ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

Стр 1 из 9Следующая ⇒

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

Конспект лекций

Самара

Самарский государственный технический университет

Оглавление

1. СИСТЕМЫ СНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ СЖИЖЕННЫМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ ГАЗОМ 3

1.2 Источники получения СУГ. 5

2. СВОЙСТВА СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ.. 6

2.1 Состав сжиженных углеводородных газов. 6

2.2 Состав СУГ. Смеси газов. 6

2.3 Расчет теплофизических параметров СУГ. 10

2.4 Диаграммы состояния СУГ. 10

3. ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННОГО ГАЗА.. 12

3.1 Перевозка СУГ в железнодорожных цистернах. 12

3.2 Перевозка СУГ в автомобильных цистернах. 16

3.3 Перевозка сжиженных углеводородных газов морским.. 17

транспортом.. 17

3.5. Перевозка СУГ речным транспортом.. 22

3.6 Трубопроводный транспорт СУГ. 23

4. ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННОГО ГАЗА (СУГ) 25

4.1 Хранение при переменной температуре и высоком давлении в металлических резервуарах 26

4.2 Низкотемпературное (изотермическое) хранение в стальных и железобетонных резервуарах 31

4.3 Расчет технологических параметров низкотемпературного. 34

хранения сжиженных газов. 34

5. КУСТОВЫЕ БАЗЫ (КБ) И ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ.. 37

СЖИЖЕННОГО ГАЗА (ГНС) 37

5.1 Резервуарный парк. 37

5.2 Сливные и наливные устройства. 38

5.3 Технологические трубопроводы КБ и ГНС.. 39

5.4 Определение допустимого пролета трубопровода. 41

6. РЕГАЗИФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ (РУ) СЖИЖЕННОГО ГАЗА.. 42

6.1 Регазификация с естественным испарением.. 42

6.2 Регазификация с искусственным испарением.. 43

6.3 Использование газовоздушных смесей для газоснабжения. 47

СИСТЕМЫ СНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ СЖИЖЕННЫМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ ГАЗОМ

Широкое внедрение в народное хозяйство страны сжиженных углеводородных газов (СУГ) началось еще в 1959 г. С этого времени начала развиваться и централизованная транспортно-распределительная система поставок народному хозяйству сжиженных газов,

В настоящее время СУГ широко применяется как источник газоснабжения коммунально-бытовых и промышленных потребителей. При этом наиболее часто СУГ используется для газоснабжения бытовых потребителей. Около 125 млн. человек пользуются сжиженным газом, что составляет более 60% от общего газоснабжения жителей страны.

Резкий рост использования сжиженных углеводородных газов обусловлен экономичностью его транспорта и хранения, высокой эффективностью сгорания. За последние 20 лет в стране число квартир, использующих сжиженный газ, увеличилось на 50 млн. Построено более 700 кустовых баз (КБ) и газонаполнительных станций (ГНС). Во много раз возрос объем перевозок СУГа железнодорожным транспортом.

Внедрение разработок и технических усовершенствований в централизованную транспортно-распределительную систему поставок СУГа способствовало повышению надежности снабжения им населения всех районов страны. Основными разработками и техническими усовершенствованиями являются:

· составление и обоснование генеральных схем газификации на сжиженном углеводородном газе народного хозяйства союзных республик, краев и областей;

· разработка и утверждение типовых проектов на строительство КБ и ГНС;

· разработка и внедрение в производство отечественных карусельных агрегатов, конвейеров;

· создание и внедрение специальных конструкций железнодорожных и автомобильных цистерн для перевозки СУГа;

· проектирование, применение, изготовление и освоение нескольких видов специального насосно-компрессорного оборудования, запорной и предохранительной арматуры, контрольно-измерительных приборов и автоматизированных средств.

Системы снабжения потребителей СУГом представляют собой сложный инженерный комплекс, включающий кустовые базы, газонаполнительные станции, газонаполнительные пункты, промежуточные склады баллонов; баллонные, резервуарные испарительные установки и установки смешения газа с воздухом.

