Трубопроводный транспорт СУГ

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 9Следующая ⇒

Большие количества сжиженных газов транспортируются по магистральным трубопроводам. Проектируют магистральные трубопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85^*. Технологическая схема магистрального трубопровода для СУГ приведена на рисунке 3.1

Рисунок 3.1 Технологическая схема магистрального трубопровода для СУГ: 1 – резервуары головной насосной станции; 2 –подпорные насосы головной насосной станции; 3 –основные насосы головной станции; 4 – пункт замера; 5- промежуточная насосная станция; 6 – манометр для контроля давления; 7 - регулятор давления (до себя); 8 - резервуары хранения на конечном пункте (кустовой базе или газонаполнительной станции).

Головная насосная станция (ГНС) может быть расположена непосредственно на территории завода или может быть отдельно стоящей в комплексной с резервуарным парком. На головной насосной станции сооружают резервуары для хранения запаса газа и насосную станцию с подпорными, основными и резервными насосами. Через определенные расстояния (определяемые расчетным путем) на магистральном трубопроводе размещают промежуточные насосные станции (ПНС). Их оборудуют основными и резервными насосами.

Сжиженный газ из резервуаров 1 подпорными насосами 2 направляют в основную насосную, откуда с помощью основных насосов 3 через пункт замера 4- в магистральный трубопровод.

Сжиженные газы могут легко переходить в газообразное состояние, заполнять часть сечения потока, что может привести к резкому повышению потерь давления на трение и, как следствие, к снижению пропусконй способности трубопровода. Кроме того, при прохождении газожидкостной смеси через насос возможны кавитационные явления. Опасной точкой трубопровода СГУ является верхняя точка профиля трассы трубопровода, так как здесь наиболее возможно испарение жидкой фазы. Для обеспечения однофазного течения жидкости в конце трубопровода устанавливают регулятор давления (до себя) 7, с помощью которого можно обеспечить требуемое давление в контрольном сечении трубопровода независимо от производительности трубопровода.

По магистральным трубопроводам сжиженный газы (пропан, бутан) можно перекачивать как совмсетно с другими нефтепродуктами (юензинами), так и без них по специальным пропан-бутановым трубопроводам. При последовательной перекачке бензина, бутана, пропана и пропан-бутановых смесей по одному и тому же трубопроводу смешение этих продуктов незначительно.

Глубина заложения трубопроводов для СУГа до верха трубы принимается не менее 1 м. Для надземных трубопроводов без теплоизоляции и участков подземных трубопроводов по обе стороны от насосной станции (НС), оборудованной надземным резервуарным парком, до ближайших насосных станций упругость паров СУГа должна приниматься при t =50°С. В остальных случаях упругость паров должна приниматься по максимально возможной температуре продукта в условиях транспортирования. Минимальное давление в любой точке трубопровода с целью предотвращения образования двухфазного потока следует принимать на 0, 5 МПа выше давления упругости паров при максимально возможной температуре транспортируемого продукта.

Для предотвращения образования гидратных пробок из-за присутствия влаги к трубопроводам сжиженного газа предъявляются жёсткие требования: полная герметичность арматуры и оборудования; сушка трубопровода перед закачкой СУГа; применение ингибиторов.

На трубопроводах большой протяжённости расстояние между насосными станциями определяется из условия, что давление после НС по прочности трубы не должно превышать расчётное. Рекомендуется принимать давление после НС не более 5 МПа, а перед последующей перекачивающей станцией P> P_н_ac+(0, 5-O, 7) МПа. Если сжиженный газ из трубопровода поступает в наземные ёмкости, в которых он хранится, то давление в конце должно превышать давление насыщения на (0, 15-0, 20) МПа.

Из практики эксплуатации трубопроводов рекомендуются значения скорости течения сжиженного газа 0, 5-1, 5 м/с.

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.

⇐ Предыдущая 1 2 3 456 7 8 9 Следующая ⇒