщик
крышки 2
Сварочный аппарат и определение позиции сварки 1
Сварочный аппарат и определение позиции сварки 2
Сварочный аппарат и определение позиции сварки 3
4.
5.1
5.2
5.3
5.4
Повоторный стол для труб
Кросс-конвеер 1
Кросс-конвеер 2
Кросс-конвеер 3
Кросс-конвеер 4
6.1 Пре-сборка трубопровода 1
6.2 Пре-сборка трубопровода 2
7.1 Инжектор трубопровода 1
7.2 Инжектор трубопровода 2
Рисунок П. 3. – 2. Автоматическая линия монтажа баллонов немецкой
компании «Europipe GMBH» для CNG – cудов норвежской компании
«KnutsenOAS Shipping» [148],[149].
Изготовление цилиндрических грузовых баллонов указанной длины в
количестве, достигающем нескольких тысяч единиц на каждое судно, делает
целесообразным размещение участка (цеха) по их изготовлению непосредственно на территории завода, где CNG – судно строится, или с возможностью
51
их доставки на этот завод большими баржами с удаленных прибрежных территорий, где их изготовление может быть развернуто. Так компания Europipe
получила сертификат DNV на производство таких сосудов и разработала автоматическую линию для их производства (рисунок П.3 -2) [139].
Детальное представление формирования этой стоимости приведено на
рисунок П. 3 -3.
Стоимость грузовых CNG- емкостей
Себестоимость материалов
Сталь цилиндрической
части и сферических донышек
Внутренняя арматура
Окраска и защита сосудов
Сталь кассеты
Трудоемкость изготовления
Цилиндрической части и
сферических донышек
Внутренняя арматура
Окраска и защита сосудов
Изготовление кассеты
Рисунок П. 3 – 3. Компоненты стоимости изготовления грузовых сосудов
с их внутренней арматурой и кассет.
Стоимость материалов на изготовление грузовой CNG-емкости может
быть определена по укрупненным измерителям масс, принятым в соответствии с таблицей П.3 -4.
Таблица П. 3 - 4.
Исходные данные для расчета стоимости сырья и материалов, идущих
на изготовление грузовой CNG-емкости и кассеты.
52
Чистая
№
п.п.
Наименование
1
Сталь цилиндрической
части емкости и донышек
Ремк.ст
Cемк.ст
2
Внутренняя арматура
емкости
Ремк.арм
Cемк.арм
3
Краска и защитное покрытие сосуда
Ремк.кра
4
Сталь кассеты
Ремк. кас
масса,
т
с
Стоимость
за 1т. $
Cемк.крас
Cемк.кас
На основании имеющихся данных по проектам CNG-судов на начальных этапах проектирования могут быть приняты следующие удельные показатели стоимости сырья и материалов для изготовления грузовой емкости:
Семк.ст=1400 $/т; Семк.арм=1200 $/т; Семк.крас=900 $/т; Семк.кас=1200 $/т.
Общая стоимость сырья и материалов для изготовления грузовых
CNG-емкостей, устанавливаемых на судно Mемк, может быть оценена по
формуле:
i 1
M емк   Pемк i  Cемк i 
n
(П.3.13)
Под технически обоснованной нормой времени понимается установленное для определенных организационно-технических условий время на выполнение заданной работы, исходя из рационального использования средств
производства.
В общем случае заработная плата на изготовление грузовой CNGемкости может быть рассчитана по укрупненным показателям.
i 1
Земк   Зi  Зцил  Зсф  Зарм  Зокр  Зкас  З уст
n
(П.3.14)
53
Заработная плата на изготовление и обработку цилиндрической части
грузовой емкости (обечайки), производиться по формуле:
Зцил  Рцил  q цил
(П.3.15)
где Pцил – масса цилиндрической части емкости, т;
qцил – удельные показатели стоимости работ по обработке цилиндрической части емкости.
Заработная плата на изготовление и обработку сферических частей грузовой емкости (донышек), производиться по формуле:
Зсф  Рсф  q сф ,
(П.3.16)
Pсф – масса сферических донышек емкости, т;
qсф – удельные показатели стоимости работ по обработке сферических частей
емкости.
Монтажные работы по установке арматуры грузовой емкости включают в себя различные комплексы операций: доставку-погрузку арматуры и узлов и оборудования к месту установки, подгонку деталей. Стоимость монтажных работ зависит от типа и массы арматуры, узлов, оборудования.
Заработная плата на выполнение монтажных работ по установке арматуры, оборудования CNG-емкости:
Зарм  Ремк.арм  q арм ,
(П.3.17)
Pемк.арм – масса арматуры узлов, оборудования, т;
qарм – удельные показатель стоимости монтажных работ арматуры грузовой
емкости.
Заработная плата на окрасочные работы и предварительную подготовку
поверхности грузовой емкости, производится по формуле:
Зокр  Ремк.окр  q окр ,
(П.3.18)
Pемк.окр – масса деталей и участков CNG-емкости, требующих выполнения покрасочных работ, т;
qокр – удельные показатель стоимости покрасочных работ.
54
Заработная плата на изготовление кассеты под грузовые CNG-емкости
(без учета баллонов), производится по формуле:
Зкас  Ремк.кас  q кас
(П.3.19)
Pемк.кас – масса кассеты, т;
qкас – удельные показатель стоимости работ по изготовлению конструкции
кассеты USD/т.
Заработная плата на установку кассеты с вмонтированными в нее грузовыми емкостями, производится по формуле:
З уст  Ремк  Ркас   q уст  n емк ,
(П.3.20)
Pемк – масса готовой CNG-емкости, т;
n емк – количество емкостей формирующих кассету, шт;
Pкас – масса кассеты, т;
qуст – удельные показатель стоимости работ по установке кассеты с емкостями на судно USD/т.
На основании имеющихся данных по проектам CNG-судов на начальных
этапах проектирования могут быть приняты следующие удельные показатели
стоимости работ по группам, связанным с изготовлением грузовых емкостей в
кассетах и установкой их на судно, представленные в таблице П.3-.5. На рисунке П.3 - 4 представлен алгоритм расчета стоимости изготовления грузовых
емкостей CNG- судна.
55
Таблица П. 3-5.
Данные для расчета стоимости работ по изготовлению и установки грузовых емкостей в кассетах на судно.
Чистая
№
п.п.
Удельные показатели
стоимости работ по
группам
1
Обработка цилиндрической части емкости
qцил
200
2
Обработка сферических
частей емкости
qсф
500
3
Монтажные работы по
установке арматуры
емкости
qарм
1000
4
Покрасочные работы
qокр
1000
5
Изготовление конструкции кассеты под емкости
qкас
120
Установка кассеты с
емкостями на судно
qуст
300
масса,
т
Значение
USD/т
Заработная плата на постройку судна составит:
k опк  k рл  t o  k рл  k ппк  k мсб  t cc  k фпк  k у  t ф  p1  k лед   
З  qч  Кн  
 (П.3.21)
 k сло  t 2  p2  k у   t 3  p м  k у   D 0  k д  k из  t 4  t5  k сло _ исп  
Общезаводские и общецеховые (накладные) расходы (ОПР) определяются в зависимости от себестоимости постройки судна с помощью коэффициента Кор. Он варьируется в диапазоне 1,25…1,35 и зависит от особенностей завода - строителя и специализации производства, в расчетах принимается 1,30. [35]
56
Расходы на подготовку и освоение производства (РПО) состоят из
стоимости разработки проекта (технического и рабочего) и затрат на производство технологической оснастки. Расходы РПО могут быть приняты в диапазоне 6…15 % от стоимости материалов и сырья, согласно стандарту расчета трудоемкости постройки судна РД5Р.ГКЛИ. 0502-184-94 и [35], [83]. КРПО
принимается здесь равным 1,12.
Прибыль завода варьируется в диапазоне 10…15% от величины строительной стоимости судна, для расчетов может быть принята около 12% и будет учитываться коэффициентом КП. [35]
В общем виде строительная стоимость судна, может быть выражена зависимостью:
Cсуд  К П  К ОР  М  З  K РПО  М ,
(П.3.22)
где КП – норматив прибыли, КП=1,12;
КОР – норматив общезаводских и общецеховых (накладных) расходов, КОР
=1,30;
КРПО – норматив расходов на подготовку и освоение производства,
КПРО=1,12;
[ М  З  K РПО  М ] – себестоимость постройки судна.
Полученный алгоритм расчета стоимости постройки судна (см. рисунок П.3-5) позволяет определять стоимость судна в зависимости от водоизмещения судна порожнем, мощности СЭУ, с учетом ледового класса судна,
применения и установки нового судового оборудования, а также необходимости установки на судно грузовых емкостей для газа и выполнения изоляционных работ.
57
Рисунок П. 3 – 4. Алгоритм определения стоимости изготовления грузовых емкостей CNG-судна.
58
Рисунок П. 3 – 5. Алгоритм определения стоимости постройки CNG-судна
59
П. 3.2. Расчет годовых эксплуатационных расходов судна
Эксплуатационные расходы на содержание судна могут быть классифицированы по трем группам (см. алгоритм эксплуатационных расходов
рисунок П.3-6):
 Капитальные расходы (capital costs) – расходы, связанные с покрытием затрат на приобретение судна, начисления расходов зависят от
способа финансирования инвестиций.
 Текущие или операционные расходы (operating costs) – расходы, связанные с текущей эксплуатацией судна (содержание экипажа, закупка судовых запасов, техническое обслуживание судна, административно-управленческие расходы, страхование судна).
 Рейсовые расходы (voyage costs) зависят от направления и объема
перевозок, к ним относятся такие статьи расходов как стоимость
бункерного топлива, портовые сборы, сборы за прохождение судоходных каналов.
П. 3.2.1. Капитальные расходы по содержанию судна
Уровень капитальных расходов зависит от способа финансирования
инвестиций на приобретение судна. В случае привлечения на приобретение
судна заѐмных средств (кредиты и т.п.) сумма капитальных расходов возрастает за счет дополнительной нагрузки по выплате процентов за использование заемных средств.
Согласно стандартам, установленным Организацией Экономического
Сотрудничества и Развития (OECD) кредит, выдаваемый на приобретение
судна должен покрывать 80% контрактной стоимости строительства судна, и
выдается на 8,5 лет при этом ставка по кредиту составляет около 8% годовых. Остальные 20% стоимости судна судовладелец изыскивает из собственных фондов, либо привлекает заемные средства, как правило, в иных банках.
Ставка по кредиту в коммерческих банках, как правило, превышает 8%,
предлагаемые OECD, в связи с этим в расчете капитальных затрат ставка вы60
плат по кредиту назначается не менее 9%, что позволяет владельцу судна выплаты по кредитам другим банкам с более высокими ставками.
Размер ежегодных выплат по кредиту может быть рассчитан по формуле [155]:
Aгод 
i  1  i 
C
1  i n  1 суд
n
(П.3.23)
где Агод – ежегодные выплаты по проценту банку кредитору;
i – ставка по кредиту;
n  число лет;
Ссуд – контрактная стоимость судна.
Капитальные расходы возмещаются из денег, отчисляемых на амортизацию судна, в то же время расчѐт амортизационных отчислений по судну
производится одним из способов, предусмотренных законодательством государства флага судна.
Годовой процент амортизационных отчислений принимается в зависимости от срока окупаемости, для морских судов срок окупаемости обычно составляет 10…12 лет, в связи с этим на первоначальных стадиях проектирования сумма амортизационных отчислений принимается 10% от
строительной стоимости судна [10], [35].
П. 3.2.2. Операционные расходы судна
Оценка операционных расходов С1 рассчитывается на весь навигационный период. Данный вид расходов может быть рассчитан по формуле:
C1  S1  S 2  S 3
(П.3.24)
где S1 – расходы на содержание экипажа (с накладными расходами);
S2 – стоимость технического обслуживания (затраты на текущий ремонт);
S3 – навигационные расходы (на пресную воду, дезинфекцию, технический осмотр судна, на приобретение навигационных карт, лоций, инструментов и проч.).
Расходы на содержание экипажа включают в себя заработную плату
и вознаграждения экипажа, расходы по социальному страхованию, отчис61
ления в пенсионный и другие фонды, питание и транспортные расходы
экипажа, расходы по репатриации. Уровень расходов, связанных с управлением судном, зависит главным образом от двух факторов: численности
экипажа и уровня различных прямых и непрямых издержек, связанных с
оплатой труда экипажа.
Уровень заработной платы зависит от законодательства страны регистрации судна, в расчете приняты следующий уровень зарплат. Данные отражены в Таблице П. 3-6. Заработная плата за 13 месяцев учитывает необходимость оплаты отпуска величиной в 1 месяц.
Таблица П. 3-6.
Шкала минимальной гарантированной заработной платы по коллективному договору Российского профессионального союза моряков
(РПСМ) (SUR TCC), 2009 г.
Сверхурочные ставки ($)
Должность и квалификация
Базовая
Месячная
ЗП
ставка
(103 часа)
Часовая
ставка
(коэфф.1.25)
Пособие
Общая
Отпуск
на
месячная
(cт. 18) питание
заработная
(7 дней) (cт. 25)
плата
($)
(в месяц)
(в час)
($)
($)
($)
Капитан
2641
1962
19,05
616
126
5345
Старший механик
2401
1783
17,31
560
126
4871
Старший помощник
1705
1266
12,30
398
126
3495
1-ый механик
1705
1266
12,30
398
126
3495
2-ой помощник
1366
1015
9,85
319
126
2825
2-ой механик
1366
1015
9,85
319
126
2825
3-ий помощник
1316
978
9,49
307
126
2727
3-ий механик
1316
978
9,49
307
126
2727
Нач. радиостанции
1366
1015
9,85
319
126
2825
Электромеханик
1366
1015
9,85
319
126
2825
Старший стюард
1366
1015
9,85
319
126
2825
Электрик
1174
872
8,47
274
126
2446
Боцман / плотник
876
651
6,32
204
126
1857
Слесарь/ремонтник/ помповый механик
876
651
6,32
204
126
1857
Старший повар
687
651
6,32
204
126
1857
62
Сверхурочные ставки ($)
Должность и квалификация
Базовая
Месячная
ЗП
ставка
(103 часа)
Часовая
ставка
(коэфф.1.25)
Пособие
Общая
Отпуск
на
месячная
(cт. 18) питание
заработная
(7 дней) (cт. 25)
плата
($)
(в месяц)
(в час)
($)
($)
($)
2-ой повар
668
496
4,82
156
126
1446
Сварщик / токарь / помощник электрика
784
582
5,65
183
126
1675
Квалифицированный матрос
784
582
5,65
183
126
1675
Моторист / рядовой машинного отделен.
784
582
5,65
183
126
1675
Дневальный-стюард
784
582
5,65
183
126
1675
Дневальный столовой команды
668
496
4,82
156
126
1446
Матрос / уборщик
583
433
34,20
136
126
1278
Палубный / камбузник (кок)
470
349
3,39
110
126
1055
Общая месячная сумма для
1-го судна
56727
Зарплатная плата экипажа за
13 месяцев
737451
В свою очередь, расходы на содержание экипажа рассчитываются как:
S1  s1  N ,
(П.3.25)
где s1 – расходы на содержание одного экипажа в год USD;
nэк – численность экипажа, чел;
Tэ – эксплуатационный период судна, сут.
Стоимость ремонта и технического обслуживания судна
Данный раздел расходов судна включает в себя расходы, связанные
со всеми видами ремонта судна в соответствии с требованиями технической политики судоходной компании или классификационного общества.
Эти расходы можно разделить на три категории:
- текущий ремонт- включает техническое обслуживание главного
двигателя и вспомогательных механизмов, покраску надстроек, доковый ремонт. Расходы по текущему ремонту возрастают при увеличении возраста
судна;
63
- классификационный ремонт - для освидетельствования классификационным обществом суда проходят для получения класса (это необходимо для страхования судна). Все торговые суда регулярно должны проходить сюрвейерский осмотр представителем одного из классификационных
обществ для подтверждения мореходности судна. Для такого освидетельствования судно ставят в сухой док, обследуют все узлы и механизмы, а
также корпус судна. Все обнаруженные дефекты должны быть устранены
до выдачи сертификата, подтверждающего мореходность судна;
- ремонт, связанный с непредвиденными поломками. В результате
механических повреждений могут возникнуть дополнительные затраты на
ремонт. Подобный ремонт часто выполняется судоремонтными заводами
на основе системы «открытых заявок», поэтому он обычно достаточно дорогой. Компания несет также дополнительные затраты, связанные с потерей времени работы судна.
На первоначальных этапах проектирования стоимость ремонта и технического обслуживания оценить довольно сложно, для этого может быть
использована формула, предложенная проф. М. Вентурой [159]:
(П.3.26)
S 2  k1  Cсуд  k 2  N 0,66
где k1 – вспомогательный коэффициент, принимаемый  0,0035;
Ссуд – стоимость судна, US;
k2 – вспомогательный коэффициент выбирается в зависимости от типа
энергетической установки таблице П.3-7;
N – мощность судовой энергетической установки, л.с.
Таблица П. 3-7.
Значения коэффициента k2
Коэффициент
Значение
k2 (ДЭУ двухтактный)
105
k2 (ДЭУ четырехтактный)
125
64
Коэффициент
Значение
k2 (паровая турбина)
75
В настоящий момент ставка на техническое обслуживание и ремонт
для LNG- танкеров, в расчетах принимается равной 350 US/ сутки [25].
П.3. 2.2. Портовые сборы
Портовые сборы взимаются в портах всех стран мира (корабельный,
канальный, причальный, якорный, маячный и другие сборы за предоставление судам возможности безопасного захода, пребывания и выхода из порта). В бюджет портовых сборов включаются также расходы на агентирование судна, сопровождение в каналах вспомогательными судами.
Расчет портовых сборов может производиться в разных портах различными способами, например, на основе объѐма груза, массы груза, валовой регистровой вместимости судна, чистой регистровой вместимости судна, модуля судна. За модуль судна принимается условный объѐм судна,
равный произведению наибольшей длины, наибольшей ширины судна и
наибольшей высоты борта судна, измеряемый в кубических метрах.
Поскольку условия расположения и устройства портов, а также расходы по их содержанию различны, то различны и структура, и уровень судовых сборов. Целевой характер портовых сборов определяет их относительную устойчивость. Ставки портовых сборов являются более стабильными, они не подвержены влиянию конъюнктуры рынка.
В России расчет портовых сборов проводится на основе документа
федерального значения, в котором утверждены ставки портовых сборов и
правила их применения в российских морских портах (см. таблица П.3-8).
[25]
65
Таблица П. 3-8.
Ставки портовых сборов некоторых портов России, Украины и стран
Балтии US $ на 1 м3 вместимости судна за судозаход. (по данным ежемесячного издания «Порты Украины», № 1, 1999)
корабель- маячный
ный
Порт
при- экологичеканальчаль- ский (саниный
ный
тарный)
лоцманский
навигационный
итого
вневнутрипорпортотовая
вая пропроводка
водка
Новороссийск
0,18
0,025
-
0,022
0,014
0,004
0,008
0,0112
0,264
Порт Южный
0,234
0,015
0,074
0,011
0,007
0,0133
0.0065
0,0094
0,37
С- Петербург
0,162
0,025
0,14
0,031
0,027
0,036
0,0116
0,026
0,458
Калининград
0,17
0,025
0,15
0,07
0,038
0.0328
0,013
0,0134
0,512
Рига
0,136
0,029
0,11
0,022
0,016
0,023
0,023
-
0,336
Клайпеда
0,23
0,013
0,126
-
0,025
0,032
0,021
0,034
0,481
Кроме обязательных портовых сборов судно несѐт расходы по оплате услуг, предоставляемых в порту, таких как услуги лоцманов, буксиров
при производстве швартовных операций, служб регулирования движения
судов. Судно несѐт также расходы по агентскому обслуживанию в порту,
которое может включать широкий спектр различных услуг, оказываемых
морским агентом на основе договора с судовладельцем.
66
В качестве фонда для оплаты различных услуг, в порту, включая портовые сборы для LNG - танкеров, в первоначальных расчетах принимается
годовой фонд средств в размере 200 000 USD/год [25].
Расходы на топливо
Расходы на топливо судна на ходу за рейс рассчитываются по выражению:
сут
C2  ТП  ( PТП
) Х  TX
(П.3.27)
(РсутТП)Х – суточный расход топлива и масла судна на ходу, т/сут.;
ТП – стоимость одной тонны топлива и масла, USD/т.;
TХ – суммарное ходовое время за рейс, сут;
Значение (РсутТП)Х может быть рассчитано как:
сут
(PТП
) Х  24  TX  k  pТП  N дв  60-6 ,
(П.3.28)
где Nдв – мощность главного двигателя, кВт;
рТП – удельный расход топлива и масла на ходу судна на все нужды (для
дизельных СЭУ рТП =190), г/кВтч;
k – коэффициент морского запаса, в расчетах принимается 1,10.
Определение расходов на топливо и смазочные материалы на стоянках
судна в портах за круговой рейс производится по выражению:
C3  sТП СТ  Т СТ
(П.3.29)
в свою очередь стояночное время: Tст=Tст'+Tст'', где Тст' – стояночное время
судна под грузовыми операциями, а Tcт'' - стояночное время судна без грузовых операций.
Судно имеет различный расход топлива и горюче-смазочных материалов для различного стояночного времени под грузовыми операциями
(РсутТП)'ст и без них (РсутТП)''ст и определяется в долях от суточной нормы
расхода судна на ходу:
сут
сут
( PТП
)CT  1  ( PТП
)Х
(П.3.30)
сут
сут
  2  ( PТП
( PТП
)CT
)Х
(П.3.31)
67
Таким образом:


