- •Содержание
- •Часть I. Природный газ (пг) 9
- •Часть II. Сжиженный углеводородный газ (суг) 207
- •Часть I. Природный газ (пг)
- •1. Основные физические свойства природных газов
- •1.1. Горючие газы, используемые для газоснабжения
- •1.2. Основные физические свойства газов
- •Контрольные вопросы:
- •2. Основные сведения о газораспределительных системах
- •2.1. Общие понятия о газораспределительных системах
- •2.2. Классификация газопроводов
- •2.3. Системы газоснабжения
- •2.4. Потребители и режимы потребления газа
- •Контрольные вопросы:
- •3. Газораспределительные станции (грс)
- •3.1. Классификация и структура грс
- •3.2. Генплан и технологические схемы грс
- •Основные технические данные
- •3.3. Проектирование грс по узлам
- •3.3.1. Расчет узла редуцирования
- •3.3.2. Расчет узла очистки газа
- •3.3.3. Расчет узла предотвращения гидратообразования
- •3.3.4. Расчет узла учета количества газа
- •3.3.5. Расчет узла переключения
- •3.3.6. Расчет узла одоризации
- •3.3.7. Система автоматики и контрольно-измерительные приборы грс
- •3.4. Организация эксплуатации и обслуживания грс
- •3.4.1. Эксплуатация грс
- •3.4.2. Техническое обслуживание грс
- •3.4.3. Ремонт грс
- •3.4.4. Техническое диагностирование грс
- •Контрольные вопросы
- •4. Газорегуляторные пункты
- •4.1. Классификация и оборудование грп
- •Пункты газорегуляторные шкафные
- •Промышленные счетчики газа турбинные
- •Технические характеристики газовых фильтров грп
- •4.2. Регулирование давления на грс и грп
- •Принципиальное устройство регуляторов давления
- •4.3. Выбор оборудования грп, гру
- •4.3.1. Выбор регулятора давления
- •4.3.2. Выбор фильтра
- •4.4. Сезонное регулирование давления газа на выходе грп
- •5. Газовая распределительная сеть
- •5.1. Категории потребителей и режимы потребления газа
- •5.2. Расчетные расходы газа
- •5.2.1. Годовые расходы газа
- •5.2.2. Расчётные часовые расходы
- •5.3. Расчёт диаметра газопровода и допустимых потерь давления
- •5.4. Гидравлический расчёт простых газопроводов высокого, среднего и низкого давления
- •5.4.1. Газопроводы высокого и среднего давления
- •5.4.2. Газопроводы низкого давления
- •5.5. Методы расчёта тупиковой распределительной сети
- •5.5.1. Традиционный метод расчета тупиковой сети
- •5.5.2. Метод оптимальных диаметров
- •5.5.3. Комбинированный метод расчета тупиковой газораспределительной сети
- •5.5.4. Сравнительный анализ методик распределения расчетного перепада давления
- •5.6. Гидравлический расчёт кольцевых распределительных сетей Методика расчета кольцевых сетей
- •Методика гидравлической увязки кольцевой сети
- •5.7. Наружные газопроводы. Трубы и арматура
- •5.7.1. Пересечения газопроводов с различными препятствиями
- •5.9. Контрольная трубка с футляром:
- •5.7.2. Трубы и их соединения
- •5.7.3. Газовая арматура и оборудование
- •5.7.4. Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию
- •5.8. Внутренние устройства системы газораспределения
- •5.8.1. Устройство внутренних газопроводов
- •5.8.2..Бытовые газовые приборы
- •6. Хранилища природного газа и газозаправочные станции
- •6.1. Методы компенсации колебаний расхода газа
- •6.2. Газгольдеры
- •6.3. Аккумулирующая способность магистрального газопровода
- •6.4. Подземное хранение газа
- •6.4.1. Общие сведения по пхг
- •6.4.2. Общие требования
- •6.4.3. Организация эксплуатации
- •6.4.4. Техническое обслуживание и ремонт
- •Часть II. Сжиженный углеводородный газ (суг)
- •7. Общие сведения о сжиженных углеводородных газах
- •7.1. Компоненты суг
- •7.2. Маркировка и технические условия суг
- •7.3. Законы, константы и соотношения суг Законы идеального газа
- •Специфические особенности свойств сжиженных углеводородных газов (суг)
- •Отклонение реальных газов от идеального газа
- •8. Транспорт сжиженных углеводородных газов
- •8.1. Перевозка сжиженного газа автотранспортом
- •8.1.1. Перевозка сжиженных углеводородных газов в автоцистернах
- •8.2. Перевозка сжиженных газов по железным дорогам
- •8.2.1. Конструкция и техническая характеристика цистерн
- •8.2.2. Перевозка сжиженных газов по железным дорогам в крытых вагонах
- •Техническая характеристика цистерн, применяющихся за рубежом
- •8.3. Перевозка сжиженных углеводородных газов водным путем
- •8.3.1. Перевозка сжиженных углеводородных газов по морю
- •8.3.2. Перевозка сжиженных газов речным транспортом
