Текст
НИ ПРЕОБРАЖЕНСКИЙ
енные
углеводородные
газы
г
И.И. ПРЕОБРАЖЕНСКИЙ
ожиженные углеводородные газы
ЛЕНИНГРАД «НЕДРА» ЛЕНИНГРАДСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ 1975
УДК 662.767.3/.4
Преображенский И. И. Сжиженные углеводородные газы. Л., «Недра», 1975. 279 с.
В книге рассмотрены свойства приме-няемых для газоснабжения сжиженных углеводородных газов, методы их хранения и перемещения. Изложены принципы расчета систем хранения, перемещения и распределения сжиженных газов. Даны основы естественной и искусственной регазификации, работа групповых установок с учетом режимов потребления газа, приведены номограммы для расчета мощности и производительности эксплуатируемых или вновь сооружаемых установок сжиженных газов.
Все рассмотренные вопросы проиллюстрированы большим количеством примеров.
Книга рассчитана на инженерно-технических работников, занимающихся проектированием, строительством и эксплуатацией систем снабжения сжиженными газами.
Табл. 37, ил. 167, список лит. 46 назв.
30805—359
043(01)“ 75
216—75
© Издательство «Недра» , 1975»
ВВЕДЕНИЕ
ЦК КПСС и Советское правительство уделяют большое внимание улучшению бытовых условий трудящихся нашей страны. Особое значение при этом имеет газификация бытовых и коммунальных потребителей. Широкая газификация жилищ в городах и поселках городского типа началась с 1958 г.
В сельской местности к газификации приступили в 1962 г., что было связано со специфическими особенностями и определенными трудностями. С этого времени начался новый этап в теплоснабжении сел, колхозов и совхозов страны.
В последнее время сжиженные углеводородные газы получили преимущественное распространение в газоснабжении жилищного фонда и коммунально-бытовых предприятий. Так, если их потребление на бытовые нужды в 1955 г. составило всего 3,6 и в 1960 — 377 тыс. т, то в 1970 г. уже 1 млн. 930 тыс. т, а в 1974 г. — 2 млн. 782 тыс. т. На 1/1 1975 г. около 21,2 млн. квартир использовали сжиженный газ (57% от общего числа газифицированных квартир). В сельской местности на 1/VII 1974 г. сжиженным газом снабжались 8,6 млн. квартир (95,4%).
Сжиженные углеводородные газы обладают многими положительными качествами природного газа и жидких топлив: достаточной простотой транспортировки любым видом транспорта (трубопроводы, автомобили, железные дороги, суда, авиация); легкостью регулирования и контроля горения; выделением максимального количества тепла (22—30 Мкал/м3 паровой или 5,8—6,7 Гкал/м3 жидкой фазы) в минимальный срок в минимальном объеме, необходимом для горения. Кроме того, они достаточно свободны от посторонних вредных веществ и не содержат коррозионно активных элементов, доступны практически в достаточном количестве в любом месте использования и обладают универсальной применимостью и экономичностью при широком применении.
Наряду с этим сжиженные газы имеют и недостатки. При естественном испарении смеси пропана и бутана их нары имеют переменный состав, хотя при искусственном испарении он однороден. У сжиженных газов малы
1*
значения нижней границы предела! взрываемости (1,5—9,5%). Они значительно тяжелее воздуха и собираются в нижней части помещения (емкости)* где может образоваться взрывоопасная смесь при очень малых утечках. При затекании (в виде стелющегося тумана или прозрачного облака) в подвалы, устройства канализации, заглубленные помещения сжиженные газы могут там оставаться очень долго. Особенно часто это происходит при утечках газа из. подземных газопроводов и резервуаров. Внешним осмотром утечку обнаружить нельзя, так как газ, особенно зимой, не выходит на дневную поверхность, а распространяется под землей и попадает в канализацию или подвалы на большом удалении от места утечки.
При движении жидкой фазы по трубопроводам происходит электризация и возникают напряжения до 3000 в, которые могут пробить газовоздушную смесь искрой. Электризация возникает и при падении струи жидкой фазы в резервуар, что может вызвать взрыв при первоначальном заполнении резервуара, когда в нем имеется воздух. Во время опорожнения резервуаров и баллонов от сжиженных газов (содержащих сернистые соединения) необходимо соблюдать меры предосторожности, так как может произойти взрыв, вызванный окислением и самовозгоранием пирофорного железа.
При работе со сжиженными газами необходимо учитывать низкую температуру их воспламенения: 430—460° С (у природного газа около 700° С). Это значит, что воспламенение может произойти от нагретых, но еще не светящихся предметов, т. е. без наличия открытого огня. Тушение сжиженных газов очень сложно, поэтому необходимо принимать меры к локализации пожара до тех пор, пока не будет прекращено поступление газа к месту горения и пожар не будет ликвидирован.
При попадании жидкой фазы сжиженного газа на одежду и кожные покровы вследствие ее моментального испарения происходит интенсивное поглощение тепла от тела, что приводит к обмораживанию. Поэтому, работая со сжиженными газами, нельзя надевать шерстяные и хлопчатобумажные перчатки, так как они не оберегают от ожогов (плотно прилегают к телу); необходимо пользоваться кожаными рукавицами, прорезиненными фартуками, очками (попадание жидкой фазы на глаза может привести к потере зрения).
Жидкая фаза при нагревании расширяется, причем объемный коэффициент расширения ее в 16 раз больше, чем у воды. Расширение жидкости от температуры является опасным свойством, приводящим к разрыву резервуаров, баллонов, трубопроводов, если в них не оставить газовой подушки или не установить клапана для сброса жидкости.
Указанные недостатки не означают, однако, что использование сжиженных газов должно быть ограничено. Следует лишь технически грамотно решить специфические проблемы, возникающие при этом. Частично их решение рассмотрено в данной книге. В то же время ее объем не дает возможности подробно изложить ряд вопросов, актуальность которых с течением времени меняется. Кроме того, здесь почти не рассмотрены вопросы, широко и полно освещенные в литературе.
Помещенный в книге материал поможет найти ответы на многие вопросы, возникающие в процессе проектирования, строительства и эксплуатации систем снабжения сжиженными газами, и будет способствовать техническому прогрессу, повышению безопасности и культуры обслуживания.
Глава I
СВОЙСТВА СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
1-1. СОСТАВ ТОВАРНОГО СЖИЖЕННОГО ГАЗА
Сжиженные углеводородные газы состоят из простых углеводородных соединений, являющихся органическими веществами, содержащими в своем составе 2 химических элемента — углерод (С) и водород (Н). Углеводороды отличаются друг от друга количеством атомов углерода и водорода в молекуле, а также характером связей между ними.
Товарный сжиженный газ должен состоять из углеводородов, которые в нормальных условиях * являются газами, а при сравнительно небольшом повышении давления и температуре окружающей среды или незначительном понижении температуры при атмосферном давлении переходят из газообразного состояния в жидкое*
Самый простой углеводород, содержащий всего один атом углерода, — метан (СНД Он является основным компонентом природного, а также некоторых искусственных
* Здесь и далее под нормальными условиями подразумеваются давление 760 мм рт. ст. и температура 0° С.
горючих газов. Его структурная формула
н
I н—с—н 1 II
Следующий углеводород этого ряда — этан (С2Н6) — имеет 2 атома углерода. Его структурная формула
Н Н
I I
Н-С-С-И I I II Н
Углеводород с тремя атомами углерода — пропан (С3Н8) — имеет структурную формулу
н н н
1 I I н-с-с-с-н
I I I н и н
а с четырьмя — бутан (С4Н10) — соответственно
Н II Н Н
Н—С--С—С--С—II
н н н н
6
Рис. 1-1. Упругость насыщенных паров некоторых углеводородов, воды и одоранта в зависимости от температуры жидкой фазы.
1 — метан; 2 — этилен; з — этан; 4 — пропилен; 5 — пропан; 6 — изобутан; 7 — изобутилен; 8 — н-бутан; 9 — изопентан; 10 — этилмеркаптан; 11 — н-пен-тан; 12 — вода.
Все углеводороды этого типа имеют общую формулу СпН2/1+2 и входят в гомологический ряд предельных углеводородов — соединений, в которых углерод до предела насыщен атомами водорода. При нормальных условиях из предельных углеводородов газами являются лишь метан, этан, пропан и бутан.
Рассмотрим далее, какие газы переходят в жидкое состояние при незначительном повышении давления. На рис. 1-1 приведена зависимость (кривые испарения) упругости (давления) насыщенных паров углеводородов от температуры их жидкой фазы, находящейся в закрытом объеме. Координаты, расположенные слева от каждой кривой, соответствуют жидкой, а справа — газовой фазе данного газа; сама кривая определяет условия состояния газа в виде насыщенного пара. Крестиками отмечены критические точки, определяющие условия, при которых исчезает различие между жидкой и газо
вой фазами вещества (критическое состояние). Для сжижения газа необходимо, чтобы его температура была ниже критической, так как никаким давлением при температуре выше критической этого сделать нельзя. Согласно ГОСТ 10196—62 на сжиженный углеводородный газ (табл. 1-1) состав его должен быть таким, чтобы избыточное давление (упругость) насыщенных паров было не более 16 кгс/см2 при 45° С. На рис. 1-1 точка с этими координатами (4) лежит на кривой пропана. Все газы, кривые испарения которых лежат левее точки 4, при указанных условиях жидкостями быть не могут. Больше всего требуемым условиям соответствуют свойства пропана и бутана.
Рассмотрим, какие углеводороды переходят в жидкое состояние при сравнительно небольшом понижении температуры и атмосферном давлении. Температура кипения, °C (см. рис. 1-1 и табл. 1-2): метай — (—161,5),
ТАБЛИЦА 1-1
ХАРАКТЕРИСТИКА СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Марки
Показатели Технический пропал Технический бутан Смесь технического пропана п бутана
Состав, об, %: этап— этилен................., .
пропан—пропилен ...........
бутан—бутилен..............
пентан—пенти лен...........
Жидкий остаток, об. %, при температуре:
—20° С ....................
20° с ; ...................
Избыточное давление насыщенных паров, кгс/см2, при температуре: —209 С .........................
45° С .....................
Содержание сероводорода, г на 100 м3
Запах ..........................
Не более 4,0 Отсутствие Не более 4,0
Не менее 93,0 Не более 3,0 Отсутствие Не более 4,0 Не менее 93,0 Не бо. лее 3,0
Не более 2,0 Отсутствие Не пормпруется Не более 2,0
Не менее 1,6 Не более 16,0 Должен ой В ВОЗ; Не нора 4,2—5,0 Не более 5,1 ущаться при пухе 0,5 об. гаруется Не более 16,0 0 содержании % газа
этан — (—88,5), пропан — (—42,1), н-бутан — (—0,5), пентан — 36,1. Наиболее подходящими для практического применения и в этом случае являются пропан и бутан. При использовании сжиженных углеводородных газов в суровых климатических условиях (Арктика, Антарктика) в их состав может включаться этан.
Наряду с нормальными предельными углеводородами существуют так называемые изомерные соединения, отличающиеся характером расположения атомов углерода, а также некоторыми свойствами. Пропан изомера не. имеет, изомер бутана — изобутан (для отличия нормальный бутан записывают так: н-бутан *).
Структурная формула изобутана
Н Н Н И
III/ Н—С--С—С- • н /III и н- с—н
Помимо предельных в составе товарных сжиженных газов встречается также группа ненасыщенных, или непредельных, углеводородов, характеризующихся двойной или тройной связью между атомами углерода-Это этилен, пропилеи, бутилен нормальный и изомер. Общая формула непредельных углеводородов с двойной связью СпН2гг; пример структурной формулы
* Далее по всей книге, если не указан вид бутана, то.при написании «бутан» подразумевается «н-бутан».
ТАБЛИЦА
1-2
п
СВОЙСТВА КОМПОНЕНТОВ СЖИЖЕННЫХ ГА3015
. -а.
Ф ИЗИКО - ХИМ ИЧ ЕСК НЕ ГТ n fi г! я тт ТТ о опилен м-БутЯ н II зобу тян н-Бутилен И з об v тпл ен н-Пентап
Ч 'Т’ГТ тг лтт J_1 LrUlJCl О- **
показатели метан тан CgHg с3н6 п-СЩю г-С4Ню ГС-С4Н8 i-C.ilh И-СдН^о
44,10 42,08 58,12 58,12 56,11 56,10 72,15
Химическая формула СН4 СЛТа Со И 4
Молекулярная масса 16.04 30,07 28,05 18,30 14,38 17,35 17,35 14,38 14,38 16,70
Состав, мае- %: 81,70 85,62 82,65 82,65 85,62 85,62 83,30
Н 25,03 20,12 14,38
С 74,97 79,88 85,62 1,562 1,481 2,091 2,064 1,937 1,937 2,488
Относительная плотность (по воздуху)
газовой фазы dr 0,554 1,048 0,975 2,019 1,915 2,703 2,668 2,500 2,500 3,220
Плотность газовой фазы при нормаль-
ных условиях ргт кг/м3 0,717 1 356 1,261 -
Плотность жидкой фазы рж при темпе- J- 585 609 600 594 646 646 637
ратуре кипения £к п 760 мм рт. ст.,
кг/м3 416 546 566 19,25 20,15 14,59 14,59 15,10 15,10 . 11,70
Удельная газовая постоянная: 189 211 143 143 148 148 115
кге-м/(кг • град) 52,87 28,21 30,23
джДкг-град) 518 277 296 —42,1 —47,7 —0,5 —6.2 -6,2 —6.9 36,1
Температура кипения tK при 760 мм —187,7 -185,2 - —138,3 —159,7 —185,0 —140,3 -129,7
рт. ст., °C * —161,5 -“88,6 - -103J 96,81 91,9 152,0 134,9 146,0 144,7 196,6
Температура отвердевания, РС .... —182,5 —183,2 —169,1
Критическая температура, °C .... —82,5 32,3 9,9 42,1 45,0 34,5 38,2 34,0 33,0
Абсолютное критическое давление: - 41,3 44,2 33,8 37,4 33,3 — 32,4
кгс/см2 45,8 48,2 50,9
Н/М2Х10"5 45,0 47,3 49,9
Теплоемкость ср при постоянном да- 0,3701 0,3406 0,3802 0,3800 0.3800 0,3820 0,3805
в лении: 1,5507 1,4271 1,5930 1,5922 1,5922 1,6007 1,5943
ккал/(кг • град) 0,5172 0,3934 0,3486
кдж/(кг град) 2.1671 1,6483 1,4606
Теплоемкость cv при О9 С н постоянном J 0,3250 0,2923 0,3460 0,3478 0,3420 0,3440 0,3529
объеме: 1,3618 1,2247 1,4497 1,4573 1,4330 1,4414 1,4787
ккал/(кг • град) 0,3934 0,3274 0,2777 *
кдж/(кг-град) ......... 1,6483 1,3718 1,1636 if 1,138 1,170 1,144 1,090 1.110 1,110 1,077
Показатель адиабаты при нормальных
условиях 1,314 1,202 1,258 10 972 10 895 10845 10 845 10778 10 778 10 800
Низшая массовая теплота сгорания: 45 973 45 650 45 431 45,431 45 160 45 160 45252
ккал/кг 11930 11264 11188 -
V кдж/кг 49 990 47 196 46878
Низшая теплота сгорания газовой Гфа- 1— 21 795 20545 28338 28338 27 111 27111 34 900
зы (7Н> г при нормальных условиях: 91 321 86 084 118 736 118 736 113 595 113 595 146 200
ккал/м3 8550 15 226 14 107
кдж/м3 35 825 63 797 59 108 •
Низшая теплота сгорания жидкой фа-
зы (?н. ж, находящейся в закрытом 5,894 6,010 6,699 6,699 6.826 6,826 7,176
сосуде при О2 С: 24,696 25,182 28,069 28.069 28,601 28,601 30,067
Гкал/м3 - . . 5,219 5,369 ’
Гдж/м3 * . 21,868 22,496 '—’
Скрытая теплота испарения при 760 мм • 102 105 92,2 87,6 98 94 86
рт. ст.: 427 ' 440 386 367 410 394 360
ккал/кг 122 117 115
дж/кг . 511' 490 482 52,4 57,4 54,7 51.2 60,8 57,0 Г
То же: 219,6 240,5 229,1 214,5 254,8 230,7 —
ккал/л -—* 54,8 52.8
дж/л 229,6 221,2
Объем паров при испарении 1 кг ежи- 0,510 0,520 0,386 0,386 0,400 0,400 0,312
женного газа при нормальных уело-
ВИЯХ, М3 • 0,745 0,800
Объем паров при испарении 1 л ежп- 0.269 0,287 0,235 0,229 0,254 0,254 0,198
женного газа при нормальных уело-
ВИЯХ, М3 0,310 0,340
10
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 1-2
Показатели Метан Этан ЭтилСП i
Теоретически необходимое для сгорания i
газа количество воздуха, м3/м3 . . . 9,53 16,66 14,28 :
То же, кислорода, м3/м3 Объем продуктов сгорания, м3/м3: 2,0 3,5 3,0
С0.2 1.00 2,00 2,00
НоО 2,00 3,00 2.00
n2 7,52 13,16 11,38
всего 10,52 18.16 15,38
Жароиропзводительность, °C 2065 2115 2343
Температура воспламенения, °C ... 640-800 508-605 475-550
Октановое число , Вязкость газа динамическая т|г при нормальных условиях: 110 125 100
10’6 н*сск/м2 10.0 8,6 9,6
10’ ° кгс-сек/м2 Вязкость газа кинематическая при 1,020 0,876 0,980
нормальных условиях v, 10"6 м2/сек Вязкость жидкой фазы динамическая Чж ПРИ 0° С: 14.24 6,35 7,50 1 i
10“6 кге - сек/м2 6,8 6.6
10’6 н • сек/м2 Пределгл воспламеняемости в смеси с воздухом при нормальных условиях 66.6 64,6 "
(нижний/верхний), % 5,0/15,0 3,2/12,5 3.1/28,6
То же, с кислородом, % Максимальная скорость распространения пламени в трубе 025,4 мм, 5.0/60,0 3,0/80,0 3,9/50,5
м/сек Коэффициент теплопроводности паровой фазы компонентов Хп: 0,670 0,856 1.430
ккал/(м - ч - град) 0.0264 0,0155 0,0141
вт/(М’Град) Коэффициент теплопроводности жидких компонентов Хж: 0,0306 0,0180 0,0164
ккал/(м - ч • град) 0,264 0,163 w b>
вт/(и • град) Отношение объема газа к объему 0,306 0,189 -—
жидкости при tK и 760 мм рт. ст. 580 403 450
Для получения сжиженных газов в настоящее время широко приме-ня ют природные газы, добываемые из недр Земли, которые представляют собой смесь различных углеводородов, преимущественно метанового ряда (предельных углеводородов). Природные газы чисто газовых месторождений в основном состоят из метана и являются тощими или сухими; тяжелых углеводородов (от пропана и выше) содержат менее 50 г/м3. Попутные газы, выделяемые из скважин нефтяных месторождений совместно с нефтью, помимо метана содержат значительное количество
более тяжелых углеводородов (обычно больше 150 г/м3) и являются жирными. Газы, которые добывают из конденсатных месторождений, состоят из смеси сухого газа и паров конденсата. Пары конденсата представляют собой смесь паров тяжелых углеводородов (С3, С4, бензина, лигроина, керосина). На газоперерабатывающих заводах из попутных газов выделяют газовый бензин и пропан-бутановую фракцию.
Состав товарного сжиженного газа различен в зависимости от технологических циклов газоперерабатывающих заводов. При получении его
Пропаи Пропилен jt-Бутан Изобутан к-Бутплен Изобутплеп Чг’ н-Пентан
23,8 22,42 30,94 30,94 28.56 28.56 30,08
5,0 45 6,5 6,5 6,0 6,0 8,0
3,00 3,00 4.00 4,00 4,00 4.00 5,00
4,00 3,00 5,00 5,00 4,00 4,00 6,00
18,8 16,92 24,44 24,44 20,68 20,68 30,08
25.8 22,92 33,44 33.44 28.68 28,68 41,08
2155 2254 2130 2080 2210 2080 2140
510—580 475—550 475-550 , 490—570 445-500 400—440 475—510
120 115 93 99 105 87 64
7,5 7,6 6,8 6,8 6,8 -—— 6,3
0,765 0,780 0,697 0,697 0,700 — 0,648
3,70 4,08 2,45 2,50 й 1,80
13,8 21,5 19,2 -—* 29.0
135,3 211,0 188,3 — 285,0 1
2,4/9,5 2,0/11,1 1,8/8,4 1,8/8,4 1,7/9.0 17/9,0 1,4/7,8
2,0/55 2.1 /53 * 1,3/47 1,8/48 1,8/58 ’
0,821 -—- 0,826 0,826 —- — 0,820
0,0127 . . 0,0116 0,0115 0,0110
0,0147 1 0,0135 0,0134 —- — 0,0128
0,109 * 0,114 0,110 ж Г— 0,117
0,127 ♦ 0,133 0,128 1 —• ”—* 0,136
290 318 222 222 258 258 198
из попутных газов, газов конденсатных месторождений и некоторых других источников возможны примеси небольшого количества этана, пентана и других предельных углеводородов* Если сжиженный газ получают при термической и термоката-
литпческой переработке жидкого и твердого топлива (крекинг, пиролиз, коксование и др.), то в небольших количествах возможно содержание непредельных углеводородов алифатического ряда (этилен, пропилеи, бутилен и др.).
1-2. СВОЙСТВА ОТДЕЛЬНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Величины, характеризующие состояние вещества, называют параметрами, а те из них, которые можно измерить, — основными. К основным параметрам относят давление,
плотность или удельный объем и температуру*
Давление и температура. Давление газа представляет собой суммарный результат соударения молекул
12
о стенки сосуда, занятого этим газом.
Упругость (давление) насыщенных паров газа * ри - - важнейший параметр, по которому определяют рабочее давление в резервуарах и баллонах. Температура газа определяет степень его нагретостн, т. е. меру интенсивности движения его молекул. Давление и температура сжиженных газов строго соответствуют друг другу.
Упругость паров сжиженных углеводородных газов — насыщенных (кипящих) жидкостей — изменяется пропорционально температуре жидкой фазы (см. рис. 1-1) и является величиной, строго определенной для данной температуры. Во все уравнения, связывающие физические параметры газового или жидкого вещества, входят абсолютные давление и температура, а в уравнения для технических расчетов (прочности стенок баллонов, резервуаров) — избыточное давление.
Плотность. Масса единицы объема, т. е. отношение массы вещества в состоянии покоя к занимаемому им объему, называется плотностью (обозначение р). Единица плотности в системе СИ — килограмм на кубический метр (кг/м3). В общем случае
р = Дт/ЛК (1-1)
При движении сжиженных газов с давлением ниже упругости пара, т. е. при движении двухфазных потоков, для определения плотности
* Возможны 3 состояния сжиженного газа, в которых он находится при хранении и использовании: в виде жидкости (жидкая фаза), пара (паровая фаза, т. е. насыщенные пары, находящиеся совместно с жидкой фазой в резервуаре или баллоне) и газа (газовая фаза, когда давление в паровой фазе ниже давления насыщенных паров для данной температуры газа). Соответственно этим состояниям параметры обозначены в книге индексами «ж» — жидкая, «п» — паровая и «г» — газовая фаза.