сут
сут
  Т СТ  
C3  ТП   (PТП
)СТ  Т СТ  (PТП
)СТ


(П.3.32)
Таблица П. 3-9.
Стоимость бункеровки топливом в различных портах мира (по данным
сайта www.bunkering.spb.ru).
Сорт топлива
380
Мазут
cst
180
cst:
Газойль MGO
Роттердам
Фуджейра
Сингапур
$367.00
$397.00
$381.00
$386.00
$409.00
$391.00
$645.00
$702.50
$652.50
cst (сантистокс) - единица кинематической вязкости топлива.
В расчетах расход смазочного масла может приниматься в пропорциях
от расхода топлива qмасл и находится на уровне  2% годового расхода топлива судном составит:
q масл  rмасл  N дв  24  Т э  10 6
(П.3.33)
где qмасл – суточное потребление смазочного масла л/сут;
rмасл – среднее значение удельного расхода масла  1 гр/кВт∙ч;
Тэ – годовой эксплуатационный период судна, сут;
Nдв – мощность главного двигателя судна, кВт.
Стоимость масла
C масл  q масл  масл
(П.3.34)
ТП – стоимость одной тонны масла, USD/т.;
Общие расходы на топливо по судну составят:
Sтп  С2  С3  С масл
(П.3.35)
68
Расходы на снабжение судна запасными и сменными частями
Снабжение судна запасными и сменными частями определяется в зависимости от судна.
Cснаб = s1снаб
(П.3.36)
где s1снаб – фиксированная сумма для одного судна, может быть принято s1снаб
= 50 тыс. USD.
Морское страхование
Затраты по страхованию представляют собой страховые премии по
страхованию судна от трех основных групп рисков: ответственность перед
третьими лицами – P&I – страхование в клубах взаимного страхования, повреждение корпуса и механизмов (также известные как страхования на условиях Каско), страхование расходов, связанных с получением фрахта и демерреджа.
Уровень этих затрат будет зависеть от наличия страховых претензий
судовладельцев за прошлые периоды работы флота, что в определенной степени определяется квалификацией экипажей и общей системой стандартов
управления работой судов.
Ставка по страхованию CNG-судна на первоначальном этапе проектирования может быть взята как для крупнотоннажного нефтяного танкера, в
этом случае страховая сумма по судну составит [56]:
при D > 400 тыс. т
Cстрх  0,005  Cсудн  2,75  дол / т.  D
(П.3.37)
при D ≤ 400 тыс. т
Cстрх  0,01  Cсудн  2,87  дол / т.  D
(П.3.38)
Расходы на операции по погрузке/разгрузке судна
Погрузо-разгрузочные работы выполняются стивидорными компаниями по определенным тарифам, которые учитывают род груза, объем
груза, способ перевалки. Базисная ставка стивидорного тарифа устанавливается за работы, выполняемые в обычное время, в обычных условиях и с
обычным риском. В расчетах предполагается, что погрузка и разгрузка CNG
69
- судна будет осуществляться с помощью выносного погрузочного устройства (ВПУ), расходы по перевалке газа в порту принимаются как для обработки
тонны нефти через ВПУ порта Пригородное (компания «Сахалин Энерджи»),
составляющие Спогр/разг = 5 $/т. [154]
Точное определение значения эксплуатационных затрат возможно
только после создания объекта и некоторого опыта его эксплуатации. В данной модели приведены приблизительные значения, суммы округлены до целого числа, что в реальности не всегда соответствует действительности. Некоторое количество эксплуатационных затрат: затраты по флагу регистрации,
агентирование и пр. – не учитываются в предлагаемом алгоритме (по причине их относительно малого значения). Предложенный метод определения
эксплуатационных затрат позволяет вычислить значение эксплуатационных
затрат, максимально близких к реальному транспортному судну. При этом
предложенный алгоритм в общем виде может быть использован для любого
другого региона, отличного от расчетного, при соответствующей замене постоянных параметров.
70
Рисунок П. 3-6. Алгоритм расчета годовых эксплуатационных затрат CNG-судна.
71
П. 3.3. Оценка экономической эффективности транспортировки газа на
CNG-судах
Выбор
оптимального
варианта
из
числа
возможных
судов-
претендентов, отличающихся технико-эксплуатационными показателям, как
грузовместимость, скорость, характеризуют создаваемой судном продукт –
транспортировку груза. В этом случае использование скорости и грузоподъемности судна может рассматриваться в качестве частных критериев эффективности работы судна.
К главным факторам, оказывающим влияние на величину критерия
экономической эффективности работы судна относятся [10]:
 объем транспортируемого природного газа и специфические особенности транспортировки (химический состав газа, технологические условия транспортировки, тип грузовых емкостей);
 расстояние транспортировки;
 возможности обрабатывающих грузовых терминалов (пропускная
способность, гидрологические особенности терминалов и подходных
каналов к ним);
 строительная стоимость судна;
 эксплуатационные расходы на содержание судна.
В настоящий момент для расчетов экономической эффективности работы судна используются две концепции: результативная и затратная. Результативная концепция (принцип максимизации прибыли) предполагает поиск варианта судна, при котором прибыль на одну затраченную единицу денежных средств будет максимальной, а суммарное количество инвестированных средств в проект будет минимальным [10].
Важным моментом результативной концепции является то, что в стоимостных оценках как положительных, так и отрицательных эффектов необходимо учитывать не только доходно-расходные статьи работы судна, но и
так называемые «сопутствующие» результаты его деятельности в разных
72
сферах народного хозяйства (взаимодействие с другими видами транспорта,
экономический эффект от ускорения доставки грузов, изменение конкурентной ситуации и других аспектов. Данные «сопутствующие» эффекты в ряде
случаев могут являться определяющими при итоговой оценке экономической
эффективности работы судна, при этом количественная оценка «сопутствующих» эффектов требует сложных и трудоемких исследований, на порядок
превышающих трудоемкость расчетов доходно-расходного баланса работы
судна [10], [83].
Условия результативной концепции может быть выражено как:
Pr  Д  Sэкс  Н  ПР , при этом ПР max
(П.3.39)
где Д – полный годовой доход судна;
Sэск – годовые эксплуатационные затраты по судну;
Н – налоги, не входящие в годовые затраты (налог на прибыль);
ПР – годовая прибыль.
Полный доход вычисляется по формуле:
Д  f Q
(П.3.40)
где f –тариф за транспортировку 1103 м3 природного газа на судне;
Q – годовая провозоспособность судна, м3.
Для сравнения различных по технико-эксплуатационным характеристикам судов используются такие критерии эффективности работы судна как
финансовая эффективность (рентабельность)  и прибыль на единицу продукции :
 рентабельность

ПР
,
C судн
(П.3.41)
где Ссудн – строительная стоимость судна.
В виду указанных сложностей, наибольшее имеет метод оценки экономической эффективности работы судна на основе затратной концепции, т.е
минимизации удельных затрат.
73
Данная концепция предполагает, что наиболее эффективное из сравниваемых вариантов судов-претендентов будет то, которое выполнит заданный
объем перевозок груза при минимальных удельных затратах на единицу продукции (себестоимости перевозки). Рассматривая данную концепцию, предполагается, что для каждого из рассматриваемых судов-претендентов задается постоянный годовой объем перевозок груза.
Величина удельных годовых приведенных затрат как критерия оптимизации записывается выражением:
__
ЗП 
S экс  Е3  Ссудн
Q
(П.3.42)
где E3 – нормативный коэффициент капитальных вложений(инвестиций) с
учетом инфляции, определяемый инвестором, на первоначальных этапах
принимается равным 0,15 [8.a], [164].
Себестоимость транспортировки может быть выражена формулой [8.a]:
__
C газ 
S экс
Q
(П.3.43)
Разработанные в работе методики и алгоритмы являются методологическим аппаратом, который может быть использован для расчета характеристик процесса транспортировки заданного грузопотока на выбранной линии.
В такой постановке величина доходности и налогообложения является фиксированной величиной. Величина дохода от транспортировки определяется в
зависимости от мировой цены на природный газ, а величина налогообложения зависит от налоговых пошлин страны грузоотправителя и страны грузополучателя. В случае отсутствия данных особенностей проекта морской
транспортировки эффективной с экономической точки зрения будет транспортировка с наименьшими затратами на доставку груза грузополучателю.
Критерием, позволяющим равноценно сравнить различные варианты
морской транспортировки природного газа является критерий себестоимости
транспортировки природного газа, так как помимо оценки величины затрат
на транспортировку заданного грузопотока газа, данный критерий также
74
включает в себя величину капиталовложений с учетом срока окупаемости
инвестиций (амортизации). [8.a]
C газ  f nсуд , Sэкс , Q  min
__
(П.3.44)
В развернутом виде критерий будет иметь вид:
 i  1  n n

6


 1  i n  1  C суд   K 1  C суд   S 3  WТП  24  Т Х  k  p ТП  N дв  60  Т Х 


Q

__
C газ  nсуд


5  N дв


'
"
 WТП  24  Т Х  k  p ТП  N дв  60 6  1  TCT
  2  TCT
 W масл 
 Tэкс  
1000


Q
 S5  0,0035  C суд   0,0075  GT  S1


 