Они являются частью общей схемы газоснабжения населенных пунктов страны и предусматриваются при отсутствии природного газа или технико-экономической нецелесообразности его использования.

Специфические свойства СУГа определяют условия их распределения и использования. Причем оборудование, применяемое в операциях с СУГом, резко отличается от оборудования, применяемого при использовании сетевого газа. Специфичность свойств СУГа заключается в следующем:

· при небольшом давлении они легко переходят в жидкое состояние, поэтому их хранят, транспортируют, распределяют и используют под давлением собственных паров;

· в газообразном состоянии они тяжелее воздуха, что предопределяет многие приемы безопасной эксплуатации систем СУГа различного назначения;

· они почти в два раза легче воды, а коэффициент их объемного расширения очень велик. Поэтому при заполнении резервуаров сжиженными газами оставляют свободное пространство (до 15% вместительности резервуара);

· скрытая теплота парообразования незначительна, поэтому расход тепла на испарение СУГ составляет около 0, 7% потенциально содержащейся в них тепловой энергии;

· вязкость очень мала, что облегчает их транспортировку по трубопроводам, но и благоприятствует утечкам.

Основные понятия о СУГ

На практике и в технической литературе сжиженными углеводородными газами принято называть низшие углеводороды, которые в чистом виде или в виде смесей при сравнительно небольшом давлении и температуре окружающей среды переходят в жидкое состояние. к таким углеводородам относятся пропан –С₃Н₈, бутан – С₄Н₁₀, (изобутан, н-бутан), пропилен - С₃Н₆, бутилен – С₄Н₈. Для удобства хранения и транспортировки эффективно сжижать метан, этан и этилен. Сжижение, хранение и транспортировку метана, этана и этилена осуществляют обычно под давлением, близким к атмосферному, но при отрицательных температурах (от -161◦ С до -90 ◦ С).

Разделение сжиженных газов на сжиженные углеводородные газы (СУГ) и сжиженный природный газ (СПГ – метан) чисто условно.

Алканы (С_nH₂_n₊₂) – насыщенные углеводороды открытого строения. Пропан и бутан в нормальных условиях находятся в газообразном состоянии. Пентан – летучая жидкость. Алканы являются достаточно сильными наркотиками, но их действие ослабляется слабым растворением в крови. Поэтому, при обычных условиях, они являются физиологическим индифферентными, и вызывают удушье только при очень сильных концентрациях из-за уменьшения содержания кислорода.

Алкены (С_nH₂_n) – ненасыщенные углеводороды открытого строения. К ним относятся этилен, пропилен, бутилен.

Основные достоинства СУГ – жидкость при транспортировке и хранении, газ – при использовании и сжигании.

Источники получения СУГ

Основными источниками для получения СУГ являются:

- попутные газы нефтяных месторождений;

- газы стабилизации нефти;

- жирные природные газы газоконденсатных месторождений;

- газы нефтепереработки.

Попутные газы и газы стабилизации нефти получают при добычи нефти. Обычно в верхней части нефтяных месторождений находится газовая шапка, газ которой частично растворен в нефти.

Газы от нефти отделяются в трапе-разделителе и затем на газоперерабатывающей установке методом абсорбции (жидким поглотителем) извлекают все легкосжимаемые газы.

Жирные газы газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты С5 – С8, которые необходимо отделять от метана и этана на установках низкотемпературной сепарации, так как при повышении давления в магистральном газопроводе они выпадают в виде конденсата, сто может привести к уменьшению эффективности диаметра газопровода.

Нефтезаводские газы – являются одним из важных источников производства СУГ. Их доля составляет до 50% от всего производства СУГ. Количество сжиженных газов (в % массы), полученных из 1 тонны нефти, зависит от технологической схемы нефтепереработки (наиболее эффективные: крекинг в газовой фазе нефти 20 – 25%, термический риформинг лигроина 25-26%).