в точке следует пользоваться пределом отношения (1-1):
Л q. Г Aw П dm /т
p = lim (1-2)
L АИ dv v 1
При многочисленных расчетах, особенно в области термодинамики газов и газо-жидкостных смесей, часто приходится пользоваться понятием относительной плотности d — отношением плотности данного вещества к плотности какого-либо вещества, принимаемой за удельную или стандартную рс.
rf = P/Pc- (ЬЗ)
Для твердых и жидких веществ в качестве стандартной принимают плотность дистиллированной воды при давлении 760 мм рт. ст. п температуре 3,98° С (999,973 кг/м3
1 т/м3), для газов — плотность сухого атмосферного воздуха при давлении 760 мм рт. ст. п температуре 0° С (1,293 кг/м3).
На рис. 1-2 приведены кривые зависимости плотности насыщенной жидкой и паровой фаз основных компонентов сжиженных газов от температуры. Черной точкой на каждой кривой указана критическая плотность. Это точка перегиба кривой плотности соответствует критической температуре, при которой плотность паровой фазы равна плотности жидкой. Ветвь кривой, расположенная выше критической точки, дает плотность насыщенной жидкой фазы, а ниже — насыщенных паров. Критические точки предельных углеводородов соединены сплошной, а непредельных — штриховой линией. Плотность можно также определить по диаграммам состояния. В общем виде зависимость плотности от температуры выражается рядом
рг = р,Го + а (Т - П) + ₽ (Т - То)* +
+ ч|)(Г-7’0)3±Д.
(1-4)
Влияние третьего и других членов этого ряда на величину плотности в связи с малыми значениями р, ф
Рис. Т-3, Объемное расширение жидкой фазы углеводородов в зависимости от температуры.
1 — пропилен; 2 — пропан; 3 — изобутан; 4 — н-бутан.
рис. 1-2, Плотность насыщенных жидкой и паровой фаз углеводородных газов в зависимости от их температуры.
1 — этилен; 2 — этан; 5 — ацетилен; 4 — пропан;
5 — пропилен; 6 — изобутан; 7 — н-бутан; 8 — 1-бутилен; 9 — 2-бутилен; 10 — изопентан; 11 — м-пентан.
и Д незначительно, поэтому с точностью, вполне достаточной для технических расчетов, ими можно пре-небречь. Тогда
Рг = Рт„ + «(7’— ^о)> (1-5)
где а ~ 1,354 для пропана, 1,068 — для w-бутана, 1,145 — для изобутана.
Удельный объем. Объем единицы массы вещества называется удельным объемом (обозначение z>). Единица удельного объема в системе СИ—кубический метр на килограмм (м3/кг)
v = ДУ/Am. (1-6)
Как видно из сравнения формул (1-1) и (1-6), удельный объем и плотность являются обратными величинами, т. е.
р = 1/р. (1-7)
В отличие от большинства жидкостей, которые при изменении температуры незначительно изменяют свой объем, жидкая фаза сжиженных газов довольно резко увеличивает свой объем при повышении температуры (в 16 раз больше, чем вода). При заполнении резервуаров и баллонов приходится учитывать возможное увеличение объема жидкости (рис. 1-3).
Изменение объема жидкой фазы от температуры следующее:
”ж2 = УЖ1 [1 + ф — *1)1, (1-8)
где ' уЖ1 — удельный объем (или объем) жидкой фазы при температуре рж2 — удельный объем (или объем) жидкой фазы при температуре t2; (р — коэффициент объемного расширения, 1/град; в интервале температур от —20 до 10° С
<р = 0,0029 (пропан) и 0,00209 (бутан); в интервале от 10 до 40° G ф = — 0,00372 и 0,0022 соответственно.
Сжимаемость. Оценивается коэффициентом объемного сжатия, м2/н,
14
Величину, обратную рр, называют модулем упругости и записывают так:
Е = 1/₽р. (МО)
Сжимаемость сжиженных газов по сравнению с другими жидкостями весьма значительна. Так, если сжимаемость воды (48,33* 10“0 м2/н) принять за 1, то сжимаемость нефти 1,565, бензина — 1,92, а пропана — 15,05 (соответственно 75,56-10“9, 92,79-10“® и 727,44-10“® м2/н).
Если жидкая фаза занимает весь объем резервуара (баллона), то при повышении температуры расширяться ей некуда и она начинает сжиматься. Давление в резервуаре в этом случае повышается на величину, н/м2,
Др=-£-Д*, (1-11)
Рр
где Д/ — перепад температур жидкой фазы, °C.
Повышение давления в резервуаре (баллоне) при повышении температуры окружающей среды не должно быть более допустимого расчетного, иначе возможна авария. Поэтому при заполнении необходимо предусматривать паровую подушку определенной величины, т. е. заполнять резервуар не полностью. Значит, необходимо знать степень заполнения а, определяемую соотношением а = vxl/vx2. (1-12)
Преобразуя выражение (1-8), по-лучаем о=1/[1-|-ф(г2— или
а = 1/(1 + (рД£), (1-13)
где Д£ — перепад температур жидкой фазы при наполнении и эксплуатации.
Если же необходимо выяснить, какой перепад температур допустим при имеющемся заполнении, его можно рассчитать, преобразовав формулу (1-13)
Д t — (1 — о)/(оф). (1-14)
Критические параметры. Газы могут быть превращены в жидкое состояние сжатием, если температура при этом не превышает определенной величины, характерной для каждого однородного газа. Температуру, при превышении которой данный газ не может быть сжижен никаким повышением давления, называют критической температурой газа (ZKp). Давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называют критическим давлением (pFp). Объем газа, соответствующий критической температуре, называют критическим объемом (Укр), а состояние газа, определяемое критическими температурой, давлением и объемом, — критическим состоянием газа. Плотность пара над жидкостью при критическом состоянии становится равной плотности жидкости. Критические температуры и давления приведены в табл. 1-2,
Принцип соответственных состоянии. Обычно для обобщения опытных данных по исследованию различных процессов и веществ используют критериальные системы, основанные на анализе уравнений движения, тепло* проворности и др. Для использования таких уравнений подобия необходимы таблицы физических свойств: рабочих сред. Неточность определения физических свойств или отсутствие их не дает возможности использовать уравнения подобия. Особенно это относится к мало изученным рабочим телам, в частности к сжиженным углеводородным газам, о физических свойствах которых в литературе имеются достаточно про-тиворечивые, данные, зачастую при случайных давлениях и температурах. В то же время имеются точные данные о критических параметрах
м молекулярной массе вещества. Это позволяет, используя приведенные параметры и закон соответственных -состояний, который подтвержден многочисленными исследованиями и теоретически обоснован современной кинетической теорией вещества, •определять неизвестные параметры.
Для термодинамически подобных веществ, а сжиженные углеводородные газы термодинамически подобны, приведенные уравнения состояния, т. е. уравнения состояния, написанные в безразмерных (приведенных) параметрах (рир == р/ркр = = л; ^пр = = <Р; Лф = ЖкР-
-- т), имеют один и тот же вид. В разное время различными авторами было предложено до пятидесяти уравнений состояния для реальных веществ. Наиболее известным и употребительным из них является уравнение Ван-дер-Ваальса:
(р + ут) (^-6) = 2?Л (1-15)
где а п b — константы, присущие данному химическому соединению;
» = W«p; " = = 7s (йГКр/РкР); ь = 7зКр-
Преобразуя выражение (1-15), получаем уравнение соответственных состояний:
(л + 1/Зф2) (3 ср - 1) = 8т. (1-16)
На линии насыщения относительные физические характеристики будут являться функцией только р/ркр лли T/TKJ>, т. е. у/у* = <рх (р/ркр); н/ш = Фз^/Ркр); = ФзО’/Ркр) и т. д. Значения физических характеристик (у*, р* и т. д.) берут при масштабном давлении р* — аркр, гДе «а — произвольная постоянная, одна и та же для всех рассматриваемых •сред.
Выразив параметры газа в безразмерных приведенных величинах, можно установить, что для газов существует общее уравнение состо-
яния, не содержащее величин, ха-
рактеризующих данный газ:
f (Рпр> Лф, ^пр) — 0* (1-17)
Согласно уравнению (1-17) газы будут иметь один и тот же приведенный объем, если у них равны приведенные давления и температуры, т. е. газы в таких условиях должны обладать одинаковыми физическимв свойствами. Таким образом, заког соответственных состояний позволяет определить различные параметры данных газов по графикам для других газов, построенным i приведенных параметрах.
Законы газового состояния справедливы только для идеального газа, поэтому в технических расчетах, свя ванных с реальными газами, из применяют в пределах давления 2— 10 кгс/см2 и при температурах, пре вышающих 0° С. Степень отклонения от законов идеальных газоз характеризуется коэффициентом ежи маемости Z = pv/(RT) (рис. 1-4— 1-6). По нему можно определит] удельный объем, если известны дав ление и температура, или давление если известны удельный объем и тем пер ату р а. Зная удельный объем, мож но определить и плотность.
На рис. 1-7 приведен график дл) насыщенных углеводородных жид костей, для которых при рпр <*. 0,' при любых _Ткр Z — 0,153 pnD. Н; рис. 1-8 дана зависимость нлотпост] от приведенных параметров.
Удельный вес. Вес единицы объем; вещества, т. е. отношение веса (сил! тяжести) вещества к его объему называют удельным весом (обозна чение у). В общем случае у = G/V где G — вес (сила тяжести) вещества н; V — объем, м3. Единица удель пого веса в СИ — ньютон на кубиче ский метр (н/м3)> Удельный вес за висит от ускорения силы тяжест в пункте его определения и, следова тельно, не является параметром вс щества. Необходимость применени. понятия удельного веса возникает например, при определении давлени.
<р = 0,0029 (пропан) и 0,00209 (бутан); в интервале от 10 до 40° С (р = = 0,00372 и 0,0022 соответственно.
Сжимаемость. Оценивается коэффициентом объемного сжатия, м2/н,
Рр=-4-<-
Величину, обратную рр, называют модулем упругости и записывают так:
Е = 1/₽р. (МО)
Сжимаемость сжиженных газов по сравнению с другими жидкостями весьма значительна. Так, если сжимаемость воды (48,33-10"9 м2/н) принять за 1, то сжимаемость нефти 1,565, бензина — 1,92, а пропана — 15,05 (соответственно 75,56-10"9, 92,79-10"9 и 727,44-10"9 м2/н).
Если жидкая фаза занимает весь объем резервуара (баллона), то при повышении температуры расширяться ей некуда и опа начинает сжиматься. Давление в резервуаре в этом случае повышается на величину, н/м2,
(1-11)
Рр
где Д/ — перепад температур жидкой фазы, °C.
Повышение давления в резервуаре (баллоне) при повышении температуры окружающей среды не должно быть более допустимого расчетного, иначр возможна авария. Поэтому при заполнении необходимо предусматривать паровую подушку определенной величины, т. е. заполнять резервуар не полностью. Значит, необходимо знать степень заполнения о, определяемую соотношением
0 = ^ж1/Уж2- (М2)
Преобразуя выражение (1-8), по-лучаем
<т = 1/11 + (р(г2—У], ИЛИ
о = 1/(1 + ФД0, (1-13) где А/ — перепад температур жидкой фазы при наполнении и эксплуатации.
Если же необходимо выяснить, какой перепад температур допустим при имеющемся заполнении, его можно рассчитать, преобразовав формул у (1-13)
Д/ — (1 — о)/((Ир). (И4)
Критические параметры. Газы могут быть превращены в жидкое состояние сжатием, если температура при этом не превышает определенной величины, характерной для каждого однородного газа. Температуру, при превышении которой данный газ не может быть сжижен никаким повышением давления, называют критической температурой газа (Гкр). Давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называют критическим давлением (рир). Объем газа, соответствующий критической температуре, называют критическим объемом (Гкр), а состояние газа, определяемое критическими температурой, давлением и объемом, — критическим состоянием газа. Плотность пара над жидкостью при критическом состоянии становится равной плотности жидкости. Критические температуры и давления приведены в табл. 1-2.
Принцип соответственных состояний. Обычно для обобщения опытных данных по исследованию различных; процессов и веществ используют кри~, териальные системы, основанные на анализе уравнений движения, тепло-, проводности и др. Для использования таких уравнений подобия необходимы таблицы физических свойств; рабочих сред. Неточность определения физических свойств или отсутствие их не дает возможности использовать уравнения подобия. Особенно это относится к мало изученным рабочим телам, в частности к сжиженным углеводородным газам, о физических свойствах которых в литературе имеются достаточно противоречивые данные, зачастую при случайных давлениях и температурах. В то же время имеются точные данные о критических параметрах.
и молекулярной массе вещества. Это позволяет, используя приведенные параметры и закон соответственных •состояний, который подтвержден многочисленными исследованиями и теоретически обоснован современной кинетической теорией вещества, определять неизвестные параметры.
Для термодинамически подобных веществ, а сжиженные углеводородные газы термодинамически подобны, приведенные уравнения состояния, т. е. уравнения состояния, написанные в безразмерных (приведенных) параметрах (рпр = р/ркр ~ - л; упр - v/vKp - ср; Гпр = Т/Ткр= == т), имеют один и тот же вид. В разное время различными авторами было предложено до пятидесяти уравнений состояния для реальных веществ. Наиболее известным и употребительным из них является уравнение Ван-дер-Ваальса:
(р+^-)(Р-Ь) = ЯЛ (М5)
где а и Ъ — константы, присущие данному химическому соединению;
27 О 172 1
Л==-64’~^Г; в = 3?-Л»; ь =
= ’/ 8 (й^кр/Ар); ъ = 7зКр.
Преобразуя выражение (1-15), получаем уравнение соответственных состояний:
(л + 1/Зср2) (3Ф^ 1) = 8т. (1-16)
На линии насыщения относительные физические характеристики будут являться функцией только р/ркр или Т/Ткр, т. е. у/у* = Фл (р/ркр); н/н* = Фа(р/РкР); = <Рз(р/РкР) и т. д. Значения физических характеристик (7*, р* и т. д.) берут при масштабном давлении р* = ap{iT)-> где а — произвольная постоянная, одна и та же для всех рассматриваемых сред.
Выразив параметры газа в безразмерных приведенных величинах, можно установить, что для газов существует общее уравнение состо-
яния, не содержащее величин, ха-
рактеризующих данный газ:
^пр, ^пр) = 0. (1-17)
Согласпо уравнению (1-17) газы будут иметь один и тот же приведенный объем, если у них равны приведенные давления и температуры, т. е. газы в таких условиях должны обладать одинаковыми физическими свойствами. Таким образом, заков соответственных состояний позволяет определить различные параметры данных газов по графиках для других газов, построенным i приведенных параметрах.
Законы газового состояния справедливы только для идеального газа; поэтому в технических расчетах, связанных с реальными газами, ш применяют в пределах давления 2— 10 кгс/см2 и при температурах, пре вышающих 0° С. Степень отклонения от законов идеальных газо! характеризуется коэффициентом ежи маемости Z — pv/(RT) (рис. 1-4— 1-6). По нему можно определит! удельный объем, если известны дав ление и температура, или давление если известны удельный объем и тем пература. Зная удельный объем, мож но определить и плотность.
На рис. 1-7 приведен график дл; насыщенных углеводородных жид костей, для которых при рпр < 0,! при любых 7Kp Z = 0,153 pnD. Н; рис. 1-8 дана зависимость плотностз от приведенных параметров.
Удельный вес. Вес единицы объем; вещества, т. е. отношение веса (силт тяжести) вещества к его объему называют удельным весом (обозна чение 7). В общем случае 7 = G/V где G — вес (сила тяжести) вещества н; V — объем, м3. Единица удель ного веса в СИ — ньютон на кубиче ский метр (н/м3). Удельный вес за висит от ускорения силы тяже ст: в пункте его определения и, следова тельно, не является параметром вс щества. Необходимость применени. понятия удельного веса возникает например, при определении давлени
Рис. 1-5, Коэффициенты сжимаемости газов Z в зависимости от приведенных температуры 7пр и давления рпр при рпр 8,0,
Рис. 1’4. Коэффициенты сжимаемости газов Z в зависимости от приведенных температуры Гпр и давления рЛр при рпр < 1-
столба жидкости на дно или стенки сосуда, при определении давления с помощью жидкостных манометрических приборов- В этих случаях у = pg, где р — плотность (параметр вещества), кг/м3; g — ускорение силы тяжести в пункте измерения, м/сек2.
Удельный вес жидкой фазы незначительно зависит от температуры и практически не зависит от давления (жидкость практически несжимаема). Удельный вес насыщенного пара сильно зависит от температуры, газовой фазы — зависит от температуры при постоянном давлении и более сильно от давления.
Относительный удельный вес d — отношение удельного веса какого-либо вещества к удельному весу воды, взятой при 3,98° С и давлении 760 мм рт. ст. (для жидкой фазы) или к удельному весу воздуха при 0° С и 760 мм рт. ст. (для газовой фазы). Относительный удельный вес равен по величине относительной плотности.
Вязкость (внутреннее трение). Свойство жидкостей или газов, характеризующее их сопротивление сдвигающим усилиям и обусловленное силами сцепления между отдельными молекулами вещества, называется вязкостью. Сила сопротив-
Рис. 1-6. Изменение коэффи-
циента сжимаемости газов Z рпр
при низком давлении. 0,100
0,095
0,090
Рис. 1-7. Коэффициент ежи- -
маемости Z насыщенных уг- ’
леводородиых жидкостей. 0,080 h
0,075
0,070 *
Рис. 1-8. Плотность сжижен- qq65^ 1
ных углеводородов в приведен- ’
ных координатах. 0,050
j этилен; 2 — пропан; 3 — этан; 0,055 -
а пентан; 5 — метан; 6 — бутан.
0,050 —
0,045 "1-
0,040 W
0,035
0,030
0,025
о,ого
0,015 -
0,010
0,005
0
2 Н. И. Преображенский
18
ления скольжению или сдвигу F, н, возникающая при перемещении двух смежных слоев жидкости или газа, пропорциональна изменению (градиенту) скорости вдоль оси, нормальной к направлению потока жидкости или газа, т. е.
<Ы8)
где т| — коэффициент пропорциональности, н-сек/м2 (в СИ); его называют коэффициентом динамической вязкости (внутреннего трения) или динамической вязкостью; dw — градиент скорости в двух соседних слоях, находящихся на расстоянии dy-
Во многих технических расчетах пользуются кинематической вязкостью v, представляющей собой отношение динамической вязкости жидкости или газа ц к их плотности р, т. е. v = ц/р. Единица кинематической вязкости в СИ — квадратный метр на секунду (м2/сек).
Вязкость жидкой фазы с возрастанием температуры уменьшается, а вязкость газа и пара увеличивается. Зависимость динамической вязкости газов от температуры выражается приближенно следующей формулой:
1 + С/Го 1+С/Т ’
(1-19)
где
где т]т — вязкость при Т° К; — вязкость при Го° К; Т и Т — абсолютные температуры, °К; С — коэффициент, зависящий от вида газа и температурных границ; значения С приведены ниже.
Газ Темпера- С
турпый... .
промежуток, ° С
Метан . . . 20—250 164
Этан . . . 20—250 252
Пропаи . . . ' 20—250 278
н-Бутан . . . 20—120 377
Изобутан . . . . . . . 20—120 368-
н-Пептан . . . . . . . 122—306 383
Этилен . . . 20—250 225-
Пропп леи .... . . . 20-120 321
Бутилен .... . . . 20—120 329
Значения динамической вязкости газа при атмосферном давлении в зависимости от температуры приведены в табл. 1-3, кинематической вязкости для тех же газов в зависимости от температуры — в табл. 1-4, динамической вязкости для жидкой фазы углеводородов в зависимости от температуры — в табл. 1-5.
Зависимость вязкости от давления незначительна. Она может быть с достаточной точностью описана линейным законом
= По + ₽Р- (1-20)
В большом диапазоне давлений (от 0 до 500 Мн/м2) изменение вязкости характеризуется криволинейным законом. Для давления до 400 Мн/м2 и температуры от комнатной до 0,85 ГКр рекомендуется формула
т] = а + Ър + ср2. (1-21)
На рис. 1-9 в приведенных координатах представлена зависимость для определения вязкости углеводородов.
Для определения коэффициента вязкости при температуре кипения Т$ можно использовать выражение [18]
7а/4Д/1/ в
10^ = 1,28 , (1-22)
ц — коэффициент вязкости, из;
— температура кипения, °К;
— атомная или молекулярная
S М масса; .¥ — число атомов в молекуле.
В [41] на основании обобщения и анализа наиболее достоверных справочных данных составлена номограмма для определения вязкости газов, паров и газовых смесей при атмосферном давлении в широком интервале температур (рис. 1-10). Для определения вязкости какого-либо газа по табл. 1-6 выбирают значения координат, соответствующих данному газу. Затем через точку, "'нанесенную на сетку номограммы по выбранным координатам, и точку "заданной температуры проводят прямую линию до пересечения со шка-
ТАБЛИЦА 1-3
ДИНАМИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ п- Ют» кгО’Сек/м*, ПРИ АБСОЛЮТНОМ ДАВЛЕНИИ 1 кгс/см2
В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ
Газ 1 Температура, °C
—20 0 20 40 60 80 100
Метан , , 9,74 10,40 11,02 11,83 12,34 12,95 13,57
Этан . . . — 8.77 9,38 9.75 * — 11,70
Пропап 7Д4 7,65 8,16 8,71 9.23 9.76 10,20
w-Бутан — 6,73 7,55 — -—- 9.69
Изобутан , — 6,73 7,55 — Г —— 9,69
н-Пентан * 6,32 7,14 — -—- —
Этилен 9,03 9,64 10,30 10,90 11,40 12,04 12,65
Пропилен 7,96 8,52 — — * 10,91
Бутилен , Ч г-— 7,78 — *—* —
'ТАБЛИЦА 1*Д
КИНЕМАТИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ v-10% мг/сек,
ПРИ АБСОЛЮТНОМ ДАВЛЕНИИ 1 кгс/см2 В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ
Температура, °C
Газ —20 0 20 40 60 80 100
Метан - - , . 12,57 14.24 16,18 18,57 20,5 22,95 25,40.
Этан — 6.35 7,28 — * " ' — 11,60.
Пропан 3.04 3,70 4,26 4,90 5,52 6,18 6,76
н-Бутан —— 2.45 2.95 — —* — 4,85
И зобу тан —- 2.50 3,00 — *—" 4,90
н-Пентан .... — 1,80 2,18 * " —*
Этилен . . 6,80 7,50 8,66 9,73 10,85 12,15 13.40
Пропилен 4,08 4,70 — — — 7,70
Бутилен — — 3,05 — ’—™
ТАБЛИЦА 1-5
ДИНАМИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ ЖИДКОЙ ФАЗЫ НЕКОТОРЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ Т)*Ю° кгс-сек/м*, В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ
Температура, °C
Гав -40 —20 —10 0 5 15 25 40 50 70
Этан 9,0 7,8 7,2 15,3 6.8 6.6 6.2 6.0 4 — —
Пропан 20,2 17,1 23,0 13.8 12,6 11,3 10,2 8,6 7,8 6,2
Изобутан .... 29,0 21,2 19,2 18,4 16,8 14.9 13.2 11,8 9,9
н-Бутан 30,5 25,5 23,5 21.5 20,5 18,8 17,0 14,8 13,7 11,5
н-Пентан .... 37,2 *——* — 29,0 27,0 25,0 22,5 19,8 18,0 15,2
2*
Рис. 1-9. Вязкость углеводородов в приведенных координатах.