(П.3.45)
Q
где nсуд – количество судов на линии транспортировки.
Все годовые эксплуатационные затраты на флот и береговую инфраструктуру должны быть компенсированы за счет взимания платы за транспортировку груза (газа), которая устанавливается на основании результатов
эксплуатационных расчетов как отношение суммы расходов по флоту к единице массы (или объему) транспортируемого груза в год. Все значения стоимости транспортировки, превосходящие эту минимальную величину, ведут к
уменьшению прибыли судовладельца.
В качестве примера использования полученного алгоритма и расчетных
формул была изучена динамика изменения себестоимости транспортировки
природного газа на CNG-судне по сравнению с альтернативными способами
доставки (морской трубопровод, LNG - танкеры) с протяженностью линии
транспортировки от 250 до 2000 мор. миль, годовым объемом транспортировки от 1 до 5 млрд. м3 с помощью CNG-судов с вместимостью (V=10, 20 и
30 млн. м3) (см. Глава 4, рисунки 4.46 - 4.53).
75
Приложение 4.
Таблица П.4-1
Сравнительный анализ «Правил постройки и классификации CNG-судов» ряда классификационных обществ
МАКО.
Наименование раздела требований
Выбор материала
для изготовления
грузовых сосудов
Классификационное общество
РС
DNV
ABS
BV
Материалы грузовых емкостей цилиндрического типа
(включая трубы и днища)
должны отвечать требованиям разд. 4 части I «Морские подводные трубопроводы» Правил классификации и постройки морских
подводных трубопроводов.
Материал, используемый для
изготовления грузовых емкостей цилиндрического типа
должен выбираться на основе
требований Правил для подводных трубопроводов DNVOS-F101(Разделу 7 часть 1)
[blinkov],[111]. Согласно
[111] выбор материала базируется на учете характеристик транспортируемой среды (груза), нагрузок, температуры и возможных режимов отказов в процессе монтажа, эксплуатации и технического обслуживания грузовых сосудов.
Материалы грузовых емкостей цилиндрического типа
(включая трубы и днища)
должны отвечать требованиям, описанным в Главе 7
разд. 1. Материалы, использующие при изготовлении
грузовых баллонов - углеродмарганцевые стали и низколегированные стали (металлические материалы), композитные материалы (неметаллические материалы) или
гибридные материалы (комбинированные:
металлические и неметаллические материалы). Сталь применяется
при изготовлении грузовых
баллонов CNG - Типа 1, Типа
Грузовые сосуды судна являются самонесущими элементами, и не принимают участия в
обеспечении прочности корпуса судна.
Все материалы,
иcпользуемые в грузовых
емкостях и грузовых системах, должны поставляться с
сертификатом Регистра.
Максимальной расчетной
температурой для выбора
материалов должна быть
Грузовые сосуды могут быть
двух типов:
- Тип 1 грузовой сосуд состоит
из трубы большой длины и малого диаметра (менее 200 мм),
свернутого спиралью, рабочее
давление в сосуде определяется
первым запорным клапаном
установленным на сосуде.
- Тип 2 грузовых сосудов – они
состоят из сборки нескольких
отдельных вертикально или
76
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
принята наибольшая температура, которая может возникнуть в грузовых емкостях во время погрузки,
разгрузки и перевозки.
DNV
ABS
BV
2, Типа 3 и Типа 4, как это
определено в Главе 5 Правил
ABS [96]. Выбор материала
баллонов производится с учетом диапазона рабочих температур от +50°C (+122°F) до
-50°C(-58°F), значение рабочего давления определяется
также в соответствии с требованиями Главы 5 Правил
[96].
горизонтально расположенных
баллонов
цилиндрической
формы, имеющих общий коллектор, рабочее давление в
баллонах определяется индивидуально для каждого баллона
ближайшим запорным клапаном. Указанные два типа грузовых сосудов могут быть выполнены как из стали, так из
композитных материалов или
гибрида (сочетание металличеГрузовые CNG-баллоны Тип ских и неметаллических мате3 и Тип 4 проектируются и риалов).
изготавливаются с использованием металла и композит- Требования к характеристикам
ных материалов, или гибрид- материала грузовой емкости
ных материалов. Конструи- представлены в Правилах класрование и изготовление бал- сификации и проектирования
лонов выполняется в соответ- CNG-судов Часть 6 Табл. 6.1 ствии с требованиями Правил 6.5. [102]
ASME Кодекса для расчета
котлов и сосудов, работаю- Материалы грузовых емкостей
щих под высоким давлением, выбирается с учетом мини[98] (разделы VIII и X), или мальной температуры, которая
может возникнуть при грузоим эквивалентные.
вых операциях и транспортировке газа в емкостях. Класси77
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
DNV
ABS
BV
фикационное общество гарантирует, что материал сосуда не
будет испытывать воздействие
температуры ниже той, что
оговаривается в проектном задании.
Оценка воздействия и поведение материала емкости при более низких температурах, чем
это оговорено в проекте, например, из-за аварийной утечки
также обязательно рассматривается
классификационным
обществом.
Расчет прочности
сосудов
Правила классификации и
постройки, морских подводных трубопроводов РС
для класса трубопровода
G3. [81] [6]
Прочность сосуда рассчитывается в соответствии с требованиями Правил DNV по
подводным
трубопроводам.[111]
Прочность сосуда рассчиты- Прочность сосуда рассчитывавается в соответствии с тре- ется в соответствии с требовабованиями ASME Code. [98]
ниями IGC Code (для грузовых
танков типа С) [118]
Коэффициент запаса прочности по временному сопротив- Коэффициент запаса прочности
по временному сопротивлению:
лению: в/4,7.
Коэффициент запаса проч- Коэффициент запаса прочно- Коэффициент запаса прочно- - для углеродистых и никелености по временному со- сти по временному сопротив- сти по пределу текучести: вых сталей в/3;
противлению: в /2,6
лению: в /1,5.
т/1,76
- аустенитной стали в/3,5.
78
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
DNV
ABS
Коэффициент запаса проч- Коэффициент запаса прочноности по пределу текуче- сти по пределу текучести:
сти: т/1,5
т/1,3
BV
Коэффициент запаса прочности
по пределу текучести Т:
-для
углеродистой и никелевой
стали т/2;
- для аустенитной стали: т/1,6.
Классификационное общество
признает расчеты прочности,
выполненные в соответствии с
требованиям Правил ASME для
котлов ANSI. [98]
Конструкция судна
Конструкция газовоза CNG
должна
соответствовать
требованиям части II «Конструкция газовоза» Правил
LG для судов, перевозящих
сжиженные газы наливом
типа 2G (type 2G). [81]
Газовоз CNG должен иметь
двойные борта и двойное
дно. Для газовоза CNG высота двойного дна должна
составлять минимум 1/15
Конструкция газовоза CNG
рассматривается в соответствии с требованиями к судам,
перевозящим сжиженные газы наливом типа 2G/2PG, или
3G.[111]
Грузовые резервуары, предназначенные для транспортировки газа типа 2G/2PG, или
3G согласно Правилам DNV
для CNG-судов [111], должны
быть расположены на рас-
Грузовые емкости должны
быть расположены вверх от
основной плоскости корпуса
на расстоянии:
Помещение грузовых трюмов
должно быть отделено коффердамами от машинного отделения, котельного помещения,
центрального распределитель от основной плоскости ного щита, якорных ящиков,
обшивки днища B/15 или 2
цистерн пресной воды и кладом (6,56 футов), в зависимовых.
сти от того, что меньше.
 от наружной обшивки борДругие помещения также могут
та судна не менее 760 мм
быть отделены коффердамами
(30 дюймов).
Трюмные помещения должны от грузовых трюмов по требоклассификационного
быть отделены от машинных ванию
79
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
DNV
ABS
BV
ширины судна или 2 м, в
зависимости от того, что
меньше. Ширина двойного
борта для газовоза CNG
должна быть минимум 760
мм. Минимальное расстояние от грузового трюма до
наружной обшивки должно
быть не менее 760 мм.
стоянии от теоретической
линии днищевой обшивки в
диаметральной плоскости не
меньше чем:
и котельных помещений, жилых помещений, служебных
помещений и постов управления, цепных ящиков, питьевых и бытовых емкостей для
воды и из магазинов. Пространства помещений, расположенных перед машинным
отделением, должны иметь
категорию пожарной безопасности А, кроме тех, которые необходимы по мнению
Бюро для обеспечения безопасности или плавания судна.
общества, исходя из безопасности.
Если значения ширины
двойного борта и высоты
двойного дна разные, то
конструкция в месте перехода должна соответствовать требованиям, указанным в части II «Конструкция газовоза» Правил Классификации и постройки судов для перевозки сжиженных газов наливом.
Грузовые емкости должны
быть расположены внутрь от
теоретической линии обшивки
борта судна на расстоянии не
менее 760 мм от наружной обшивки.
 по высоте вертикального
киля h=250+20B+50T (мм)
(см. Pt.3 Ch.1);
 меньшее из B/15 и 2 м., где
В - ширина судна и нигде
меньше, чем 760 мм от
Высота двойного дна должна
обшивки.
быть В/15 или 2 метра в завиПространство трюма должно
симости что меньше.
быть устроено отдельно от
машинного и котельного отделений, надстройки, служебных помещений, постов
управления, цепных ящиков,
Пространства грузовых трюцистерн питьевой воды и
мов должны быть отделены
кладовых.
от помещений, содержащих
источники
Трюмные помещения, распо- потенциальные
ложенные перед машинным возгорания, либо представотделением, должны иметь ляющие пожарную опаспожарную категорию А, ность, либо с помощью кофиным помещениям присваи- фердамов, либо с помощью
вается категория по решению топливных цистерн.
классификационного общест-
Если граничащее с грузовым
80
Наименование раздела требований
Остойчивость и
непотопляемость
Классификационное общество
РС
Остойчивость CNG - газовоза должна удовлетворять
требованиям части IV «Остойчивость» Правил классификации, предъявляемым
к сухогрузам, и должна
проверяться для случаев
перехода в балласте и в
DNV
ABS
ва.
Трюмные помещения, в которых перевозится груз, должны иметь двойные переборки
и двойное дно в случае, если
груз перевозится при температуре ниже - 10°C. В случае,
когда температура транспортировки груза ниже -55°С,
судно также должно иметь
продольные переборки, образующие коффердам (выгородки коффердамного типа).
трюмом пространство не содержит источника воспламенения или пожара, эти помещения могут быть разделение
обычной стальной переборкой, которая является газонепроницаемой до переборки
или палубы выше надводного
борта. Трюмные помещения
между собой должны быть
разделены герметичными по
всей высоте трюма переборками. Трюмные помещения
должны
быть
окружены
двойным дном или продольными переборками и двойным бортом.
Остойчивость CNG - газовоза
должна соответствовать требованиям Международного
кодекса постройки и оборудования судов, перевозящих
сжиженные газы наливом
(Кодекс IGC) [118], применимым для газовозов LG типа
Остойчивость CNG- газовоза
должна соответствовать требованиям Международного
кодекса постройки и оборудования судов, перевозящих
сжиженные газы наливом
(Кодекс IGC) [118], применимым для газовозов LG типа
BV
Остойчивость CNG - газовоза
должна удовлетворять требованиям части B, раздел «Остойчивость» Правил классификации Бюро Веритас (Bureau
Veritas Ship Rules, Pt B, Ch 3).
[102]
Аварийная остойчивость газо81
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
полной загрузке.
Деление на отсеки CNGгазовоза должно отвечать
требованиям части V «Деление на отсеки» Правил
классификации РС, применимым для газовозов LG
типа 2G (type 2G).
DNV
2G (type 2G).
ABS
BV
2G (type 2G).
воза CNG должна соответствовать требованиям (Кодекс IGC)
Максимальный угол Максимальный угол крена в [116], применимым для газовокрена в связи с несимметрич- связи с несимметричным за- зов LG типа 2G (type 2G).
ным затоплением не должен топлением не должен превыпревышать 30°.
шать 30°.
Максимальный угол крена в
связи с несимметричного затопления не должен превышать
30°.
Аварийная
остойчивость
CNG - газовоза должна соответствовать требованиям
Международного кодекса
постройки и оборудования
судов, перевозящих сжиженные газы наливом (Кодекс IGC) [118], применимым для газовозов LG типа
2G (type 2G). Надводный
борт газовоза CNG назначается в соответствии с
требованиями Правил о
грузовой марке морских
судов.
Максимальный угол крена
в связи с несимметричным
82
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
затоплением не
превышать 20.
Крепление грузовых сосудов
DNV
ABS
BV
должен
Грузовые емкости должны
крепиться к корпусу судна
таким образом, чтобы предотвратить возможность их
смещения под действием
динамических или статических нагрузок. Грузовые
емкости с опорами должны
рассчитываться с учетом
статического крена 30°.
Конструкция
крепления
грузовых емкостей к корпусу должна предусматривать
наличие специальных упоров, которые способны воспринять
горизонтальные
усилия, возникающие при
столкновении судна и равные 0,5 и 0,25 веса грузовой
емкости с грузом в нос и в
корму соответственно; при
этом должно быть исключено возникновение любых
Грузовые танки (сосуды)
должны быть закреплены в
корпусе судна таким образом,
чтобы не позволять сосудам
выполнять какие-либо перемещения при статических и
динамических
нагрузках.
Крепление сосудов должно
предусматривать сжатие и
расширение материала сосуда
от воздействия температуры
и давления во время выполнения грузовых операций с
газом, а также учитывать деформации, способные возникнуть во время изгибов
судового корпуса.
Грузовые танки (сосуды)
должны крепится к корпусу
судна таким образом, чтобы
адекватно ограничить их перемещения при статических и
динамических нагрузках, при
этом должны учитываться
усилия от сжатия и расширения материала грузового сосуда во время изменении
температуры внутри него при
выполнении грузовых операций. Также при расчете конструкции крепления грузового сосуда должны учитываться деформации, вызываемые
изгибом судового корпуса,
которые не должны быть изПри выполнении расчетов быточными.
конструкции крепления сосуда рассматриваются нагрузки, Крепления грузовых сосудов
которые возникают при сле- должны быть рассчитаны на
дующих условиях:
нагрузку от статического угла
крена 30 ° без превышения
Грузовые сосуды CNG газовоза должны быть оснащены креплениями, конструкция
которых разрабатывается с учетом сочетания следующих нагрузок:
 Внутреннего
давление
внутри сосуда;
 Внешнего давление;
 Динамических нагрузок,
связанных с движением
судна;
 Тепловых нагрузок;
 Совокупной нагрузки от
сосуда с грузом;
 Циклических нагрузок;
 Случайных нагрузок;
 Остаточных напряжений
при изготовлении крепления.
Грузовые сосуды CNG-газовоза
должны иметь крепления внутри корпуса судна, не позволяющие сосудам выполнять
83
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
DNV
повреждений
элементов - Наибольшие вероятные усконструкции грузовых ем- корения, как указано в ch.5
костей.
Sec.5 А [111], или с учетом
ускорений, полученных при
Конструкция вкладных гру- прямых гидродинамических
зовых емкостей должна расчетах;
предусматривать наличие
устройств (клинья, упоры и - статического угла крена 30;
т.п.), препятствующих их
всплытию под действием - от ударной волновой насилы поддержания, дейст- грузки, значение которой опвующей на порожнюю ем- ределяется в Ch.5 Sec.5
кость при затоплении трю- А1100. [111],
ма до осадки в полном грузу; при этом напряжение в
элементах
конструкции
корпуса судна не должно
превышать ReH.
В случае, если сосуд без груза
имеет положительную плавучесть, то в этом случае сосуд
должен быть снабжен механизмом анти-плавучести. Механизм анти-плавучести проектируется таким образом,
чтобы выдерживать подъемную силу сосуда, во время
повреждения трюма, при
этом работа механизма не
должна вызывать возникновение пластических деформаций в конструкции крепле-
ABS
BV
допустимых напряжений, которые приведены в соответствующих Правилах для сосудов высокого давления
(ASME). [98].
какие-либо перемещения при
статических и динамических
нагрузках.
Крепления рассчитываются
на наиболее вероятные большие ускорения, с учетом
вращательного эффекта.
Крепление грузового сосуда
рассчитываются на воздействие, которое может возникнуть от столкновения газовоза с другим судном, действующее в этом случае на грузовой сосуд воздействие соответствует 1/2 веса грузового танка (сосуда) с грузом,при направлении воздействия со стороны носа, при
воздействии со стороны борта или с направления кормы,
сила воздействия принимается равной 1/4 веса сосуда с
грузом. Ударные нагрузки от
волн рассчитываются отдель-
Грузовые сосуды должны быть
снабжены механизмом, предотвращающим всплытие порожнего сосуда во время затопления трюма (механизм антиплавучесть). Механизм антиплавучесть проектируется таким образом, чтобы выдерживать подъемную силу сосуда,
без возникновения пластических деформаций в конструкции крепления сосуда, что, в
свою очередь, может создавать
угрозу конструкциям корпуса
судна.
84
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
DNV
ABS
ния сосуда, так как это в свою
очередь может создавать угрозу конструкции корпуса
судна.
но. У грузовых танков должны быть предусмотрены специальные устройства против
эффектов, вызываемых ускорениями судна указанных в
п.5-6/3. Правил ABS [96].
Грузовые сосуды должны
быть оснащены механизмом
от всплытия, на случай повреждения трюма (механизм
анти-плавучесть). Механизм
обеспечения анти-плавучести
должен быть спроектирован
таким образом, чтобы выдерживать подъемную силу сосуда, без возникновения пластических деформаций в конструкции крепления сосуда,
которые в свою очередь могут создавать угрозу конструкциям корпуса судна.
Конструкция крепления сосудов в трюме проектируется
таким образом, чтобы выдерживать воздействие захолаживания от прямой струи газа, в случае его утечки из сосуда.
Местное эквивалентное напряжение по Мизесу (нормальное + касательное напряжения) в месте соединения «крепление - грузовой
сосуд» не должно превышать
0,8 предела текучести материала грузового сосуда. Конструкция крепления грузового сосуда должна быть рассчитана
на
усталостную
прочность.
BV
85
Наименование раздела требований
Грузовая система
Классификационное общество
РС
Трубопроводы
грузовой
системы должны соответствовать требованиям части
VIII «Системы и трубопроводы» Правил классификации РС.
DNV
Система грузовых трубопроводов CNG- судна должна
соответствовать требованиям,
приведенным в общих Правилах DNV для постройки и
классификации судов в Pt.4
Ch.6 и Сh.5 Sec.6 [108], и слеДополнительным требова- дующим
дополнительным
нием к грузовой системе требованиям:
является следующее:
- За расчетную температуру
 за расчетную темпера- должна приниматься минитуру при проектировании
мальная температура, которая
трубопроводов
должна
приниматься минимальная достигается в ходе всех нортемпература, ожидаемая в мальных и аварийных ситуа(например,
погрузпроцессе
эксплуатации ций,
(погрузка/разгрузка) или ка/разгрузка и сброс избыпри аварии (сброс давле- точного давления.
ния);
 за максимальное дав- - За расчетное давление
ление, которому может должно приниматься максибыть подвергнута грузовая мальное давление, которое
система в процессе эксможет возникнуть в системе,