СВОЙСТВА СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Состав СУГ. Смеси газов

Сжиженные газы, используемые для газоснабжения потребителей представляют собой технические пропан и бутан, а также их смеси. Основные физико-химические свойства газов приведены в таблице 2.

Плотность сжиженного газа определяется как масса единицы объема. При изменении температуры она меняется. Для технических расчетов плотность компонентов сжиженного газа можно определять по формуле

(2.1)

где: a - коэффициент температурного расширения, кг/(м^3*К);

Т₀ - начальная температура, К;

- плотность при начальной температуре, кг/м.

Плотность смеси сжиженных газов определяется

(2.2)

где: m₁, m₂, …, m_n - массовые доля компонентов ( );

плотности компонентов, входящих в состав сжиженного газа.

Таблица 2- Некоторые физико-химические свойства углеводородов, входящих в состав СУГ.

По общепринятым данным плотность остатка углеводородов С₅ и выше, входящих в состав СУГ принимают 700кг/м³. Значения величин необходимых для расчета плотности приведены в таблицу 3.

Таблица 3. Значения величины ρ _Т0 и α для расчета плотности СУГ (при Т₀=273 К)

Удельный объем - величина обратная плотности. Жидкая фаза СУГа резко увеличивает свой объем при повышении температуры. Изменение объема при температуре Т₁ определяют по формуле

(2.3)

где: V_ж0 - объем жидкости при начальной температуре Т₀, ;

β _Т - коэффициент объёмного расширения, 1/К.

Значение коэффициента β _Тприведено в таблице 4.

Таблица 4 Значения β _Тдля расчета изменения объема жидкой фазы СУГ

Сжимаемость сжиженных газов по сравнению с другими жидкостями очень велика, поэтому это свойство следует обязательно учитывать при проектировании хранилищ сжиженных газов, а также при проектировании трубопроводов с большим перепадом давленая в начале и конце.

Изменение объема СУГа в зависимости от давления можно определить

(2.4)

где: β _Р - коэффициент объёмного сжатия, м³/Па.

Часто встречается понятие - модуль упругости жидкости (Е). Это величина, обратная β _Ρ, т.е. Ε =1/β _Ρ.

Вязкость сжиженного газа определяется величиной динамического коэффициента вязкости. Аналитически вязкость можно определять по уравнению Андраде-Панченков

(2.5)

где: А и С- экспериментальные коэффициенты;

T-температура, К.

Для приближенного расчета вязкости смеси СУГа рекомендуется зависимость

(5.6)

где: m₁, m₂, …, m_n - массовые доля компонентов( );

-динамические коэффициенты вязкости компонентов смеси, (Па∙ с).

Кинематическая вязкость определяется из отношения ν = μ /ρ, м²/с.

Упругость насыщенных паров СУГ сжиженных газов проявляется, когда система жидкость-пар находится в равновесии. Давление насыщенных паров — основная величина для расчета резервуаров, танкеров, цистерн, баллонов сжиженного газа, испарительной способности установок, а также состава газа в зависимости от климатических условий. Это важный параметр при расчете трубопроводов для сжиженных газов. При расчете трубопроводов для сжиженных газов необходимо чтобы давление по длине превышало упругость насышенных паров во избежание газовых полостей в трубопроводе. Это может привести к снижению пропускной способности трубопровода.

Упругость паров зависит от температуры и давления. Сжиженные газы обладают свойством взаимной растворимости и с достаточной точностью подчиняются закону Рауля. Упругость паров жидкой смеси (её давление) равна сумме парциальных (индивидуальных) давлений паров всех компонентов:

(2.7)

(2.8)

где: Ρ, - парциальное давление паров i-компонента, находящегося в жидкой смеси;

x_i - молярная доля i-компонента в жидкой смеси;

P_i_.нас. - упругость паров чистого i-компонента при температуре смеси.

Состав газовых смесей и смесей взаимно растворимых жидкостей задают молярными долями, массовыми и объемными долями. Для газов значение молярных и объемных концентраций одинаково.