лой вязкости; точка пересечения дает искомое значение.
Поверхностное натяжение. Способность жидкости сохранять свою поверхность под действием тангенциальной силы, возникающей на поверхности ее раздела с газом или другой жидкостью, называется поверхностным натяжением (обозначение о). Размерность поверхностного натяжения в системе СИ — ньютон на метр (н/м). Поверхностное натяжение зависит от свойств жидкости, пограничной среды и температуры и достаточно точно выражается формулой
= (1-23)
Рис. 1-11, на котором дана температурная зависимость поверхностного натяжения сгт для некоторых углеводородов, показывает возмож
ность применения линейной зависимости (1-23) для подсчета поверхностного натяжения. При увеличении давления поверхностное напряжение уменьшается. Разрежение над поверхностью жидкости приводит к возрастанию поверхностного натяжения.
Поверхностное натяжение углеводородов на границе жидкости и газа можно рассчитать, пользуясь понятием «парахор». Парахором называют величину, кг1/4 - м3/(сек1/а X X моль),
П = . (1-24)
Рж--Рг
Из выражения (1-24) поверхностное натяжение
Н (Рж----рг)4
(1-25)
“/50
-WO
-50
0
SOO
700
SOO 900 7000
Рис. 1-11. Поверхностное натяжение сжиженных углеводородов.
J — этилен; 2 — этан; 3 — пропан; 4 — изобутан; 5 — н-бутан; 6 — изопентан;
7 — н-пентан.
Рис. МО. Номограмма для определения вязкости газов и паров.
21
0,9
О,в
0,7
Парахор углеводородов
П = (16,ЗС + 27,28Н) • 10-\ (1-26)
где С и Н — количество атомов углерода и водорода.
Скрытая теплота превращений. Переходы из одного агрегатного состояния в другое сопровождаются выделением или поглощением тепла, называемого скрытой теплотой превращения. Теплота, поглощаемая 1 кг жидкой фазы в процессе превращения ее при постоянных давлении и температуре в насыщенный пар, называется теплотой парообразования г. Величина ее зависит от вида
углеводорода и температуры (давления) (табл. 1-7).
Сопоставлением экспериментальных данных было установлено, что отношение скрытой теплоты испарения (в точке кипения) к абсолютной температуре кипения приблизительно равно для многих веществ, т. е.
г/7\^ 21 или гл=*217\. (1-27)
Это соотношение известно теперь под названием правила Трутона.
Теплосодержание (энтальпия). Является параметром состояния вещества. Теплосодержание равно количеству тепла, которое нужно затратить на нагрев при неизменном
ТАБЛИЦА 1-6
КООРДИНАТЫ ТОЧЕК К НОМОГРАММЕ НА рис. 1-10
Газ плп пар Координаты Пределы применимости номограммы, °C Максимально возможная ошибка определения, %
X If От До
к-Бутан 13,5 18,0 0 600 1,0
а-Бутилен 12,5 19,5 0 250 0,5
р-Бутмлен 13,0 19,0 0 350 0,5
Водород 20,5 15,5 -100 1000 1,8
Водяной пар 28,0 9,0 0 1000 2,0
Воздух 20,0 38,5 -100 1000 2,0
Двуокись углерода . , . 16,0 35,0 —100 1000 2,0
Изобутан 13,0 18,0 0 300 0,5
Изобутилен 10,0 23,0 0 200 0,5
Изопентан 12,5 16,5 0 300 0,5
Кислород 20,0 42,0 —150 1000 1,5
Метан 18,5 24,5 —50 800 1,0
Метиловый спирт 12,5 26,0 0 500 1,0
Окись углерода 20.0 37,0 —100 1000 2,0
н-Пентан 12,5 17,0 0 600 1,0
Природный газ:
бугуруслапский . . 17,5 25,5 0 1000 1,5
дата вс кий 18,0 24,5 0 1000 1,5
саратовский .... 18,0 24,5 0 1000 1,5
Пропан 14,5 19,0 0 600 1,0
Пропилен 14,0 21,0 0 400 0,5
Сероводород 13,5 32,5 0 200 0,5
Этан . 15,0 22,5 -50 600 2,0
Этилен 17,0 24,0 —50 500 1,0
ТАБЛИЦА 1-7
СКРЫТАЯ ТЕПЛОТА ИСПАРЕНИЯ, ккал/кг, ПРОПАНА И БУТАНА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ
Темпера-тура, °C Пропан Изобутан н-Бутан Темпера-тура,°C Пропан Изо бутан н-Бутан
-60 105,5 г — 5 88,7 83,4 90,8
—55 104,0 —— -—- ; 10 87,0 82,4 89,8
-50 102,0 —• 15 84,9 81,0 88,5
—45 101,5 -—- — 20 82,5 79,9 87,6
—40 100,2 — —* 25 81,0 78,1 86,5
-35 99,5 > ——* 30 78,6 77,1 85,6
—30 98,0 92,2 —- 35 76,5 75,5 84.8
-25 96,5 90,8 —- 40 74,4 74,1 82,8
-20 95,5 89,6 95,6 45 72,0 72,0 81.5
-15 94,6 88,6 94,9 50 68,0 70,8 79,6
-10 92,6 87,5 93,8 55 64,5 68,1 78,4
—5 91,7 85,9 — 60 62,6 65,7 76,8
0 90,7 84,9 91,8
давлении 1 кг или 1 м3 вещества от 0° К (или 0° С) до температуры этого вещества, включая скрытую теплоту плавления и парообразования, если в этом интервале температур происходит изменение агрегатного
состояния. В практических расчетах обычно требуется знать изменение энтальпии, а не ее абсолютное значение, поэтому начало отсчета не имеет значения для конечного результата.
• Изменение энтальпии, ккал/кг,
ДУг = срт (Z2 ' ^i)- (1~28)
Для жидкостей с допустимой для практики точностью
А/ж — (t2 — ^i)5 (1-29)
где = срт cvm — средняя тепло-емк ость жид к ости.
Энтальпию реального газа можно рассматривать как сумму
I=/яд+Д/к. (1-30)
Корректирующий член Д/к определяется по графику (рис. 1-12).
Теплота сгорания. Количество тепла, которое выделяется при полном сгорании единицы массы пли объема газа, называют теплотой сгорания (обозначение 0. Размерность теплоты сгорания в СИ — джоуль на килограмм (дж/кг) или джоуль на кубический метр (дж/м3).
Теплота сгорания компонентов сжиженных углеводородных газов приведена в табл. 1-2. Там же помещены и другие константы горения. Низшая теплота сгорания 1 кг различных углеводородов примерно одинакова (около 11000 ккал), что дает возможность вести сравнительные расчеты для сжиженных газов по их массовой характеристике. Так, 20 кг сжиженного газа (баллон 50 л) будут иметь одну и ту же полную отдачу тепла при сжигании, не зависящую от состава сжиженного газа, т. е. порядка 220 000 ккал, соответственно 5-литровый баллон (2 кг газа) — 22 000 ккал и т. д.
Низшая теплота сгорания 1 м3 газовой фазы при нормальных условиях уже составит разную величину: для пропана — 21 800, для бутана— 28 300 ккал/м3 (разница 30%). Это резко сказывается на процессе горения. Необходимо различное количество воздуха для сжигания различных компонентов, и горелки могут работать только при средней настройке (на 25 000 ккал/м3). Если настроить горелки на сжигание про
пана (22 000 ккал/м3), то при сжигании бутана получится коптящее пламя с образованием окиси углерода (недожог). Если настроить горелки на 28 000 ккал/м3, то при сжигании пропана возможен отрыв пламени из-за излишка поступающего воздуха.
Температура воспламенения. Минимальную температуру, до которой должна быть нагрета газовоздушная смесь, чтобы начался процесс горения (реакция горения), называют температурой воспламенения. Она не является постоянной величиной и зависит от многих причин: содержания горючего газа в газовоз душ- * ной смеси, степени однородности смеси, размеров и формы сосуда, в котором опа нагревается, быстроты и способа нагрева смеси, давления, под которым находится смесь, и др.
Наиболее низкие (измеренные) температуры, при которых происходит воспламенение некоторых газовоздушных смесей, приведены в табл. 1-2. Температура воспламенения в кислороде несколько ниже. Введение же в состав газовоздушной смеси балластных примесей (азота, углекислоты) приводит к повышению температур воспламенения. Для смесей компонентов сжиженных газов с воз-духом температура воспламенения дана на рис. 1-13.
Пределы воспламеняемости газа. Газовоздушпые смеси могут воспламеняться (взрываться) только в том случае, если содержание газа в воздухе (или кислороде) находится в определенных пределах, вне которых эти смеси самопроизвольно (без постоянного притока тепла извне) не горят. Существование этих пределов объясняется тем, что по мере увеличения содержания в газовоздуш-пой смеси воздуха или чистого газа уменьшается скорость распространения пл амеии, у в е личи в аются тепловые потери и горение прекращается. С увеличением температуры газовоз душной смеси пределы воспламеняемости расширяются.
24
Значения концентрационных пределов воспламеняемости углеводородных газов в смеси с воздухом и кислородом приведены в табл. 1-2. Там же дана максимальная скорость распространения пламени в трубке диаметром 25,4 мм. На рис. 1-14 дана скорость распространения пламени пропана и бутана.
Теплоемкость. Количество теплоты, необходимое для изменения температуры тела или системы на один градус, называют теплоемкостью тела или системы (обозначение С). Размерность в СИ — джоуль на градус Кельвина (дж/°К). 1 дж/°К = 0,2388 кал/°К = 0,2388-10’3 ккал/°К.
В практических расчетах различают среднюю и истинную теплоемкость в зависимости от того, в каком интервале температур она определена. Средняя теплоемкость Ст представляет собой величину, определенную в конечном интервале температур, т. е.
(1-31)
Истинная теплоемкость есть величина, определенная в данной точке
(при данных р и Т или v и 2), т. е.
С = dq/dt. (1-32)
Cm = _i f Cdt. (1-33)
G
Различают . теплоемкость, определенную при постоянном давлении (ср) или при постоянном объеме (cD).
В технических расчетах обычно используют удельную теплоемкость — количество тепла, необходимое для изменения температуры единицы количества вещества на один градус. Удельную теплоемкость относят к одному киломолю (мольная теплоемкость и дж/(кмоль* °К) или ккал/(кмоль-°К), к одному килограмму (массовая теплоемкость ср и cj, дж/(кг*°К) или ккал/(кг-°К), к одному кубическому метру при нормальных условиях (объемная теплоемкость Ср и cfv), дж/(м3-°К) или ккал/(м3-°К).
Соотношение между мольной, массовой и объемной теплоемкостью выражается зависимостями:
= (1-34)
с = Ср/М = с9/рг; (1-35)
Первичным воздух, % от теоретически необходимого
c' = c)1/F(J, = cpr; (1-36)
cp-co = AR; (1-37)
Ср —с'—0,0886 = рг42?. (1-38)
Для идеального газа си?) > смг на величину газовой постоянной, выраженной в тепловых единицах, т. е.
— AMR. (1-39)
Согласно молекулярно-кинетической теории, для идеальных двухатомных газов сцр ^7, a c^v я^5. Их отношение К, носящее название показателя адиабаты, имеет большое значение в технических и термодинамических расчетах. К=сцр/сц1)= — 7/5 = 1,4. Для трех- и многоатомных идеальных газов К = = 1,29.
Истинные и средние значения удельных теплоемкостей при постоянном давлении и постоянном объеме для газовых фаз некоторых углеводородов приведены в табл. 1-8. Удельная массовая теплоемкость при конкретных температурах для жидкой фазы приведена ниже.
Рис. 1-12. Зависимость энтальпии газе от приведенных температуры и давл< ния.
Рис. 1-13. Температура воспламененл при атмосферном давлении смесей кой понептов сжиженных газов с возд? хом.
I — этан; 2 — пропан; 3 — бутан; 4 — не тан.
Рис. 1-14. Скорость распространен! пламени и пропана (Z) и бутана (5
Температу- Удельная
ра, °C массовая теплоем- кость, ккал/(кг> Xе К)
Метан —95,1 1,304
—88,7 1,628
Этан —93,1 0,712
—33,1 0,789
—3,1 0,832
Этилен —103,1 0.575
Пропан —42,1 0,531
0,0 0,560
20,0 0,600
40.0 0,640
Пропилен .... —62,8 0,512
м-Бутан —23,1 0,525
—11,3 0 533
-3,1 0,545
0,0 0,550
20,0 0,580
40,0 0,615
Для углеводородных газов, нах дящнхея под значительным давл нием, теплоемкость отличается -табличной, так как она зависит . величины давления. Для реально газа ее можно представить в вц суммы
Ср = снд ф- Дск. (1-4
Корректирующий член Аск мож быть определен, например для мол ной теплоемкости газов (Дсмр), i
ТАБЛИЦА 1-8
УДЕЛЬНАЯ ТЕПЛОЕМКОСТЬ ГАЗОВОЙ ФАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В ИДЕАЛЬНО-ГАЗОВОМ СОСТОЯНИИ
Газ «и о ср срт с' р рт
Темп тура. ккал/(кмоль • ° К.) ккал/(кг ’ °К) ккал/(м3 * °К)
Метан 0 8,297 6,311 8,297 6,311 0,5172 0,5172 0,3702 0,3702
100 9,382 7,396 8,791 6,805 0,5848 0,5480 0,4186 0,3922
Этан 0 11,830 9,844 11,839 9,844 0,3934 0.3934 0,5278 0.5278
100 14,849 12.863 13,356 11,370 0,4938 0,4442 0,6625 0,5959
Пропан 0 16,32 14.33 16,32 14,33 0,3701 0,3701 0,7281 0,7281
100 21,24 19,25 18,79 16,80 0,4817 0,4261 0,9476 0,8383
н-Бутан 0 22,10 20,11 22,10 20,11 0,3802 0,3802 0,9860 0,9860
100 28,14 26,15 25,19 23,20 0.4842 0,4334 1,2554 1,1238
н-Пентаи 0 27.45 25,46 27,45 25,46 0,3805 0,3805 1,2246 1,2246
100 34,89 32,90 31,24 29,25 0,4836 0,4330 1,5566 1,3937
Этилен 0 9,78 7,79 9,78 7,79 0,3486 0,3486 0,4363 0,4363
100 12,24 10,25 11,04 9,05 0,4363 0,3936 0,5461 0,4925
Пропилен 0 14,33 12,34 14.33 12,34 0,3406 0.3406 0,2933 0,6393
- 100 18.09 16,10 16,32 14,33 0.4299 0,3878 0.3406 0,8071
Бутилен 0 19.88 17,89 19.88 17,89 0,3543 0,3543 0,8869 0,8874
100 25,51 23,52 22,76 20,77 0,4547 0т4057 1,1381 1,0154
Рис. 1-16. Коэффициенты теплопроводности пропана и н-бутана.
Жидкая фаза: 1 — бутан; 2 — пропан; газовая фаза: 3 — пропан; 4 — бутан.
Рис. 1-15. Зависимость мольной теплоемкости от приведенных давления и температуры.
зависимости от приведенных температур и давлений (рис. 1-15).
Теплопроводность. Способность вещества передавать тепловую энергию называют теплопроводностью. Она определяется количеством тепла Q, проходящего через стенку площадью F толщиной 6 за промежуток времени т при разности температур т. е.
Q = Л , (1-41)
где % — коэффициент теплопроводности, характеризующий теплопроводящие свойства вещества, вт/(м- °К) или ккал/(м-ч* °C).
(1-42)
На рис. 1-16 приведены коэффициенты теплопроводности газовой и жидкой Хж фаз пропана и бутана.
А. С. Предводителей и Н. Б. Виг-дорчик для определения Хж при р — -1,033 кгс/см2 и t - 0°С
рекомендуют использовать формулу
Ло = ф —s'rw' е0 у М
(1-43)
где ср — истинная удельная массовая теплоемкость жидкости при 0° С, ккал/(кг* °C); е0 — степень ассоциации жидкости, для углеводородов е0 = 1; <р — коэффициент, равный 2,6*10-4; ф — константа, равная 0,16 *10^4.
С повышением температуры убывает по закону
= (1-44)
при а = 0,0011 в интервале от 0 до 200° С (с точностью 10%).
Для паров и газов лг уменьшается с увеличением молекулярной массы, т. е.
^-го = (1-45)
27
где т]0 — вязкость паров, кг/(м*сек); cVo — истинная теплоемкость пара при постоянном объеме, ккал/(кг* °C).
С повышением температуры Хг возрастает, а от давления при изменении его от 20 мм рт. ст. до нескольких десятков килограммов-силы на квадратный сантиметр зависит слабо-
%г=лг0 (W* (i-46)
Для пропана ?ir0 = 0,01810 и п = == 1,77; для бутана Хг0 == 0,00793 и п — 2,03.
Для жидкой фазы (уравнение Н. Б. Вигдорчика)
^рж T = Хж у +
(1-47)
где т — коэффициент теплопроводности при р > 1,033 кгс/см2; В и тп — постоянные величины, определенные для каждого вещества по опытным данным.
Имеется простой метод определения изменения коэффициентов теплопроводности жидкостей в зависимости от давления, предложенный
Ж. Ленуаром. Последний получил 2 формулы, связывающие значения коэф фхщи ентов теплопроводно сти при одинаковой температуре и различных давлениях (индексы 1 и 2) со значениями плотности при соответствующих давлениях и той же температуре: *
(1-48)
т = — 2,947\1Р + 3,77,
(1-49)
Для [облегчения расчетов Ж. Лену ар приводит график (рис. 1*17), позволяющий сразу определить коэффициенты и е2.
28
Пример 1, Коэффициент теплопроводности жидкого н-бутана при температуре 0° С и абсолютном давлении 1 кгс/см2 = 0,0116 ккал/(м-ч-®С), Определить Х2 при давлении 200 кгс/см2 и той же температуре.
Решение. Критическая температура н-бу-тана равна 152Q G, критическое давление 34,5 кгс/см2. Приведенная температура в этом случае ТПр = 273/(152+ 273) = 0,64. Приведенное рпрт = 1,033/34,5 = 0,0299, Рпр2 = 200/34,5 == 5,8.
По графику на рис. 1-17 находим, что
= 12,1, а е2 — 13,2. Тогда = == (^1Е2)/*1 = (0,0116-13,2)/12,1 =
= 0,0127 ккал/(м -ч-В 9С).
В [43] помещена номограмма, позволяющая определять коэффициент теплопроводности газов и паров при атмосферном давлении (рис. 1-18). На координатную сетку наносят точку по координатам, соответствующим данному веществу (координаты берут из табл. 1-9). Через полученную точку и точку заданной температуры^проводят прямую линию до пересечения со шкалой А; точка пересечения дает значение искомой величины.
Коэффициент теплоотдачи. Среди различных видов переноса тепла (теплопроводностью, конвекцией и излучением), которые в большинстве случаев осуществляются одновременно, конвективный перенос во многих случаях имеет решающее значе-
ние. Для описания конвективного' теплообмена тел используют формулу
= (1-50}
где qF — удельный тепловой поток,. ккал/(ч-м2); а— коэффициент теплоотдачи, характеризующий интенсивность теплообмена, ккал/(ч • м2 °К); Тр—Тср — разность температур поверхности тела и омывающей средьц °К.
Размерность коэффициента теплоотдачи в СИ — ватт на квадратный метр-градус [вт/(м2 • °К)].
Величина коэффициента теплоотдачи зависит от многих условий: величины теплового потока, давления, температуры, вида теплообменной поверхности. Более подробно этот вопрос будет рассмотрен далее.
Диаграммы состояния. Для расчета процессов и оборудования необходимо знать взаимосвязь различных параметров сжиженных углеводородов. С допустимой для практики точностью это можно сделать
100-—i
150-_
'200 -*
—
-
=
300-
ООО-.
5004 —
600 4
100 2
800-
900 -
1000 —
Рис. 1-18. Номограмма для определения коэффициента теплопроводности газов и паров при атмосферном давлении.
'ТАБЛИЦА 1-9
30
КООРДИНАТЫ ТОЧЕК К НОМОГРАММЕ НА РИС. 1-18
Вещество Координаты Пределы применимости номограммы, °C
X У
Азот * 23,5 56,0 0—500
Бутан 4,0 52,5 0-600
Водород (значение коэффициента
теплопроводности соответствует
Х-102) 25,0 43,0 0—100
Воздух 22,5 56,0 0—700
Водяной пар 10,0 51,0 100—800
Двуокись серы 13,5 29,5 0—1000
Двуокись углерода 12,5 48,0 50—600
Дымовые г азы (Н 2 0—11 %, С О 2—13 %) 19,0 56,5 0—1000
Изопентан . „ 4,0 49,5 0—250
Кислород 22,0 57,5 0—600
Метан .... 12,0 69,5 0—500
Метиловый спирт 6,0 50,0 0—600
Окись углерода 24,0 54,0 0—1000
Пропан 5,0 55,0 0—600
Пентан 4,0 51,0 0-600
Этилен 6,0 57,0 0—400
Этан 6,0 60,0 0—500
по диаграммам состояния. По ним можно определить: упругость паров при данной температуре, давление перегретых паров (газовой фазы) при данных условиях, удельный объем и плотность жидкой, паровой и газовой фаз, их теплосодержание (энтальпию), теплоту парообразования, степень сухости и влажности паров, работу сжатия газа компрессором и повышение температуры при сжатии, эффект охлаждения жидкости и газа при снижении давления (дросселировании), теплоемкость при постоянном давлении или постоянном объеме для жидкой, паровой и газовой фаз, скорость истечения газа из сопел газогорелочных устройств.
На рис. 1-19 дана схема построения диаграммы, а на рис. 1-20—1-22 приведены диаграммы состояния пропана, изобутана и н-бутана. Диаграмму состояния строят на полулогарифмической сетке из горизонтальных линий постоянного абсолютного давления (изобар) и вертикальных линий постоянного тепло
содержания (изоэнтальп). На сетку диаграммы нанесены следующие точки и линии.
1. Точка К критического состояния данного углеводорода по критическому давлению и критической температуре.
2. Пограничная кривая ПК Ж, проходящая через точку критического состояния и делящая диаграмму на 3 зоны. Зона I характеризует жидкую фазу, зона II — парожидкостную смесь и зона III — газовую фазу. Ветвь ЖК характеризует состояние насыщенной жидкости при различных давлениях, а ветвь КП состояние насыщенного пара при этих давлениях.
3. Кривые сухости пара Л’Х, которые выходят из критической точки К (х = 0,1; х ~ 0,5 и т. д.).
4. Линии постоянной температуры
°C (изотермы). Они изображаются ломаной кривой ТЕМ Л с горизонтальным участком ЕМ (постоянное давление и температура при кипении жидкой фазы). Изотермы температур выше критических для данного угле-
рпс. 1-19• Схема построения диаграммы состояния газа.
Рис. 1-20. Диаграмма состояния пропана.
Рис. 1-21. Диаграмма состояния изобутана.