плуатации -. давление подрыва предохранительных например, давление для предохранительного клапана (см
клапанов;
 в качестве труб для Sec.7 A101 [109]).
грузовой системы должны
быть использованы бес- - Для системы используются
ABS
BV
Для судов, оснащенных производственным оборудованием для обработки груза, трубопроводы должны отвечать
требованиям,
представленным в Правилах ABS Классификации и постройки буровых установок. [124]
Выбор и тестирование материалов, используемых в трубопроводных системах, производится для минимально возможной расчетной температуры,
которая может возникнуть во
время эксплуатации. Трубопроводы, изготовленные из материала, имеющего температуру
плавления ниже 925°С, не
должны использоваться для
прокладки в одном пространстве с грузовыми сосудами, однако изготовление трубопроводов
возможно лишь в случае если
трубопроводы оснащаются огнезащитной изоляцией.
Во время выполнения полного анализ напряжений, должны учитываться все напряжения, в том числе связанные с
эксплуатацией труб грузовой
системы (от внутреннего давления, теплового сжатия /
расширения, вибрации и нагрузки, вызванные изгибом
корпуса судна для каждого
ответвления трубопровода). В
Классификационное общество должен быть представлен
расчет упомянутых нагрузок.
Для всех трубопроводов грузовых систем должны быть
рассчитаны термические напряжения, однако данные
86
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
шовные трубы или эквивалентные им;
 до установки на судно
каждая труба грузовой
системы должна быть подвергнута гидравлическому
испытанию
давлением,
значение которого составляет не менее 1,5 от расчетного.
DNV
ABS
BV
только бесшовные трубы или расчеты в Классификационих эквивалент.
ное общество не представляются.
- В грузовой системе разрешается применять только Анализ нагрузок и напряжесварные соединения или ний может осуществляться в
сварные фланцы. Количество соответствии с ASME/ANSI B
фланцевых
соединений 31.3 [98] или эквивалентныдолжно быть ограничено, на- ми, приемлемыми для Классколько это возможно.
сификационного общества.
- Все стыковые сварные швы Выбранные и тестируемые
подлежат 100% радиографи- материалы, используемые в
ческому контролю.
трубопроводных
системах
CNG - газовоза, должны со- Процесс сварки и испыта- ответствовать
требованиям
ния сварных швов грузовых Правил ABS «Материалы и
трубопроводов производятся сварка» - Часть 2 или глава 7
в соответствии с требования- Правил постройки и классими, представленными в Части фикации CNG – судов [98]. В
5 Секция 6 пункт C600 Пра- случае, если в трубопроводах
вил DNV для постройки и грузовой системы CNG –
классификации судов (ch.5 судна применяются низкие
Sec.6, C600) [111].
температуры, за расчетную
- После сборки трубопрово- принимается самая низкая
температура, которая воздов грузовой системы до их
установки на судно, должны можна при эксплуатации сис87
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
DNV
быть проведены гидростатические испытания, при этом
давление при испытаниях
принимается, по крайней мере, в 1,5 раза больше расчетного (рабочего) давления.
- После сборки трубопроводов грузовых систем на борту
судна производятся испытания трубопроводов на герметичность с использованием
воздуха, галогено гидритов
или других веществ, соответствующих указанной процедуре.
ABS
BV
темы.
Материалы, имеющие температуру
плавления
ниже
925°С, не могут использоваться для изготовления трубопроводов.
Материалы и сварка трубопроводов выбираются в соответствии с требованиями
Части 2 Правил ABS [98] или
согласно
требованиям
ASME/ANSI B 31.3 [98] для
всех стыковых сварных швов
труб, изготавливаемых из углеродистой,
углеродно- При проектировании тру- марганцевой и низколегиробопроводов грузовой системы ванных сталей
должен быть выполнен анализ воздействия вибраций на Все сварные соединения
систему грузовых трубопро- должны подвергаться 100%
водов во время эксплуатации. рентгеновской съемке или
ультразвуковому контролю с
- При проектировании трубо- постоянной
регистрацией
проводов грузовой системы данных.
должен быть выполнен полный анализ напряжений и
88
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
DNV
ABS
BV
нагрузок для каждого ответвления трубопроводов в соответствии с требованиями
Стандарта
ANSI/ASME
B31.3.[98] Каждый грузовой
трубопровод должен предусматривать установку предохранительного клапана для
предотвращения избыточного
давления, при этом установочное давление предохранительного клапана не должно
быть более, чем расчетное
(рабочее) давление в грузовых трубопроводах.
Противопожарная
безопасность
Грузовой трюм ниже верхней палубы должен быть
защищен от расположенных выше пространств или
пространств, содержащих
оборудование для работы с
грузом, конструкцией типа
«А-0». В случае, если грузовые емкости изготовлены
из материала, не эквивалентного стали, закрытия
Закрытие трюмов (тронки) На CNG - суда распрострадолжны иметь следующие няются
противопожарные
свойства:
требования, представленные
в главе II-2 СОЛАС 2000, на- Огневая непроницаемость стоящее руководство охватыконструкций должна выдер- вает любое судно, независимо
живать стандартное огневое от тоннажа, в том числе суда
воздействие, предписываемое водоизмещением менее 500
для конструкций A-класса, тонн валовой вместимостью.
рассчитываемое на воздействие извне;
Для повышения пожарной
На CNG - суда распространяются противопожарные требования, представленные в главе
II-2 СОЛАС 2000, настоящее
руководство охватывает любое
судно независимо от тоннажа, в
том числе суда водоизмещением менее 500 тонн валовой
вместимостью.
Для
повышения
пожарной
89
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
DNV
грузовых трюмов должны - Воспламеняемость материабыть выполнены как конст- ла поверхности тронка (со
рукции типа «А-60».
стороны главной палубы) выбирается согласно разрешеКроме того, в этом случае ниям А.653 (16) [111];
поверхности закрытий грузовых трюмов, обращенные - Достаточная прочность и
к пространствам, содержа- герметичность, позволяющие
щим оборудование для ра- обеспечивать
эффективное
боты с грузом, или обору- удержание атмосферы инертдование, содержащее сжа- ного газа в трюме не менее
тые углеводороды, должны одного часа.
быть выполнены как противопожарные конструкции В случае установки в трюме
грузовых сосудов, изготовтипа «Н-60».
ленных из материалов с огнеЖилые, служебные и ма- стойкостью не эквивалентной
шинные помещения, распо- стали, пространство трюма
ложенные ниже верхней должно иметь изоляцию
палубы, должны быть отде- класса «A-60». Кроме того, в
лены от пространств, со- случае, если поверхности
держащих
оборудование грузового трюма имеют кондля работы с грузом и гру- такт с технологической зоной
зовых пространств с помо- или оборудованием, содерщью коффердамов. Мини- жащим углеводороды, такие
мальное расстояние между помещения должны иметь
переборками в таком коф- изоляцию класса «H-60».
фердаме должно быть 600
ABS
BV
безопасности любые открытые участки палубы, расположенные выше коффердамов и иных пустот, расположенные в корму и в нос от
грузового трюма должны
быть включены в состав грузового трюма.
безопасности любые открытые
участки палубы, расположенные выше коффердамов и иных
пустот, расположенные в корму
и в нос от грузового трюма
должны быть включены в состав грузового трюма.
CNG-суда как суда, перевозящие
легковоспламеняющиеся продукты должны
быть оснащены фиксированной химической системой
порошкового
пожаротушения. Данная система может
быть применена для тушения
пожаров на палубе в районе
грузовых трюмов, как в корму, так и в нос от трюма, а
также в зоне выполнения погрузочно-разгрузочных операций, если это технически
осуществимо. Система порошкового пожаротушения
должна иметь сертификат
классификационного общест-
Расчет характеристик противопожарного оборудования ведется в соответствии с требованиями СОЛАС.
На верхней палубе должны
размещаться как минимум два
лафетных ствола гидрантов,
мощность которых должны
быть достаточной, чтобы при
их совместной работе покрывался водой любой участок палубы, в случае, если это условие не выполняется, число
стволов и мест расположения
гидрантов увеличивается.
Аварийные клапаны для стравливания газа, размещаемые на
крыше тронка, должны нахо90
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
мм.
DNV
К пожарным насосам, гидрантам и шлангам предъявСудно должно быть обору- ляются требования, приведовано системой порошко- денные в СОЛАС гл. IIвого пожаротушения, водя- 2/10.2.
ного орошения.
ABS
ва.
Помещения для выполнения
погрузочно-разгрузочных
работ, должны оснащаться
системой углекислотного пожаротушения, в соответствии
с требованиями, приведенными в Главе 5 Международного кодекса по системам
противопожарной безопасности, (International Code for
Fire Safety Systems, (FSS
Code)).
BV
диться от гидрантов на расстоянии не более 40 м. Палубная водяная пожарная система
должна работать в двух режимах: распылителя и направленной струи. Мостик судна должен быть оснащен дистанционным управлением пожарными
насосами.
Судно должно быть оснащено
сухой химической системой
пожаротушения, которая предназначена для тушения пожаров как на палубе судна, так и в
Блок управления и контроля грузовых помещениях, а также
данной системы выводится в в блоке подготовки природного
рулевую рубку. Данная сис- газа, если такой предусмотрен.
тема может использоваться
только для целей пожароту- Минимальное время подачи
шения, но не для создания реагента к любой точке систеинертной атмосферы при мы пожаротушения составляет
возникновении электростати- 45 сек. Производительность
ческой опасности воспламе- стационарного поста химиченения.
ского пожаротушения должна
быть не менее 10 кг/сек., при
Система должна содержать использовании пожарных рукаколичество углекислого газа вов 3,5 кг/сек., при этом длина
91
Наименование раздела требований
Классификационное общество
РС
DNV
ABS
BV
достаточное, чтобы обеспечить количество вытеснений
свободного газа, равное 45%
от валового объема помещения, где выполняется обработка груза, при любых аварийных сценариях.
рукава не должна превышать 33
м.
Блок управления и контроля
данной системы выводится в
рулевую рубку. Данная система
может использоваться только
для целей пожаротушения, но
не для создания инертной атмосферы при возникновении
электростатической опасности
воспламенения.
Система должна содержать количество углекислого газа достаточное, чтобы обеспечить
количество вытеснений свободного газа, равное 45% от
валового объема помещения,
где выполняется обработка груза, при любых аварийных сценариях.
92
Приложение 5
Листинг программы «SHIPSTATE»
unit ShipState;
interface
uses
Windows, Messages, SysUtils, Variants, Classes, Graphics, Controls, Forms,
Dialogs, StdCtrls, Buttons, ComCtrls,Math;
type
TForm1 = class(TForm)
Edit1: TEdit;
ComboBox1: TComboBox;
Edit2: TEdit;
ComboBox2: TComboBox;
ComboBox3: TComboBox;
TabControl1: TTabControl;
Label6: TLabel;
Label1: TLabel;
Label2: TLabel;
Label3: TLabel;
Label4: TLabel;
Edit3: TEdit;
Label5: TLabel;
Edit4: TEdit;
Label7: TLabel;
Edit5: TEdit;
Label8: TLabel;
ComboBox4: TComboBox;
Label9: TLabel;
TabControl2: TTabControl;
Label10: TLabel;
sds: TPageControl;
ds: TTabSheet;
TabSheet2: TTabSheet;
TabSheet1: TTabSheet;
TabControl3: TTabControl;
Label11: TLabel;
93
BitBtn1: TBitBtn;
BitBtn2: TBitBtn;
Edit6: TEdit;
Edit7: TEdit;
Edit9: TEdit;
Edit10: TEdit;
Edit11: TEdit;
Label12: TLabel;
Label13: TLabel;
Edit12: TEdit;
Label15: TLabel;
Label16: TLabel;
Label17: TLabel;
Label18: TLabel;
Label19: TLabel;
ComboBox5: TComboBox;
Label20: TLabel;
TabSheet3: TTabSheet;
Edit13: TEdit;
Edit14: TEdit;
Edit15: TEdit;
Edit16: TEdit;
Edit17: TEdit;
Edit19: TEdit;
Edit20: TEdit;
Edit21: TEdit;
Edit22: TEdit;
Label21: TLabel;
Label22: TLabel;
Label23: TLabel;
Label24: TLabel;
Label25: TLabel;
Label26: TLabel;
Label27: TLabel;
Label29: TLabel;
Label30: TLabel;
Edit24: TEdit;
Edit26: TEdit;
94
Edit28: TEdit;
Label32: TLabel;
Label34: TLabel;
Label36: TLabel;
Edit30: TEdit;
Edit31: TEdit;
Edit32: TEdit;
Label38: TLabel;
Label39: TLabel;
Label40: TLabel;
Edit33: TEdit;
Label41: TLabel;
Edit34: TEdit;
Label42: TLabel;
TabSheet4: TTabSheet;
TabSheet5: TTabSheet;
TabSheet6: TTabSheet;
Edit35: TEdit;
Label43: TLabel;
Edit36: TEdit;
Label44: TLabel;
Label45: TLabel;
Label28: TLabel;
Edit18: TEdit;
Label35: TLabel;
Edit27: TEdit;
Label37: TLabel;
Edit29: TEdit;
Label46: TLabel;
Edit37: TEdit;
Label47: TLabel;
Edit38: TEdit;
Label48: TLabel;
Edit39: TEdit;
Edit40: TEdit;
Label50: TLabel;
Edit41: TEdit;
Label51: TLabel;
95
Label52: TLabel;
Edit42: TEdit;
Label53: TLabel;
Edit43: TEdit;
Label54: TLabel;
Edit44: TEdit;
Label55: TLabel;
Edit45: TEdit;
Edit46: TEdit;
Label56: TLabel;
Label57: TLabel;
Edit47: TEdit;
Label58: TLabel;
Edit48: TEdit;
Label59: TLabel;
Label60: TLabel;
Edit50: TEdit;
Label61: TLabel;
Edit53: TEdit;
Edit23: TEdit;
Label33: TLabel;
Edit8: TEdit;
Label14: TLabel;
Edit51: TEdit;
Label31: TLabel;
Edit52: TEdit;
Label62: TLabel;
Edit57: TEdit;
Label66: TLabel;
Edit58: TEdit;
Edit59: TEdit;
Edit60: TEdit;
Label49: TLabel;
Edit61: TEdit;
Label67: TLabel;
Label69: TLabel;
Edit63: TEdit;
Edit64: TEdit;
96
Label70: TLabel;
Label72: TLabel;
Label73: TLabel;
Label74: TLabel;
Edit25: TEdit;
Edit66: TEdit;
Label75: TLabel;
Label76: TLabel;
Edit55: TEdit;
Label64: TLabel;
Label77: TLabel;
Label78: TLabel;
Edit62: TEdit;
Label68: TLabel;
Label71: TLabel;
Edit65: TEdit;
Label65: TLabel;
Label79: TLabel;
Edit49: TEdit;
Edit56: TEdit;
Label80: TLabel;
Label81: TLabel;
Edit67: TEdit;
Edit68: TEdit;
Label82: TLabel;
Edit69: TEdit;
Label83: TLabel;
Edit70: TEdit;
Label84: TLabel;
Edit54: TEdit;
Label63: TLabel;
procedure BitBtn2Click(Sender: TObject);
procedure BitBtn1Click(Sender: TObject);
procedure ComboBox1Change(Sender: TObject);
procedure FormCreate(Sender: TObject);
procedure Edit61KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
procedure Edit1KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
procedure Edit3KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
97
procedure Edit4KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
procedure Edit2KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
procedure Edit23KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
procedure Edit51KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
procedure Edit58KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
procedure Edit59KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
procedure Edit25KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
procedure Edit66KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
procedure Edit5KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
private
{ Private declarations }
public
{ Public declarations }
end;
var
Form1: TForm1;
Ro:array[1..5,1..7] of real;
Vkas: array[1..2,1..3] of real;
Mkas: array[1..2,1..3] of real;
L: array[1..2] of real;
CC: array[1..2,1..3] of real;
TTT: array[1..2,1..3] of real;
ZZZ: array[1..2,1..3] of real;
XX: array[1..2,1..3] of real;
indRoP,indRoT,indH,indType: integer;
m,Nkas,Vs,Vo,Weigth,Kpol,kp,Nk,Mk,H,Lb,Pm,Pst,Pel: real;
Pvr, Pgg,Pzp,Pcm,Py,Pmsh,Po :real;
Pmk,Pmg,Pkg,Ptp,Pvod,T: real;
Mg,gamma: real;
cruis_range, Vel, stepT,Yt,Yt0: real;
step,divNk : integer;
Hb,Zg,ro1,Zc,Hkas : real;
D,ll,Bt,Ngd,Pey,Pall,Pz,Deid :real;
MM,TT,ZP,ST,NN,Mbal,ZP1,STem,STsyd,STitog: real;
Amr,Ek,Rem,Port,Tx,Nreis,Ptopl,STtop,ST1,ST2: real;
98
Par1,Par2,daln,Snab,Strah,Pere,Expl,Nsyd,godP: real;
infr,Ainfr,ITOG: real;
Ydel,st1000,aa,bb : real;
implementation
{$R *.dfm}
procedure TForm1.BitBtn2Click(Sender: TObject);
begin
Application.Terminate;
end;
procedure TForm1.BitBtn1Click(Sender: TObject);
begin
indRoP:=ComboBox4.ItemIndex+1;
indRoT:=Combobox5.ItemIndex+1;
indH:=Combobox2.ItemIndex+1;
indType:=Combobox1.ItemIndex+1;
Vo:=1.11*StrToFloat(Edit1.Text);
Mg:=1000000*Vo*0.76;
Vs:=Mg/Ro[indRoP][indRoT];
Edit35.Text:=FloatToStr(RoundTo(Mg/1000/1.11,-2)); //масса газа
Edit36.Text:=FloatToStr(RoundTo(Vs/1.11,-2)); //объем газа
Vel:=StrToFloat(Edit4.Text); //скорость
kp:=StrToFloat(ComboBox3.Text); //коеф полноты
Nkas:=int(Vs/Vkas[indType][indH]);
D:=5087.6*Vo+26043;
ll:=Vel*0.273+1.817;
Lb:=ll*exp(1/3*ln(D/1.025));
Bt:=D/100000+3.18;
Weigth:=sqrt(D*Bt/1.004/1.025/kp/Lb);
Nk:=Floor((0.8*Weigth-(4*0.6)-L[indType]+0.2)/(L[indType]+0.1)-1);
Mk:=Floor(Nkas/Nk);
Nkas:=Mk*Nk;
99
Edit7.Text:=FloatToStr(Nkas);
Edit9.Text:=FloatToStr(RoundTo(Nk,-1));
Edit10.Text:=FloatToStr(RoundTo(Mk,-3));
//H:=-0.0012*Vo*Vo*Vo+0.0471*Vo*Vo+0.207*Vo+15.833-2;
H:=(3+StrToFloat(ComboBox2.Text))/1.48;
Weigth:=Round(23.97*exp(0.248*ln(Vo))-2);
Edit6.Text:=FloatToStr(RoundTo(Weigth,-2));
Edit11.Text:=FloatToStr(RoundTo(Lb,-1));
Edit12.Text:=FloatToStr(RoundTo(H,-2));
//высота борта судна
Pmk:=Nkas*Mkas[indType][indH]; //касеты с балонами
Edit17.Text:= FloatToStr(RoundTo(Pmk,-2));
Pmg:=Vo*760;
Edit24.Text:=FloatToStr(RoundTo(Pmg,-2));
Pkg:=Pmk+Pmg;
//масса касет и газа
cruis_range:=StrToFloat(Edit2.Text);
T:=1;
Yt:=1;
stepT:=0.0001;
while Yt>0 do begin
Yt0:=Yt;
Yt:=1.025*Lb*Weigth*kp*T+0.12*exp(2/3*ln(Lb*Weigth*H))+0.00011*Lb*Vel*Vel*T+1.1*Weigth*T+28.
8+0.014*Lb*Weigth*H;
Yt:=Yt+0.026*Lb*Weigth*H+0.00025*exp(2/3*ln(Lb*Weigth*kp*1.025*T))*Vel*Vel*Vel+0.017*Lb*
Weigth*H+0.11*Lb*Weigth;
Yt:=Yt+350+(1.125*0.0000001*cruis_range/Vel)*exp(2/3*ln(Lb*Weigth*kp*1.025*T))*Vel*Vel*Vel+
0.01*Lb*Weigth*T+Pkg;
T:=T+stepT;
if T>25 then begin
break;
end
end;
100
//Pm:=0.12**H*Weigth*Lb+0.9*exp(2/3*ln(H*Weigth*Lb)); //корпус судна
Pm:=0.08*H*Weigth*Lb+0.9*exp(2/3*ln(H*Weigth*Lb)); //корпус судна
Edit13.Text:=FloatToStr(RoundTo(Pm,-3));
Pst:=0.026*H*Weigth*Lb;
//системы газовоза
Edit15.Text:=FloatToStr(RoundTo(Pst,-3));
Pmsh:=exp(2/3*ln(H*Weigth*Lb))*0.55;
//оборудование
Edit16.Text:=FloatToStr(RoundTo(Pmsh,-3));
Py:=0.00011*Lb*T*Vel*Vel+1.1*Weigth*T+28.8+0.014*Lb*H*Weigth; //судовые устройства
Edit14.Text:=FloatToStr(RoundTo(Py,-3));
Ngd:=0.0214*exp(2/3*ln(Lb*Weigth*T*kp))*(0.514*0.514*0.514*Vel*Vel*Vel); //мощность гд
Edit70.Text:=FloatToStr(RoundTo(Ngd,-2));
if Ngd> 20000 then
begin
Pey:=0.009*exp(0.4*ln(Ngd));
end
else
begin
Pey:=0.45;
end;
Pey:=Pey*exp(0.75*ln(Ngd));
Edit19.Text:=FloatToStr(RoundTo(Pey,-2)); //Энергетическая установка
Pvr:=0.002*Lb*Weigth*H;
Edit21.Text:= FloatToStr(RoundTo(Pvr,-2)); // Электро энерг устан
Pcm:=Pmk*0.05;
Edit22.Text:= FloatToStr(RoundTo(Pcm,-2)); //арматура
Pz:=0.03*kp*T*Lb*Weigth*0.85*1.025;
Edit8.Text:= FloatToStr(RoundTo(Pz,-2)); //запас водоизмещения
Pgg:= 0.11*Lb*Weigth;
Edit20.Text:= FloatToStr(RoundTo(Pgg,-2)); //жидкие грузы
101
Pall:=Pm+Pst+Pmsh+Pel+Py+Pey+Pvr+Pcm+Pz+Pgg+Pmk;
Edit18.Text:=FloatToStr(RoundTo(Pall,-2));
//водоизмещение порожнем
//Ptp:=0.0416*(0.003*Ngd+1.736)*7000/Vel*1.05;
Ptp:=0.0416*(0.003*Ngd+1.736)*3000/Vel*1.05;
Edit26.Text:=FloatToStr(RoundTo(Ptp,-2)); //запас топлива
Pvod:=141;
Edit28.Text:=FloatToStr(RoundTo(Pvod,-2)); //запас воды
Deid:=Pmg+Ptp+Pvod;