При условии термодинамического равновесия для каждого компонента парциальное давление газа, находящегося над уровнем жидкости (в паровой фазе), равно давлению этого компонента в жидкой смеси.

По закону Дальтона парциальное давление паров компонента определяется

(2.9)

где: у_i - молярная (объёмная) доля компонента в паровой фазе;

Р_см - общее давление смеси.

Следовательно, можно записать

(2.10)

где: k_i - константа газового равновесия.

Зная константы и молярный состав жидкости, можно определить состав смеси равновесной паровой фазы при заданной температуре. Для большинства углеводородных газов величины констант равновесия найдены экспериментально.

Основные термодинамические параметры газов для технологических расчетов могут быть определены по диаграммам состояний Т - S (температура-энтропия), Ρ - h (давление-энтальпия), h- S (энтальпия-энтропия).Они строятся по экспериментальным данным, так как соотношения между основными термодинамическими параметрами реальных газов не подчиняются законам идеальных газов.

Скрытая теплота превращения характеризует количество выделенного или поглощенного тепла при фазовых переходах.

Испарением называют процесс парообразования, происходящий на свободной поверхности жидкости.

Кипением называется процесс интенсивного испарения во всем объеме жидкости.

Теплота испарения находится в функциональной зависимости от абсолютной температуры. Наиболее простой метод ее расчета основывается на правиле Трутона, согласно которому мольная энтропия испарения (теплота превращения) при атмосферном давлении одинакова для всех жидкостей:

При расчете мольной теплоты испарения для произвольной температуры может быть использована формула Ватсона:

где: Т_пр.кип – приведенная температура кипения.

Энтальпия насыщенной жидкой фазы – это количество тепла, необходимое для нагрева 1 кг или 1 м3 насыщенного пара от 0 К до заданной температуры при заданном давлении. Оно является суммой теплосодержания насыщенной жидкости и скрытой теплоты парообразования.

Диаграммы состояния СУГ

Все основные характеристики пропана и н-бутана: плотность, удельный объем, теплоемкость, энтальпия жидкости, насыщенных и перегретых паров в зависимости от температуры и другие — могут быть легко и с допустимой для практики точностью найдены по диаграммам состояния вещества, которые были предложены Институтом газа АН УССР. Схема их построения приведена на рис. 2.1.

На горизонтальных осях диаграмм отложены значения энтальпии, h, а на вертикальной — значения постоянного давления насыщенных и перегретых паров р. Жирной линией нанесена пограничная кривая ЖКП, состоящая из двух частей: кривой ЖК, характеризующей состояние жидкости, и кривой ПК, характеризующей состояние насыщенного пара. Между этими кривыми проведены из критической точки К линии постоянной сухости пара КХ (X, кг/кг). Удельные объемы (υ , м³/кг) показаны в области жидкости линиями ОБ, а в области пара О'Б'В.

Линии постоянной температуры (t, °C) показаны: в докритической зоне (ниже точки К) ломаной кривой ТЕМП, а в сверхкритической зоне (выше точки К) главной кривой Т'Е'. Линии постоянной энтропии [S, кДж/(кг·°С)] показаны кривыми АД. Пользование приведенными диаграммами состояния показано на примерах.

Рис. 2.1. Схема построения диаграмм состояния

ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННОГО ГАЗА

От мест производства к местам потребления сжиженный газ доставляется железнодорожным, автомобильным, водным и трубопроводным транспортом.

СУГ, предназначенные для бытовых потребителей, для автотранспорта и мелких промышленных потребителей, отпускают через систему газонаполнительных станций (ГНС) и кустовые базы (КБ), которые в свою очередь снабжают по трубопроводам, железнодорожными цистернами, автомобильными цистернами. С ГНС и КБ сжиженные газы доставляют потребителям в основном автотранспортом или непосредственно через промежуточные склады (районные пункты РП), организуемые для газоснабжения отдельных зон района обслуживания.