водорода изображаются кривыми Т'Е\
5. Линии постоянных удельных объемов v (изохоры), м3/кг, ОБ в области жидкой фазы, О’Б' в области парожидкостной смеси (гпж = 0,03) и Б’Б” в области газовой фазы. Эти же линии соответствуют постоянной плотности р, кг/м3. Точка О на пограничной кривой КЖ показывает удельный объем жидкой фазы, а точка Б' на пограничной кривой КП — паровой фазы, находящихся в резервуарах или баллонах в эксплуатационных условиях.
6. Линии АД и А’Д’ постоянной энтропии S (адиабаты). Эти линии используются для определения параметров углеводорода при сжатии его в компрессоре и при истечении из сопел газогорелочных устройств.
Давление р жидкой и паровой фазы в замкнутом объеме, при за
данной температуре определяют по точке пересечения изотермы Т с пограничной кривой насыщенного пара КП или насыщенной жидкости КЖ. Давление в точках пересечения этих линий Е или М и будет искомым. Возможно, что изотерма не пересекает пограничную кривую, например линия Т'Е’. Это значит, что при данной температуре газ не перейдет в жидкое состояние, а давление можно определить, если известен его удельный объем в данном объеме, например изобара в точке пересечения изотермы Т’Е’ и изохоры Б’Б".
Удельный объем насыщенной жидкости или пара можно определить по температуре или давлению в точке пересечения заданной изобары или изотермы с пограничными кривыми
жидкости К Ж или пара КП. Удельный объем газовой фазы определяется по давлению и температуре в точке пересечения соответствующих изобар и изотерм.
Теплосодержание jr, in и отсчитывается на оси абсцисс при заданных значениях давления и температуры в точке пересечения изо--6aj) с изотермами, пограничными кривыми или линиями постоянной сухости лара.
Теплота парообразования г при заданном давлении рн определяется как разность теплосодержания точек пересечения М и Е (см. рис. 1-19) заданной изобары с обеими пограничными кривыми, т. е. г — i£—1м*
Степень сухости пара х опреде-
Рис. 1’22. Диаграмма состояния ?б-бутана., ляется в точке пересечения изобары и кривой постоянной сухости при заданном теплосодержании (точки И, И' и т. д.).
При расчете процессов на диаграмму наносятся вспомогательные линии. Так» при дросселировании жидкой фазы от давления ря до наносят вертикальную прямую М С (процесс идет без отвода или подвода тепла). Температура конца дросселирования определяется в точке С. Пересечение кривой сухости пара с изобарой показывает, какое количество пара образовалось при дросселировании (х — 0,16).
3 Н. И* Преображенский
Сжатие газа изображается на диаграмме адиабатами. Температура газа в копце сжатия определяется изотермой, проходящей через точку В. Теоретическая работа сжатия 1 кг газа определяется разностью теплосодержания в точках В и А':
г — (1 51)
Действительная работа сжатия будет несколько болыпе и определяется по формуле
^сж, д ™ г/^ад-! (Р52)
где “Лад — адиабатический к. п. д. процесса сжатия, для компрессоров-рациональной конструкции, равный 0,85—0,90.
1-3, СВОЙСТВА СМЕСЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Различные климатические условия, в которых применяют сжиженные газы, определяют рабочие параметры сжигаемого газа, основным из которых является давление. Зимой или в полярных условиях необходимо поддерживать давление, достаточное для работы регуляторов при низкой 34 температуре (pmln = 1,5 кгс/см2), летом или в южных широтах оно не должно превышать максимального расчетного значения (рГПах=:^6 кгс/см2). Наибольшее давление при. низкой температуре у пропана, а^наименылее при высокой температуре у бутана. Следовательно, при промежуточных условиях необходимо использовать их смеси.
Параметры смеси сжиженных газов благодаря идентичности строения молекул приближенно пропорциональны концентрациям и параметрам отдельных компонентов. Следовательно, для нахождения параметров необходимо определить состав смеси, что в эксплуатационной практике сделать трудно. Все же по некоторым параметрам, например температуре кипения при атмосферном давлении или давлению и температуре смеси в сосуде, можно судить об условном составе (с достаточной точностью для эксплуатационных нужд). Это наиболее просто сделать для смесей, содержащих только пропан и бутан (рис. 1-23).
Зная основные особенности молекулярного строения газа, легко представить себе, что произойдет, если в один и тот же сосуд впустить не
сколько различных газов. Свобода перемещения каждой молекулы любого газа внутри сосуда ничем не-ограничена. Следовательно, все газы распределяются равномерно по объему сосуда, т. е. их концентрация (количество молекул, приходящихся на 1 м3) во всех точках сосуда будет одинакова. Каждый из* компонентов газовой смеси (в частности, и смеси углеводородов) оказывает на стенки сосуда, содержащего эту смесь, такое же давление, какое он оказывал, если бы находился в этом сосуде один. Это давление называется парциальным. Давление газовой смеси, ее насыщенных паров или давление в жидкой фазе равно сумме парциальных давлений всех компонентов.
Согласно закону Дальтона, парциальное давление компонента газовой смеси (паровая фаза)
р = уР, (1-53)
где у — молярная (объемная) концен-трация компонента, доли единицы;. Р — общее давление смеси, кгс/см2. Объемный состав газовых смесей является и молярным составом, так как объем 1 кмоль - любого газа приблизительно равен 22,4 м3 при: нормальных условиях. Молярная концентрация компонента в паровой фазе
У( = Pdp- (1-54)
Согласно закону Рауля, парциальное давление компонента в жидкой фазе
р = а:/П(, (1-55)
Рис. 1-23. Кривые абсолютного давления насыщенных паров простейших предельных углеводородов л их смесей.
где xi — молярная концентрация компонента в жидкой фазе; Пг- — упругость насыщенных паров компонента в чистом^виде, кгс/см2 (см. рис. 1-1).
Р = Pl + Р2 -Ь • • -+Рп,
(1-56)
ИЛИ
При равновесии фаз, т. е. когда парциальное давление в паровой фазе (над жидкостью) и в жидкой фазе (в жидкости) будет одинаковое,
У[Р
или
(1-58)
(1-59)
^i/P У //— Ар
где к( — константа фазового равновесия (коэффициент распределения).
Если известен состав жидкой смеси. то по приведенному уравнению
равновесия фаз легко определить состав пара, находящегося в равновесии с нею:
^ = ^nf7P; (1-60)
соответственно
х^у.Р/П^ (1-61)
Пример 2. Состав сжиженного газа, мае. %: пропан — 40, изобутан — 5, н-бу-тан — 55. Определить парциальное давление компонентов при 40° С и состав паровой фазы.
Решение, По номограмме на рис. 1-1 определяем упругость паров компонентов при 40° С: Й. = 14,0; П2 = 5,5; П3 = = 3,8 кгс/см2. По формуле (1-55) рг — — 0,4-14,0 = 5,6 кгс/см2, р2 = 0,05-5,5 — — 0,275 кгс/см2, р3 — 0,55-3,8 — 2,09 кгс/см2, Р = Р1+ Рз4"Рз= 5Л+ 0,2754-+ 2,09 = 7,965 кгс/см2.
По формуле (1-60) — 0,4-14/7,965 =
= 0,703, или 70,3% ; у2 = 6,05 -5,5/7,965 = — 0,035, пли 3,5%; г/а — 0,55-3,8/7,965 = = 0,262, или 26,2%.
Пример 3. Определить давление па- * ров технического пропана при —30- С,
Сжатие газа изображается на диаграмме адиабатами. Температура газа в конце сжатия определяется изотермой, проходящей через точку В. Теоретическая работа сжатия 1 кг газа определяется разностью теплосодержания в точках В и Л':
А^сж. г — (в— (1-5'1)
Действительная работа сжатия будет несколько больше и определяется по формуле
^сж. д г/^1ад? (1-52)
где Лад — адиабатический к. п. д. процесса сжатия, для компрессоров-рациональной конструкции, равный 0,85—0,90.
1-3. СВОЙСТВА СМЕСЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Различные климатические условия, в которых применяют сжиженные газы, определяют рабочие параметры сжигаемого газа, основным из которых является давление. Зимой или в полярных условиях необходимо поддерживать давление, достаточное для работы регуляторов при низкой 34 температуре (pmin == 1,5 кгс/см2), летом или в южных широтах оно не должно превышать максимального расчетного значения (рП1ах=16 кгс/см2). Наибольшее давление при, низкой температуре у пропана, а'наименьшее при высокой температуре у бутана. Следовательно, при промежуточных условиях необходимо использовать их смеси.
Параметры смеси сжиженных газов благодаря идентичности строения молекул приближенно пропорциональны концентрациям и параметрам отдельных компонентов. Следовательно, для нахождения параметров необходимо определить состав смеси, что в эксплуатационной практике сделать трудно. Все же по некоторым параметрам, например температуре кипения при атмосферном давлении или давлению и температуре смеси в сосуде, можно судить об условном составе (с достаточной точностью для эксплуатационных нужд). Это наиболее просто сделать для смесей, содержащих только пропан и бутан (рис. 1-23).
Зная основные особенности молекулярного строения газа, легко представить себе, что произойдет, если в один и тот же сосуд впустить не
сколько различных газов. Свобода перемещения каждой молекулы любого газа внутри сосуда ничем не ограничена. Следовательно, все газы распределяются равномерно по-объему сосуда, т. е. их концентрация (количество молекул, приходящихся на 1 м3) во всех точках сосуда будет одинакова. Каждый из-компонентов газовой смеси (в частности, и смеси углеводородов) оказывает на стенки сосуда, содержащего эту смесь, такое же давление, какое он оказывал, если бы находился в этом сосуде один. Это давление называется парциальным. Давление газовой смеси, ее насыщенных паров или давление в жидкой фазе равно сумме парциальных давлений всех компонентов.
Согласно закону Дальтона, парциальное давление компонента газовой смеси (паровая фаза)
(Ь53) где у — молярная (объемная) концентрация компонента, доли единицы;. Р — общее давление смеси, кгс/см2.
Объемный состав газовых смесей является и молярным составом, так как объем 1 кмоль любого газа приблизительно равен 22,4 м3 при нормальных условиях. Молярная концентрация компонента в паровой фазе
У i = Pdp- (1-54)
Согласно закону Рауля, парциальное давление компонента в жидкой фазе
р = ЯуПй (1-55)
Рис. 1-23. Кривые аб* солютного давления насыщенных паров простейших предельных углеводородов и их смесей.
д кгс/с**'
где x-t — молярная концентрация компонента в жидкой фазе; П; — упругость насыщенных паров компонента в чистом^виде, кгс/см2 (см. рис. 1-1).
Р = Р1 + Р2 +•• -+Рп, (1-56)
ИЛИ
При равновесии фаз, т. е. когда парциальное давление в паровой фазе (над жидкостью) и в жидкой фазе (в жидкости) будет одинаковое,
У[Р
или
П^/2^ — у — К},
где к( — константа фазового равновесия (коэффициент распределения). Если известен состав жидкой смеси. то по приведенному уравнению
равновесия фаз легко определить состав пара, находящегося в равновесии с нею:
= (1-60)
соответственно
^ = ^/П£. (1-61)
Пример 2. Состав сжиженного газа, мае. %: пропан —40, изобутан — 5, н-бу-тан — 55. Определить парциальное давление компонентов при 40° С и состав паровой фазы.
Решение. По номограмме на рис. 1-1 определяем упругость паров компонентов при 40° С: Пх = 14,0; П2 = 5,5; П3 = — 3,8 кгс/см2. По формуле (1-55) =
= 0,4-14,0= 5,6 кгс/см2, ~ 0,05*5,5 = = 0,275 кгс/см2, р3 = 0,55-3,8 = 2,09 кгс/см2, Р — pt+ р2+ Рз — 5,6+ 0,275 + + 2,09 = 7,965 кгс/см3.
По формуле (1-60) [/х = 0,4*14/7,965 = = 0,703, или 70,3% ; у2 — 6,05 -5,5/7,965 = = 0,035, пли 3,5%; у3 — 0,55-3,8/7,965 = = 0,262. или 26,2%.
Пример 3. Определить давление паров технического пропана при —30- С.
Состав смеси, мае. % : этан — 3, пропан — 93, к-бутан — 4.
Решение, Упругость паров компонентов (см. рис. 1-1): Пт — 11,5; П2 = 1,7; П3 = = 0,25 кгс/см2. Давление смеси по формуле (1-57) Р = 0,03Л1,5+ 0,93-1,7+ 0,04 X X 0,25 = 1,996 кгс/см2.
Пример 4. Определить состав сжиженного газа, необходимого для использования в баллонной установке, расположенной на улице, при температуре наружного воздуха —309 С.
Решение, Для удовлетворительной работы установки необходимы минимальное давление в баллоне 1,5 кгс/см2 и перепад температур жидкой фазы и наружного воздуха не менее 10° С. Таким образом, температура жидкой фазы должна быть —40° С. Точка, соответствующая давлению 1,5 кгс/см2 и температуре жидкой фазы —40° С, на номограмме рис. 1-1 располагается левее кривой испарения пропана. Значит, пропан не обеспечивает необходимых условий и требуется добавлять легко-кипящий (при —409 С) углеводород — этан.
36 Обозначим концентрацию этана в смеси через пропана — 1 — Р — +
+ (1 — ^i) П2; Р — з;1 (Пх + П2) + П2;
= (Р ~ П2)/(ПХ - П2) = (1,5 -— 1,07)/(8,3 — 1,07) = 0,0595, где значения Па и П2 взяты по номограмме рис. 1-1 при —40° С. Таким образом, этана в смеси должно содержаться 5,95, пропана 94,05 мае. %.
Проверка: Р = + а:2П2 = 0,0595 X
X 8,3 + 0,9405-1,07 = 1,5 кгс/см2.
Примеры 2—4 можно решать также при помощи констант фазового равновесия к (коэффициентов распределения) [18].
Использование закона соответствующих состояний возможно, если известны критические параметры смеси, по предложению Кая названные псевдокрити-ческими. Для их определения пользуются следующими соотноше
ниями, построенными на основании правил аддитивности:
Ркрв СМ > Ркр lHI ( 1*62)
^КР. см ~ ^кр tUi — Ъ (1-63}
где ркр -L и ТК? • — критические параметры г-х компонентов; yi — их молярные концентрации.
Эти соотношения хорошо удовлетворяются, когда смесь состоит из углеводородов одного и того же гомологического ряда или двух соседних (олефинов и парафинов) и включает все или большинство компонентов. После определения критических параметров смеси по графикам на рис. 1-4 и 1-5 может быть определено значение коэффициента сжимаемости и написано уравнение состояния для смеси pv = ZRT, где-
Ф (Ркр. СМ1 ^кр.См) ф *0’
Пример 5. Определить критические параметры дкр. см и Ткр См для газовой смеси, содержащей, мол. %: метана — 0,02, этилена — 0,05, пропана — 0,70, н-бута-на — 0,19 и я-пентана — 0,04.
Решение, Из табл. 1-2 определяем критические температуры компонентов, °К: метан — 190,5, этилен — 282,9, пропан — 369,8, к-бутан — 425,0, к-пентан — 469,6. Оттуда же берем критические давления компонентов, н/м2: метан — 45,0-106г этилен — 49,9'105, пропан — 41,3*106, /t-бутан — 33,8-105, к-пентан — 32,4-105. Далее, перемножая критические параметры компонентов на их молярные концентрации и суммируя произведения, получаем значения тия.В результате расчетат= 376,32°К, л = 40,02 -105 н/м2. Расчет удобнее выполнять, если все данные свести в таблицу вида
Компоненты Молярная концентрация % Критические параметры Т’кр i Ui Ркр i У1
Гкр 1, °К pKpi, H/jtf
Метан . . . 0,02 190,5 45,0 * 105 3,81 0,90 ‘ 105-
и т. д.
т
5
Плотность смесей углеводородов может быть найдена как с использованием псевдокритиче-ских параметров:
р = 1/Z7 = p/(ZRT), (1-64)
так и по плотности и концентрации компонентов, составляющих смесь: для жидкой фазы
Рж. см -
Pl Р-2
pH
CTf ’ а I
Р/
(1-65)
для газовой фазы
Рг. см ’ £/iPl I/2P2 УпРп
Пример 8. Определить плотность смеси, состоящей из пропапа — 70,3, изо-бутана — 3,5 и «-бутана — 26,2 об. %, при нормальных условиях для газовой и при температуре 20 СС для жидкой фазы.
Решение, рсм г = 0,703-1,967 + 0,035 X X 2,598 + 0,262-2,632 = 1,383 +
+ 0,091 + 0,688 = 2,16 кг/м3. рж.
1
0,703/500+ 0,035/560+ 0,262/580 = 523 кг/м3.
Плотность смеси можно определить и по диаграмме состояния как обратную величину удельного объема.
Вязкость смеси углеводородов приближенно определяется по формулам: для жидкости
1/Лсм = S (й’г/П/); i/vCM = X
(1-67)
(1-68)
= 2 ViPi,
(i-66)
для газовой фазы
37
где — массовые концентрации
Л Г. СМ ----------------------------- S 'ПеУг
(1-69)
компонентов смеси, доли единицы.
Пример 6- Определить плотность газовой смеси состава, указанного в примере 5, после сжатия до 16 кгс/см2 при t = 120° С.
Решение, Молекулярная масса смеси Л/см = = 16-0,02 + 28-0,05 +
+ 44-0,70 + 58-0,19 + 72-0,04 =
= 46,42 кг/моль.
Газовая постоянная смеси 7?см — = 848/Мсм — 848/46,42 = 18,3 кгс-м/(кгХ X град). я = Pcnt/Ркр, см — 16/40,02 = = 0,4; т -- Тсм/^кр, см — 393/3/6,32 — = 1,04.
По графику (см. рис. 1-4 или 1-5) находим, что Z = 0,87, Тогда рСм г ~ 16 X X 105/(0,87-18,3-393) = 25,6 кг/м3.
Для насыщенных жидкостей при низких значениях р/ркр (менее 0,5) следует принимать Z — 0,153 р/ркр-
Пример 7. Определить плотность жидкости состава, приведенного в примере 5, при температуре 20° С и абсолютном давлении 8 кгс/см2.
Решение. Т = 20 + 273 — 293° К, т = = Г/7кр = 293/376,32 = 0,778. л = = р/ркр = 8/40,02 — 0,2. При любых значениях Т/Ткр 1 при р/ркр <0,5 % = = 0,153р/рКр = 0,153-0,2 = 0,0306. Тогда Рж. сы = р/(гЛ7) = 8-10б/0,0306-18,3 X X 293 = 489 кг/м3.
Величину вязкости газовой фазы при температурах, отличных от принятой в формуле (1-69), можно определить по формуле (1-19).
Вязкость в приведенных координатах для смеси может быть определена по приведенным параметрам из рис. 1-9.
Пример 9. Определить динамическую вязкость смеси сжиженных углеводородов (пропан — 40%, бутап — 60%) при температуре 300° К.
Решение. Находим динамическую вязкость компонентов по табл. 1-3 пли номограмме на рис. 1-10. Для пропана >|пр “ — 0,717-10-3, для я-бутапа тщ ~ 0,2 X X 10“3 н -сек/м2. Определяем псевдокри-тические параметры смеси по методу аддитивности: Укр. см = ^кр. пр{/пр+ ^кп. б Уб~ = 365 -0,4 + 425 -0,6 = 401° К; Ркр. см = ~ 7\р пр т/Пр + Ркр. б -/б = 42,1 -6,4 -р-+ 34,5 -0,6 = 37,55 кгс/см2; Рсм = = 4,2 кгс/см2 по рис. 1-23 пли из расчета по формуле (1-57). Тогда Рсм = хпрПлр + + ЯбПб= 014 -8,0+ 0,6-1,65 = 4,2 кгс/см2.
т = Т^/Ткр. см = 300/401 = 0,/5. л ~ = Рсм/Ркр. см = 4,2/37,55 = 0,11. По графику на рис. 1-9 т]прив = 7]/1]кр = 0,36, откуда Т]см = ЛпрИВ ^Кр. См ~ 0,36)]кр. см» а Якр, см = Лкр. пр ^лр + 'Икр. б ^6-
Объемная доля компонентой смеси с А?
Рис. 1-24. График для определения коэффициента теплопроводности Хсм смеси двух компонентов.
Теплота п арообразо-в а н и я смеси пропорциональна массовой концентрации и теплоте парообразования компонентов:
гсм = Z gfi, (Ь70) где гх — теплота парообразования компонентов; берется из таблиц или диаграмм состояния для заданных условий (см. рис* 1-20—1-22).
Теплота сгорания сме-с и также пропорциональна массовой концентрации:
н. см = 2 SiQm. н о (171) Qo. и. см = 2 УiQo. н b
где <2м. н. см — массовая низшая теплота сгорания смеси; Qq н> см — объемная низшая теплота сгорания смеси; (?м. и I — массовая низшая теплота сгорания компонентов; Qo н i — объемная низшая теплота сгорания компонентов.
Пределы воспламеняемости смеси, верхний и нижний, об* %,
где yi — мольные (объемные) концентрации компонентов, %; Zz — пределы воспламеняемости (взрыва
емости) компонентов, об. % (см, табл. 1-2\
Пример 10. Определить ппжний и верхний пределы взрываемости газовой смеси состава, об. %: этан — 5, пропан — 40, бутан — 55.
п.....„ г 100
Решение. 5,0/3,2 + 40,0/2,3+
+55,0/1,9
100
-2,09%; /ии n/Q , = 8,96%.
5,0/12,5+40,0/9,5+ + 55,0/8,4
Скорость распространения пламени и октановое число смеси находятся в пределах, указанных для чистых компонентов.
Теплоемкое т ь смеси пропорциональна массовым концентрациям и теплоемкостям компонентов:
= X gfih (1-73)
где — теплоемкость компонентов; берется из графиков для жидкой фазы и по теплосодержаниям, найденным для газовой фазы из диаграмм состояния при парциальных д авл ениях к омнон ентов.
Коэффициент теплопроводности смеси] ранее
определялся из предположения о том, что он равен среднеарифметическому значению коэффициентов теплопроводности составляющих. Однако это не подтверждается экспериментально, т. е. (Xj -k 7v2)/2 Сравне-
ние результатов теоретических расчетов с экспериментальными данными показывают, что коэффициент теплопроводности смеси может быть определен по коэффициентам теплопроводностей составляющих с использованием теплового закона смеси (формула предложена А. Миснаром [181)
Лсы = (Л + %')/2. (1-74)
% = Л
(1-75)
где — коэффициент теплопроводности связующего (растворителя);
— коэффициент теплопроводности остальных кохмпонентов смеси; i\ — доля объема смеси, занимаемая остальными компонентами: и2 — доля объема смеси, занимаемая связующим (растворителем).
Расчеты по формулам (1-74)—(1-76) упрощаются путем использования графиков (рис. 1-24), по которым можно непосредственно определить значения %см в функции отношения л,//.,, и объемные концентрации составляющих.
1-4. ОДОРИЗАЦИЯ И ПРОСТЕЙШИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТАВА ГАЗА
ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ НУЖД
Для своевременного обнаружения утечек газу придают специфический запах, резко отличающийся от всех возможных запахов кухни или производственного помещения. Для этого используют органические вещества, называемые одорантами: этилмер-каптан, амилмеркаптан (пенталарм), каптан, сульфан, колодорант. В наилучшей степени удовлетворяет требованиям одоризации этилмеркан-тан (C2H5SH, молекулярная масса 62,136, относительная плотность в жидком состоянии 0,840, температура кипения 34,7° С, температура плавления —121° С).