Edit53.Text:=FloatToStr(RoundTo(Deid,-2)); //Дейдевит
Po:=Deid+Pall;
Edit34.Text:=FloatToStr(RoundTo(Po,-2)); //Полное водоизмещение
T:=Po/1.025/Lb/Weigth;
Edit55.Text:=FloatToStr(RoundTo(T,-2));
//исправленная осадка
//--------------------------------//остойчивость
//
Hb,Zg,ro,Zc
Hkas:=StrToFloat(ComboBox2.Text); //высота касеты
Zg:=(Pm*0.559*H+0.940*Pst*H+0.73*Py*H+0.57*Pey*H+0.73*H*Pmsh+Pmk*(3+Hkas/2)+Pcm*(3+
Hkas/2)+(Pgg+Ptp)*0.345*H+Mg/1000*(3+Hkas/2))/Po;
//апликата центра тяжести
Edit31.Text:=FloatToStr(RoundTo(Zg,-4));
ro1:=1.029*(0.98*Sqrt(kp))*(0.98*Sqrt(kp))*Weigth/T/kp; //метацентр радиус
Edit30.Text:=FloatToStr(RoundTo(ro1,-4));
Zc:= (0.98*0.98*kp*T)/(0.98*Sqrt(kp)+kp);
//Апликата центра величины
Edit32.Text:=FloatToStr(RoundTo(Zc,-4));
102
Hb:=(0.5*sqrt(0.98*sqrt(kp)/kp)*T/Weigth)+0.0877*0.98*0.98*Weigth/T-Zg/Weigth;
//относ метацентр высота
Edit33.Text:=FloatToStr(RoundTo(Hb,-4));
//Строительная стоимость
MM:=Ngd*1200+(1.386*Pm+5.65*Pmsh+0.023*Py+3.39*Pst+0.0715*(Pvr+Pey))*1000;
//материалы
Edit27.Text:=FloatToStr(RoundTo(MM/1000000,-3));
TT:=(4725.84/exp(0.522*ln(Pm))+81908.8/exp(0.721*ln(Pm))+55217/exp(0.729*ln(Pm)))*Pm*(1.06Po/100000000*7.5)+15669*Pst/exp(0.457*ln(Pst));
TT:=TT+150.658*Py0.00731*Py*Py+25286*Pall/exp(0.728*ln(Pall))+13308.6*Pall/exp(0.726*ln(Pall));
Edit29.Text:=FloatToStr(RoundTo(TT,-3)); //трудоѐмкость
ST:=StrToFloat(Edit51.Text);
ZP:=TT*1.26*ST;
Edit37.Text:=FloatToStr(RoundTo(ZP/1000000,-3)); //зарплата
Mbal:=1400*CC[indType][indH]+120*TTT[indType][indH]+300*ZZZ[indType][indH]+1200*XX[indT
ype][indH];
Mbal:=Mbal*Nkas;
//материал балонов
Edit39.Text:=FloatToStr(RoundTo(Mbal/1000000,-3));
ZP1:=192.8*CC[indType][indH]+CC[indType][indH]*18+1000*TTT[indType][indH]+1000*CC[indTyp
e][indH];
ZP1:=(ZP1+120*XX[indType][indH]+300*Mkas[indType][indH])*Nkas;
Edit40.Text:=FloatToStr(RoundTo(ZP1/1000000,-3));
STem:=2.12*Mbal+ZP1;
//материал балонов ZP
//стоимость изготовления балонов
Edit52.Text:=FloatToStr(RoundTo(STem/1000000,-3));
STsyd:= 1.456*(MM+ZP+1.12*MM)*0.3; //стоимость судна без балонов
Edit57.Text:=FloatToStr(RoundTo(STsyd/1000000,-3));
NN:=1.3*(MM+ZP+1.12*MM);
//накладные расходы
NN:=0.75*STsyd;
103
Edit38.Text:=FloatToStr(RoundTo(NN/1000000,-3));
STitog:=(STsyd+STem);
//итоговая стоимость суднаq
Edit68.Text:=FloatToStr(RoundTo(STitog/1000000,-3));
//Годовые эксплуатационные затраты
//Amr:=0.16*STitog;
aa:=StrToFloat(Edit25.Text)/100;
bb:=StrToFloat(Edit66.Text);
Amr:=aa*exp(bb*ln(aa+1))*STitog/(exp(bb*ln(aa+1))-1);
Edit41.Text:=FloatToStr(RoundTo(Amr/1000000,-3)); //амортизация
Ek:=737451;
//Экипаж
Edit42.Text:=FloatToStr(RoundTo(Ek/1000000,-3));
Rem:=0.0035*STitog+125*exp(2/3*ln(1.34*Ngd));
Edit43.Text:=FloatToStr(RoundTo(Rem/1000000,-3)); //ремонт ТО
Port:=2000000; //Портовые сборы
Edit44.Text:=FloatToStr(RoundTo(Port/1000000,-3));
//Tx,Nreis,Ptopl,STtop,ST1,ST2,STtop
//топливо
daln:=StrToFloat(Edit2.Text);
Tx:=daln/(Vel*24)+daln/(Vel*26.4);
Edit56.Text:=FloatToStr(RoundTo(Tx,-1));
Nreis:=340/(Tx+3);
Edit67.Text:=FloatToStr(RoundTo(Nreis,-1));
Par1:=StrToFloat(Edit58.Text);
Par2:=StrToFloat(Edit59.Text);
Ptopl:=(0.003*Ngd+1.736)*Tx;
ST1:=Ptopl*Nreis*Par1;
ST2:=0.2*Tx*Nreis*Par2*(0.003*Ngd+1.736);
STtop:=ST1+ST2;
Edit45.Text:=FloatToStr(RoundTo(STtop/1000000,-3));
Snab:=50000;
Edit46.Text:=FloatToStr(RoundTo(Snab/1000000,-3)); //снабжение
104
Strah:=0.00262*Lb*Weigth*H*1000+0.0035*STitog;
Edit47.Text:=FloatToStr(RoundTo(Strah/1000000,-3)); //Страховка
Pere:=StrToFloat(Edit61.Text);
Pere:=Pere*Nreis*Pmg;
Edit60.Text:=FloatToStr(RoundTo(Pere/1000000,-3));
Expl:=Strah+Snab+STtop+Port+Rem+Ek+Amr+Pere; //Итог по 1 судну
Edit48.Text:=FloatToStr(RoundTo(Expl/1000000,-3));
godP:=StrToFloat(Edit23.Text);
Nsyd:=ceil(godP*0.00069/Nreis/Pmg);
//число судов на линии
Edit62.Text:=FloatToStr(RoundTo(Nsyd,-3));
infr:=0.11*Nsyd*STitog; //Береговая инфр
Edit63.Text:=FloatToStr(RoundTo(infr/1000000,-3));
Ainfr:=infr*0.16;
Edit64.Text:=FloatToStr(RoundTo(Ainfr/1000000,-3));
ITOG:=Ainfr+Nsyd*Expl;
Edit65.Text:=FloatToStr(RoundTo(ITOG/1000000,-3));
//Оценка эконом эффиективности
//Ydel,st1000
Ydel:=ITOG/godP;
st1000:=Ydel*1000;
Edit50.Text:=FloatToStr(RoundTo(st1000*0.5336,-3));
Edit54.Text:=FloatToStr(RoundTo((Nsyd*STitog+infr)/1000000,-3));
Ydel:=((Nsyd*STitog+infr)*0.12+ITOG)/(godP/1000);
Edit69.Text:=FloatToStr(RoundTo(Ydel,-3));
end;
procedure TForm1.ComboBox1Change(Sender: TObject);
105
begin
if Combobox1.ItemIndex=0 then begin
Edit3.Text:='1.064';
ComboBox2.Items[0]:='13';
ComboBox2.Items[1]:='25';
ComboBox2.Items[2]:='37';
end
else begin
Edit3.Text:='1.42';
ComboBox2.Items[0]:='13,4';
ComboBox2.Items[1]:='25,4';
ComboBox2.Items[2]:='37,4';
end;
ComboBox2.ItemIndex:=2;
end;
procedure TForm1.FormCreate(Sender: TObject);
begin
Edit3.Text:='1.064';
Edit1.Text:='10';
ComboBox2.Items[0]:='13';
ComboBox2.Items[1]:='25';
ComboBox2.Items[2]:='37';
ComboBox2.ItemIndex:=2;
ComboBox4.ItemIndex:=3;
ComboBox5.ItemIndex:=4;
ComboBox3.ItemIndex:=3;
Ro[1][1]:=150;
Ro[1][2]:=129;
Ro[1][3]:=114;
Ro[1][4]:=103;
Ro[1][5]:=94.87;
Ro[1][6]:=87.97;
Ro[1][7]:=82.3;
Ro[2][1]:=224;
Ro[2][2]:=200;
Ro[2][3]:=180;
Ro[2][4]:=163;
106
Ro[2][5]:=149.5;
Ro[2][6]:=137;
Ro[2][7]:=128;
Ro[3][1]:=267;
Ro[3][2]:=246;
Ro[3][3]:=227;
Ro[3][4]:=210;
Ro[3][5]:=194;
Ro[3][6]:=181;
Ro[3][7]:=169;
Ro[4][1]:=296;
Ro[4][2]:=278;
Ro[4][3]:=260;
Ro[4][4]:=244;
Ro[4][5]:=229;
Ro[4][6]:=215.6;
Ro[4][7]:=203;
Ro[5][1]:=318;
Ro[5][2]:=302;
Ro[5][3]:=286;
Ro[5][4]:=271;
Ro[5][5]:=256.5;
Ro[5][6]:=243;
Ro[5][7]:=231;
Vkas[1][1]:=79.5;
Vkas[1][2]:=154.8;
Vkas[1][3]:=230;
Vkas[2][1]:=159;
Vkas[2][2]:=307;
Vkas[2][3]:=454;
L[1]:=4.4;
L[2]:=5.42;
Mkas[1][1]:=76.3;
Mkas[1][2]:=147.3;
Mkas[1][3]:=284;
Mkas[2][1]:=139.6;
Mkas[2][2]:=269.9;
Mkas[2][3]:=520.18;
107
CC[1][1]:=65.95;
CC[1][2]:=127.3;
CC[1][3]:=245.5;
CC[2][1]:=120.7;
CC[2][2]:=233.44;
CC[2][3]:=449.9;
TTT[1][1]:=3.65;
TTT[1][2]:=7.05;
TTT[1][3]:=13.6;
TTT[2][1]:=6.62;
TTT[2][2]:=12.8;
TTT[2][3]:=24.7;
ZZZ[1][1]:=1.33;
ZZZ[1][2]:=2.57;
ZZZ[1][3]:=4.96;
ZZZ[2][1]:=2.4;
ZZZ[2][2]:=4.66;
ZZZ[2][3]:=8.96;
XX[1][1]:=5.37;
XX[1][2]:=10.37;
XX[1][3]:=20;
XX[2][1]:=9.82;
XX[2][2]:=19;
XX[2][3]:=36.62;
end;
procedure SearchT(a15,a12,a9,a16,a6,a7,TT: real);
begin
;
end;
procedure TForm1.Edit61KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
begin
if Key = #46 then Key:= #44;
end;
procedure TForm1.Edit1KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
108
begin
if Key = #46 then Key:= #44;
end;
procedure TForm1.Edit3KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
begin
if Key = #46 then Key:= #44;
end;
procedure TForm1.Edit4KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
begin
if Key = #46 then Key:= #44;
end;
procedure TForm1.Edit2KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
begin
if Key = #46 then Key:= #44;
end;
procedure TForm1.Edit23KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
begin
if Key = #46 then Key:= #44;
end;
procedure TForm1.Edit51KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
begin
if Key = #46 then Key:= #44;
end;
procedure TForm1.Edit58KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
begin
if Key = #46 then Key:= #44;
end;
procedure TForm1.Edit59KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
begin
if Key = #46 then Key:= #44;
end;
procedure TForm1.Edit25KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
begin
if Key = #46 then Key:= #44;
end;
procedure TForm1.Edit66KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
109
begin
if Key = #46 then Key:= #44;
end;
procedure TForm1.Edit5KeyPress(Sender: TObject; var Key: Char);
begin
if Key = #46 then Key:= #44;
end;
end.
110
Приложение 6
Осушка газа перед загрузкой газа в баллоны на CNG–суда.
Осушка газа – это процесс удаления водяных паров из газового потока
путем снижения его температуры до точки, при которой водяные пары конденсируются и вода выпадает из газового потока. Эта температура называется точкой росы газа.
Снижение температуры газа до значения ниже температуры точки росы
с последующим выпадением содержащейся в газе воды позволяет предотвратить образование гидратов и коррозию труб и трубопроводной арматуры изза воздействия водяного конденсата. Это является особенно важным для газовых потоков, которые содержат CO2 и H2S. Эти компоненты кислого газа,
контактируя с водяным конденсатом, образуют кислоту.
Способность газа удерживать водяные пары уменьшается при его сжатии и/или охлаждении, и именно поэтому воду можно удалить из газа путем
его сжатия и/или охлаждения.
Наиболее часто удаление воды из природного газа осуществляется
осушкой газа с помощью жидких гликолей (абсорбентов) и твердых веществ
(адсорбентов) (см. Таблицу П. 6 -1).
После добычи наиболее часто газ осушается путем его контакта с жидким абсорбентом - триэтиленгликолем. Адсорбционные установки с твердым
слоем адсорбента используют тогда, когда требуется обеспечение очень низкой температуры точки росы по влаге (-700С и ниже). Адсорбенты позволяют
уменьшить влажность газа до 0,8 мг/м3 и даже ниже. Повышение давления в
системе в меньшей степени влияет на процесс осушки. Оборудование для
осушки газа твердыми адсорбентами является относительно несложным, чего
нельзя сказать об организации осушки газа жидкими абсорбентами, где требуется крупногабаритное оборудование, а процесс осушки осуществляется в
несколько этапов.
111
Твердые осушители – адсорбенты, помимо удаления влаги удаляют из
газа и другие вредные химические соединения, такие как ацетилен, алифатические, ароматические и серосодержащие углеводороды. Использование
твердых адсорбентов допускает изменение объемов подаваемого на осушку
газа, что может происходить из–за остановки процесса осушки или снижения
объемов осушаемого газа. Изменение объемов подаваемого газа может иметь
место из-за неравномерности его подачи на погрузку на CNG – судно. В то
же время осушка газа жидкими абсорбентами (т. н. абсорбция) этого не позволяет. При работе на твердых адсорбентах основным условием поддержания технологического процесса является непревышение максимальной расчетной производительности.
Первым шагом при оценке приемлемости способа осушки газа является
определение содержания воды, т.е. влагосодержания в газе. В свою очередь
влагосодержание газа зависит от его состава, температуры и давления. Для
нейтральных (бессернистых) природных газов, содержащих более 70% метана и небольшие количества тяжелых фракций, расчет влагосодержания может производиться с использованием зависимостей влагосодержания газа от
давления и температуры.
Таблица П. 6 - 1.
Основные свойства твердых осушителей-адсорбентов
Обычно используемый
диаметр частиц адсорбента, мм
Расчетная адсорбционная
способность по
массе , (%)
Температура
регенерации,
Объемная
плотность,
кг/м3
Удельная теплоемкость,
1
2
3
4
5
6
Активированный
глинозем
817
1,00
6,3-8
7
180-315
Mobil Sorbeads
785
1,05
4-8
6
150-260
Флюорит
800
1,00
4-8
4-5
180+
Осушитель
кДж/(кгС)
С
112
Гель глинозема
720
0,92
4-8
7
180
Молекулярные
сита (4А)
720
1,05
3,1
14
230-290
Для обеспечения непрерывного процесса осушки газа требуется использование нескольких установок со слоями осушителя-адсорбента, которые работают в циклическом режиме и непрерывно осушают газ. Количество
и компоновка колонн-адсорберов может меняться от двух колонн, поглощающих влагу попеременно, до нескольких. Каждый адсорбер должен последовательно осуществлять три отдельных функции или цикла:
- цикл адсорбции, или осушки газа;
- цикл нагрева, или регенерации,
- цикл охлаждения.
Рисунок П. 6.1. Упрощенная технологическая схема осушки газа с твердым осушителем.
На рисунке П. 6.1 представлена технологическая схема типичной двухколонной адсорбционной установки с твердым осушителем. Установка состоит из следующих компонентов и оборудования:
 Входной сепаратор газа,
113
 Две и более адсорбционные колонны, заполненные твердым осушителем-адсорбентом,
 Высокотемпературный нагреватель горячего регенерационного газа,
предназначенного для восстановления активности адсорбента в колоннах,
 Охладитель регенерационного газа, предназначенный для конденсации водяных паров выделанных из горячего регенерационного газа,
 Сепаратор регенерационного газа, предназначенный для удаления
сконденсировавшихся водяных паров из регенерационного газа,
 Трубопроводы, коллекторы-распределители, задвижки и регулирующие клапаны, предназначенные для регулирования расходов газа
и изменения направления течения в соответствии с требованиями
технологического процесса.
В процессе осушки влажный газ проходит вначале входной сепаратор,
в котором удаляется жидкая фаза, состоящая из углеводородной жидкости и
капельной влаги, и твердые частицы. Эта операция в технологической цепи
является очень важной, так как наличие жидкости в газе может повредить,
или разрушить слой осушителя, а твердые частицы могут закупорить поры
осушителя.
В любой момент времени, по крайней мере, одна из колонн может находиться в цикле адсорбции, а другие колонны будут нагреваться, и охлаждаться с целью регенерации, т.е. восстановления адсорбента.
Продолжительность циклов насыщения, регенерации и охлаждения адсорбента определяется временем, необходимым для его регенерации, которое
может составлять 4…8 ч, в то время как цикл насыщения осуществляется за
10…20 ч. Цикл его охлаждения применяют не всегда, так как адсорбент
сравнительно быстро охлаждается газом, поступающим на осушку.
Обычно адсорбент в адсорбционной установке располагается в два-три
слоя с общей толщиной его слоя, равной двум-трем диаметрам установки,
114
соответственно высота установки должна быть минимум в 3 раза больше,
чем ее диаметр.
Продолжительность работоспособности адсорбента зависит от его качества, а также от состава и чистоты проходящего газа, условий регенерации
и колеблется в пределах 3…6 лет. Адсорбент из адсорбера периодически
просеивают с добавлением 15…30% нового адсорбента (по его массе).
Выбор типа осушителя зависит от их химической природы, диаметра
их молекул и диаметра пор.
Количество осушителя-адсорбента необходимое для осушки газа с заданной влажностью может быть определено по эмпирической формуле:
G
V  m H  m K   
,
24  a
(П.6.1)
где:
V - количество поступающего на осушку газа, приведенного к нормальным
условиям (20°С и 0,1013 МПа), м3/сут;
mн , mк - содержание влаги соответственно во влажном и осушенном газе
(снимается с графика рисунке 1.8, Глава 1), кг/м3;
 - продолжительность насыщения влагой осушителя (поглощения), час;
а - активность адсорбента, зависящая от типа адсорбента (Таблица П. 6.1,
столб. 5).
115
Приложение 7
Методика расчета энергетических затраты при операциях с природным
газом при погрузочно-разгрузочных операциях с природным газом при
его транспортировке CNG–судами
П. 7.1. Пример расчета энергетических затраты при операциях с природным газом при погрузочно-разгрузочных операциях с природным газом при его транспортировке CNG–судами.
Оптимизация морской транспортной CNG-системы предполагает учет
энергетических затрат, которые требуются для подготовки газа при его погрузке и разгрузке.
Морская CNG–транспортировка природного газа включает следующие
основные технологические этапы, или операции:
1) Контроль состава газа, поступающего из газотранспортной магистрали на погрузочный терминал, очистка и осушка от нежелательных примесей и влаги, сжатие природного газа дожимными компрессорами до давления, принятого в судовых емкостях (баллонах);
2) Охлаждение (рефрижерация) нагревшегося в процессе сжатия в дожимных компрессорах газа в специальных теплообменниках и подача его после этого в грузовую систему CNG –судна для заполнения баллонов;
3) Непосредственно морская транспортировка газа на CNG – судне;
4) Дросселирование газа на приемном причале при его выгрузке,
имеющее целью понижение его давления до давлений в принимающей магистрали или в береговом хранилище и сопровождающееся из-за дроссельного
эффекта значительным понижением температуры газа, нагревание газа до
температуры окружающей среды и подача его в упомянутые магистраль или
хранилище.
В некоторых концепциях CNG – судов транспортировка газа предполагается в охлажденном состоянии (-20О…-50ОС), что позволяет уменьшить
116
его расчетное (рабочее) давление в грузовых емкостях при том же количестве закачиваемого в емкость газа, что и при транспортировке его в условиях
окружающей среды, когда газ, как было показано выше, должен быть сжат до
более высоких давлений, а это вызывает необходимость утолщать стенки сосуда (емкости) и тем значительно увеличивает совокупную массу баллонов
на CNG - судне.
Рассмотрим условно CNG - судно с объемом грузовых емкостей VГР =
90 000 м3 для природного газа с составом, идентичным природному газу,
предполагающемуся к транспортировке по газопроводу «Северный поток».
В данном случае целесообразно оценить сопутствующие изменения
энергетических и прочих затрат, возникающих в обеспечение тех технологических операций с газом в процессе его загрузки, транспортировки и выгрузки в цепи его перемещения берег–CNG–судно-берег.
Расчет мощности и количества компрессорного оборудования примем
условный объем подаваемого по магистральному трубопроводу газа Q= 14
млн.куб.м/сутки. Здесь рассматривается вариант, когда газ подается из магистрального газопровода. Предполагается, что газ из магистрального газопровода имеет такой состав и характеристики, что не требуется его предварительная осушка и очистка от примесей.
Газ поступает на судно из газовой магистрали, для которой здесь предполагается, что давление в ней поддерживается на уровне 50 бар. На начальных стадиях погрузки не требуется дополнительная энергия для сжатия газа,
однако, как только давление в емкостях CNG-судна окажется равным давлению в магистрали, необходимо выполнение «дожатия» газа до рабочего давления в грузовых баллонах CNG-судна при транспортировке, принимаемого
здесь 250 бар. Для «дожатия» газа используются поршневые компрессоры с
приводом от специального двигателя, работающего на природном газе.
Сжатие происходит в несколько этапов – обычно это 2…3 ступени.
Между ступенями компрессорного оборудования осуществляется охлаждение газа в газовоздушных или газо-водяных охладителях до приемлемых для
117
следующего этапа сжатия температур (с точки зрения безопасной работы самого компрессора температура газа в процессе сжатия не должна превышать
120 С).
Мощность определяется по формуле (2.17, см. Глава 2).
В нашем случае в качестве оборудования для охлаждения газа рассматриваются агрегаты воздушного охлаждения (АВО), расчет мощности необходимой для привода двигателя воздушного охладителя газа определяется по
формуле (кВт):
CP  0,259  V  T2  T1 
(П.7.1)
где V – объем охлаждаемого газа в день, здесь млн.м3/сут.;
(Т2-Т1) – разница температур на входе и выходе охладителя (температура охлаждения в АВО составляет 37С).
При сжатии на одноступенчатом поршневом компрессорном оборудовании температура газа составит, с учетом потерь давления (3%):
 250 
t  20  273