- •8.4. Перевозка сжиженных углеводородных газов авиатранспортом
- •8.5. Транспортировка сжиженных углеводородных газов по трубопроводам
- •Контрольные вопросы:
- •9. Хранение сжиженных углеводородных газов
- •9.1. Способы хранения
- •9.1.1. Хранение при переменной температуре и высоком давлении
- •9.1.2. Хранение при постоянной температуре и низком давлении
- •9.2. Резервуары для хранения сжиженных углеводородных газов под давлением
- •9.2.1. Хранение сжиженных газов в стальных резервуарах под давлением
- •Допускаемый вакуум определяется из выражения
- •9.2.2. Подземные хранилища шахтного типа
- •9.2.3. Подземные хранилища в отложениях каменной соли
- •9.3. Эксплуатация подземных хранилищ в отложениях каменной соли
- •9.4. Низкотемпературное хранение сжиженных газов в наземных резервуарах
- •9.4.1. Конструкции низкотемпературных резервуаров
- •9.4.2. Низкотемпературное хранение сжиженных газов в подземных ледопородных резервуарах
- •9.5. Техническая и экономическая оценки существующих способов хранения сжиженных углеводородных газов
- •Контрольные вопросы:
- •10. Газонаполнительные станции сжиженных углеводородных газов
- •10.1. Назначение и размещение
- •10.2. Схемы и устройства гнс сжиженных газов
- •10.3. Типовые гнс сжиженных газов
- •10.4. Автоматизация и механизация процессов налива, слива и транспортировки баллонов
- •10.5. Характеристики насосов и компрессоров
- •10.6. Анализ методов перемещения сжиженных углеводородных газов
- •10.7. Использование сжиженных углеводородных газов в коммунально-бытовой газификации
- •10.7.1. Общие положения. Удельные расходы газа
- •10.7.2. Бытовые газобаллонные установки
- •Скобы …......……………………………………….. 2
- •Изоляция……………………………………...........8г
- •10.8. Заправка автомобилей сжиженными углеводородными газами
- •Контрольные вопросы:
- •11. Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
- •11.1. Регазификация сжиженных углеводородных газов
- •11.1.1. Естественная регазификация
- •11.1.2. Искусственная регазификация
- •11.2. Резервуарные и баллонные установки с естественным и искусственным испарением [3, 10]
- •Список литературы
10.6. Анализ методов перемещения сжиженных углеводородных газов
На газонаполнительных и газоприемораздаточных станциях (ГПРС) [8] операции, связанные с приемом, хранением, перемещением и раздачей сжиженных газов, являются основными технологическими операциями. Они могут осуществляться путем использования гидростатического напора жидкости между освобождаемым и приемным резервуарами, насосами, компрессорами, нагревом верхнего слоя жидкости в освобождаемом резервуаре и охлаждением жидкости в наполняемом резервуаре, созданием избыточного давления газа в паровом пространстве освобождаемого резервуара путем закачки в него инертного газа. Наряду с этим в настоящее время используются комбинированные методы перемещения: насосно-компрессорный, насосно-испарительный и перемещение насосами с помощью инжекторов.
Использование гидростатического напора. Слив сжиженных углеводородных газов осуществляется за счет разности уровней жидкости в опорожняемом и наполняемом резервуарах следующим образом. Опорожняемый и наполняемый резервуары соединяются по линиям паровой и жидкой фаз, и сжиженный пропан-бутан переливается за счет гидростатического напора столба жидкости, определяемого по формуле
(10.22)
где: Рр, Рц — давление паровой фазы в резервуаре и цистерне; ΔPтр— потери давления в трубопроводе жидкой фазы при скорости течения СУГ 1 м/с.
Для обеспечения достаточной скорости слива при одинаковых давлениях в емкостях необходимо, чтобы за счет гидростатического напора создавалась разность давлений не менее 0,07...0,1 МПа. При сливе пропанбутановых смесей эта величина будет составлять 13...20 м. Если паровые пространства резервуаров не соединены уравнительной линией, то в наиболее худших условиях, когда температура в транспортной цистерне будет на 10...15 °С ниже, чем в стационарной емкости, необходимо, чтобы разность геометрических уровней резервуаров компенсировала и эту предельно возможную разность температур, и соответствующую ей разность давлений.
Преимущества перемещения газа за счет разности уровней следующие: исключительная простота конструктивного оформления, отсутствие механических агрегатов, надежность работы всех устройств, готовность схемы к работе в любое время, вне зависимости от наличия посторонних источников энергии.