По графику (см. рис. 1-1) видно, что кривая кипения этилмеркаптана проходит между изо- и к-пентапом, т. е. одновременного испарения сжиженного газа и одоранта почти не происходит. Так как одорант имеет температуру кипения значительно выше, чем сжиженный газ, то сначала из баллона (резервуара) будет
выходить почти чистый газ. К концу опорожнения газ будет чрезмерно насыщен одорантом.
Для того чтобы содержание одоранта в газе было неизменным, на выходе из баллона (резервуара) необходимо установить маленькую емкость с каким-либо твердым поглотителем, например с активированным углем, который предварительно насыщен одорантом. В первое время, когда из баллона выходит газ почти без одоранта, поглотитель в достаточной степени насыщает им газ. Затем, когда газ выходит из баллона перенасыщенный одорантом, поглотитель сорбирует одорант и снижает степень одоризации. При таком простом устройстве содержание одоранта в газе весьма слабо колеблется за весь период опорожнения баллона. Примерные нормы расхода одоранта следующие: при содержании в смеси до 60% пропана и более 40% бутана и других газов — 60 г/т
сжиженного газа, 1,3 кг на железнодорожную цистерну, 1,2 г на 50-литровый баллон; при содержании в смеси более 60% пропана и менее 40% бутана и других газов — 90 г/т сжиженного . газа, 1,98 кг на цистерну, 1,8 г на 50-литровый баллон.
В эксплуатационных условиях необходимо знать физические параметры, т. е. состав, используемого сжиженного газа. Обычно состав поступающего газа указывается в паспортах, сопровождающих цистерны. Он бывает различен и зависит от . завода-поставщика. В резервуарах хранилища газ смешивается и, следовательно, действительный состав хранимого газа становится неопределенным. Его можно определить по ГОСТ 10196—62 и оперативно, но приближенно, как псевдогаз, т. е. узнать параметры смеси, а не каждого углеводорода в отдельности. Углеводороды имеют подоб-
ные свойства в соответственных со- ? стояниях. Это дает возможность объ- i единить этан, этилен, пропан и про- ’ пилен в группу псевдопропана, а бу- i таны, бутилены и пентаны — в труп- ! пу н-псевдобутана. Тогда по рис. 1-23 можно определить псевдосостав ре- 1 альной смеси сжиженного газа, счи- 1 тая ее смесью только пропана и 1 н-бутана. 5
Эксплуатационникам для one- ; ративного учета наличия газа этого j вполне достаточно.
Пример 11. В результате замеров температуры жидкой фазы и давления i паров в резервуаре установлено, что при t — 45° G избыточное давление пара р — = 9,5 кгс/см2. Необходимр узнать псевдо- j состав смеси. • ?
Решение. На график (см. рис. 1-23) нано- j сим точку с координатами t = 45° С и s р =* 10,5 кгс/см2. Данная точка лежит | посередине между линиями, соответству- = ющими 60 и 50% пропана. Значит, псевдо-состав смеси следующий: пропан — 55, . н-бутан — 45%. , ' . •
Глава II
ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
ПИ. МЕТОДЫ ХРАНЕНИЯ
Развитие нефтяной и газовой промышленности и увеличение производства сжиженных газов, а также увеличение объема их потребления в народном хозяйстве вызывают необходимость сооружения большого парка хранилищ, значительных по объему ввиду неравномерности (сезонности) потребления и производства газа. В условиях средней полосы Советского Союза объем хранилищ для регулировки сезонной неравномерности должен обеспечивать 75 — 80-дневный запас.
В настоящее время сжиженные газы хранят под избыточным давлением или при атмосферном (точнее, близком к нему). К первому случаю относится хранение газа:
: а) в стационарных наземных, подземных, передвижных резервуарах и в баллонах;
тб) в искусственно создаваемых пустотах под землей (подземное хранение ;
ко второму случаю —
в) в изотермических наземных хранилищах;
г) в замороженном грунте (льдо-грунтовые);
д) в виде твердых брикетов (отвержденные сжиженные газы).
.. Стационарные резервуары, работающие под давлением, оборудованы устройствами для налива и слива жидкой фазы, отсоса и подачи паровой фазы, измерения уровня и давления, предохранительными приспособлениями от чрезмерного повышения давления (предохранительные клапаны) и от быстрой утечки сжиженного газа при разрыве трубопроводов (скоростные клапаны)-Эти резервуары можно устанавливать на земле на фундаментах или закапывать в, землю.
Передвижные резервуары и баллоны доставляются потребителям в большинстве случаев уже наполненными, поэтому они в основном не имеют устройств для измерения уровня.
Значительный практический интерес представляет получивший распространение за рубежом метод хранения сжиженных газов в подземных естественных пустотах .(в освобождаемых объемах соляных пластов, шахтах и др.). Процесс вымывания пласта достаточно прост. Вода насосом подается через эксплуатационную колонну в пласт соли, полученный рассол направляется в специальный
Рис. П-1. Схема подземного хранения сжиженного газа в соляном пласте.
а — вымывание камеры; б — схема хранилища.
Г, II, III — положения водопроводной колонны.
1 — обсадная труба;‘р — водопроводная труба; з — рассолопровод; 4 — рассолохранилище;
сосные;
мальный уровень рассола.
5 — на-
7 — мшш-
6 — камера;
отстойник, а сжиженный газ вается в образовавшуюся хранилища (рис. П-1).
Хранилища в горных породах целесообразно сооружать при газобензиновых и нефтеперерабатывающих заводах, на химических предприятиях, использующих газ в качестве сырья, в городах и сельских местностях для накопления и обеспече
ния неравномерного расхода газа в различные периоды года.
При сопоставлении капитальных вложений и затрат труда и металла на сооружение хранилищ для сжиженных газов выявляется экономическая эффективность хранения газа в подземных выработках, ибо современному методу хранения сжиженных газов в металлических резервуарах свойствен целый ряд недостатков,. основные из которых — потребность-в большом количестве ме-
Рассол
-
»
Вода
——Сжиженный газ
Цемент
Соль
закачи-полость
// —'—
Сжиженный
газ
талла, большие капиталовложения при строительстве, а также значив
тельные эксплуатационные расходы. В подземных хранилищах сжиженные газы хранятся под большим давлением и практически без потерь, так как давление не зависит от атмосферных воздействий; качественные изменения состава газа практически не имеют места; отсутствие коррозии увеличивает время службы хранилища на очень длительный срок; экономится место на поверхности земли; отсутствует опасность пожаров и взрывов. Кроме TOFOf
Рис. 11-2. Изотермиче-ское хранение сжиженного газа.
j — тонкостенный стальной резервуар; 2 — теплообменник; — компрессор; 4 — конденсатор; 5 — теплообменник слива — наполнения; в — бак диэтиленгликоля.
Пары
как показал опыт, сейсмические колебания наносят больший ущерб наземным сооружениям, чем подземным; следовательно, и в этом отношении подземные хранилища находятся в более благоприятных усло-виях* чем наземные резервуары в сейсмических районах,
В Советском Союзе имеются большие возможности для организации подземного хранения сжиженного газа путем сооружения хранилищ в отложениях каменной соли, которая широко распространена на территории нашей страны. Некоторые месторождения занимают огромную площадь, и их мощности достигают километра. Многие месторождения совпадают с районами, где имеется хозяйственная. необходимость в крупных хранилищах сжиженного газа. Многообещающие перспективы хранения сжиженных газов в различных природных выработках в нашей стране привлекли к себе внимание специальных проектных и исследовательских институтов, которыми был выполнен ряд проектов подземного хранения сжиженных газов в различных районах СССР.
Хранение сжиженных газов в наземных изотермических резервуарах при низких температурах (—43° С) и атмосферном давлении или близком к нему дает возможность сэкономить металл, уменьшить разрывы между хранилищами и зданиями, т. е. удешевить строи
тельные работы, снизить взрывоопасность (понижение давления снижает вероятность утечек).
Хранилища представляют собой тонкостенные резервуары большого объема цилиндрической формы со сводчатой или конусной крышей 43 (рис. П-2). Наружную поверхность резервуара изолируют минеральным войлоком, стекловолокном, перлитом или вспененными полимерными материалами. Стальные хранилища могут быть как в наземном, так и в заглубленном исполнении. Поддержание низкой температуры может быть осуществлено путем испарения части сжиженного газа и сброса паров в газовые сети города (предприятия) или специальной холодильной установкой. Поступление тепла через стенку резервуара незначительно (ввиду хорошей изоляции) и вызывает испарение 0,5—0,3% объема хранящейся жидкости вJсутки.
Изучение зарубежного опыта и отечественные исследования позволяют выделить 3 основных типа технологических схем изотермических хранилищ:
— с комплексной холодильной установкой;
— с буферными емкостями;
— с промежуточным хладоноси-телем.
Идея изотермического хранения— при низких температурах и давле-
Рис, П-3. Схема льдогрунто-вого изотермического хранилища.
1 — морозильные трубы; 2 — песчаная подсыпка; з — уровень жидкой фазы; 4 — трубопровод для закачки газа; 5 — дыхательная труба; 6 — струйные насадки; 7;— трубопровод для отбора жидкой фазы; 8 — крыша резервуара; 9 — пояс из нержавеющей стали;
10 — теплоизоляция; 11 — льдо-грунтовая оболочка; 12 — изоляция.
о
ниях при помощи циркуляционных холодильных циклов — остается не-изменной, а различие заключается только в методе залива «горячих» сжиженных газов в изотермический резервуар.
Проведенные исследования в области пожаро- и взрывоопасности изотермических хранилищ показали, что низкие температуры жидкой фазы оказывают как бы тормозящее действие на процесс горения. Опытами было установлено, что интенсивность горения воспламененных пропан-бутановых газов составляет не более 25% интенсивности горения бензина при нормальной температуре.
Хранение сжиженного газа возможно ивзамороженном грунт е при давлении до 250 мм вод. ст. Хранилище представляет собой котлован, вырытый в земле и покрытый герметичной изолированной изнутри алюминиевой крышей (рис. П-3). Температура жидкой фазы в хранилище составляет для пропана около —42° С. Перед отрывком котлована грунт вокруг него замораживается при помощи нагнетаемого в землю сжиженного пропана через специальную круговую систему труб. После того как граница замороженного грунта достигнет диаметра будущего хранилища, начинают рытье котлована. Подачу сжиженного газа прекращают после замораживания грунта во всей глу
бине будущего котлована. Во время замораживания необходимо провести теплоизоляцию поверхности земли в районе укладки труб.
Хранилище имеет 2 трубопровода для закачки и отбора сжиженного газа и трубу, снабженную дыхательными клапанами. Заполнение хранилища производится до уровня 0,6 м от верха котлована. Первичное заполнение выполняют медленно, чтобы предотвратить возможность резкого термического воздействия на стенки котлована и образования трещин при разбрызгивании жидкости. Большинство грунтов в замороженном состоянии пригодно для сооружения подземных хранилищ сжиженного газа. Если грунт очень сухой, может потребоваться предварительная пропитка его водой перед замораживанием. Вспучивание почвы, наблюдающееся в основном до начала замораживания грунта в непосредственной близости от котлована, приводит к повышению уровня поверхности на 15 см.
Хранение сжиженных газов в подземном котловане с замороженным грунтом дешевле по сравнению с обычными методами хранения газа в наземных изолированных резервуарах, подземных емкостях, сооруженных в граните, песчанике и известняке, или в емкостях, размытых водой или соляными растворами. Потери сжиженного газа через грунт отсутствуют. Потери от испарения
за счет тепла, поступающего через грунт, постепенно уменьшаются до 05% в сутки от объема всего храпи-лища- Эти потери не выше, чем в наземном изотермическом резервуаре такого же объема. Испарившийся из хранилища газ можно использовать в качестве топлива или возвратить в хранилище с помощью холодильной установки.
Значительный практический интерес представляет хранение сжиженных газов в виде твердых брикетов. Брикетированные (отверделые) газы представляют собой ячеистую высококонцентрированную эмульсию, в которой одна из жидкостей является сжиженным газом, а другая — полимером. Полимеризуясь^ эта жидкость создает ячейки твердого вещества, которые напоминают пчелиные соты. Сжиженный газ закупоривается в этих ячейках. Вся масса принимает свойства твердого тела. Внешне она представляет собой брикеты белого или желтого цвета в виде цилиндров. Плотность их близка к плотности исходного сжиженного газа. Содержание сжиженного газа (в виде жидкости) в брикете составляет около 95 мае. %, остальное — вещества, образующие структуру брикета, в том числе и вода. Размеры ячеек в брикете соответствуют размерам капель в эмульсии при изготовлении и колеблются для разных эмульсий в широких пределах—от 0,5 до 5 мкм.
Для предохранения брикета от внешних повреждений и уменьшения потери горючего за счет испарения на его поверхность наносят слой
раствора поливинилового спирта. После высыхания на брикете образуется прочная пленка, в таком виде он хорошо сохраняется длительное время. Брикеты массой 800, 400 и 200 г упаковываются в коробки из плотной бумаги или картона и поступают к потребителю. Наиболее рациональным видом упаковки оказалась крафт-бумага в сочетании с легкими деревянными решетками.
Проводились опыты хранения отверделых нефтепродуктов в полевых и складских условиях в течение нескольких лет при различных температурах и атмосферных условиях окружающей среды. Хранение в засыпных ямах на глубине 1,1 м показало, что брикеты не изменяются в течение многих лет. Неупакованные брикеты выдерживались в морских и речных водоемах в течение четырех лет, что оказалось допустимым. Хранение сжиженных газов в отвержденном состоянии не требует расходов металла и дорогостоящих хранилищ.
За рубежом в последнее время большое распространение получил метод отверждения углеводородов капсулированием, при котором получаются шарики с прозрачной оболочкой, имеющие диаметр около 5 мм: Оболочка капсул, наполненных углеводородами, изготовляется из полиэтилена, желатина или альгината. Из капсул сжиженные газы легко извлекаются при раздавливании их прессом и центрифугой. Оболочка составляет всего 2% от массы капсулы.
45
П-2. ХРАНИЛИЩА, РАБОТАЮЩИЕ ПОД ДАВЛЕНИЕМ
БАЛЛОНЫ
Баллоны предназначены для транспортировки, хранения, регазификации и раздачи сжиженного газа потребителям. Заводы Советского Союза выпускают баллоны емкостью 12,
27, 50 л (были выпущены 55 и 80 л), баллоны для автомашин, работающих на сжиженном газе (112 и 250 л), а также малолитражные баллоны 1 и 5 л.
Баллон состоит из сварной обечайки 7 (рис. П-4), двух штампо-
46
ванных днищ 2> защитного колпака 5, горловины 4, подкладных колец 5, башмака 6. В горловину вворачивается угловой вентиль (рис. II-5) или вентиль клапанного г типа (рис. II-6). fei'
Выпускается ряд баллонов емкостью 5, 42, 27 л с защитным воротником вместо колпака (рис. П-7). Применение защитного воротника приводит к улучшению и упрощению процессов механизации наполнения и ремонтных работ (не надо сворачивать колпак, наличие отверстий в воротнике дает возможность их использовать для захватов на поточной линии). Кроме того, конструкция воротника дает возможность установки баллонов друг на друга, что уменьшает площадь хранения и перевозки. Башмак тоже изменен с целью увеличения жесткости и уменьшения выхода из строя баллонов.
Каждый баллон должен быть окрашен красной масляной или эмалевой краской, поверх которой белой краской делают надпись «Пропан-
Рис. II-4. Баллоны для сжиженного газа* емкостью 50 (а), 50,5 (б), 1 (в) и 5 л (г).
бутан». Надписи на баллоне емкостью более 12 л наносятся буквами* высотой 60 мм на длину не менее половины окружности. На баллонах около горловины должны быть четко’ выбиты следующие данные:
а) наименование или марка завода-изготовителя ;
б) тип баллона;
в) номер баллона;
г) масса баллона в килограммах фактическая, для баллонов емкостью’ до 8 л — с точностью до 0,1 кг, более 8 л — с точностью до 0,2 кг или в соответствии с ТУ на их изготовление;
д) дата (месяц и год) изготовления (испытания) и следующего освидетельствования;
е) пробное гидравлическое давление, кгс/см2;
ж) рабочее давление, кгс/см2;
з) емкость баллона в литрах, для баллонов до 5* л включительно —
I
Рис. 11-5 Л Вентили баллонов сжиженного газа угловые.
а — с металлической мембраной; б—- с резиновой мембраной; е — с резиновой ' диафрагмой; г— с диафрагмой в виде куска резинового шланга; 0 —4с резиновой вазообразной диафрагмой.
1 — корпус? 2 — клапан; ? 3 — соединительная гайка; 4 — шток; 5 — маховик;
6 — шайба; 7 — гибкая перегородка; 8 — уплотнитель клапана; 9 — пружина; 10 — заглушка; 11 — прокладка; 12 — регулировочная • гайка; 13 — пружина предохранительного клапана; 14 — предохранительный клапан.
Рис. П-6. Самозапирающиеся вентили для баллонов до 5 л (а) и для баллонов больших размеров (б).
1 — самоэапирающийся клапан; 2 — пружина клапана; 3 — корпус; 4 — резиновая прокладка; 5 — прижимная гайка; 6 — прокладка; 7 — пробка-заглушка; 8 — шток для открывания клапана; 9 — резиновое уплотнение клапана; 10 — корпус вентиля; J.I — предохранительный клапан; 12 — пружина^ предохранительного клапана;
13 — резиновое уплотнение.
Рис. П-7. Баллоны для сжиженного газа с защитным воротником емкостью 5 (а), 12 и 27 (б), 50 и 80 л (я).
номинальная, для баллонов от 5 до 55 л — фактическая с точностью до 0,2 л, для баллонов более 55 л — в соответствии с ТУ на изготовление;
и) клеймо ОТК завода-изготовителя (круглпй формы диаметром 10 мм).
ТАБЛИЦА 11-1
СТАЦИОНАРНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ
Наземные резервуары, применяемые для хранения пропана, бутана и их смесей, рассчитываются на рабочее давление, соответствующее упругости паров сжиженного газа при максимальной температуре воздуха в летнее время, но не ниже 50° С. Подземные резервуары рассчиты-• ваются на рабочее давление, соответствующее упругости паров сжиженного газа при максимальной темпе-
ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОДЗЕМНЫХ
Показатели ПЕ-25 ПЕ-50 БЕ-50
Емкость, м3; геометрическая . . . полезная Общая длина, мм .... Внутренний диаметр, мм Толщина, мм; стенки днища . .. Рабочее давление, кгс/см2 Масса, кг: общая на 1 м3 полезного объема 25,0 20.8 8360 2000 22/18 24/20 18/18 10 700/8700 514,4/418,2 5( 41 11604 21 24/20 26/22 18 18 150/15 500 433.3/373,4 • Л ,5 11 504 00 12 14/12 7 9750/9550 235,0/230,0
49
ратуре грунта в летнее время, но не ниже 25° С.
Цилиндрические горизонтальные резервуары бывают объемом 10, 12, 25, 50, 100, 160, 175 и 200 м3 (табл. П-1). Конструкция, схема установки и обвязки резервуаров объемом 50 и 25 м3 приведены на рис. П-8 и П-9.
Рис. 11-8. Принципиальные схемы установки наземных и подземных цилиндрических резервуаров емкостью 25 и 50 а—’наземный; б — подземный;‘е — наземный об' сыпанный.
Шаровые резервуары применяются в основном для хранения бутана* Они требуют меньшего расхода металла на единицу объема. Например,
ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
ПЕ-100 БЕ-100 ПЕ-160 БЕ-160 ПЕ-175 • ПЕ-200 БЕ-200
)- 9£ 82 14718 ЗС 30/24 32/26 18/18 34 000/25 600 411,6/309,9 .5 Л 14 652 ЮО 14/12 16 7/7 16 950/15 050 205.2/182,2 -* < 16 13 18 326 32 34/26 36/28 18 56 650/43650 425.9/328,1 ),1 3,0 18260 Ю 16/14 20 7 28 050/25 250 210,9/189,8 175,0 149,0 25508 3000 22/— •24/- 18/- .44607/— 299,3/— f 20 • • 161 22 726 & 26/22 ; 28/24 • 18 69 350/5350 417,7/321.3 # И 6,0 | 22650 :00 — /16 —/20 * -/7 -/34 500 -/205,7
4 н П ТТреэбра.клнсквй
Рис. П-9. Конструкция и схема обвязки наземного (а) и подземного (б) цилиндрических резервуаров.
1 — дренажный незамерзающий клапан; 2 — запорный вентиль; з — скоростной клапан на расходном трубопроводе жидкой фазы; 4 — нар-ман для термометра; 5— вентиль для отбора пробы; 6 — указатель уровня жидкой фазы;
7 — обратный клапан; 8 — трубопровод для за-
полнения резервуара; 9 — штуцер для установки сигнализатора предельного уровня; 10 — люк для осмотра резервуара d — 450 мм; 11 — трубопровод паровой фазы; 12 — стальной цилиндрический резервуар; 13 — люк для вентиляции резервуара; 14 — проходной стальной кран; 15 — предохранительные клапаны; 16 — проходной кран; 17 — конденсатосборник; 18 — свеча с устройством для поджигания паров сжиженного газа при продувках и опорожнении резервуаров ' перед ремонтом.
шаровой резервуар объемом 600 м3 имеет массу 70 т при толщине стенки 22 мм и диаметре 10,5 м; рабочее давление 6 кгс/см1 2.
Все отключающие устройства на наземных резервуарах должны располагаться в непосредственной близости от штуцеров. У подземных резервуаров отключающие устройства, а также предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы (КИП) должны находиться выше уровня земли.
Внутренний диаметр штуцеров для манометров, для отбора проб газа* и уровнемерных трубок должен быть оптимальным, но не более 3 мм.
Такое отверстие распыляет струю жидкости и в случае поломки манометра или вентиля дает возможность быстро ликвидировать неисправность, не подвергая себя опасности.
Наземные резервуары для защиты от действия солнечных лучей окрашиваются светлой краской, оборудуются теневыми кожухами или располагаются под навесами из несгораемых материалов. В этих случаях температура внутри резервуара не поднимается выше температуры наружного воздуха. За состоянием окраски необходимо особенно следить в промышленных городах, где она темнеет быстро. Температура внутри
51
такого резервуара даже у 60-й параллели может быть 60° С. Подземные резервуары должны быть покрыты противокоррозионной изоляцией и засыпаны песчаным грунтом*
Каждая емкость оборудуется люками. Люк-лаз должен иметь диаметр не менее 0,45, а люк для вентиляции — 0,20 м. От люка-лаза внутрь горизонтального резервуара должна вести стремянка, гарантирующая безопасность спуска по ней человека во время внутреннего осмотра емкости. Штуцер для спуска воды должен оборудоваться незамерзающим клапаном.