 50 
0.206
 273  135o C
Так как температура газа превышает разрешенный температурный режим не более 120 С, компрессия газа должна производится в нескольких
ступенях.
Пусть в первой ступени компрессора газ нагнетается до давления 150
бар и с учетом потерь давления в первой ступени (3%), в этом случае температура газа составит:
 150 
t1  20  273

 50 
0.206
 273  94o C
А мощность компрессорного оборудования первой ступени составит:
NУСТ
0.206

1146  1,26 
 293    150 


 1  0,899  23622кВт
 14  
 


0,80  1,26  1 
 273    50 

Мощность блока АВО первой ступени составит:
CP  0,259  14  94  37  206кВт
118
Температура газа после нагнетается второй ступени будет:
 250 
t 2  37  273

 150 
0.206
 273  71,40 0 C , Z  0,860
При таких значениях мощность компрессорного оборудования второй
ступени составит:
NУСТ
0.206

1146  1,26 
 310    250 


 1  0,932  11310кВт
 14  
 


0,80  1,26  1 
 273    150 

Мощность блока АВО второй ступени составит:
CP  0,259 14  71,4  37  125кВт
Таблица. П. 7.1 Мощность компрессорного оборудования и агрегатов
АВО.
Давление газа на входе в ком-
Мощность ком-
Мощность агрега-
прессор, бар
прессоров, кВт
тов АВО, кВт
1 ступень
23622
206
2 ступень
11310
125
Суммарная мощность, кВт
34932
331
Стоимость компрессорного оборудования с воздушным охлаждением
при удельном показатели стоимости 800 $/кВт, составит 27,94106 $.
Средняя стоимость дополнительных расходов по техническому
обслуживанию и текущему ремонту компрессора, включая запасные части,
оценивается в 100 000 $/год .
П.
7.2
Определение
мощности
и
рефрижераторногооборудования для охлаждения газа.
стоимости
После установки воздушного охлаждения, процесс охлаждения газа до
температуры более низкой температуры, чем температура газа после АВО
37 С, требует затрат энергии и осуществляется в холодильных установках.
Выполнение операции охлаждение газа эквивалентно времени требуемого
для проведения грузовых операций по загрузке CNG-судна.
119
Оценим количество тепла, которое необходимо отвести от тонны груза,
за счет которого температура газа охладиться до расчетной температуры 20 С при расчетном давлении 250 бар. Начальной температурой газа является температура газа после АВО t = 37 С
Часовой расход газа, который для всех вариантов расчета будет одинаковым и может быть рассчитан по формуле:
MS 
14  106  0.554  1,30
 420580 кг
ч
24
Среднюю удельную изобарную теплоемкость газа с давлением
p=250бар при температуре газа в грузовых емкостях t=-20C составляет:
СP 
3,489  3,740
 3,614 кДж
кг  С
2
Определим тепловую нагрузку рефрижераторной установки, которое
будет отводить от газа тепло за 1 час погрузки CNG-судна для давлении газа
p =250 бар в грузовых емкостях CNG-судна.
S  M S  CP  T  420580  3,614  57  86,83 106 кДж
Переводя тепловую нагрузку рефрижераторного оборудования в механическую мощность из соотношения 1 кДж = 2,7710-4 кВтч, в нашем случае
мощность составит Nхол = 24052 кВт.
Стоимость рефрижераторного оборудования рассчитывается на 1 кВт
мощности, при удельном показателе стоимости 1400 $ /кВт, в нашем случае
составляет 33,67 млн. $.
П. 7.3. Нагрев газа при его выгрузке из грузовых емкостей CNG –
судна на приемном терминале. Эффект Джоуля-Томсона. Энергетические затраты на подогрев газа.
Когда природный газ выгружается из грузовых емкостей CNG судна,
он должен быть подвергнут нагреву. Это связанно с тем, что природный газ
поступает на приемный терминал под давлением (p = 250бар) и с приемного
терминала газ может быть направлен в магистральный газопровод для поставки непосредственно потребителю, либо в подземное хранилище, из кото120
рого впоследствии будет производиться его отбор. Давление и температуры,
при которых эксплуатируются магистральные газопроводы, чаще всего имеют максимальное давление p ≈ 75 бар, поэтому до поступления газа в магистральный трубопровод основным требованием является понижение давления
газа, доставленного CNG - судном до этих значений. Понижение давления
может быть выполнено за счет дросселирования газа через дроссельную насадку, при этом происходит понижение температуры газа согласно эффекту
Джоуля-Томсона. Величина нагрева газа в каждом CNG - проекте индивидуальна и зависит, в первую очередь, от давления, которое требуется в магистральных газопроводах, и условий поставки газа потребителю.
Для определения количества тепла, которое необходимо для подогрева
газа перед дросселированием. Рассмотрим условный газ, который выгружается с CNG-судна с давлениями p=250 бар и t= - 20C, состав газа идентичен
составу газа, транспортируемому по трубопроводу «Северный поток». За параметр газа в береговом терминале примем значение его давления в береговой сети или в хранилище pБЕР= 75 бар.
При pБЕР=75 бар температурный перепад составит:
T  ( P1  P2 ) 
Т
 (250  75)  105  4,67  10 6 К / Па  81,72К
р
Конечные температуры газа при T=278 К, соответственно составят:
при pБЕР=75 бар, TВЫГР=278-81,72=196,28K(-76,95C).
Удельная теплоемкость газа при pБЕР=75 бар
СP 
C PS  C PP 6,81  2,91