Производительность ГНС – от 3 до 12 тысяч т/год. Производительность КБ - от 25 до 100 тысяч т/год. Назначением кустовых баз служит экспорт и импорт сжиженных газов. В этом случае транспортировку СУ осуществляет в основном по морю на специальных судах-танкерах.

Транспортом

В связи с увеличением потребления газа в областях, достаточно удаленных от мест добычи развитие морского транспорта газа стало весьма актуальной задачей. Первые перевозки сжиженного газа по морю датируются 1929 – 1931 годом. Первое судно для перевозки СУГ было построено в Англии.

Существуют три типа судов для транспорта сжиженных углеводородных газов.

1. Танкеры с резервуарами под давлением. Резервуары этих танкеров рассчитывают на максимальную упругость паров продукта при +45 ֯ С, что составляет около 16 кг/см².

2. Танкеры с теплоизоляционными резервуарами под пониженным давлением (полуизотермические). СУГ транспортируется при промежуточным охлаждением (от -5 до +5 ֯ С) и пониженном давлении (3-6 кг/см²).

3. Танкеры с теплоизоляционными резервуарами под давлением, близким к атмосферному (изотермические). В изотермических танкерах СУГ транспортируют при давлении близкому к атмосферному и низкой отрицательной температуре (-40 ֯ С для пропана, аммиака; -103 ֯ С для этилена и -161 ֯ С – для сжиженного природного газа).

По форме устанавливаемых на танкере резервуаров газовозы могут быть разделены на танкеры, оборудованные сферическими, цилиндрическими и прямоугольными резервуарами.

Танкеры с резервуарами под давлением. Масса грузовых резервуаров значительно превышает массу аналогичных устройств при других способах перевозки СУГ, что соответственно увеличивает резервы и стоимость судна. Грузоподъемность резервуаров – до 2000 м³. Производительность налива-слива - 30-200 т/ч. Применяются танкеры при сравнительно небольших грузопотоках и отсутствии специального оборудования на береговых базах и танкерах.

Полуизотермические танкеры характеризуются универсальностью приема с береговых без сжиженного газа при разнообразных температурных параметрах. В связи с уменьшением массы грузовых резервуаров и возможностью придания им прямоугольной формы уменьшаются размеры танкера и улучшается использование объема резервуаров. Вместимость резервуаров - 2000-1300 м³Производительность налива-слива - 100-420 т/ч. Применяются эти танкеры при значительных грузооборотах и при наличии соответствующего оборудования на береговых базах и танкерах.

Изометрические танкеры являются наиболее совершенными, они позволяют увеличить производительность налива-слива и соответственно пропускную способность береговых баз и оборачиваемость флота. Вместимость резервуаров свыше 10000 м³. Производительность налива-слива - 500-1000 т/ч и более. Характеризуются большими размерами и применяются при значительных грузооборотах.

Выбор способа транспортировки газа зависит от целого ряда технических и экономических факторов, связанных не только с размерами и конструкцией судна, но и условиями хранения сжиженного газа на берегу. Опыт эксплуатации газовозов выявил несоответствие между типами газовозов и способами хранения газа на берегу. При хранении СУГ на берегу при положительной температуре и высоком давлении суда, перевозящие газ в теплоизолированных резервуарах при пониженном давлении, оказываются в невыгодном положении. Чтобы погрузить газ на эти суда необходимо береговое холодильное оборудование. Это приводит к увеличению энергозатрат по сравнению с судами, перевозящими газ под высоки давлением.

Полуизотермические танкеры имеют ряд преимуществ перед танкерами, перевозящими газ под давлением. Так как плотность СУГ увеличивается с понижением его температуры, объем резервуаров у полуизотермических танкеров при заданной грузоподъемности будет меньше, также будет меньше и масса резервуаров. На полуизотермических танкерах лучше используется объем трюма, так как таким резервуарам можно придать форму соответствующую форме трюма.

Для изотермических танкеров указанные показатели выше. Однако перевозка газа требует специального оборудования приема и отпуска газа. Такие затраты эффективны только при больших грузоперевозках.