Резервуары базы хранения обеспечиваются следующими КИП и арматурой: указателями уровня жидкой фазы, указателями давления паровой фазы, предохранительными клапанами, термометрами для замера температуры жидкой фазы, люками для попадания обслуживающего персонала внутрь резервуара . при ремонте и осмотре и для вентиляции, устройствами для продувки резервуара паром или инертным газом и удаления из него воды и тяжелых
Рис. П-10. Резервуар для хранения сжиженного газа емкостью 1,8—4,0 м3.
1 — цилиндрическая Часть ^резервуара; 2 — патрубок паровой^фазы; а — опорные плиты для крепления предохранительного кожуха; 4 — дефлектор; 5 — предохранительный кожух; 6 — горловина резервуара; 7 — воротника для усиления сварного шва; 8 — сферическое днище резервуара; 9 — опоры; 10 — фундаменту резервуара;
— отстойник; 12 — патрубок жидкой фазы.
остатков, устройством для отбора, проб жидкой и паровой фазы. Кроме-того, на наполнительно-расходном-трубопроводе резервуара устанавливается скоростной клапан, автоматически отключающий трубопровод при его разрыве или другой аварии на нем, приводящей к выбросу из резервуара большого количества сжиженного газа. Если к резервуару подводится отдельный наполнительный трубопровод, то на нем устанавливается обратный клапан, предотвращающий возможность обратного* тока жидкой фазы. Каждый резервуар оборудуется не менее чем двумя пружинными предохранительными клапанами (рабочим и контрольным), снабженными рычагами для контрольной продувки.
4*
52
Рис. П-11. Конструкция головки к подземной емкости.
1 — запорный вентиль; штуцеры для присоединения: 2 — парового» 3 — дренажного. 4 — наполнительного шланга; 5 — запорный угловой вентиль; 6 — байпас для слива из шлангов остатков жидкой фазы; 7 — трубопровод низкого давления; 8 — регулятор РД-32; 9 — кран; 10 — предохранительный клапан-отсекатель; 11 — горловина подземного резервуара; 12 — манометр; 13 — пружинный предохранительный клапан; 14 — угловые вентили уровнемерных трубок (10> 40 и 85%).
Подземные резервуары объемом 2,5 и 5 м3 (рис. П-10) предназначены для хранения и регазификации сжиженного газа при групповом снабжении многоквартирных жилых домов и отдельных промышленных и коммунально-бытовых предприятий.
Они состоят из цилиндрического корпуса 1, двух сферических днищ 8 и горловины б. В верхней части резервуара установлены патрубок 2 паровой фазы с фланцем, предназначенным для присоединения к нему трубопровода паровой фазы другого резервуара групповой установки, и горловина с фланцем, на котором устанавливают головку резервуара с КИП, а также предохранительный защитный кожух 5. В нижней части резервуара расположен отстойник 11 и патрубок 12 жидкой фазы.
Головка резервуара (рис- П-11) предназначена для приема газа из автоцистерн, редуцирования его паров до заданного выходного давления и подачи их в сеть потребителям. Защитный предохранительный кожух предназначен для защиты и предохранения аппаратуры и установлен на головке резервуара- Для удобного и безопасного обслуживания головки кожух имеет 2 дверцы и дефлектор.
ТРАНСПОРТНЫЕ (ПЕРЕДВИЖНЫЕ) РЕЗЕРВУАРЫ
Для перевозки сжиженных углеводородных газов по сети железных дорог широкое распространение получили однобарабанные горизонтальные : цилиндрические цистерны с двумя сферическими днищами (рис. П-12). Пропан перевозят в стальных цистернах емкостью 51 или 54 м3 с полезной загрузкой 43 и 46 м3 соответственно, что составит 21,6 или 25 т сжиженного газа. Кроме пропановых цистерн имеются бутановые вместимостью 60 м3 (полезная загрузка 54 м3). Цистерны смонтированы на четырехосной железнодорожной платформе. Ранее их оборудовали специальным металлическим кожухом (зонтом), предохраняющим основную поверхность резервуара от солнечных лучей. В верхнюю часть обечайки вварена горловина, которая служит люком-лазом
Рис. П-13. Арматура на крышке люка-лаза цистерны (а) и пружинный предохранительный клапан (б).
и предназначена для ремонта и осмотра внутренней полости цистерны.
Крышка люка выполнена в виде фланца, на котором кренится арматура (рис. П-13). Для предохранения цистерны от разрыва в случае* повышения давления в центре-крышки люка устанавливается пружинный предохранительный клапан 10, направленный внутрь цистерны,, чтобы предотвратить перерегулировку и преднамеренное воздействие-на него. Предохранительный клапан настраивается на избыточное давление 21,6 кгс/см2.
По обе стороны предохранительного клапана вдоль оси цистерны установлены 2 сливо-наливных угловых вентиля 1 и 5, которые внутри соединены со сливо-наливными трубами 14 через скоростные клапаны 15,. перекрывающие доступ газа к вентилям в случае их поломки и обрыва, наполнительных шлангов, сливных устройств завода или газораздаточной станции. Кроме того, на крышке* люка крепится вентиль 3, оборудованный скоростным клапаном 15*.
служащий для подачи в цистерну или отбора из нее через трубу 13 паровой фазы.
Для точного определения уровня наполнения или окончания опорожнения имеются угловые вентили малого размера. Вентиль 7 (для наглядности на разрезе вместе с трубкой сдвинут вправо) показывает максимально допустимый уровень наполнения цистерны сжиженным газом. Вентиль 3, соединенный с трубкой, конец которой выше конца •трубки вентиля 7 на 50 мм, является ограничительным. При заполнении цистерны вентиль 7 открыт. Когда цистерна наполнится до заданного уровня, жидкая фаза начнет из него вытекать. Сразу же закрывают наполнительные вентили и 5, но во время их Закрытия жидкость продолжает еще поступать в цистерну. После закрытия вентилей 1 и 5 открывают вентиль 5. Из него должна идти только паровая фаза. В противном случае газ удаляется из цистерны до тех пор, пока из вентиля 9 будет идти только паровая фаза. Для облегчения эксплуатации вентиль 7 выкрашен в зеленый, а вентиль 9 —в красный цвет.
Вентиль 6 служит для контроля за опорожнением цистерны от сжиженного газа. Трубка этого вентиля заканчивается внутри цистерны на уровне нижнего конца сливо-иалив-ных - труб. Вентиль 8 служит для удаления столба жидкости из трубки вентиля 6 после его закрытия. При открытии вентиля 8 (вентиль 6 при этом закрыт) пары сжиженного газа выдавливают жидкую фазу из трубки вентиля 6 в цистерну. Вентиль 4 дренажный с трубкой, не доходящей до. низа цистерны на 5 мм,- предназначен для удаления из цистерны воды и тяжелых остатков газа.
Для замера температуры сжиженного газа в крышке люка имеется патрон 2 длиной 2550 мм, заканчивающийся внутри цистерны. Для предохранения арматуры от повреждений и воздействий атмосферных
осадков на фланце 11 смонтирован колиак, который после наполнения цистерны устанавливается на фланец горловины 12, крепится, болтами и пломбируется.:
Все железнодорожные цистерны для перевозки сжиженных углеводородных газов по путям МПС СССР должны быть окрашены и иметь надписи в соответствии с альбомом «Знаки и надписи на вагонах железных дорог СССР». Цвет надписи — красный, размер букв 49 X 28 X X 7 мм. Надписи' и знаки, относящиеся непосредственно к ходовой части цистерн, наносятся в соответствии с требованиями действующих инструкций МПС.
В настоящее время разработан новый технический проект железнодорожной цистерны для перевозки сжиженных газов. Полный объем цистерны 98,3, полезный — 83,5 м3, или около 44 т газа.
При эксплуатации газораздаточных станций, специализированных баз хранения и других сооружений применяют уровнемеры самых разнообразных конструкций. Однако ни один из них, за исключением системы постоянных трубок, не может быть применен в железнодорожных цистернах, так как они не рассчитаны для работы в условиях тряски, вибрации и толчков, которые неизбежны во время движения цистерны по железной дороге.
Для улучшения условий труда и автоматизации контроля за сливом и наполнением железнодорожных цистерн сжиженным газом на базе выпускаемого серийно дифференциального мембранного манометра ДМ разработан специальный прибор (рис. П-14)., Конструкция его выгодно отличается от известных уровнемеров тем, что не требует врезки штуцеров в резервуар (цистерну), в котором контролируется уровень среды, так как уровнемер не монтируется внутри емкости. Принцип действия прибора основан на преобразовании механического пе-
55
56
2 3 4 5
I ---------ст/—г/-1—i/д--------------^-8 схему I
I ।1 /2v\ J/ i 5 V---*
I ! /Ф ® I 3 ± зоцииир
Рис. П-15. Электрическая схема датчик а слива жидкой фазы., I — датчик контроля слива; II — щит питания и сигнализации. 1 — дифференциально трансформаторный датчик дифманометрам 2 — диод в цепи управления; 5 — тиристор; 4 — сигнальная лампа;’ 5 — контактное реле; 6 — пакетный выключатель; 7 — понижающий трансформаторе
Рис. П-14. Общий вид прибора контроля слив а жидкой фазы..
ремещения сердечника в электрический сигнал, возникающий на выходе дифференциального трансформатора, сердечник которого связан с поплавком, перемещающимся при заполнении или опорожнении нижней камеры прибора сжиженным газом.
В железнодорожных цистернах нет необходимости определять промежуточные уровни .. (достаточно фиксировать их предельные значения), поэтому, выходной сигнал имеет релейную -характеристику. Чувствительным элементом прибора является поплавок, изготовленный из пенопласта и покрытый эпоксидной смолой, стойкой к углеводородным сжиженным газам.. Поплавок 2 (см. рис. П-14) размещен в нижней камере корпуса 1 дифманометра и с помощью стержня 3 связан с сердечником 7, находящимся в раздет лительной трубке &, на которую насажена катушка 4 дифференциального трансформатора.
Начальную.настройку прибора осуществляют перемещением нажимной гайки 6, действующей на катушку 4, Катушку закрывают . колпачком, на котором крепят сигнальную лампочку 5 и бесконтактное реле. Подключение прибора .кконтролируе-
мому объекту производят с помощью импульсных трубок 9 и 10, Для сигнализации окончания слива прибор-сигнализатор присоединяют к вертикальному стояку сливного трубопровода. В начале слива по мере заполнения трубы жидкой фазой через импульсную трубку 10 заполняется нижняя камера сигнализатора и поплавок всплывает, смещая сердечник с, нейтрального положения в сторону верхней катушки дифференциального трансформатора. Смещение сердечника вызывает на выходе катушки появление нескомпен-сированного переменного- напряжения, которое. через диод 2 подается на управляющий электрод тиристора 3 (рис. П-15). Срабатывание тиристора включает сигнальную лампочку 4 и контактное реле 5Г служащее для включения звукового сигнала. Этот сигнал может быть подан в цепь .управления запорной арматурой при наличии пневмопрщ вода для автоматического отключе7 ния сливного трубопровода и выполнения других операций, связанных с окончанием слива сжиженного газа.. .1
' После опорожнения цистерны трубопровод заполняют паровой фазой, из камеры прибора . сливают
жидкую фазу, поплавок опускается, •сердечник переходит в нейтральное положение, снимается сигнал с управляющего электрода, тиристор запирается (так как нагрузка питается переменным напряжением), сигнальная лампочка выключается и сра-•батывает звуковая сигнализация.
При контроле налива цистерн нижнюю камеру импульсной трубкой 10 подключают к сигнальному вентилю 7 (см. рис. П-13), а верхнюю через импульс 9 (см. рис. 11-15) — к трубопроводу пониженного давления или продувочной свече. Достигнув верхнего уровня, жидкая фаза через вентиль 7 поступит в нижнюю камеру прибора, что приведет к срабатыванию системы автоматического контроля. f Путем изменения положения катушки дифференциального трансформатора прибор можно . настраивать на срабатывание при нижнем или верхнем положении поплавка.
Для соблюдения предъявляемых к газонаполнительным станциям повышенных противопожарных требований корпус сигнализатора предельных уровней с дифференциальнотрансформаторным преобразователем, бесконтактным реле и сигнальной лампой монтируют в корпусе светильника повышенной надежности НОБ-ЗОО, установка которого допускается в помещениях класса В-I а. Монтаж сигпализатора на сливо-наливных трубопроводах эстакады выполняют с соблюдением требовании, предъявляемых к монтажу светильников повышенной надежности. Сигнальный щиток, включающий контактное реле и звонок, выносят во взрывобезопасную зону.
Внедрение предлагаемого прибора контроля предельных уровней позволит автоматизировать операции слива и наполнения сжиженным газом железнодорожных цистерн^
Для перевозки газа по автомобильным > дорогам используют автоцистерны (табл. П-2). Цистерна АЦЖГ-4-164, установленная на шар- -
си автомашины ЗИЛ-164 (рис. 11-16), перевозит 2 т сжиженного газа. Коэффициент использования грузоподъемности цистерны 50%, удельный расход металла — 0,55 т/м3 сжиженного газа. В верхней части цистерны 1 установлен предохранительный клапан 5. В центре заднего днища расположен люк 2 для внутреннего осмотра резервуара. Крышка люка выполнена в виде фланца с вваренным в него вогнутым днищем, что дает возможность убрать КИП во внутреннюю полость крышки люка. Там расположены термометр, манометр и вентиль контроля уровня максимального наполнения. Указатель уровня 3 представляет собой стеклянную трубку, заключенную в стальную с пазами для наблюдения и подсветки. Защитная трубка обеспечивает сохранность указателя., Уровнемерное стекло' ' отключается игольчатыми вентилями,, имеет диаметр 20, толщину стенки 3,5 и длину 1230 мм.
•Для наполнения и слива по обе ст,ороны автоцистерны в нижней части установлены 6 вентилей типа 15кч16бт- диаметром 32 мм, соединенных трубами с резервуаром. Цистерна снабжена четырьмя дю-ритовыми шлангами S с условным диаметром 40 мм для соединения ее; с резервуарами. Шланги могут быть длиной до 9,5 м. Резьба у всех штуцеров и накидных гаек левая. Шланги испытываются двукратным рабочим давлением, а изготавливаются на пятикратное. Оба конца должны иметь прочные сочленения. Снаружи шланги обвиваются проволокой, причем это усиление шлангов используется для за-земления.
Цистерна может быть использо-в^на ц как раздаточная при установка на ней насоса С5/140 или шестереночного НСГ-15, место для установки н^ цистерне предусмотрено. Цасос приводится в движение от двигателя автомобиля через коробку Отбора мощности. Резервуар и дру-
ТАБЛИЦА П-2
ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ АВТОМОБИЛЬНЫХ ЦИСТЕРН
Показатели АЦЖГ-4-164 4 ч АЦЖГ-5,8-130 i АЦЖГ-6-130 АЦЖГ-10-164Н АЦЖГ-12-200В •’
Размеры, мм: О
длина ..... . . 6880 6950 7300 10400 12565
высота 2330 2490 2490 3050 3285
ширина Емкость, л: 2260 2260 2260 , 2260 2335
полезная 4000 5000 5100 10000 12 400
геометрическая . . . Коэффициент наполнения Масса газа, кг (при плотности 0,564 t/mS) . . < ... 4700 5800 6000 0,85 - 11750 14 600
2200 2820 2900 5000 7000
Внутренний диаметр, мм Длина цистерны по дни- 1300 1400 1400 1600 1600
щам, мм ........ 58 ' Толщина стенок днища, мм Толщина стенок цистерны, 3690 4000 4160 6130 7600
14 12 12 16 14
мм ..... Расчетное рабочее дав ле- 12 10 10 12 12
ние, кгс/см2 . Давление при гидравличес- 16 16 16 18 18
ком испытании, кгс/см2 Масса цистерны с о борудо- 20 20 . 20 17 23
ванием, кг . Масса резервуара на 1 кг 2200 2260 2330 3680 6000
сжиженного газа, кг/кг ..... Масса автоцистерны (с автомобилем, полуприцепом - или прицепом), кг: ' . 0,97 0,81 0,8 0,67 0,66
v :: : без газа . . 5820 6610 6536 9500 15 300
с газом . , . , , . Проходимость по классу 8020 . ,9410 9436 14500 23 000 Ч_-
дорог ......... J Общей автомобильной 1-й и 2-й
. А - . ч □ J" *• г л' ч- сети категории
гие элементы автоцистерны закрыт ваются кожухом 4 (см. рис. 11-16), предохраняющим резервуар от нагрева солнцем. Поверхность кожуха и резервуара окрашивается светлосерой или алюминиевой краской. Вдоль резервуара на кожухе делается красная опознавательная полоса и надпись «Пропан огнеопасно».
Для перевозки большого количества сжиженных газов разработаны и другие автоцистерны. Автоцистерна АЦЖГ-12-200В (рис. 11-17, а), монтируемая на раме полуприцепа
5215Б автотягача МАЗ-200В, предназначена для транспортировки, хра-нения и раздачи сжиженных газов (заправка баллонов, газобаллонных автомобилей и групповых подземных резервуаров). В центре заднего днища находится смотровой люк диаметром 450 мм, в котором расположен указатель уровня, технический манометр (М-100 на 25 кгс/см2) и контрольный вентиль максимального заполнения. Для защиты цистерны от чрезмерного повышения давления в верхней части уст ано-
0£€Z-
Рис. П-16. Автоцистерны АЦЖГ-4-164 (а) и АЦЖГ-10-164М (б).
a
60
влены два предохранительных клапана — рабочий и контрольный. Контрольный предохранительный клапан настроен на открытие при давлении 16,8, рабочий — 17,3 кгс/см2. Внутри сосуда расположены четыре волнореза. Цистерна окрашивается светло-серой или алюминиевой краской, вдоль резервуара наносится красная опознавательная полоса и надпись «Пропан огнеопасно».
В коммуникациях автоцистерны пр е дуемо тр ены присо единит ельные патрубки с запорными вентилями, дающие возможность осуществлять опорожнение и наполнение сжиженным газом по раздельным трубопроводам. На линии наполнения сжиженного газа установлен обратный пружинный клапан. В случае разрыва шланга или трубы клапан автоматически отключает цистерну от линии. Для предохранения цистерны от наполнения выше положенного уровня на трубе наполнения перед обратным клапаном установлен ограничитель наполнения (ав-
Рис. П-17. Автоцистерна АЦЖГ-12-200В : (а) и АЦЖГ-15-504 (б).
трстоп). На трубопроводах паровой фазы к сливной линии установлены скоростные клапаны. На цистерне установлен насос G5/140 с приводом от отдельного двигателя УД-4 (малолитражный, карбюраторный, четырехтактный) мощностью 16 л. с. с числом оборотов 3000 об/мин. Питание подводится от паровой фазы автоцистерны к карбюратору двигателя через редуктор. Удельный расход металла 0,4 т/м3 газа.
Институт Мосгазпроект разработал также автоцистерну АЦЖГ-12-164Н на базе тягача ЗИЛ-ММЗ-164М (рис. 11-18). Полуприцеп транспортируется тягачом ЗИЛ-130. Ряд узлов этой цистерны аналогичен узлам цистерны АЦЖГ-12-200В. Полезная грузоподъемность 5 т, масса автопоезда 14,5 т, длина 10 400 мм, наименьший радиус поворота (по колее переднего наружного колеса) 8 м. Указатель уровня жидкости уста-
новлен в средней части резервуара, что обеспечивает большую точность замера.
ГипроНИИГаз разработал автоцистерну АЦ15-377С, которая может быть использована для заправки газом баллонов па специальных наполнительных пунктах средствами этих пунктов или насосом, устанавливаемым на цистерне. Это наиболее удобная конструкция. Она состоит из автомобиля-тягача «Урал-377С» и цистерны-полуприцепа, выполненной на базе серийно выпускаемого полуприцепа МАЗ-5245. В настоящее время резервуар автоцистерны изготавливается в Румынии.
Цистерна-прицеп Ц АП 5-817 для сжиженного газа на базе автоприцепа ГКБ-817 предназначена для транспортировки, хранения и раздачи сжиженных газов и работает в сцепе с автоцистерной АЦ-6 на шасси автомобиля ЗИЛ-130.
.Раздаточные автоцистерны, предназначенные для доставки сжиженного газа потребителям с розливом в индивидуальные баллоны, оборудуются комплектом приспособлений для розлива сжиженного газа.
На цистерны для перевозки сжиженного газа распространяется действие «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» Госгортехнадзора СССР. Поэтому резервуары таких автоцистерн изготавливают из листовой углеродистой стали по
Рис. П-18. Автоцистерна АЦЖГ-12-164Н.
1 — седельный тягач ЗИП-ММЗ-164Н; 2 — резер--вуар; з — предохранительные клапаны; 4 — указатель уровня; 5 — теневой кожух; в — люк-лаз; 7 — трубопроводные коммуникации и арма--тура; £ — указатель поворота; Р — цепь заземления; Ю — подвеска полуприцепа; 11 — ось-с тормозами, ступицами и колесами; 12 — брызго-' вин; 13 — стояночный тормоз.
ГОСТ 5520—69 * и оборудуют следующей арматурой:
а) запорными устройствами для налива и слива сжиженного газа, at также для выпуска его паров;
б) пружинным предохранительным клапаном;
в) манометром;
г) указателем уровня жидкостиг (уровнемером).
Рекомендуется устанавливать скоростные предохранительные клапаны на трубопроводе для слива сжиженного газа и на отводе паровой: фазы, а также ограничитель уровня: налива сжиженного газа в цистерну. Цистерна должна быть защищена от разрядов статического электричества, возникающего при налпве-и сливе сжиженного газа, а также-при движении. Внутри резервуара для смягчения ударов при изменении характера движения устанавливают волнорезы (перегородки). Сверху цистерну покрывают защитным кожухом из стального листа толщиной не менее 1 мм или теплоизоляцией для предохранения от воздействия солнечных лучей. Выхлопную трубу двигателя автомобиля или тягача
6U
располагают в передней части, под радиатором, для уменьшения вероятности воспламенения от искр.
На резервуаре по окружности фланца для лаза выбивают клеймо, на котором указывают:
а) номер цистерны по списку завода-изготовителя;
б) год изготовления и дату технического освидетельствования;
в) общую массу цистерны;
г) емкость цистерны;
д) рабочее пробное давление;
е) клеймо ОТ К завода-изготовителя.
На металлической табличке, расположенной на швеллерном брусе
Рис. П-19. Конструкция съемного контейнера РС-1000.
1 — проушина для погрузо-разгрузочных работ; 2 — днище; 5 — обечайка; 4 — рычаг поплавка магнитного указателя уровня; 5 — защитный колпак; в — крепление колпака; 7 — штуцер расходного трубопровода; £ — дренажная трубка;
9 — лапа; 10 — манометр; 11 — стрелочный указатель магнитного измерителя уровня; 12 — приборная доска; 13 — вентиль трубки максимального наполнения; 14 — расходный вентиль; 15 — наполнительный вентиль; 16 — наполнительная трубка, распыляющая жидкую фазу; 17 — предохранительный клапан; — переходник; 19 — регулятор давления.
автоцистерны, выбивают регистрационный номер Госгортехнадзора СССР или Котлонадзора.