 4,86кДж / кг  С
2
2
Тепловая нагрузка Q теплообменника-нагревателя:
Q  M S  CP  T  672100  4,86  71,95  235 106 кДж
121
Переводя тепловую нагрузку рефрижераторного оборудования в механическую мощность из соотношения 1 кДж = 2,7710-4 кВтч, в нашем случае
мощность составит Nхол = 65095 кВт.
Таблица П.7-1
Характеристики агрегатов воздушного охлаждения газа (АВО)
Тип аппарата
АВГ–85МГ
2АВГ–75(100)
3АВГ–75(100)
Рабочее давление, МПа
7,5; 8,5; 10,0
7,5 (10)
7,5 (10)
275000
225000
271875
т/сут
6600
5400
6525
м3/сут
8250000
6750000
8156250
291.35
238.37
288.04
вход
60
70
70
выход (не выше)
40
45
45
Расчетная температура воздуха, °C
27
30
30
9861
9930
12620
0,2
0,3
0,3
Количество секций, шт.
2
2
3
Рядность, шт.
6
6
8
25 x 1,5
25 x 2
25 x 2
да
да
да
12000
12000
12000
498
528
596
6
2
2
Диаметр колеса, м
2,7
5,0
5,0
Число оборотов, 1/мин.
470
250
250
Расход среды, кг/час
mmscf/d
Температура среды (газа), °C:
Поверхность теплообмена
аппарата, м2
Гидравлическое сопротивление аппарата, кг/см2
Основная труба
Алюминиевое оребрение
Длина трубы, мм
Количество труб, шт.
Количество вентиляторов на
1 АВО, шт.
122
Тип аппарата
АВГ–85МГ
2АВГ–75(100)
3АВГ–75(100)
установленная
6,5x6=39
37x2=74
37x2=74
потребляемая
5,25x6=31,5
34,7x2=69,4
34x2=68
Вес 1 АВО, кг
36000
41000
43000
Эл. мощность на 1 АВО, кВт:
Агрегаты воздушного охлаждения (АВО) предназначены для охлаждения газа, нагретого в процессе компримирования (сжатия) в газотурбинном
компрессоре ГКС. В 2003 году успешно прошли приемочные испытания аппарата воздушного охлаждения компримированного газа типа АВГ–85МГ.
Агрегат рекомендован к серийному производству. Тендерный комитет ОАО
"Газпром" определил ЗиО поставщиком АВО для ГКС "Мышкинская",
"Ржевская", "Ухтинская" "Холм–Жирковская", "Оршанская" и ряда других
КС.
123
Приложение 8.
Вспомогательные таблицы и графики по определению и регламентированию характеристик и свойств природного газа.
Таблица. П. 8-1.
Регулирующие документы и способы обеспечения качества природного
газа техническими средствами.
Способы получения контрольных
Характеристика
характеристик
качества газа
(технические средства)
Опорная величина
согласно
(ОСТ 51.40-93) [78]
Дополнительные
регламентирующие
документы
Не менее
332,5 МДж/м3
ГОСТ 22667-82
(Газы горючие
природные. Расчетный метод определения теплоты
сгорания, относительной плотности
и числа Воббе.)
ГОСТ 10062-75
(Газы природные
горючие. Метод
определения
удельной теплоты
сгорания.)
Теплотворная
способность
Обогащение газа
горючими компонентами:
- добавка газа с
более высокой теплотворной способностью;
- дополнительная
очистка от балластных компонентов CO2, N и др.;
- доосушка газа.
Точка росы по
углеводородам
Дополнительное
извлечение тяжелых углеводородов
предпочтительно
0С для умеренных
сорбционными мемакроклиматических
тодами с применерайонов
нием соответствующего оборудования и материалов
Содержание
влаги
Дополнительная
осушка газа с применением соответствующего оборудования
Для умеренного
климата точка росы
по влаге должна
быть не менее
– 3… -5С
ГОСТ 20061-84
(Газы горючие
природные. Метод
определения температуры точки
росы углеводородов.)
ГОСТ 20060-83
(Газы горючие
природные. Метод
определения содержания водяных
паров и точки росы
влаги.)
124
Способы получения контрольных
Характеристика
характеристик
качества газа
(технические средства)
Дополнительная
очистка газа от сероводорода соответствующими
Содержание
способами, наприсероводорода
мер МЭА, ДЭА,
требующая затрат
дорогостоящего
оборудования и
материалов
Дополнительная
очистка газа от механических примеСодержание
сей с применением
механических
сепарационного
примесей
оборудования,
скрубберов, пылеуловителей и др.
Специальные способы и средства
Содержание
кроме строгого сокислорода
блюдения правил
продувки трубопроводов
Дополнительная
очистка газа от
двуокиси углерода
отдельно или совместно с очистСодержание
кой от серовододвуокиси углерода МЭА-ДЭАрода
процессом с применением соответствующего оборудования и материалов
Дополнительная
очистка газа преимущественно фиСодержание
зическими погломеркаптанов и
тителями, наприобщей органимер, «Сулексоческой серы
лом», «Сульфинолом», с применением соответствующего оборудо-
Опорная величина
согласно
(ОСТ 51.40-93) [78]
Дополнительные
регламентирующие
документы
Не более 0,007 г/м3
-
Не более 0,003 г/м3
-
Не более 0,5%
ГОСТ 22387.3-77
(Газы природные.
Метод определения кислорода)
Не оговаривается.
По техникоэкономическим данным не более 2%
-
0,036 г/м3
ГОСТ 22986-78
(Газы углеводородные сжиженные. Метод определения общей серы.)
125
Способы получения контрольных
Характеристика
характеристик
качества газа
(технические средства)
вания
Опорная величина
согласно
(ОСТ 51.40-93) [78]
Дополнительные
регламентирующие
документы
Таблица П.8-2.
Значения теплотворной способности горючих газов.
Наименование
газов
Теплотворная способность
Массовая (кДж/кг)
Молеку-
Объемная
лярный
(кДж/м3)
вес Msp,
QВ
QН
QВ
QН
г/моль
Метан
55496
50010
37660
33930
16,04
Этан
51875
47484
65970
60390
30,07
Пропан
50345
46353
93900
86450
44,1
Бутан
49500
45714
121690
112380
58,12
Пентан
49011
45351
149560
138390
72,15
Окись углерода
10124
10124
12660
12660
28,01
Азот
0
0
0
0
14
Число
Воббе
0
126
Рисунок П. 8-1. Диаграмма значений коэффициента сжимаемости (Zфактора) для чистого метана.
Рисунок П. 8-2. Диаграмма значений коэффициента сжимаемости (Zфактора) для газовой смеси в трубопроводе «Северный поток» (СН4=98
%).
127
Рисунок П. 8-3. Диаграмма значений Z-фактора для «условнопроизвольной смеси» (СН4=95 %).
Рисунок П. 8-4. Диаграмма значений Z-фактора для газовой смеси с Шебелинского месторождения.
128
Рисунок П. 8-5. Фазовая диаграмма чистого метана(CH4=100%)
1 – кривая конденсации, 2 – кривая насыщения, 3 – критическая точка (Ткр=-83,3С, Ркр=45 бар.)
129
Рисунок П. 8-6. Фазовая диаграмма газовой смеси в трубопроводе «Северный поток» (CH4=98%)
1 – кривая конденсации, 2 – кривая насыщения, 3 – критическая точка (Ткр=-80С, Ркр=47 бар.)
130
Рисунок П. 8-7. Фазовая диаграмма условно-произвольной газовой смеси (CH4=95%)
1 – кривая конденсации, 2 – кривая насыщения, 3 – критическая точка (Ткр=-67С, Ркр=57,5 бар.)
131
Рисунок П. 8-8. Фазовая диаграмма условно-произвольной газовой смеси (CH4=87,2%)
1 – кривая конденсации, 2 – кривая насыщения, 3 – критическая точка (Ткр=-72С, Ркр=58,4 бар.)
132
Таблица. П. 8.3.
Основные компоненты морских CNG-систем и действующие в международной практике стандарты [126]
Gas Handling Component
Relevant Standard/Code
Inlet filter separators/scrubbers
Piping systems (valves
and piping details)
Low pressure vs. high
pressure gas flow
Flexible vs. fixed joints
and connections
Two vs. single phase
flow
Liquid slugging/pigging
requirements
Pipe schedules, adapters, bolted flanges,
quick disconnect joints
and flanges – pressure
API - Manual on Disposal of Refinery Wastes
There are no guidelines available from major classification societies
Dimensional standards for Carbon and alloy steel pipes - ANSI B36.1
Line Pipe Specifications API 5L and API guidelines and reports (e.g., RP 14E Design
and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems, or RS 044 Risk and
Returns in the Interstate Natural Gas Pipeline, etc.)
Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping, ANSI/ASME B31.3.
Gas Transmission and Distribution Piping Systems, ANSI/ASME B31.8.
ABS Guide for Building and Classing Facilities of Offshore Installations
Classification/regulatory organization guidelines:
DNV:
Section 1 - General Requirements, Section A 200 ―
Fundamental safety requirements‖,
subsection 202, Section C – DOCUMENTATION: C 200 ―
Plans and particulars‖, subsection 202, 203, 204, and 211
Section 2 – Materials, Section A 100, ―
materials‖, subsection 104 and 107; Section A
200 ―
Design temperature‖, subsection 201 and 202
133
classification API vs.
ANSI
Corrosion, ANSI B31.3,
B31.8, API RP14E,
NACE MR-01-75
Spool piece - locations
Section 4 – Arrangements and Environmental Control in Hold Spaces, Section A 300
―
Overpressure protection of hold spaces‖, subsection 301b
Section 5 – Scantling and Testing of Cargo Tanks, Section C. ―
Cylinder Type Cargo
Tank‖, Subsection C 200 – 201, 202, 203, 204 and 205 (Cargo tank piping); subsection
C 500 - 501 Non-destructive testing (NDT); subsection C 700 - 702 (Prototype testing)
Section 6 – Piping Systems in the Cargo Area, Section A. ―
General‖, subsections A 100
(Bilge, ballast fuel oil piping), A 200 (Cargo piping, General), A 300 (Cargo valves), A
400 (Cargo piping design),
Section 7 – Overpressure Protection of the Cargo Tank and Cargo Piping, Section A.
―
General‖, Subsections A 100 (Cargo piping), A 202 (Cargo tanks),
Section 8 – Gas Freeing of Cargo Containment System and Piping System, Section A.
―
General‖ subsection A 100
Section 10 – Fire Protection and Extinction, Section A ―
General‖ Subsections A
500(Fire main) – 503; A 700 (Water spray) – 702, 705
Section 12 – Instrumentation and Automation, Section A. ―
General‖, Subsection A 104
and A 105
Section 16 – In Service Inspection, Section A. ―
General‖, subsection A-102
ABS:
Section 3 - Ship Arrangements, Section 3.1 ―
Segregation of the Cargo Area‖, subsections 1.3i, 1.3iv, 1.4; Section 3.2 ―
Accommodation, Service and Machinery Spaces and
Control Stations‖, subsection 2.1; Section 3.8, ―
Bow, Stern and Turret (Internal/External) Loading and Unloading Arrangements‖, subsections 8.1, 8.3.1, 8.3.3, and
134
8.9
Section 4 - Cargo Containment, Section 4.3 ―
Design Loads‖, subsection 3.7 - vibrations
Section 5 - Process Pressure Vessels and Liquid, Vapor and Pressure Piping Systems,
Section 5.2 ―
Cargo and Process Piping‖, Section 5.3 ―
Piping Fabrication and Joining
Details‖, Section 5.4 ―
Testing of Piping‖,
Section 6 - Materials of Construction, Section 6.1 ―
Material Classes‖, subsection 1.1,
Section 6.2 ―
Tests and Test Data‖, subsection 2.2; Section 6.5 ―
Welding and NDT‖,
subsection 5.5 and 5.7.4; Section 6. 6 ―
Special Requirements on Class-B Materials‖,
subsection 6.9, Table 5
Section 7 - Cargo Pressure/Temperature Control, Section 7. 2 ―
Refrigeration Systems‖,
subsection 2.1
Section 8 - Cargo Tank, Cargo Handling, Cargo Process and Piping Overprotection and
Vent System, Section 8.1 ―
General‖, Section 8.2 ―
Pressure Relief Systems‖, subsection
2.8 and 2.10
Section 9 - Environmental Control, Section 9.1 ―
Environmental Control within Cargo
Tanks and Cargo Piping Systems‖, subsections 1.1 and 1.4; Section 9.4 ―
4 Inert Gas
Production Onboard‖, subsection 4.3 and 4.5
Section 11 - Fire Protection and Fire Extinction, Section 4.4 ―
Dry Chemical Powder
Fire-Extinguishing Systems‖, subsection 4.2, 4.3, and 4.5
Section 12 -Mechanical Ventilation in the Cargo Area, Section 12.2 ―
Spaces Not Normally Entered‖
Section 13 - Instrumentation (Gauging, Gas Detection and Cargo Handling Controls),
135
Section 13.2 ―
Level Indicators for Cargo Tanks‖, subsection 2.2.i; Section 13.6 ―
Gas
Detection Requirements‖, subsection 6.3, 6.6.2, 6.6.3, 6.6.5
ABS Guide for Building and Classing Subsea Pipeline Systems
ABS Guide for Building and Classing Subsea Pipeline Systems Appendix 1 for safety
class High, Zone 2.
USCG: None
Gas flow measurement
devices
Control and instrumentation:
transmitters/transducers/switche
s
Alarms, event philosophy
Pressure/differential
pressure – (where)
Gas and liquid flow
flow sensor selection and design- ANSI/API 2530 (GPA 8185)
Classification societies guidelines:
DNV – none
ABS – Very briefly on air flow, and inert gas systems
USCG - none
ANSI/ISA-S51-1-Latest Edition – Actuators, sensing devices/transducers, transmitters,
signal converters, recorders, indicators, control valves, switches, Continuous Analysis
Instruments: Instrument Society of America, "Process Instrumentation Terminology,".
Classification/regulatory organization guidelines:
DNV: Section 12 – Instrumentation and Control Systems
ABS:
Section 3.1 - direct connection of pipe lengths, without flanges
Section 13 - Instrumentation (Gauging, Gas Detection and Cargo Handling Controls)
ABS Guide for Building and Classing Facilities on Offshore Installations.
136
Temperature (where)
Level, sensors and
switches (where)
Control valves – type,
action (fail-to-open vs.
fail-to-close)
Pressure regulators
Compression machinery:
Types–centrifugal vs.
recips,
Capacity and performance
Control – clearance vs.
speed, unloading, pulsation
Compressor speed
mechanical parts, maintenance, installation, operations
relevant codes and standards:
USCG - none
American Petroleum Institute (API) Standards:
API 614 - ―
Lubrication, Shaft-Sealing and Control Oil Systems for Special-Purpose
Applications‖
API 617 - ―
Centrifugal Compressors for General Refinery Services‖
API 618 - ―
Reciprocating Compressors for General Refinery Services‖
API 670 - ―
Non-Contacting Vibration and Axial Position Monitoring System‖
API 678 - ―
Accelerometer Based Vibration Monitoring Systems‖
Classification/regulatory organization guidelines
DNV: Section 6 – Piping Systems in the Cargo Area, Section A-300 ―
Cargo Valves‖
subsection 302: The cargo compressors shall shutdown automatically if the ESD system is activated
ABS:
Section 3 - Ship Arrangements, Section 3.1 ―
Segregation of the Cargo Area‖, subsec-
137
Compressor capacity
(what kind)
Pumps :
Types – centrifugal, recips/plunger
tion 1.3.ii, Section 3.3 ―
Cargo Pump Rooms and Cargo Compressor Rooms‖,
Section 5 - Process Pressure Vessels and Liquid, Vapor and Pressure Piping Systems,
Section 5.2 - ―
Cargo and Process Piping‖, subsection 2.3.ii; Section 5.5 – ―
Cargo System Valving Requirements‖, subsection 5.1.3; Section 5.6 ―
Ship’s Cargo Hoses‖, subsection 6.2
Section 7 - Cargo Pressure/Temperature Control, Section 7.2 ―
Refrigeration Systems‖subsection 2.1
Section 10 - Electrical Installations, Section 10. 2 ―
Types of Equipment‖, subsection
2.4.1
Section 11 Fire Protection and Fire Extinction, Section 11.3 ―
Water Spray System‖,
subsection 3.1.iv; Section 11.5 ―
Cargo Handling System and Equipment‖, subsection
5.1
Section12 - Mechanical Ventilation in the Cargo Area, Section 12.1 ―
Spaces Required
to Be Entered During Normal Cargo Handling Operations‖, subsections 1.1, 1.4, and
1.5
Section 13 - Instrumentation (Gauging, Gas Detection and Cargo Handling Controls),
Section 13.1, ―
General‖, subsection 1.3
Section 14 - Use of Cargo as Fuel, Section 14.1, subsection 1.3
USCG - none
API Std 610 8th Edition—Centrifugal Pumps for General Refinery Service
ANSI B73.1—Horizontal End-Suction Centrifugal Pumps
ANSI B73.2—Vertical Inline Centrifugal Pumps
138
Material – low temperature applications
Drivers and prime movers – electrical, turbine
Control – throttling,
speed control
Hydraulic Institute—Centrifugal, Reciprocating & Rotary Pumps
API Std 674—Positive Displacement Pumps – Reciprocating
API Std 675—Positive Displacement pumps – Controlled Volume
API Std 676—Positive Displacement Pumps – Rotary
API Std 682—Shaft Sealing Systems for Centrifugal and Rotary Pumps.
ANSI/AWWA E101-88—Vertical Turbine Pumps – Line Shaft and Submersible Types
NEMA, EMMAC, UL, CSA—Electric Motor Drivers
UL, ULC, NFPA, FM—Fire Water Pumps
Classification/regulatory organization guidelines
DNV:
Section10 - Fire Protection and extinction, Section A. ―
General‖, subsection A 500
(Fire main)-501, 504 and 505; subsection A 600 Dual agent (water and powder) for
process and load/unload area- 601; subsection A 700 (Water spray) – 706, 707, and 708
ABS:
Section 3 - Ship Arrangements, Section 3.3 ―
Cargo Pump Rooms and Cargo Compressor Rooms‖, subsection 3.1; Section 3.6 ―
Air-locks‖, subsection 6.3; Section 3.7
―
Bilge, Ballast and Fuel Oil Arrangements‖, subsection 7.1 and 7.2
Section 5 - Process Pressure Vessels and Liquid, Vapor and Pressure Piping Systems,
Section 5.2 ―
Cargo and Process Piping‖, subsection 2.3.2.ii; Section 5.5 ―
Cargo System
Valving Requirements‖, subsection 5.1.3, Section 5.6 ―
Ship’s Cargo Hoses‖, subsection 6.2
Section 7 - Cargo Pressure/Temperature Control, Section 7.2 ―
Refrigeration Systems‖,
139
subsection 2.2
Section 10 - Electrical Installations, Section 10.2 ―
Types of Equipment‖, subsection
2.4.2
Section 11 - Fire Protection and Fire Extinction, Section 11.2 ―
Fire Water Main
Equipment‖, subsection 2.1 and 2.5; Section 11.3 ―
Water Spray System‖, subsection
3.1.(iv), 3.3, 3.4, and 3.6; Section 11.5 ―
Cargo Handling System and Equipment‖, subsection 5.1
Section 12 - Mechanical Ventilation in the Cargo Area, Section 12.1 ―
Spaces Required
to Be Entered During Normal Cargo Handling Operations‖, subsection 1.1, 1.4, and 1.5
Section 13 - Instrumentation (Gauging, Gas Detection and Cargo Handling Controls,
Section 13.1 ―
General‖, subsections, 1.3; Section 13.4 ―
Pressure Gauges‖, 4.2
USCG:
Sec. 149.416 What are the requirements for fire pumps
Sec. 149.110 What are the requirements for pipeline end manifold shutoff valves
Sec. 149.125 What are the requirements for the malfunction detection system
Sec. 149.130 What are the requirements for the cargo transfer system alarm
Sec. 149.415 What are the requirements for a fire-main system on a manned deepwater
port
Sec. 149.580 What are the requirements for a radar beacon
Sec. 149.585 What are the requirements for sound signals
Sec. 149.660 What are the requirements for emergency power
Sec. 149.665 What are the requirements for a general alarm system
140
Sec. 149.675 What are the requirements for the public address system
150.530 What may the fire-main system be used for
150.531 How many fire pumps must be kept ready for use at all times
Sec. 150.550 What are the requirements for the muster list
Pressure safety and reASME Codes - ASME Boiler and Pressure Vessel Code Section I and Section VIII .
lease systems:
ANSI Codes - ANSI B31.1 - Power Piping.
PSVs (where)
ANSI B31.3 - Chemical Plant & Petroleum Refinery Piping.
Rupture discs vs. other
ANSI B31.8 - Gas Transmission & Distribution Systems.
pressure release options API Publications - e.g., API RP 520 Part I on Design, API RP 520 Part II on InstallaESDVs (where, control tion, API Std. 526, 527, 528, 620, 2000, 2508, etc
philosophy, …)
CGA (Compressed Gas Association) Publications, e.g., CGA S-1.3, Pressure relief
Alarm, event philosophy Device Standards
Flare and release system OSHA Publications
(header, KO drum, cold NFPA Publications - NFPA 58 and 30
vs. hot flares)
Classification/regulatory organization guidelines
DNV:
Section 4 – Arrangements and Environmental Control in Hold Spaces (sub section A
300 ―
Overpressure protection of hold spaces‖, 301 b & d)
Section 6 – Piping System in the Cargo Area and subsection A 400 ―
Cargo piping design‖, 401
Section 7 – Overpressure Protection of the Cargo Tank and Cargo Piping System; subsection A 100 ―
Cargo piping‖, 101; A 200 ―
Cargo tanks‖, 201, 203, and 204; A 700
141
Heat exchangers
Types – compression
interstage cooling, refrigeration systems, etc
―
Water spray‖, 703,
ABS:
Section 8 - Cargo Tank, Cargo Handling, Cargo Process and Piping Overprotection and
Vent System; Section 8.2 ―
Pressure Relief Systems‖, subsection
Section 5.2 – ―
Cargo and Process Piping‖, subsection 2.1.6, 2.1.7, 2.3.2.ii, 2.3.2.iv, and
2.6; 5.5 – ―
Cargo System Valving Requirements‖, subsection 5.1.1., 5.1.2,
Section 6.9 - CNG Head Forming and Testing Requirements
Section 9 - Environmental Control, Section 9.3 ―
Inerting‖, subsection 3.5
Section 13 - Instrumentation (Gauging, Gas Detection and Cargo Handling Controls),
Section 13.3 ―
Overflow Control‖ , subsections 3.2.ii; Section 13.4 ―
Pressure Gauges‖,
subsection 4.1
USCG:
Section 149.105 - What are the requirements for the overflow and relief valves?
Sec. 149.416 - What are the requirements for fire pumps? Subsection b1
Sec. 150.15 What must the operations manual include? Subsection c, page 776 - ―
Cargo transfer procedures‖
Sec. 150.610 - Where must eyewash equipment be located
Sec. 150.617 What are the requirements for tag-out. Subsection c
Codes – TEMA, ASME, API, etc.
Classification societies guidelines:
DNV: none
ABS: Section 7 - Cargo Pressure/Temperature Control; section 7.2 ―
Refrigeration Sys-
142
Selection of components tems‖, subsection 2.1
– tube length and vibra- USCG: none
tion
Materials
Installation, operation,
maintenance
Refrigeration systems
Gas quality control
(Carrier company responsibilities):
Gas Product specifica-
ASME, ASHRAE, API codes – components, compressors, heat exchangers, piping, instrumentation/control, relevant
Classification/regulatory organization guidelines
DNV: Section 1 – General Requirements, Section C ―
Documentation‖, subsection C
200 (Plans and particulars) - 204
ABS:
Section 1 – General, Section 1.6 ―
Submission of Data‖, subsection xiii
Section 7 – Cargo Pressure/Temperature Control, Section 7.1 ―
General‖, subsection
1.1.i; Section 7.2 ―
Refrigeration Systems‖, subsections 2.1 and 2.2
USCG - none
ASTM test and standards on sulfur, water content, heating value, etc.
ISO regulations
GPA standards
Local/national regulatory institutions,
143
tions –
Need for odourization
for leak detection
Heating value
Water content
Dew point
Material selection and
protection
Classification/regulatory organization guidelines
DNV:
SECTION 15 – Gas Specifications (dew point and sour gas requirements)
Section C – D: C 200 ―
Plans and particulars‖, subsection 202
DNV-OS-F101.
ABS – none
USCG - none
Selection,
Pipes API RP 14E
Equipment and machineries – relevant codes
Corrosion
Gas water dew point > storage temperature (ANSI B31 definition for corrosive gas)
Types – Stress Corrosion Cracking ANSI B31.3, B31.8, API RP 14E, NACE MR-0175 recommendations
Corrosion prevention and management – coating, corrosion inhibitors, cathodic protection, etc.
Classification/regulatory organization guidelines
DNV:
Section 1 - General Requirements, Section B. ―
Definitions‖ subsection B 115 (design
temperature), Section C – D: C 200 ―
Plans and particulars‖, subsection 203 and 204
Section 2 - MATERIALS
144
Electrical devices (e.g.,
motors and other prime
movers, zone classification.
Section10 - Fire Protection and extinction, Section A. ―
General‖, subsection A202
ABS:
Section 1 – General, Section 1.12 ―
Special Construction Requirements‖, subsection
12.1, 12.3, 12.4
Section 4 - Cargo Containment, Section 4.4 ―
Structural Analyses‖, subsection 4.1.6,
4.1.7(d); Section 4.9 ―
Materials‖, Sections 4.11 ―
Stress Relieving for Cargo Tanks‖,
subsection 11.1, 11.2.13
Section 5 - Process Pressure Vessels and Liquid, Vapor and Pressure Piping Systems,
Section 5.2 ―
Cargo and Process Piping‖, subsection 2.6
SECTION 6 - MATERIALS OF CONSTRUCTION
Section 7 – Cargo Pressure/Temperature Control, Section 7.1 ―
General‖, subsection 1.2
Section 9 Environmental Control, Section 7.3 ―
Inerting‖, subsection 3.1
Section 12 - Mechanical Ventilation in the Cargo Area, Section 12.1 ―
Spaces Required
to Be Entered During Normal Cargo Handling Operations‖, subsection 1.9.ii, 1.9.2
USCG - none
API RP 500 - ―
Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installation at Petroleum Facilities classified as Class1, Division 1 and Division 2‖ (latest
edition). Classification of hazardous locations shall be as per The certification devices
located in the hazardous areas must be by a recognized agency or laboratories such as
UL (Underwrites Laboratories), FM (Factory Mutual), CSA (Canadian Standards
Agency) or IEC (International Electrical Conference). The equipment must be properly
marked as to the classification of area that the instrument is permitted to be located
145
within.
Classification/regulatory organization guidelines
DNV: Section 11 – Electrical Installation, Section A. ―
General‖
ABS:
Section 3 - Ship Arrangements, Section 3.4 ―
Cargo Control Rooms‖, subsection 4.3;
Section 3.6 ―
Air-locks‖, subsection 6.3; Section 3.8 ―
Bow, Stern and Turret (Internal/External) Loading and Unloading Arrangements‖, subsection
Section 5 - Process Pressure Vessels and Liquid, Vapor and Pressure Piping Systems,
Section 5.2 ―
Cargo and Process Piping‖, subsection 2.1.4
Section 6 - Materials of Construction, Section 6.3 ―
General Requirements on Testing
and Inspection‖, subsection 3.9(ix)
Section 10 - ELECTRICAL INSTALLATIONS
Section 13 - Instrumentation (Gauging, Gas Detection and Cargo Handling Controls),
Section 13.3 ―
Overflow Control (If Applicable)‖, subsection 3.3
Section 14 - Use of Cargo as Fuel, Section 14.1 ―
General‖, subsection 1.3
USCG:
150.615 What safe practices are required
Sec. 150.602 What occupational awareness training is required
Sec. 150.611 What head protection is required
Sec. 150.616 What are the requirements for lockout
146
Таблица П. 8 – 4.
Принятые в международной практике термины, коды и обозначения в технических документах по CNG
[134], [165]
Document
Transportation of Dangerous Goods Regulations,
International Maritime Dangerous Goods code,
Dangerous Goods Regulations,
Highway Transportation of Gases in Non-Bulk Containers
Standards for Categorizing Gas Mixtures Containing Flammable and Non flammable components
Methods for External Visual Inspection of Natural Gas Vehicle (NGV) Fuel Containers & Their Installations Document Number:
Handbook of Compressed Gases
Compressed Gas Association Standard for Compressed Gas Cylinder Valve Outlet
and Inlet Connections ; Edition: 11th;
Compressed Gas Association Standard for Compressed Gas Cylinder Valves ;
Source organization
Canadian Government
Publishing Center,
Supply and Service
Canada, Ottawa, Ontario, Canada
IMO, London, England
IATA, Montreal,
Canada
DOT, USA
CGAP-20
CGA C-6.4
CGA HB
CGA V-1-03
CGA V-9-04
147
Edition: 4th
Compressed gas equipment; connectors for vehicle containers and barrels, for
compressed and liquefied gases
Compressed Natural Gas Vehicle (NGV) Fueling Connection Devices
Road vehicles - Compressed natural gas (CNG) fuel system components - Part 7:
Gas injector
Valve, Cylinder, Gas (For Compressed or Liquefied Gases)
NGV1-1994 (includes addenda 1a-1997 and 1b-1998) Compressed Natural Gas
Vehicle (NGV) Fueling Connection Devices: Covers the examination, construction, performance, testing, safe operation and certification of NGV fueling nozzles
and receptacles.
Basic Requirements for Compressed Natural Gas Vehicle (NGV) Fuel Containers:
Covers the construction, performance, testing, inspection and safe operation of
vehicle on-board compressed natural gas storage containers ("cylinders").
Basic Requirements for Pressure Relief Devices for Natural Gas Vehicle (NGV)
Fuel Containers: A standard for the safe operation, substantial and durable construction, performance and testing of pressure relief valves for on-board natural
gas vehicle fuel containers.
Fuel System Components for Natural Gas Powered Vehicles: Applies to the design, construction, testing and approval to assure safe performance of newly produced compressed natural gas fuel system components (e.g., valves, pressure reg-
DIN 4676
CAN/CGA NGV1-M94
(R99)
ISO 15500-7
MIL QPL-2
NGV Codes
NGV2-2000
PRD1-1998 (including
addendum 1a-1999)
NGV3.1-1995
148
ulators, sensors) intended for use on NG powered vehicles.
NGV Dispensing Systems: A standard for the safe operation, substantial and durable construction, performance and testing of components (e.g., housings, filters,
electrical equipment, overfill protection) for CNG vehicle fuel dispensing systems.
Hoses for Natural Gas Vehicles and Dispensing Systems: Covers the safe operation, substantial and durable construction, performance and testing of components
for hoses for CNG vehicles and dispensing systems.
Breakaway Devices for Natural Gas Dispensing Hoses and Systems: A standard
for the safe operation, substantial and durable construction, performance and testing of breakaway devices (components to shut off gas flow in the event a vehicle
hits a dispenser or drives away with a fueling hose still attached) for vehicular
CNG dispensers and dispensing hoses.
Manually Operated Valves for Natural Gas Dispensing Systems: A standard for
the safe operation, substantial and durable construction, performance and testing
of manually operated valves for CNG vehicle dispensing systems.
Natural Gas Vehicle Fueling Station Compressor Guidelines: General requirements for compressor packages containing reciprocating compressors used in
CNG fueling station service.
Temperature Compensation Devices for Natural Gas Dispensing Systems
Priority and Sequencing for Natural Gas Dispensing Systems
Automatic Pressure Operated Valves for Natural Gas Dispensing Systems
NGV4.1-1999
NGV4.2-1999
NGV4.4-1999
NGV4.6-1999
NGV4.8 2002
NGV4.3 NGV4.5 NGV4.7 -
149
150
Приложение 9 Методика выбор типа, состава и расчета мощности
главных двигателей CNG-судна.
П.9.1 Выбор типа, состава и мощности главных двигателей судовой
энергетической установки (СЭУ)
В состав СЭУ входят:
– главная ЭУ для обеспечения движения судна с заданной скоростью;
– вспомогательные установки - для обеспечения работы главной ЭУ, а
также для снабжения энергией любого вида общесудовых потребителей;
– системы, устройства и оборудование, которые обеспечивают нормальное функционирование СЭУ.
Выбор рациональной СЭУ является одним из самых важных проектных
решений, поскольку капитальные затраты на нее составляют заметную долю
в стоимости судна, а расходы на топливо превалируют над всеми другими
эксплуатационными расходами. Учитывая опасность, исходящую от перевозимого груза, надежность СЭУ в значительной мере влияет на безопасность
CNG-судна, в этой же связи особые требования к таким судам предъявляются
и в отношении их маневренных качеств и возможности стабилизации при работе у выносных причалов плавучих платформ, и при использовании буйковых способов подачи газа на судно. Следует иметь в виду, что весьма вероятным может оказаться использование CNG – судов в ледовых условиях замерзающих морей.
Выбор рационального типа главного двигателя и движительнорулевого комплекса CNG-судна основывается на требованиях, которые
предъявляются к энергоустановке, к таковым можно отнести следующее:
– обеспечение полного хода CNG в соответствии с заданием на проектирование;
– обеспечение длительного устойчивого экономичного хода в условиях чистой воды;
151
– в случае эксплуатации судна в высоких широтах, ЭУ должна обеспечивать судну возможность плавания во льдах при работе переменными режимами в соответствии с ледовым классом судна;
– обеспечение маневрирования малыми ходами в узкостях, в портах,
при подходе к выносным причальным сооружениям и к морским
нефтегазовым объектам и платформам.
Как отмечалось выше, на CNG-судах количество валов целесообразно
принимать не менее двух [18], [94], что обусловлено, в частности, малыми
значениями осадки из-за необходимости уширения судна для обеспечения
остойчивости, требованиями безопасности и надежности, особенно при эксплуатации судна в ледовых условиях.
Среди возможных для CNG-судна рассматриваются следующие варианты СЭУ:
– СЭУ с малооборотными дизелями (МОД);
– дизель-редукторная установка со среднеоборотными дизелями (ДРУ
с СОД);
– единая дизель-электрическая установка (ДЭУ).
Рис. П.9-1. Вариант СЭУ CNG-судна, оснащенного двумя МОД («прямая
передача на винт»).
а) без валогенераторов; б) с валогенераторами.
152
Варианты состава СЭУ для CNG-судна представлены в таблице П.9.1 и
на рисунках П.9-1 …П.9-3. В состав СЭУ входят: главные двигатели (ГД),
главные дизель-генераторы (ГДГ) и отдельно дизель-генераторы (ДГ), валогенераторы (ВГ), вспомогательные дизель-генераторы (ВДГ), гребные электродвигатели (ГЭД).
Рисунок П.9-2. Вариант СЭУ CNG-судна, оснащенного двумя СОД.
а) без валогенераторов; б) с валогенераторами.
Рисунок П.9 -3 Вариант СЭУ CNG-судна с электродвижением.
Вариант СЭУ с «прямой передачей» мощности на винт позволяет обеспечить эффективное движение при ходе судна, как на чистой воде, так и в
ледовых условиях. Данный вариант характеризуется хорошими тяговыми и
маневренными характеристиками, высокой экономичностью, определяемой
высоким тепловым КПД МОД и СОД.
153
В тяжелых ледовых условиях ВРШ менее надежен, а на чистой воде –
менее экономичен, чем ВФШ. Кроме того, ВРШ не обеспечивает полной
мощности СЭУ на заднем ходу и создает сложности при маневрировании
судна при движении во льдах «набегами» или в канале за ледоколом.
Улучшить надежность и тяговые характеристики СЭУ с «прямой передачей» мощности на гребной винт (ГВ) без снижения экономичности можно
за счет использования взамен ВРШ более прочного, простого и надежного
двухпозиционного ГВ, поступь которого рассчитана для двух крайних положений – для низкоскоростного хода во льдах (малый шаг), и высокоскоростного – на чистой воде (большой шаг). В этих крайних положениях гидравлический привод обеспечивает стопорение лопастей двухпозиционного ГВ,
фактически превращая его на указанных режимах в ВФШ.
Вариант обеспечения надежной работы СЭУ в ледовых условиях без
снижения ее тяговых и маневренных характеристик также связан с отказом
от ВРШ и обеспечением работы СЭУ на ВФШ.
Известен другой вариант СЭУ с использованием СОД. Для этого передача мощности на ГВ осуществляется через реверс-редукторную передачу,
объединяющую в себе гидротрансформатор, который позволяет без изменения режима работы двигателя в 2…3 раза увеличить крутящий момент вала
(КПД  85%), и блокиратор, который понижает передаточное отношение.
Блокиратор включается на чистой воде и за счет высокого механического
КПД  97…98%, обеспечивает высокую топливную экономичность СЭУ.
Увеличение крутящего момента на ходу является эффективным при движении судна в ледовых условиях.
Валогенераторы, подключаемые к ГД, могут использоваться в различных ситуациях. Так при движении судна на чистой воде двигатель имеет избыточную мощность, и валогенератор переводится в режим вспомогательного дизель-генератора, который способен обеспечивать электроэнергией судовых потребителей.
154
Таблица П.9.1.
Варианты состава СЭУ для CNG-судна *
Состав СЭУ
С
с валогенерато-
дву-
ром
мя
без валогенера-
МОД
тором
С
с валогенерато-
дву-
ром
мя
без валогенера-
СОД
тором
ДЭУ
-
Главные
двигатели
Главные
дизельгенераторы
Вспомогательные дизельгенераторы
Аварийный дизельгенератор
Гребные электродвигатели
+
-
+
+
+
-
+
ВРШ
-
+
+
-
+
ВРШ
+
+
+
-
-
+
ВРШ
-
+
+
-
+
-
ВФШ
-
-
+
+
Тип
гребного винта
Валогенерато-
-
ВРШ
-
-
+
-
+
-
Редуктор
ры
*Примечание: ВРШ и ВФШ – соответственно винты регулируемого и фиксированного шага
155
На режиме стоянки при проведении грузовых операций питание от судовой электростанции также может быть обеспечено вало-генераторами в
режиме работы в качестве судового дизель-генератора.
На ходовых режимах в ледовых условиях, когда требуется компенсировать падение крутящего момента главного дизеля при кратковременном
взаимодействии ГВ со льдом или для улучшения тормозного момента при
реверсе, а также при необходимости увеличения мощности на ГВ используются валогенераторы, питание к которым, подается от судовой электростанции.
Вариант СЭУ с электродвижением предполагает включение в нее
трансформатора, преобразователя частоты (конвертера) и гребного электродвигателя (ГЭД). С помощью изменения в конвертере частоты и напряжения
тока осуществляется управление частотой вращения и мощностью ГЭД.
Основными особенностями СЭУ с электродвижением является:
 высокая мощность и плавный вращающий момент во всем диапазоне скоростей, что увеличивает надежность и безопасность судна;
 запас мощности главных двигателей обеспечивает управляемость
судна, даже если в одном из них произошел сбой;
 единая электрическая установка имеет наилучшую приспособленность к изменению режимов работы судна, при этом обеспечивается
работа дизелей в режимах, близких к оптимальным, в результате чего СЭУ с электродвижением обладает лучшей экономичностью при
работе при ледовых нагрузках;
 ДЭУ обеспечивает более безопасные условия работы гребных винтов и защищенность дизелей от резких изменений нагрузки в силу
отсутствия жесткой связи в системе «винт - приводной дизель»;
 ГЭД способен стабильно работать на оборотах «до минимальных»,
что позволяет обеспечить устойчивое длительное движение судам с
ВФШ на всех ходовых режимах, кроме того ГЭД позволяет кратковременно нарастить момент на валу при заклинивании винта во
156
льдах, что актуально для судна, предназначенного для эксплуатации
в ледовых условиях;
 в сочетании с ГЭД представляется возможным эффективно использовать ВФШ и отказаться от ВРШ, которые являются менее надежными в ледовых условиях;
 ДЭУ более рационально может быть размещено на судне принятого
архитектурно-конструктивного типа, по сравнению с другими вариантами СЭУ.
Для CNG – судов целесообразно также применение СЭУ с электродвижением на базе винто-рулевых колонок (ВРК) типа Azipod с электромотором
внутри колонки.
В качестве топлива для СЭУ на CNG-судах могут быть использованы
различные сорта жидкого углеводородного топлива (тяжелое - мазуты и дизельное), природный газ, транспортируемый на судне как груз, а также различные их сочетания.
В качестве двигателей СЭУ для CNG-судна могут быть использованы
серийно выпускаемые фирмой Wartsyla (Финляндия) дизельные двухтопливные МОД рисунках П.9-4 и П.9-5 [18], [49], а также двигатели фирмы MAN.
Рисунок П.9-4. Мощностной ряд двухтопливных дизелей фирмы Wärtsilä.[18]
157
Рисунок П.9-5. Мощностной ряд малооборотных дизелей компании
Wärtsilä. [49]
П.9.2. Определение мощности судовой энергетической установки
На первых стадиях проектирования для определения величины сопротивления движению могут быть использованы приближенные методы расчета. При этом следует обратить внимание на следующие особенности CNGсудов: их малая относительная скорость – диапазон чисел Фруда 0,16…0,18;
отношение ширины к осадке B/T=3,6…4,5, коэффициент общей полноты - в
интервале 0,8…0,85.
Для оценки сопротивления движению судна предпочтителен метод
Холтропа.
Полное сопротивление судна может быть представлено суммой следующих составляющих [87], [157]:
R  R  RAP  RW  RB  RTR  RA ,
(П.9.1)
где R  RF  1  k1  – вязкостное сопротивление, RF – сопротивление трения
судна, (1+k1) – форм-фактор (коэффициент, учитывающий влияние формы на
вязкостное сопротивление корпуса судна); RAP  сопротивление выступающих частей; RW  сопротивление волнообразования; RB  дополнительное
сопротивление от носового бульба; RTR  сопротивление, вызванное погруженной частью транца;
158
RA  надбавка к сопротивлению, коррелирующая модельные и натурные данные; все составляющие – в кН.
Сопротивление трения судна RF определяется по формуле:
R  
2
2
 S  CFo ,
(П.9.2)
Где: S  смоченная поверхность корпуса судна, м2;
  массовая плотность морской воды;
V  скорость хода судна, м/c;
СFo – коэффициент сопротивления трения эквивалентной плоской пластины, рассчитывается по «кривой ITTC-57» описываемой формулой [157]:
C Fo 
Где: Rn 
V L