Недостатки: возможность использования этого метода только в местностях с гористым рельефом, увеличенные размеры площадки, большие потери газа при отправлении его в виде остатков паров в цистернах, продолжительный слив. Поэтому указанный метод, несмотря на свою простоту, не может быть широко развит на практике.
Использование сжатого газа. При наличии вблизи ГНС или ГНП источника инертного газа необходимого давления выгодным методом перемещения сжиженного газа из резервуара в резервуар является закачка инертного газа в паровое пространство освобождаемого резервуара. Причем инертный газ можно подавать через регулятор давления или компрессором.
Если температура в сливаемой и наполняемой емкостях равна, то парциальное давление инертного газа в сливаемой емкости должно только компенсировать гидравлические потери в системе слива, составляющие 0,15...0,2 МПа.
По окончании слива смесь паров и газа необходимо выпустить в атмосферу или, если эта смесь горючая, — в городской газопровод.
Для перемещения сжиженного газа по рассмотренному методу необходимо учитывать растворимость в нем инертного газа. В качестве рабочей среды перемещения рекомендуются газы: технический азот, двуокись углерода и природный газ. При все более увеличивающейся плотности газопроводной сети наиболее выгодным для этих целей мог бы быть природный газ, состоящий на 98,5 % из метана. Наличие же в природном газе значительного количества этана, хорошо растворяющегося в пропане и бутане, особенно в зимнее время, может привести к переходу этана в жидкость и к увеличению упругости паров сжиженного газа в емкости (баллоне) выше допустимых норм при последующем нагреве баллона до нормальной температуры. Поэтому при сливе содержание этана в природном газе не допускается выше 3...5 %.
Использование природного газа на обычных насосно-компрессорных ГПРС также выгодно, поскольку из-за высокой упругости и отсутствия конденсации паров природного газа резко сокращается расход подаваемого газа на вытеснение сжиженного. К недостаткам следует отнести большие потери сжиженных газов при выходе их в атмосферу и необходимость снабжения сжатым газом.
Выбор оптимальных режимов проводится с учетом производительности и технологических особенностей ГНС и ГНП. Принципиальная технологическая схема слива и налива сжиженных газов заключается в том, что парциальное давление природного газа в опорожняемом сосуде поддерживается постоянным. При этом природный газ из магистрального газопровода под давлением Ргп > 1,7 МПа через узел редуцирования подается в паровое пространство опорожняемой емкости (железнодорожной цистерны, автоцистерны) и создает там давление, необходимое для вытеснения жидкости в резервуары базы хранения или непосредственно в наполнительное отделение Используемый в системе дифференциальный регулятор давления автоматически поддерживает парциальное давление природного газа, превышающее упругость паров в опорожняемом сосуде на 0,2...0,5 МПа. Для ускорения процесса слива давление газа-вытеснителя может быть увеличено.
Перемещение сжиженных углеводородных газов созданием разности температур в опорожняемом и наполняемом сосудах (нагревается сжиженный газ в освобождаемом резервуаре и охлаждается в наполняемом резервуаре). Из-за трудности его осуществления широкого применения этот метод не нашел, так как нужно прогревать всю массу сжиженного газа.
Подогреватель выполняется в виде змеевика и обогревается водой или паром.
Для создания разности температур можно охлаждать сжиженный газ в наполненном резервуаре. Для этого жидкий газ пропускается через специальный теплообменник, охлаждаемый холодной водой или охлаждающим раствором. Охлаждать наполняемый резервуар можно также интенсивным испарением газа с отводом паров в газовые сети или в атмосферу.
Для поддержания перепада давления 0,15...0,2 МПа необходимо создать перепад температуры для пропана 5... 12 °С. Особенно выгодно применить данную схему, когда доставка сжиженного газа осуществляется по магистральному газопроводу и есть источник тепловых отходов (горячая вода, пар).
Перемещение сжиженных газов насосами. Перемещение сжиженных газов с помощью насосов является надежным, удобным способом, имеющим малые энергетические затраты и капитальные вложения, однако для этого необходимы специальные самовсасывающие насосы или насосы, которые всегда находились бы под действием гидростатического напора столба жидкости. Кстати, железнодорожные цистерны только с верхним сливом сжиженного газа затрудняют применение чисто насосной схемы слива.
Для надежной работы насосов необходимо разработать такую технологическую схему, чтобы непосредственно у входного патрубка насоса жидкость имела некоторый запас удельной энергии (напора) сверх упругости паров. Только в этом случае будет обеспечена бескавитационная работа насоса.