В последние годы в ряде зарубежных стран (Англия, Франция, США, ФРГ, Чехословакия и др.) доставку
сжиженных газов отдаленным потребителям осуществляют в контейнерах-цистернах грузоподъемностью от 0,5 до 3,5 т и в баллонах, установленных в контейнерах-клетках. Контейнерные перевозки позволяют ускорить оборот вагонов и автомобильного транспорта, повысить производительность труда, высвободить большое число грузчиков, увеличить скорость доставки и сохранность грузов, механизировать погрузку и разгрузку контейнеров с помощью автопогрузчиков, мостовых и козловых электрических кранов, облегчить и ускорить коммерческие операции по приему и выдаче груза, а также увеличить размеры транзитных перевозок.'В СССР один из самых больших в мире нарк различных контейнеров, однако контейнерный транспорт газа еще не получил промышленного внедрения из-за отсутствия разработанных комплексных проектов, схем и технологии контейнерного транспорта. Благодаря внедрению контейнерных перевозок, а также механизации наполнения и слива баллонов, погрузочно-разгрузочных и складских работ, годовая производительность труда в системе распределения сжиженных газов может составить 240— 300 вместо нынешних 30 т/чел.
ГипроНИИГазом разработаны контейнеры типа PC (резервуары съемные) емкостью 600, 1000 и 1600 л (рис. 11-19). Выпускает их Саратовский экспериментальный завод газовой аппаратуры. Контейнеры предназначены для газоснабжения туристских баз, санаториев, домов отдыха, пионерлагерей и других подобных объектов, расположенных вне черты населенных пунктов.
Контейнеры оборудованы патрубками для заполнения, уровнемерными трубками, патрубками паровой фазы, манометром, предохранительными выпускными клапанами, магнитным указателем уровня, регулятором давления первой ступени РДС-10 и запорной арматурой.
ЮжНИИгипрогазом разработаны шаровые контейнеры емкостью 300, 500 и 1000 л для газоснабжения промышленных потребителей, групповых домовых установок, предприятий бытового обслуживания животноводческих помещений, птицеферм, зерносушилок и других потребителей, которых не может удовлетворить баллонное газоснабжение. Шаровые контейнеры сварены из двух полусфер и установлены на опоре из труб. В верхнюю часть контейнера ввертывается головка, арматура которой обеспечивает все технологические операции, необходимые при эксплуатации. Головка закрыта защитным кожухом. Масса контейнеров соответственно 205, 262 и 387 кг.
Расчетные эксплуатационные данные шаровых контейнеров следующие:
Объем емкости, л 1000 500 300
Максимальная рас-v четная испаритель-
1 ная способность, мЗ/ч............. 4,5 2,9 2,0
Максимальная тепло-
производитель- ‘ '*7
ность по сжижен-
ному газу, ккал/ч 100000 65 000 ’45 000 Время работы при
максимальной производительности, ч 110 85 75
63
Контейнеры работают при температуре от —40 до 50° С. За расчетное рабочее давление в контейнерах принята упругость насыщенных паров пропана при 45О:С — 16 кгс/см2.
Съемный контейнер геометрическим объемом 5 м3 (рис. П-20), разработанный также ЮжНИИгипрогазом, предназначен для транспортировки газа по железной дороге, а затем автотранспортом для газоснабжения сельских районов и отдаленных коммунальных потребителей. Установленные на контейнере арматура, приборы и оборудование обеспечивают все технологические операции, необходимые при эксплуатации. Прилагаемые съемные опоры позволяют снимать и грузить контейнеры при
€4
Рис. 11—20. Шаровой съемный контейнер.
отсутствии подъемных механизмов. Техническая характеристика контейнеров следующая:.......
Наполнение (пропан), кг 2550 То же, л........... . ‘ 4250 ,
Толщина стенок, мм: ' \
корпуса ..... ,10
днища.......... 10
Внутренний диаметр сосуда, мм : 1400
Рабочая , .температура, С . ................. 6т—40 до 50
Давление, кгс/см2: рабочее 18
для гидравлического испытания 23
Масса резервуара, кг 1650
Габаритные размеры, мм 3562X1420X1800
КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ
При конструировании, выборе материалов и изготовлении резервуаров для сжиженных газов необходимо учитывать следующие специфические особенности пропан-бутановых смесей и условия эксплуатации:
1) особые требования, прдъявля-емые к сталям для сварки, жесткие требования к отсутствию отклонений
в большую сторону от норм химического состава для таких элементов, как углерод, кремний, марганец, фосфор и сера;
2) повышенную взрывоопасность и пожароопасность сжиженных газов;
3) высокий коэффициент объемного расширения жидкой фазы, определяющий необходимость резервного объема (паровой подушки). В резервуаре, заполненном пропаном целиком, при повышении температуры на один градус давление повышается в среднем на 7 кгс/см2 (6,86-10& н/м2). Следовательно, в этом случае напряжения в его стенках быстро достигают предела прочности, что приводит к неизбежному разрушению при любых принятых запасах прочности и толщинах стенки;
4) значительное изменение давления газа при изменении температуры, т. е. возможность возникновения как высокого давления, так и .вакуума внутри ' сосуда. Поэтому требуется дополнительная проверка прочности сосудов на воздействие наружного атмосферного давления;
5) марку стали, подбираемую для резервуаров. Она должна учитывать возможность штамповки и вальцовки днищ и обечаек, т. е. характеризоваться определенным временным сопротивлением разрыву сгв и пределом текучести а также пластичностью;
6) рабочую температуру стенок резервуара и аварийную. (в случае пожара) в условиях эксплуатации;
7) величину ударной вязкости материала (для транспортных резервуаров).
ОБОРУДОВАНИЕ
Предохранительные клапаны. По правилам Госгортехнадзора пропускная способность предохранительных клапанов (рабочего и контрольного) должна быть таковой, чтобы давление паров сжиженного газа в резервуаре не превышало рабочее чем
на 15%.
Причинами возникновения высо-.
ких давлений могут быть:
— повышение давления от нагрева солнцем, при пожаре и т. д.;
— расширение жидкости в хранилище от повышения температуры при отсутствии или недостатке парового пространства;
— наполнение резервуаров жидкостью с большей упругостью паров, чем предусмотрено;
— сжатие инертного газа, находя- / щегося в резервуаре, при подаче жидкой фазы;
— подача жидкости в уже заполненный резервуар насосами, которые создают повышенное давление против- рабочего.
Предохранительные клапаны должны обеспечивать сброс паровой фазы, образующейся в резервуаре при пожаре.
Обычно пропускная способность клапана рассчитывается по формула
G = 220F/7 у/'МТТ, (П-1)
где F — рабочее сечение клапана^ см2; р — абсолютное давление в момент открытия клапана, кгс/см2; М — молекулярная масса газа; Т — температура газа, °К.
Количество паров, образующихся в резервуаре при пожаре, кг/ч,
G = Q/r, (П-2)
где Q — количество тепла, получаемое резервуаром при температуре стенки 600° С, ккал/ч; г — теплота парообразования; при условиях хранения пропана г ^80 ккал/кг.
Количество тепла, поступающего в сосуд, ккал/ч,
<? = Fnfc(*r-Q, (П-3)
где Fn — полная наружная поверхность резервуара, м2; к — коэффициент теплопередачи через стенку к жидкой фазе; принимается равным 20 ккал/(м2-ч- °C); tr — температура омывающих сосуд раскаленных газов (600° С); — температура ки-
пения сжиженного газа при давле
нии срабатывания предохранительного клапана.
Если подставить формулу (П-З) в (П-2) и затем приравнять выражения (П-1) и (П-2), то после несложных преобразований можно получить, что рабочее сечение клапана, см2,
F — & пк fl Т-4)
|*220гр УИГ/Т~ * К 7
Формула (П-4) относится к наземным резервуарам; для подземных резервуаров площадь сечения клапана берется 30% от площади для наземных.
Предохранительный клапан при давлении, на которое он отрегулирован, только начнет открываться и, следовательно, сначала появляется маленькая щель, не пропускающая всех образующихся паров. По условиям Котлонадзора давление в 65 сосуде не должно повышаться более чем на 15%. При этом давлении клапан должен быть полностью от^” крыт и обеспечить расчетный расход, для чего производится проверочный расчет сечения образующейся круговой щели по формуле
F' = ndh, (П-5)
где d — диаметр клапана, см; h — высота подъема клапана, см; если F' 5г F, то клапан обеспечит безопасность работы сосуда.
Настройка и регулировка предохранительных клапанов производится с таким расчетом, чтобы они открывались при следующих давлениях:
Рабочее давление в сосуде, кгс/см2
До 7
7—13
Более 13
Рабочий и контрольный
Контрольный
Рабочий
Контрольный
Рабочий
Клапаны Настройка
Рабочее +0.2 кгс/см2
Рабочее +0,2 кгс/см2
Рабочее +0,3 кгс/см2 1,05 рабочего давления 1,08 рабочего давления
5 Н. И. Преображенский
66
Предохранительные клапаны устанавливают непосредственно на резервуарах, при этом установка запорных органов между резервуаром и клапаном недопустима. Сдвоенные предохранительные клапаны монтируют с помощью трехходового крана, обеспечивающего их поочередное или одновременное включение и исключающего их одновременное отключение.
При поступлении газа в резервуары в виде жидкой фазы, т. е. при сливе цистерн, танкеров или поступлении сжиженного газа по трубопроводу, может произойти переполнение резервуара и увеличение в нем давления выше рабочего, т. е. до давления перекачивания, создаваемого насосами, компрессорами или сжатыми газами. В этом случае предохранительные клапаны должны сбрасывать жидкую фазу, не допуская роста давления в резервуаре. Пропускная способность клапана по жидкости, м3/сек,
7 = 0,8F/2gpH/TBt) (П-6)
где — давление, развиваемое насосом, трубопроводом, кгс/см2; — удельный вес жидкости, кгс/м3.
Проходное сечение предохранительного клапана на испарителе сжиженного газа, см2,
2^ = О.35(2,55й + 5о), (П-7)
где — поверхность нагрева испарителя, м2; 50 — внешняя поверхность испарителя, м2.
Конструкции клапанов различны. Один из возможных пружинных предохранительных клапанов показан на рис. 11-21.
Уровнемеры. Эксплуатация газораздаточных станций, специализированных баз хранения и распределения сжиженных газов вызывает необходимость достаточно точного и оперативного определения уровня
сжиженного газа в резервуарах и контроля их наполнения. Необходимо в любой момент точно определять наличие газа на базе хранения, количество слитого из железнодорожных цистерн, судов или поступившего газа по трубопроводу от поставщика, чтобы правильно приходовать газ, наполнять резервуары, определять утечки при сливе, обслуживании и розливе сжиженного^ газа в баллоны, подвижные емкости и автоцистерны* Вот почему одним из важнейших устройств на резервуарах сжиженного газа являются указатели уровня (уровнемеры). Они бывают следующих типов:
— с постоянными трубками;
— с мерным стеклом;
— с поворотной или скользящей трубкой;
— поплавковые;
— магнитные;
— электронные;
— радиоактивные.
Обычно весь учет сжиженного газа ведется по массе, как единственно постоянному параметру. Масса соответствует количеству молекул, которое не меняется в ее единице ни от давления, ни от температуры, ни от состояния вещества, а каждая молекула обладает строго постоянной теплотой сгорания. Следовательно, масса равнозначна количеству тепла, получаемому при сгорании. Потребитель получает сжиженный газ также по массе.
Масса газа, сливаемого в стационарный резервуар, может быть определена взвешиванием цистерны, если имеются вагонные весы, или по осадке судна, транспортировавшего газ. Взвешивать газ, поступающий по трубопроводу, незвозможно; имеющиеся объемные счетчики нефтепродуктов для сжиженных газов малопригодны. Поэтому приходится использовать объемный способ, причем необходимо вводить поправки на изменение удельного объема в зависимости от состава сжиженного газа (состав почти всегда неизвестен) и
67
Рис. П-21. Предохранительный пружинный клапан ^гипа ППК (а) и схема установки двух ППК на резервуаре для сжиженного газа (б).
2 — трехходовой кран; 2 — предохранительные клапаны (левый — на контрольное, правый — на рабочее установочное давление);
3 — коллектор; 4 — резервуар.
температуры (очень велико температурное расширение жидкости). Для определения объема (в постоянных емкостях) необходимо знать, какую часть этого объема занимает жидкость, т. е. уровень жидкости. При определении количества газа по уровню жидкости необходимо учитывать неточность этого метода, даже если применяемые уровнемеры имеют класс 1,5 (ошибка 1,5% от шкалы уровня).
Одним из самых распространенных является уровнемер с постоянными трубками (рис. 11-22). Указатель
5*
уровня состоит из нескольких трубок 1 и 4 (обычно три, но может быть и больше), погруженных внутрь резервуара на разную глубину, причем одна из них — трубка предельного уровня. На каждой трубке установлен угловой вентиль 2, который вворачивается в приваренную переходную муфту 3 с отверстием не более 3 мм. Во время заполнения резервуара вентиль на трубке 1 предельного уровня каждые 3—5 мин открывают полностью, и налив жидкости продолжается до тех пор, пока из него не появится
Рис. 11-22. Уровнемер с постоянными трубками.
туманообразная струя жидкости. После этого наполнительную задвижку и вентиль закрывают — резервуар заполнен.
Длину трубки предельного уровня 6g подбирают так, чтобы резервуар был заполнен пропаном до требуемого уровня (пределы наполнения указаны ниже) при 5° С (для подземных 10° С). Резервуар с отрегулированным таким способом указателем будет нормально заполнен бутаном и смесями с большим содержанием бутанов (во' всех случаях учитывается, что жидкость не должна полностью занимать объем наземного резервуара при 55, а подземного — при 41° С).
Трубку верхнего предельного уровня следует устанавливать во всех резервуарах и при наличии указателей других типов. Длина трубки определяется уровнем жидкости, который соответствует максимально допустимому объему жидкости
(П-8)
Рж
где Vr — полный геометрический объем резервуара, л; Г11{ — плотность наполнения (количество жидкой фазы, которым допускается заполнить 1 л закрытого сосуда), кг/л; рж — плотность жидкости при 15° С, кг/л.
Плотность наполнения (дри 59С для наземных резервуаров — Ян. н и прп 4-Ю°С
для подземных — Ян. п) имеет следующую зависимость от плотности жидкой фазы:
рж при 15° С
0,50
0,51
0,52
0,53
0,54
0,55
0,56
0,57
0,58
0.59
ТТн.н
0,396 0,407 0,428 0.438 0,448 0,460 0,470 0,490 0,501 0,511
0,447 0,453 0,474 0,484
0,494
0,504 0,515 0,530 0,535 0,545
Пример 12. Определить, какому заполнению должна соответствовать установка трубки предельного уровня наземного и подземного резервуаров для пропанбутановой смеси с плотностью при 15° С Рж = 0,560 кг/л.
Решение, Для наземного резервуара по формуле (II -8), принимая объем Уг = = 1000 л, 7тах (1 = 1000 -0,47/0,56 = 840 лт т. е. степень заполнения равна 0,84. Для подземного резервуара Гшахп — Ю00 X X 0,515/0,56 = 920 л, т. е. степень заполнения равна 0,92.
При расчетах для пропана допустимую степень заполнения резер-
Рис. 11-23. Графики для определения количества газа, находящегося в цилиндрических горизонтальных резервуарах.
а — зависимость степени заполнения о от h/d (кривая 2 — часть кривой 1 в увеличенном масштабе, см. вертикальную шкалу справа и верхние цифры горизонтальной шкалы); б — зависимость объема жидкой фазы в резервуаре ПЕ-50 (объемом 50 м3) от ее уровня h.
69
вуаров практически принимают: наземных ан = 0,85, подземных оп ~ = 0,90 (о = 7Ж/УР).
Для определения высоты сегмента газовой подушки (d — h) и степени заполнения резервуара о на рис. П-23, а нанесены кривая 1 и кривая 2 — часть кривой 1 в увеличенном масштабе (правая шкала а). Эти графики и график на рис. 11-23, б применяются для определения количества газа в резервуарах по любому уровнемеру*
Пример 13. Определить длину * трубки предельного уровня наполнения (от внутренней поверхности резервуара) для наземного горизонтального резервуара (d = 2400 мм) при степени максимального заполнения 0,85.
Решение, На графике (рис. П-23, а) проводим горизонтальную линию от о — 0,85
(точка а) до пересечения с кривой 7 (точка б) и опускаем перпендикуляр к оси h/d, В точке в h/d = 0,8, т* е. h — 0,8d. Тогда I = d — h, т. е. I — d — 0,8d — 0,2d, или I = 0,2-2400 — 480 мм.
Кроме трубки предельного уровня на резервуарах имеются трубки процентного наполнения, например 50 и 25% (при трех трубках) или через каждые 10%. Наличие большого количества вентилей увеличивает вероятность утечки, поэтому существует конструкция, имеющая один спускной вентиль, переключающий кран и много мерных трубок внутри емкости* Недостатки уровнемера:
— неточность замера, погрешность до 35, 40, 10% в зависимости от количества трубок;
— потери газа при наполнении (вентиль предельного уровня перио
дически открывают во время слива) и при ежесменной проверке наличия газа (при обходе резервуаров, переключении на расход);
— большое количество соединений (потенциальные возможные утечки).
Конструкции других уровнемеров широко освещены в литературе [5, 8, 29, 31, 38] и каталогах и здесь не рассматриваются. Кроме того, в настоящее время появляются новые типы уровнемеров. И все же разработка эффективного уровнемера для дистанционного контроля наполнения стационарных резервуаров
остается актуальной для изобретателей и специализированных институтов.
Пример 14. Определить процент наполнения наземного горизонтального резервуара (d = 2400 мм), если в уровнемере с мерным стеклом высота жидкости 1270 или 380 мм.
Решение. В первом случае h/d = = 1270/2400 = 0,53* Из точки г на рис. П-23 проведем вертикальную линию до пересечения с кривой 1 (точка 5) и далее — горизонтальную линию влево до пересечения0 со шкалой а (точка е). Получим 0,54.
Во втором случае Л/d = 380/2400 = = 0,158. Решаем пример по кривой 2. Путь решения: точки ж—е—и. Ответ — 0,105.
11-3. ХРАНИЛИЩА, РАБОТАЮЩИЕ ПРИ АТМОСФЕРНОМ ДАВЛЕНИИ
(изотермические)
Изотермическое хранение газа весьма перспективно, хотя и требует дополнительных расходов на сооружение холодильных установок и покрытие стенок резервуара теплоизоляцией.
Технологический расчет низкотемпературного изотермического хранения сжиженного газа зависит от принципиальной схемы. Тип циркуляционной холодильной установки выбирается в зависимости от принятого температурного режима хранения сжиженного газа в теплоизолированном резервуаре, выполняющем в данном случае функции испарителя.
Основное поступление тепла в хранилище происходит с жидкой фазой, подаваемой для наполнения резервуара из транспортных сосудов или . трубопроводов. Поэтому
Q = Vuc (£ц — ip), (П-9)
где Уд — скорость наполнения резервуара, кг/ч; с — теплоемкость жидкой фазы, ккал/(кг-°С); — температура жидкой фазы, подаваемой в резервуар, °C; £р — температура жидкой фазы в резервуаре, °C.
Из формулы (II-9) видно, что уменьшить мощность холодильной установки можно только за счет скорости наполнения резервуара. Обычно она при сливе трех железнодорожных цистерн равна 33— 35 т/ч, что требует очень мощных холодильных установок, работающих всего несколько часов в сутки (только при сливе). В остальное время холодильные установки нужны только для сжижения газа, испаряющегося в резервуаре, что составляет в сутки 0,3—0,5 мае. % хранящегося в резервуаре сжиженного газа.
П р и м е р 15. Определить мощность холодильной установки для обеспечения работы изотермического резервуара емкостью (?Ре ж = 1000 т при поступлении по железной дороге шести цистерн сжиженного пропана в сутки. Скорость слива 35 т/ч, температура наружного воздуха 20q С.
Решение. Мощность холодильной установки на сжижение газа, испаряющегося в резервуаре, = 0,005 жг/24 =
= 0,005-1 000 000 -90/24 = 18 750 ккал/ч (г — теплота испарения пропана).
Поступление тепла с жидкой фазой из железнодорожных цистерн по формуле П-9 (?ц = 35 000 0,53 [20—(—42)] = = 1 150 000 ккал/ч.
Мощность холодильной установки Qy = = <?н + <2и = 1 150 000 + 18 750 ~ = 1 168 750 ккал/ч-
Чтобы уменьшить мощность холодильных установок, нужно снизить скорость слива сжиженного газа, но это вызовет простои цистерн, что ухудшит стабильность поставки сжиженного газа (меньшая оборачиваемость цистерн) и повлечет за собой дополнительные расходы (штрафы). Можно выйти из этого положения, если иметь промежуточный резервуар, работающий под давлением, в который и сливается газ из железнодорожных цистерн. Затем из этого резервуара осуществляется перекачка газа с меньшей скоростью в изотермический резервуар и его охлаждение. Для охлаждения используются как холодильные установки, так 'и теплообменники, установленные на линии отбора жидкой фазы для наполнения баллонов и автоцистерн.
Пример 16. Для условий примера 15 при наличии на базе хранения промежуточного резервуара определить мощность холодильной установки и емкость этого резервуара.
Решение. Поступление тепла в изотермический резервуар останется таким же, т, е. 18 750 ккал/ч. Поступление тепла с жидкой фазой из промежуточного резервуара при условии равномерной перекачки ее в течение суток фпр — ’ (*пр — *р) =
6x22 000x0.53 гол . /ОЧ1 лолплп / —------^4----[20- (—42)1=180000 ккал/ч.
Тогда мощность холодильной установки фуОпр-!-С?я == 180 000—J-18 /50 = = 198 750 ккал/ч, т. е. в 6 раз меньше, чем в предыдущем примере. Время, в течение которого будут слиты 6 цистерн в промежуточный резервуар т = (?ц/уц = = 6 x 22 000/35 000 — 3.78, т, е. 3 ч 46 мин.
При равномерном поступлении сжижен-ного^газа в резервуар в течение часа будет поступать Up — £ц/24 ~ 6 X 22 000/24 — = 5500 кг/ч. Тогда промежуточный резервуар должен вмещать не менее Gnp — £ц— — 17рт= 132 000—5500 X 3,78 = 117 800 кг. При средней плотности пропана р = 0,56 т/м3 и о = 0,85 это составит объем около 277 м3.
Если изотермический резервуар используется как хранилище сжи
женного газа при установках регазификации, то можно охлаждать доставляющий в цистернах газ и за счет самоиспарения жидкой фазы. Расход испаряющегося газа при охлаждении, кг [32],
[*НСП — ^0 . i
сж г
(П-10)
где Go — количество газа до испарения, кг; сж — теплоемкость жидкой фазы в интервале температур, ккал/кг*°C); (Эи — тепло, поступающее через изоляцию, ккал/ч.
Пример 17. Определить часовой расход газа для охлаждения поступающего в железнодорожных цистернах сжиженного газа в летнее (температура воздуха 209 С) и в зимнее (температура воздуха —20? С) ' время при скорости слива уц = 35 т/ч, а также количество газа, поступившего в хранилище.
Решение. По формуле (П-10) без последнего члена расход испаряющегося газа в летнее время
t0,&3[20-(-42)] ~1 1-е 80 J =
71
= 10 700 кг/ч;
то же, в зимнее время
t0,53[-20-(-42)] -
1—е 90
= 5144 кг/ч.