0,075
,
(lg Rn  2) 2
(П.9.3)
 число Рейнольдса;
L  расчетная длина судна, м;
  коэффициент кинематической вязкости, м2/c.
Площадь смоченной поверхности определяется по формуле [157]:
S  L  (2T  B )  C M  (0,453  0,4425    0,2862  C M  0,003467 
 0,3696  CWP )  2,38 
ABT
B

T
(П.9.4)

Где:  коэффициент общей полноты;
СWP  коэффициент полноты ватерлинии, СWP =SWP/L∙B, SWP  площадь
ватерлинии судна, м2;
СМ  коэффициент полноты мидель шпангоута;
ABT  площадь поперечного сечения бульба в месте, где ватерлиния пересекает форштевень.
Сопротивление выступающих частей определяется следующим образом:
RAPP = 0,5  V2 SAPP (1+k2)eq CF,
(П.9.10)
где SAPP  суммарная смоченная поверхность выступающих частей, м2,
159
(1+k2)eq  эквивалентный коэффициент сопротивления выступающих
частей.
Величины коэффициентов сопротивления выступающих частей (1+k 2)
приводятся в таблице. П.9.2. [55], [157]
Таблица П.9.2.
Коэффициент (1+k2) [55], [157].
Вид выступающей части
Значение коэффициента
Руль за кормой
Баллансирные рули на
двухвинтовом судне
Руль за скегом
Скег
Вид выступающей части
Значение коэффициента
1,3 – 1,5
Выкружки на корпусе
2,0
2,8
Валы
2,0 – 5,0
1,5 – 2,0
Стабилизаторы
2,8
1,5 – 2,0
Куполообразные обтекатели
2,7
Большие значения коэффициента (1+k2) относятся к разрезным скуловым килям и гребным валам с большой величиной угла наклона к батоксам.
Величина (1+k2) при наличии на судне нескольких типов выступающих частей, определяется суммой:
(1  k 2 ) eq 
(1  k 2 ) S APP
 S APP
(П.9.11)
где SAPP — смоченная поверхность отдельных выступающих частей.
Волновое сопротивление для диапазона скоростей хода, соответствующих числам Фруда Fnl 0,2 [50], [158].
RW = с1 с2 с5 V  g exp{m1Fnd + m4 сos( Fn-2)},
(П.9.12)
с1 = 2223105 с73.78613 (T/B)1.07961 (90 - iE)-1.37565
(П.9.13)
при этом d  -0,9.
где:
160
iE - половина угла входа ватерлинии в градусах, без учета локального закругления форштевня.
Величина iE определяется по теоретическому чертежу, либо по соотношению:


y y 
0.5 
i E  arctg  1
 LPP 


 40 
(П.9.14)
где y1, y0.5 - ординаты ватерлинии на первом и половинном теоретических
шпангоутах.
При неизвестном угле входа ватерлинии величина iE может быть рассчитана по формуле:
0, 34574
  L  0,80856

0, 30484
0, 6367  LR 
 1  CWP 
 1  C P  0,0225  l cb 
 

  
 B

 B
i E  1  89 exp  
 (П.9.15)
0,16302
V



 100  L3 



где c2 - параметр, учитывающий снижение волнового сопротивления при
применении бульбовой носовой оконечности, c2  exp(1,89 c3 ) ;
1, 5
c3  0,56 ABT
/{BT (0,31 ABT  TF  hB )} ;
hВ – вертикальное положение центра тяжести сечения носового бульба, принимаемое как: hB  0,6 TF
ТF  осадка судна на носовом перпендикуляре, м;
CP  коэффициент продольной полноты , определяемый как: CP 

CM
;
lcb  продольное положение центра величины (положительное в нос от L/2) в
процентах от длины судна по ватерлинии;
ABT  площадь поперечного сечения бульба в месте, где ватерлиния пересекает форштевень;
с7  параметр, принимаемый при 0,11 B/L 0,25 как: с7 = B/L; а при B/L  0,25
как: с7 = 0,5 - 0,0625∙B/L.
Для расчета значения lcb используется формула:
161
x
 L pp  dL 
 
lcb   c  0,5  1 
 100
L
L
L




(П.9.16)
где хс – положение центра величины судна, м;
Lpp – длина судна между перпендикулярами, м;
dL – расстояние от носового перпендикуляра до точки пересечения ватерлинии с форштевнем, м.
Параметр LR, характеризуемый как длина кормового заострения корпуса судна, рассчитывается по формуле:
0,06  C P  lcb
LR
 1  CP 
4  C P  1
L
(П.9.17)
Значение коэффициента с5, учитывающего влияние транца судна на
волновое сопротивление, определяется по формуле
с5 = 1 – 0,8 AT / (BT),
(П.9.18)
где AT, м2 - поперечная площадь погруженной части транца;
m1 = 0,0140407 L/T – 1,75254 V1/3/L – 4,79323 B/L - с16
m4 = с15 0,4 exp (- 0,034 Fn-3,29),
с16 = 1,73014 – 0,7067 CP,
с15 = -1,69385,
 = 1,446 CP – 0,03 L/B.
Дополнительное сопротивление, вызванное присутствием носового
бульба вблизи поверхности воды, вычисляется по формуле:
RB 
1.5
0,11  exp( 3PB2 )  Fn 3  ABT
 g
(1  Fn 2 )
(П.9.19)
где PB - параметр погружения бульба - рассчитывается по формуле:
PB 
0,56  ABT
(TF  1,5  h B )
.
Дополнительное сопротивление RTR, вызванное погружением транца,
определяется с помощью формулы:
RTR = 0,5  V2 AT c6 ,
(П.9.20)
где c6 = 0,2 (1 – 0,2 Fn).
162
Надбавка к сопротивлению, коррелирующая модельные и натурные
данные RA учитывает, в том числе, эффекты, связанные с шероховатостью
корпуса, и рассчитывается по формуле:
RA = 0,5  V2 S CA
где C A  0,006  ( L  100) 0,16  0,002  0,003 
(П.9.21)
L
  4  c2  (0,04  c4 )
7,5
вспомогательный коэффициент - c4 = TF / L;
S  площадь смоченной поверхности, (см. форм. П.9.4);
Потребная мощность главного двигателя судна рассчитывается по
формуле [4], [9], [12]:
Ne 
R 
В
(П.9.22)
где, R – величина сопротивления воды движению судна по ф-ле (4.50), кН;
 - скорость судна, м/с;
В – валовый пропульсивный коэффициент системы «двигатель-движителькорпус судна»;
Валовый пропульсивный коэффициент рассчитывается по формуле
[12]:
  i  к  в  вл  пр
(П.9.23)
где, i – коэффициент, учитывающий влияние неравномерности потока в диске винта;
к - коэффициент влияния корпуса;
в - КПД гребного винта, определяется с помощью аппроксимированных
диаграмм испытаний моделей гребных винтов;
вл - КПД валопровода, здесь принимается 0,98;
пр - КПД передачи от привода к движителю, для прямой передачи на винт
принимается 1,0, для электрической передачи 0,89.
Значение коэффициента неравномерности потока для одновинтовых
судов i = 1,02…1,03; для двухвинтовых судов i = 0,97…1,0.
163
Коэффициент влияния корпуса определяется по формуле:
к 
1 t
1- w
(П.9.24)
где t – коэффициент засасывания, для одновинтовых судов составляет t =
0,50-0,12; для двухвинтовых t = 0,50-0,18;
 - коэффициент продольной полноты;
w – коэффициент попутного потока, для одновинтовых судов составляет w =
0,70-0,18; для двухвинтовых w = 0,70-0,30.
164
Приложение 10
Программа Gas Balloon (позволяет производить оценку таких характеристик грузовых емкостей CNG-судна, как толщина стенок и масса емкости
порожнем, величина внутреннего объема и количество природного газа в емкости при атмосферном давлении). Программа написана на языке Pascal в
системе программирования Delphi
Рисунок. П.10-1 Интерфейс диалогового окна программы «Gas Balloon»
Листинг программы «Gas Balloon»
unit Unit1;
interface
uses
Windows, Messages, SysUtils, Variants, Classes, Graphics, Controls, Forms,
Dialogs, ExtCtrls, StdCtrls, Menus, Buttons;
type
TForm1 = class(TForm)
165
GroupBox1: TGroupBox;
Label1: TLabel;
Label2: TLabel;
Label3: TLabel;
Label4: TLabel;
Label5: TLabel;
Label6: TLabel;
Edit2: TEdit;
ComboBox1: TComboBox;
ComboBox2: TComboBox;
ComboBox3: TComboBox;
ComboBox4: TComboBox;
ComboBox5: TComboBox;
GroupBox2: TGroupBox;
BitBtn1: TBitBtn;
Label7: TLabel;
Label8: TLabel;
Label9: TLabel;
Label10: TLabel;
Label11: TLabel;
Label12: TLabel;
Label13: TLabel;
Label14: TLabel;
Edit1: TEdit;
Edit3: TEdit;
Edit4: TEdit;
Edit5: TEdit;
Edit6: TEdit;
166
Edit7: TEdit;
Edit8: TEdit;
Edit9: TEdit;
procedure ComboBox1Change(Sender: TObject);
procedure BitBtn1Click(Sender: TObject);
private
{ Private declarations }
public
{ Public declarations }
Mbp,Vb,Mg,Mall,Vgny,Kef,Tspher,Tcil,d,sigma,davl,h,rog:double;
k:integer;
end;
var
Form1: TForm1;
Ro:Array [0..6] of double=(7850,8701,7700,6931,4500,2700,2600);
Rules_Mat:Array[0..5,0..6] of double=((110,144,160,169,270,177.6,255),
(172,226,250,265,423,103,400),
(272,354,470,530,846,160,800),
(215,283,313,331,529,138,500),
(198,261,288,306,488,138,461),
(177,230,306,370,1,104,1));
Temp_Press:Array[0..8,0..7]of double=((24,56,100,150,224,267,296,318),
(22.6,51,87.5,129,200,246,278,302),
(21.4,47.5,79,114,180,227,260,286),
(20.34,44.3,72.5,103,163,210,244,271),
167
(19.85,43,69.7,98.9,156,202,236,263.5),
(19.4,41.82,67.3,94.87,149.5,194,229,256.5),
(19,40.6,65,91.2,143.5,187,222,250),
(18.5,39.5,63,87.97,137,181,215.6,243),
(17.78,37.6,60,82.3,128,169,203,231));
implementation
{$R *.dfm}
procedure TForm1.ComboBox1Change(Sender: TObject);
begin
If ((ComboBox1.Text='Ti')Or(ComboBox1.Text='Ñòåêëîïëàñòèê')) then ComboBox4.Items.Strings*5+:=''
else ComboBox4.Items.Strings[5]:='ABS';
end;
procedure TForm1.BitBtn1Click(Sender: TObject);
begin
d:=ComboBox5.ItemIndex*500+500;
rog:=Temp_Press[ComboBox3.ItemIndex][ComboBox2.ItemIndex];
h:=StrToFloat(Form1.Edit2.Text);
k:=ComboBox1.ItemIndex;
davl:=StrToFloat(ComboBox2.Text);
sigma:=Rules_Mat[ComboBox4.ItemIndex][ComboBox1.ItemIndex];
Tcil:=(0.1*davl*d/1000)/(2*sigma-davl*0.1);
168
Tspher:=(0.05*davl*d/1000)/(2*sigma-0.05*davl);
Mbp:=0.00000314*d*Ro[k]*(0.001*Tcil*h-0.001*d*Tcil+0.001*d*Tspher);
Vb:=0.785*(0.001*d)*(0.001*d)*(0.001*h-0.00033*d);
Mg:=Vb*rog/1000;
Mall:=Mg+Mbp;
Vgny:=(1000*Mg)/0.671;
Kef:=Mg/(Mg+Mbp);
Form1.Edit1.Text:=FloatToStr(Mbp);
Form1.Edit3.Text:=FloatToStr(Vb);
Form1.Edit4.Text:=FloatToStr(Mg);
Form1.Edit5.Text:=FloatToStr(Mall);
Form1.Edit6.Text:=FloatToStr(Tcil);
Form1.Edit7.Text:=FloatToStr(Tspher);
Form1.Edit8.Text:=FloatToStr(Vgny);
Form1.Edit9.Text:=FloatToStr(Kef);
end;
end.
169