Перемещение сжиженных газов насосно-инжекторным способом. Схема перемещения сжиженною газа насосно-инжекторным способом представлена на рис. 10.17. Инжектор работает с помощью жидкости (до 40...60 %), подаваемой насосом 4. В схему включен напорный сосуд 2, который служит для постоянного залива жидкостью всасывающего патрубка насоса и сепарации паровой и жидкостной фаз после инжектора. Данная схема имеет замкнутое кольцо циркуляции сжиженного газа по пути: резервуар инжектор — напорный сосуд—насос — наполнительная рампа (другой резервуар, куда перекачивается жидкость) — резервуар. В этой схеме насос работает в области относительно постоянного и поэтому устойчивого режима, независимо от интенсивности отбора сжиженною газа на рампе.
Перемещение сжиженных газов компрессором. Компрессор отсасывает паровую (газовую) фазу из заполняемого резервуара и нагнетает ее в паровое пространство опорожняемой емкости. Таким образом создается разность давлении и сжиженный газ перекачивается в емкость с меньшим давлением. Нагнетаемые компрессором пары сжиженного газа с повышенной температурой, соприкасаясь с поверхностью, подогревают верхний слой жидкости и способствуют испарению и дополнительному повышению давления в опорожняемой емкости. Отсасывание паров из заполняемого резервуара усиливает испарение и охлаждение жидкости, что тоже ускоряет процесс перемещения. Для эффективного ведения процесса слива необходимо поддерживать перепад давления между резервуарами в пределах от 0,15 до 0,3 МПа.
Рис.
10.17. Насосно-инжекторная технологическая
схема с расположением инжектора в
подземном резервуаре (а) или вне его
(б):
I
— резервуар; 2 — сепаратор-газоотделитель;
3
— вентиль
для сброса паровой фазы;
4
— насос;
5 — инжектор; 6
— линия
для сброса паров
Преимущества компрессорного способа перемещения сжиженных газов: конструктивная простота схемы, полнота опорожнения емкостей, возможность регулирования скорости слива изменением перепада давлений в емкостях, высокая производительность (0,3... 1,0 м3/мин).
Недостатки: большой расход энергии, наличие в эксплуатации сложного агрегата, необходимость в трубопроводах паровой и жидкой фаз.
Перемещение сжиженных газов с помощью насосов и компрессоров. На ГНС и ГНП главным образом применяют насосно-компрессорные технологические схемы, при работе по которым все сливоналивные операции осуществляют с помощью насосов и компрессоров. Слив сжиженного газа из железнодорожных цистерн, заполнение автоцистерн, удаление остаточных паров из опорожненных резервуаров производятся компрессорами, заполнение баллонов сжиженным газом — насосами и компрессорами. Компрессоры создают в опорожняемом резервуаре давление, превышающее упругость паров сливаемой жидкости, что является необходимым условием нормальной работы насосов. Достоинствами насосно-компрессорной технологической схемы являются высокая производительность, надежность, полное опорожнение резервуара, широта технологического диапазона. К недостаткам следует отнести большие эксплуатационные расходы по ремонту и содержанию технологического оборудования.
Перемещение сжиженных газов с помощью насосов и испарителей. В районах Крайнего Севера, Сибири и Дальнего Востока, где преобладает низкая среднегодовая температура, в зимний период упругость паров пропан-бутана в резервуарах меньше 0,15 МПа, т.е. избыточное давление меньше 0,05 МПа. При этом отбирать пары из резервуаров базы хранения компрессором невозможно, так как снижается давление. Перемещение сжиженных газов в этих случаях осуществляется с помощью испарителей. При работе по рассматриваемой технологической схеме резервуары хранилища и испарители соединяются трубопроводами по жидкой и паровой фазам. Повышение давления в паровом пространстве опорожняемого резервуара достигается с помощью испарителей объемного или проточного типа. При этом пары сжиженных газов перегреваются за счет теплоты, принесенной извне.
Механизм операций слива с помощью объемных испарителей следующий. Пропан-бутаном наполняется один из испарителей, линия жидкой фазы от резервуаров отключается, подается теплоноситель. Сжиженный газ в теплообменнике (объемном испарителе) подогревается, упругость паров повышается, затем пары с высокой упругостью подаются в опорожняемый резервуар, в котором создается повышенное давление, за счет чего и производится слив пропан-бутана.
В насосно-испарительной технологической схеме повышение давления в паровом пространстве опорожняемого резервуара достигается с помощью испарителей объемного типа.
Они создают подпор, обеспечивающий нормальную работу насоса. Схема с использованием объемных испарителей применяется на ГНС большой производительности. На ГНС малой производительности и на ГРП слив сжиженного газа производят с помощью проточных испарителей. Опорожняемый резервуар по жидкой и паровой фазам соединяется с испарителем трубопроводами. Теплоноситель подводится к испарителю, где происходит испарение сжиженного газа и перегрев паров. Перегретые пары из испарителя поступают в опорожняемый резервуар. Подача теплоносителя регулируется в зависимости от давления в опорожняемом резервуаре. Повышение давления в резервуаре способствует нормальной работе насоса при сливе сжиженного газа и наполнении им баллонов.