Конструкция танкера зависит от способа транспортировки сжиженного газа, который, в свою очередь, диктует выбор типа резервуаров, устанавливаемых на газовозе.

При перевозке газа под давлением и в полуизометрическом состоянии применяют цилиндрические вертикальные, горизонтальные и сферические резервуары, а в случае транспортировки газа в изометрическом состоянии обычно используют прямоугольные резервуары, так как они позволяют лучше использовать подпалубный объем судна. При одной и той же вместимости (2000 м³) на судне размещается значительно меньше количество горизонтальных цилиндрических или сферических резервуаров, чем вертикальных.

Уменьшение изолируемой поверхности приводит к уменьшению расхода дорогостоящей теплоизоляции и к снижению стоимости всего танкера в целом. Вертикальные цилиндрические резервуары характеризуются удобством размещения и установки их на судне, простотой монтажа трубопроводов и арматуры. Крепление вертикальных резервуаров не вызывает затруднений, для установки же горизонтальных резервуаров не требуется большее число опор, поэтому на танкерах, перевозящих сжиженный газ под повышенным давлением, используют в основном вертикальные цилиндрические резервуары (рис.10.5), а при полуизометрическом способе перевозки - горизонтальные цилиндрические и сферические резервуары (рис. 10.6).

Рис. 10.5. Танкер для перевозки СУГ под повышенным давлением ив цилиндрических вертикальных резервуарах

Рис.10.6. Полуизотермические танкеры для перевозки СУГ: а – со сферическими резервуарами, установленными на грузовой палубе; б - со сферическими резервуарами, установленными на грузовых трюмах; в – с цилиндрическими резервуарами, установленными на грузовых трюмах и верхней палубе;

Расчет резервуаров на прочность производят по выбранному расчетному давлению с учетом давления, возникающего в результате ударов СУГ в стенки резервуара прирезкой остановке танкера. Для уменьшения давления от резкого торможения длинные горизонтальные цилиндрические резервуары оборудуют несколькими поперечными перегородками, а иногда и продольной перегородкой.

Фундаменты резервуаров необходимо проектировать с учетом дополнительных динамических нагрузок, направленных вертикально вниз и принимаемых равными в оконечностях танкера полуторной массе резервуара с грузом, а в средней части танкера – одинарной массе резервуара с грузом.

На полуизотермических танкерах применяют различные системы охлаждения для:

-конденсация газовой фазы в конденсаторах рассолом (рис.10.8, а);

- охлаждение с помощью помещенных в жидкую фазу змеевиков, по которым пропускают рассол;

-использование рабочих компрессоров для охлаждения, где хладогентом является сам СУГ (рис.10.8, б).

Холодильные установки танкера во всех случаях обеспечивают следующие операции:

- доведения температуры СУГ, отбираемого из резервуаров берегового хранилища, до температуры, определенной для одного резервуара танкера;

- поддержание в процессе транспортировки постоянной температуры продукта в резервуарах танкера или понижение температуры, если продукт должен быть слит в порту назначения в резервуары с более низкой температурой хранения.

Рис.10.8. Принципиальная схема системы охлаждения СУГ на морском танкере: 1- резервуар, 2 - СУГ, 3 –рассол, 4 – теплообменник, 5 – дроссельный вентиль, 6 – конденсатор, 7 – компрессор.

На полуизотермических танкерах применяют установки подогрева СУГ. для того, чтобы избежать понижения температуры СУГ ниже -1֯ С в зимнее время.

Изотермические танкеры, как уже отмечалось, характеризуются большой грузоподъемностью и производительностью.

Технология производства грузовых работ на каждом из перечисленных типов танкеров различна и зависит не только от типа газовоза, но и условий хранения СУГ на берегу.

Грузовая система танкеров, перевозящих СУГ в резервуарах высокого давления (РВД), состоит из жидкостных и паровых трубопроводов, насосов, компрессоров и промежуточного резервуара. При хранении СУГ на берегу в РВД погрузка газовозов осуществляется следующим образом. Из промежуточного резервуара пары газа отсасывают компрессором и сжимают до давления, равного или немного превышающего давление в береговых резервуарах. Возникающий перепад давления заставляет сжиженный газ вытекать из берегового хранилища, и затем насосами он подается в грузовые резервуары танкера. Полуизотермические резервуары наливают, так же как и РВД за счет перепада давления. В грузовую установку включаются дополнительно установки повторного сжижения газа, так как газ, в следствии, перекачки газа он нагревается. При перегрузке и перевозке СУГ выполняются «Требования техники безопасности и производственной санитарии при перевозке сжиженных газов».

ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННОГО ГАЗА (СУГ)

В связи с непрерывным ростом производства и потребления сжиженных газов (СГ) требуется увеличение общего объема хранилищ и усовершенствование способов хранения. Хранилища сжиженных газов необходимы на газо- нефтеперерабатывающих заводах, установках стабилизации нефти, газоприемораздаточных и газонаполнительных станциях, на химических предприятиях, для нормальной эксплуатации трубопроводов сжиженного газа и регулирования сезонной неравномерности газопотребления.

Хранилища для сжиженных углеводородных газов по своему назначению можно разделить на следующие основные группы.

Группа А – хранилища, находящиеся на газо- и нефтеперерабатывающих заводах. Объем резервуарного парка таких хранилищ определяется:

где: Мг – годовой объем производства СУГ; τ - время хранения, сут (2 -20), определяется в зависимости от принятого для промышленного предприятия норматива; ρ - плотность хранимого продукта; k_з - коэффициент заполнения резервуаров хранилища.

Группа Б – хранилища на перевалочных кустовых и портовых базах сжиженного углеводородного газа, резервуарные парки ГНС. Объем резервуарного парка таких хранилищ определяется в зависимости от суточной производительности хранилища, степени заполнения резервуаров и числа резервуаров. Количество резервируемого газа рассчитывают в зависимости от времени работы хранилища без поступления газа:

где: l – расстояние от завода –поставщика СУГ до хранилища; τ - время хранения, сут (2 -20), определяется в зависимости от принятого для промышленного предприятия норматива; ρ - плотность хранимого продукта; k_з - коэффициент заполнения резервуаров хранилища, V_тр – нормативная скорость доставки грузов(для железной дороги при перегонной отправке принимается 330 км/сут); 𝞃 пр – время, затрачиваемое на операции, связанные с отправлением и прибытием продукта (принимается 1 сут); 𝞃 _З- время, на которое следует предусматривать эксплуатационный запас служенных газов в хранилище ( в зависимости от местных условий принимается 3-5 сут).

Группа В – хранилища у потребителей (крупные промышленные предприятия, населенные пункты). Объем резервуарного парка таких хранилищ определяется из годовой потребности и характера потребления СУГ.

Группа Г – хранилища для сглаживания неравномерности потребления газа. Они обеспечивают беспеременную и неравномерную подачу газа при колебаниях (сезонных, суточных, часовых) его потребления. Объем хранилищ V_гдля сглаживания неравномерности с применением сжиженного природного газа определяется по формуле

где М – годовое потребления газа; П – величина пиковой нагрузки ( в % от всего потребления газа); φ –количество паровой фазы, получаемой при регазификации из 1 м³ сжиженного природного газа.

В некоторых случаях для сглаживания неравномерности газопотребления эффективнее применять сжиженные газы (пропан, бутан). При этом объем необходимого количества резервного сжиженного газа становится меньше, так как его теплота сгорания примерно в 3 раза больше теплоты сгорания метана.

В зависимости от давления и температуры, при которых хранятся сжиженные газы, существуют два основных способа хранения:

1. При температуре окружающей среды Т и повышенном давлении, равном давлению насыщенных паров продуктов хранения при этой температуре. В этом случае расчетное давление резервуара соответствует давлению паров продукта над жидкостью при абсолютной максимальной температуре окружающей среды, характерной для района строительства. Для хранения сжиженных углеводородных газов под давлением применяют стальные резервуары, подземные хранилища шахтного типа и хранилища в соляных пластах.

2. При постоянном давлении Р_Х, значительно меньшем давления насыщенных паров продукта хранения при окружающей температуре (р_хр < 1 МПа) (изотермическое хранение). Температура в хранилище Т_ХР будет постоянна и равна температуре насыщенных паров продукта хранения при р_хр Обычно р_хр близко к атмосферному (Р_ХР = 0, 105-0, 11 МПа) и для большинства СУГ Т_ХР =< 273 К. Например, температура кипения (в К) при атмосферном давлении жидкого изобутана составляет 283, бутана -272, 5, пропилена - 226, пропана - 231, этилена - 170, этапа -164, 5, метана - 114.

Хранения сжиженных газов

Расчет параметров ведется с использованием диаграмм состояния сжиженных газов. Форма и геометрические размеры изотерических резервуаров задаются.

Порядок расчета технологических параметров.

1. Рассчитывается температура на наружной поверхности резервуара:

T_Н= 0, 4Т_м+0, 6Т_max, (4.5)

где: Т_м- среднемесячная температура самого жаркого месяца, К;

Т_max - максимальная суточная температура самого жаркого месяца для данной климатической зоны, К.

2. Определяется из номограммы рисунка 4.2 оптимальная температура изотермического хранения сжиженного газа (T_Г).

80 120 160 200 240 Т, К

Рисунок 2.4. Номограмма для определения оптимальной температуры хранения сжиженных углеводородных газов

Для этого прежде всего определяют величину y, характерную для геометрических размеров резервуара (R — радиус, Н- высота):

(4.6)

Затем по номограмме по заданной величине l (коэффициент теплопроводности изоляции), и величине yнаходится точка пересечения, из которой проводится горизонтальная линия параллельно оси Т до пересечения с заданной величиной δ (толщина изоляции резервуара) и из пересечения опускается перпендикуляр на ось Т. Полученное значение температуры и будет Т_Г.

3. Коэффициент теплопередачи от жидкого газа к окружающей среде находится из соотношения: (4.7)

где: - коэффициенты теплоотдачи от жидкого газа (Т_Г) к стенке резервуара и от наружной поверхности его (Т_н)к окружающему воздуху, Вт/м²∙ К;

- толщина стенок резервуара и теплоизоляции, м;

- коэффициенты теплопроводности материалов стенки резервуара и тепловой изоляции, Вт/м·К.

4. Определяется необходимая холодопроизводительность установки в цикле хранения (Вт): Q=F·K·DT, (4.8)

где: F — поверхность теплопередачи по внутренним размерам, м²;

К - общий коэффициент теплопередачи, Вт/м²∙ К;

DТ - перепад температур между жидким газом (Т_Г) и наружным воздухом, К.

5. Расход хладагента (кг/ч) определяется из формул:

(4.9)

где: q₀ - удельная холодопроизводительность процесса;

r-скрытая теплота парообразования, Дж/кг;

х - паросодержание жидкости после дроссельного вентиля, кг/кг.

6. Определяется мощность компрессора (кВт):

(4.10)

где h₁ и h₂_s - теплосодержания паров сжиженного газа в начале и конце процесса сжатия; h_s. - изоэнтропический коэффициент полезного действия

7. Выбирается тип компрессоров и их количество.

КУСТОВЫЕ БАЗЫ (КБ) И ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ

СЖИЖЕННОГО ГАЗА (ГНС)

Для бесперебойного снабжения сжиженным углеводородным газом создана система распределения, основными звеньями которой являются кустовые базы сжиженных газов и газонаполнительные станции.

Кустовые базы обеспечивают СУГом определённый экономический район, а также осуществляют транзитную передачу его небольшим ГНС, не имеющим собственных подъездных железнодорожных путей. ГНС - объекты городского газового хозяйства. КБ и ГНС сооружают по типовым проектам.

12 3 4 5 6 7 8 9 Следующая ⇒