Таким образом, в летнее время в хранилища будет слито 35—10,7 = 24,3 т/ч, т. е. 69%, а зимой 35—5,1 <= 29,9 т/ч, т. е. 85,5% сжиженного газа, охлажденного до — 42? С.
Если для газоснабжения необходимо газа меньше, чем испарилось, то излишки можно сжижать в холодильной установке. В этом случае она потребуется меньшей мощности, чем в предыдущих примерах. Наиболее экономичное решение подбирается в каждом конкретном случае, оно может совмещать все рассмотренные способы.
Таким образом, основным критерием эффективного применения изотермических хранилищ является ве-
Рис. П-24. Термодинамическая схема изотермического хранилища сжиженных газов.
I I I I II I
личина энергетических затрат в процессе эксплуатации хранилища. Это требует особого внимания при внедрении изотермических хранилищ к режимам их работы, технологическим схемам, термодинамическим особенностям новых сфер применения.
Термодинамический принцип низкотемпературного хранения сжиженного газа заключается в следующем (рис. П-24). В испарителе происходит кипение хранимой среды (рабочего тела) при низком давлении р$ и соответственно низкой температуре £0 за счет теплопритоков из внешней среды ()0. В процессе кипения жидкое рабочее тело превращается в пар, который при низком давлении р0 засасывается компрессором 2. Тепло, поглощаемое 1 кг рабочего тела при изобарическом процессе кипения, определяет значение удельной холодопроизводительности (в формулах индексы при значениях теплосодержаний i соответствуют точкам на Т — S- диа
грамме, см. рис. 11-24):
«о = й —Ч- (П-11)
В компрессоре пар сжимается от низкого давления pQ до более высокого рк, на что расходуется работа А1К, При адиабатическом сжатии 1 кг рабочего тела расходуемая работа измеряется разностью энтальпий:
А1К — i2—ir. (П-12)
Из компрессора пар высокого давления ру поступает в конденсатор, где за счет отдачи тепла QK окружающей среде происходит изобарический процесс конденсации рабочего тела. Количество тепла, отдаваемое 1 кг рабочего тела в этом процессе,
= Ч — is- (П-13)
Давление рабочего тела снижается от рк до р$. При этом за счет отдачи работы Л2р температура его снижается от tK до после чего оно поступает в испаритель.
Процесс охлаждения в данном случае осуществляется за счет кипения
Рис. П-25. Схема циркуляционного холодильного цикла изотермического хранилища сжиженных газов,
ЦБД и ЦНД — цилиндры высокого и низкого давления; ДВ, и ДВЕ — дроссельные вентили.
J — резервуар-испаритель; 2 — промежуточный сосуд;
—[конденсатор.
жидкого рабочего тела при постоянном давлении р0, соответствующем температуре кипения t0. Последняя остается постоянной до тех пор, пока в резервуаре-испарителе имеется хранимая среда — хладагент— и пока не изменится давление р0. Холодильный цикл 1 — 2' — 3 — протекает в области насыщенных паров. Если допустить, что температуры кипения t0 и конденсации совпадают с температурой охлаждаемой среды i, то цикл 1 —- 2' — 3 — 4' будет являться циклом Карно, обладающим максимальным значением холодильного коэффициента & = = q$IAlK и минимальным значением работы АI. Отличия действительного холодильного цикла от цикла Карно заключаются в следующем.
1. В современных холодильных машинах вместо детандера устанавливают дроссельный вентиль ДВ (см. рис. П-24), так как величина работы детандера при адиабатическом расширении рабочего тела незначительна, а выполнить детандер для парожидкостной смеси конструктивно трудно. В процессе дросселирования давление рабочего тела резко снижается без совершения внешней работы. Энтальпия при этом остается постоянной: i3 = Процесс дросселирования необратим, в связи с чем замена детандера дроссельным вентилем вносит в цикл двойные потери: уменьшение удельной холодопроизводительности и увеличение затрат работы.
2. Степень обратимости холодильного цикла с дроссельным вентилем
из-за наличия потерь всегда меньше единицы.
Для сокращения необратимых потерь холодильного цикла применяют различные способы повышения термодинамической эффективности. Основным методом является переохлаждение жидкого рабочего тела перед дроссельным вентилем. В этом случае температура жидкого рабочего 73 тела снижается от температуры конденсации до температуры переохлаждения. Процесс переохлаждения на Т — 5-диаграмме определяется линией 3—3'. Понижение температуры рабочего тела перед дроссельным вентилем приводит к увеличению удельной холодопроизводительности цикла на Дд0, в то время как значение затрачиваемой работы А1К не меняется.
В ряде случаев сокращения необратимых потерь цикла с дроссельным вентилем достигают применением регенерации, т. е. дополнительного теплообменника, где за счет теплообмена с холодным паром, поступающим из испарителя в компрессор, снижается температура жидкого рабочего тела перед дроссельным вентилем.
Регенерация целесообразна в случае, когда она приводит к возрастанию холодильного коэффициента. Это происходит при сравнительно низких температурах кипения (хранения), когда уже необходимо применять двух- или многоступенчатое сжатие. При этом требуется промежуточное охлаждение паров рабочей среды между ступенями, которое
производится в промежуточном сосуде совместно с переохлаждением конденсата.
Схема, показанная на рис. П-25, является наиболее универсальной, и рекомендации по расчету изотермических хранилищ отнесены к данному варианту. Для определения хладопроизводительности циркуляционной холодильной установки необходимо знать тепловую нагрузку на холодильную машину. В общем случае тепловая нагрузка
<2т = <21+<?2 4-<?3+& (П-14)
Теплоприток к резервуару через ограждающие конструкции
(П-15)
не отличается от варианта применения одноступенчатой машины.
(П-19)
где Хот — коэффициент подачи компрессора, выражающий отношение действительной холодопроизводительности к теоретической; в рабочих условиях в зависимости от температуры он колеблется в пределах от 0,55 до 0,85; qv — объемная холодопроизводительность рабочей среды, ккал/м3.
Приближенное значение давления в промежуточном сосуде, а следовательно, и температура могут быть определены из соотношения
Poi = КРкРТ- (П-20)
74 Количество тепла, вносимое поступающим на хранение «горячим» продуктом,
Q% = £
(П-16)
Количество тепла, вносимое через изолированные поверхности трубопроводов,
л __ 2л (io. с — ^т) &
1 , 1. , 1 *
% R^
(П-17)
Объем паров, всасываемых ступенью высокого давления установки
В = ^^01/^02» (11-21)
где у01 — удельный объем паров, засасываемых ступенью высокого давления при температуре промежуточного сосуда, м3/кг; G — количество рабочего агента (хранимой среды), проходящего через ступень высокого давления, кг/ч.
ff = р i>- ”->•*, (П-22)
*пс. и гк. ж
Прочие теплопритоки, но поддающиеся точному расчету,
(?4 = b«21 + &), (П-18)
где Ъ = 1,14-1,12 для Qr до 50 000 ккал/ч, b = 1,064-1,08 для Qy от 50 000 до 250 000 ккал/ч и Ъ 1,044-1,06 для Qy более 250 000 ккал/ч.
Расчет двухступенчатых холодильных машин начинается с определения часового объема ийн, описываемого поршнями ступени низкого давления, и практически ничем
где ри — плотность паров смеси при температуре испарения; fK п и ж — теплосодержание паровой и жидкой фаз смеси при температуре конденсации, ^пс.п ® ^цс. ж же, при температуре в промежуточном сосуде.
Для выбора промежуточного сосуда определяют площадь сечения обечайки
Fo6 = pAh/1800, (11-23)
При наличии в промежуточном сосуде теплообменной поверхности
для переохлаждения рабочей среды тепловая нагрузка на нее
Площадь теплообменной поверхности
Лх = ДО, (П-25)
где к = 1000 ккал/(м2*ч*°C);' Дt — принимают равным 2—3° С.
По поверхности змеевика и диаметру обечайки подбирают промежуточный сосуд по каталожным данным.
Расчет конденсатора требует определения тепловой нагрузки
(П-26)
где (?р — рабочая холодопроизводительность компрессора, ккал/ч;
определяется в соответствии с принятыми температурными параметрами по заводским (паспортным) характеристикам компрессора; Стеор — удельная теоретическая холодопроизводительность компрессора, ккал/(квт«ч); — индикаторный к. п. д. компрессора.
Поверхность охлаждения конденсатора
(11-27)
При наличии переохладителя количество отнимаемого им тепла
= (П-28)
где V — энтальпия жидкости, соответствующая температуре конденсации, ккал/кг; 1п — энтальпия жидкости, соответствующая температуре переохлаждения, ккал/кг; i* — энтальпия пара, соответствующая температуре испарения, ккал/кг.
Тогда поверхность конденсатора при наличии отдельного переохладителя
(П-29)
где Кк — средняя холодоотдача 1 м2 поверхности конденсатора, изменяющаяся в пределах 3000— 4000 ккал/(м2-ч).
С КОМПЛЕКСНОЙ холодильной УСТАНОВКОЙ
С достаточной степенью точности теплотехническая картина процессов, протекающих при заливе «горячих» сжиженных газов и их хранении, может быть описана следующим образом. Поступающий по трубопроводу 1 (рис. 11-26, а) «горячий» продукт дросселируется в резервуар 2 с падением температуры и давления; на диаграмме состояния (см. рис. П-26, б) процесс изображается изоэнтальпой 3'—4'. Образовавшиеся в результате теплопритока извне и дросселирования «горячей» жидкости пары (изотерма 4—4'—1) подаются по трубопроводу 3 в компрессорно-холодильный агрегат 4, где они сжимаются (адиабата 1—2), охлаждаются со снятием перегрева, полученного при сжатии (изобара 2—2'), и конденсируются при . постоянных температуре и давлении в результате отвода тепла охлаждающей водой (изотерма 2'—3). Конденсат дросселируется (дроссель-вентиль 5) в резервуар (изоэнтальпа 3—4), и цикл завершается. Процесс хранения изображается изотермой 4—1 и осуществляется при постоянных температуре и давлении с образованием паров в результате теплопритока извне через ограждающие конструкции резервуара. Компрессорно-холодильное оборудование монтируют либо в виде раздельных агрегатов, обслуживающих циклы хранения и заполнения, либо (в случае малых интенсивностей залива «горячих» сжиженных газов) в одном агрегате.
Соотношения капиталовложений и эксплуатационных расходов находятся в линейной зависимости от интенсивности, заполнения резер-
76
вуара и прямо возрастают с повышением производительности сливных устройств.
С БУФЕРНЫМИ ЕМКОСТЯМИ
Поиски путей снижения расходов на строительство и эксплуатацию изотермических хранилищ сжиженных газов приводят к схеме с буферными емкостями — толстостенными стальными резервуарами, работающими под давлением, соответствующим условиям наружной температуры (рис. 11-27). В буферные резервуары 2 поступающий в хранилище продукт сливают из железнодорожных или автомобильных цистерн по трубопроводу I. Затем по трубопроводу 5 через дроссель-вентиль продукт поступает в изотермический резервуар 4 с интенсивностью, соответствующей производительности установленного холодильного оборудования 5. Следовательно, теплотехническая сущность процесса не отличается от описанной в предыдущей схеме. Разница заключается во времени охлаждения «горячей» жидкости, т. е. в сравнительном уменьшении интенсивности залива и отсюда снижении установленной дополнительной мощности холодильной установки и связанных с ее эксплуатацией расходов. Однако при этом появляется новая статья расходов на буферные резервуары, которая возрастает со снижением интенсивности поступления сжиженных газов в изотермический резервуар.
Таким образом, в данной схеме должно существовать оптимальное соотношение между объемом буфер-
Рис. II-2 7. Изотермическое хранилище с буферными емкостями.
с
Рис. П-26. Изотермическое хранилище с комплексной холодильной установкой, а — принципиальная технологическая схема; б — изображение процесса на Т—S-диаграмме.
ной емкости и мощностью холодильной установки, при которой приведенные затраты на строительство и эксплуатацию хранилища будут минимальными.
Структура капиталовложений в строительство изотермического хранилища с буферной емкостью такая же, как у хранилища с комплексной холодильной установкой, плюс затраты на строительство буферной емкости.
с промежуточным ХЛАДОНОСИТЕЛЕМ
Анализ изменения стоимости изотермического хранилища показывает, что одним из главных факторов, влияющих на удорожание хранилища, является мощность холодильной установки цикла наполнения, расходуемая на отвод тепла, поступающего в резервуар с «горячими» сжиженными газами. Снизить эти расходы можно, как было показано, увеличением времени обработки «горячих» газов, введя в схему буферную емкость. Другой путь — применение в схеме хранилища промежуточного хладоносителя, хранимого в изотермическом резервуаре вместе с продуктом.
Теплотехническая сущность процесса заключается в следующем. «Горячий» продукт, проходя по линии 1
Рис. П-28. Изотермическое 'Хранилище с промежуточным хладоноси-телем.
а — принципиальная технологическая схема; б — изображение процесса на Т—S-диаграыме.
(рис. П-28, а) через теплообменник 2, охлаждается промежуточным хла-доносителем при постоянной степени сухости до некоторой температуры (пограничная кривая 3'—3, см. рис. 11-28, 5). После теплообменника продукт проходит через дроссель 3 (изоэнтальпа 3"—4") со снижением давления и температуры до значений, соответствующих условиям хранения, и попадают в резервуар 4 с измененной степенью сухости. Термодинамика цикла хранения остается неизменной.
Таким образом, можно достигнуть снижения необходимой мощности холодильной установки цикла заполнения, так как при таком процессе уменьшается количество образовавшихся в результате дросселирования паров и обработка «горячих»
сжиженных газов идет частично, за счет использования холода, аккумулированного промежуточным носителем. Чем ниже температура охлаждения «горячих» газов встречным потоком промежуточного хладо-носителя, тем меньшая требуется мощность и соответственно ниже стоимость холодильной установки. Однако это, в свою очередь, приводит к увеличению поверхности теплообменного оборудования и повышению его стоимости.
Следовательно, в данной схеме должно существовать оптимальное соотношение между температурой промежуточного охлаждения и интенсивностью залива «горячих» продуктов, которое приводит к минимальным затратам на строительство и эксплуатацию хранилища.
77
П-4. МЕТОДЫ НАПОЛНЕНИЯ ХРАНИЛИЩ
•Существует ряд методов перемещения сжиженных газов из железнодорожных или автомобильных цистерн в стационарные емкости и, наоборот, наполнения транспортных емкостей и баллонов из стационарных хранилищ. Свойства сжи-исенных газов, являющихся кипящими жидкостями с малыми плотностью и теплотой парообразования, обусловливают специфичность используемых для перемещения методов, схем и оборудования.
Жидкая фаза при давлениях выше давления насыщения перемещается по трубопроводу полным сечением. Если же давление в трубе пони
зится, то жидкая фаза начнет интенсивно испаряться (вскипит). Как следует из диаграммы состояния пропана (см. рис. 1-20), при 30° С давление насыщения равно 10,8 кгс/см2. Понижение давления в трубе до 10 кгс/см2 приведет к переходу примерно 5% (х = 0,05 по диаграмме состояния) жидкой фазы пропана в пар. Удельный объем жидкой фазы при давлении насыщения равен 0,00203, удельный объем паровой фазы — 0,043 м3/кг. Если произошло испарение 5% жидкой фазы, то пар займет объем 0,05 X 0,043 = = 0,00215 м3. Следовательно, в результате такого небольшого пони-
78
жения давления объем парожидкостной смеси будет превышать объем исходной жидкости более чем вдвое. Это свойство кипящих жидкостей не позволяет пользоваться для перекачивания сжиженных газов обычными методами и аппаратурой, в частности центробежными насосами обычных конструкций, особенно при подземном расположении емкостей.
Жидкий пропан, привезенный зимой в железнодорожной цистерне и, следовательно, охлажденный до —15 4- —20° С, нельзя самотеком перелить в подземную емкость, расположенную в грунте ниже глубины промерзания, т. е- при температуре 1 ----2° С, даже при расположении
железнодорожной емкости на 8— 10 м выше стационарной (давление пропана при —15° С составляет 2,9, а при 1° С — 4,5 кгс/см2).
Сжиженные газы перемещают:
— за счет разности уровней;
— сжатым воздухом;
— с помощью подогрева;
— при помощи компрессора;
— при помощи насосов;
Рис. П-29. Перемещение сжиженных газов за счет разности уровней.
— взаимным вытеснением жидкостей.
Перемещение за счет разности уровней- Использование гидростатического напора применяется обычно при заполнении подземных резервуаров из железнодорожных и автоцистерн, а также при розливе газа в баллоны, если позволяет рельеф местности (рис. 11-29). Для того чтобы слить цистерну в резервуар, необходимо соединить их паровые и жидкостные фазы. В сообщающихся сосудах жидкость устанавливается на одном уровне, поэтому жидкая фаза перетечет в нижестоящий резервуар. Для создания достаточной скорости слива при одинаковых температурах и давлениях в цистерне и емкости необходимо, чтобы за счет гидростатического напора создавалась разность давлений не менее 0,7— 1,0 кгс/см2. Минимально необходимая величина гидростатического напора при этих условиях будет 13— 20 м столба жидкости (плотность сжиженного газа около 0,5 кг/л). В зимнее время цистерна охлаждена значительно больше, чем стационарный резервуар (для подземного резервуара разность температур может достигать 10—15° С и более). В этом случае давление газа в цистерне будет значительно ниже, чем в резервуаре. Для надежного обеспечения слива необходимо, чтобы разность уровней жидкости компенсировала и эту предельную разность температур, возможную для данного места, и соответствующую ей раз- ’
ность давлений. Требуемая разность уровней в этом случае, м,
ДЯр = 10 (Рр Рц)/?ж#ср» (11-30)
где рр — давление в стационарном резервуаре, кгс/см2; рц — давление в цистерне, кгс/сма; ср — средний удельный вес жидкой фазы, кгс/л.
Пример 18. В зимник условиях при —25® С необходимо слить сжиженный газ (пропан) со средним удельным весом 0,52 кгс/л в подземную емкость с температурой грунта —5s С, Определить необходимую разность уровней.
Решение. Давление рр для температуры —5® С (см. рис. 1-20) составляет 4,1 кгс/см3, рц для температуры —25® С — 2,1 кгс/см3. ДЯр == 10(4,1—2,1)/0,52 = 38,5 м (теоретически).
Для бесперебойного слива жидкой фазы действительная разность уровней должна быть увеличена на 13—20 м (см. выше), т. е. равна 51,5—58,5 м.
Максимальный перепад в 58,5 м (см. пример 18) необходим для начала слива. В дальнейшем температура внутри резервуара начнет понижаться из-за поступления охлажденной жидкости из цистерны, давление в подземной емкости станет меньше и разность уровней потребуется уже меньшая. В начальный период создать такую разность, как правило, невозможно, поэтому необходимо соединить паровые пространства резервуара и цистерны-В этом случае давления выравниваются и слив происходит с использованием полного гидростатического напора.
Пример. 19. В летних условиях при 25® С необходимо слить сжиженный газ {пропан) со средним удельным весом. *0,51 кгс/л в подземную емкость с температурой 10® С. Определить необходимую разность уровней.
Решение. Давление рц для температуры 25® С (см. рис. 1-20) равно 9,8, рр для температуры 10® С — 6,4 кгс/см2. АЯР = = 10(6,4—9,8)/0,51 = —66,7 м, т. е. цистерна может располагаться ниже резервуара на —66,7 + (13 ч- 20) = —(53,7 ч-ч- 46,7) м.
В летних условиях в начальный момент слива возможно расположение цистерны ниже резервуара (см. пример 19). Но здесь опять скажется влияние изменения температуры в резервуаре от более нагретой жидкости из железнодорожной цистерны и величина Д/? или ДЯр упадет почти до нуля, следовательно, невозможно слить газ из цистерны, находящейся ниже резервуара. Таким образом, данный способ неприменим. В летнее время при сливе паровые фазы резервуаров и особенно автоцистерн соединять не нужно.
Достоинства перемещения газа за счет разности уровней:
— простота конструктивного оформления;
— отсутствие механических агрегатов;
— надежность работы всех устройств;
— малые затраты на ремонт и обслуживание;
— готовность схемы к работе в любой момент независимо от наличия посторонних источников энергии.
Недостатки:
— возможность использования в местностях только с гористым рельефом (в летнее время при подземных емкостях или в южных широтах этого не нужно);
— большие потери газа при отправлении его обратно в виде паров в слитых цистернах;
— большая продолжительность процесса.
Использование сжатых газов. Слив сжиженных газов из цистерн в стационарные хранилища можно осуществить созданием избыточного давления (по отношению к давлению в хранилище) в цистерне не растворяющимся в жидкой фазе сжатым газом. Для осуществления передавливания цистерну соединяют с хранилищем (баллоном) только жидкостным трубопроводом, а в паровое пространство сливаемой цистерны подают газ под давлением, превышающим упругость насыщения паров
на 1—1,5 кгс/см2. Для этого используются азот, углекислый или какой-либо инертный газ.
При повторном заполнении резервуара после выдавливания из него жидкой фазы необходимо газовую смесь, состоящую из паров сжиженного и других газов (подаваемых для слива), выпустить в городские газовые сети среднего или низкого давления или в атмосферу. Расход инертного газа на передавливание, если температуры в сливаемой цистерне и накапливающем резервуаре равны, должен компенсировать гидравлические потери в системе слива (1,5—2 кгс/см2). Для создания такого давления в заполненную цистерну (резервуар) объемом Fr необходимо подать (для поддержания давления в ней на уровне 1,5—2 кгс/см2) при полном опорожнении следующий объем инертного газа:
Гив. пол. = (1,54-2) Vr. (П-31)
Если для передавливания используется природный газ и в нем содержится этан, то часть этана и метана может перейти в сжиженный газ и раствориться в нем. И хотя полное насыщение этаном всего объема жидкости за время передавливания маловероятно, тем не менее необходимо учитывать возможность увеличения давления насыщения сжиженного газа выше допустимых норм для резервуаров.
Достоинства метода передавливания:
— простота схемы;
— отсутствие механизмов с движущимися частями;
— малые затраты на ремонт и обслуживание;
— возможность использования различных газов для передавливания жидкой фазы;
— наполнение баллонов и подача газа потребителям не прекращаются при сливе.
Недостатки метода:
— большие потери сжиженных га
зов при сбросе в атмосферу перед следующим сливом цистерн;
— необходимость снабжения сжатыми газами для передавливания.
Переливание с помощью подогрева. Возможно при создании разности температур в опорожняемом и наполняемом сосудах за счет возникающей в них разности давлений. Практического применения этот способ не получил из-за трудности его осуществления (необходимо прогреть всю массу жидкости). Его можно несколько видоизменить: отдельный сосуд, наполненный сжиженным газом, разогревают и направляют пары, имеющие повышенное давление, в опорожняемый резервуар. Возможен и другой вариант, исключающий прогрев всей цистерны (рис. П-30, а): жидкая фаза из нижней части резервуара соединяется через подогреватель-испаритель с верхней частью (паровым пространством) цистерны. Подогреватель выполнен в виде змеевика, расположенного на одном уровне с цистерной, и обогревается водой или паром. При нагреве змеевик действует как термосифон, непрерывно подавая перегретые пары сжиженного газа в цистерну. Эти пары конденсируются на поверхности жидкой фазы, прогревая ее на небольшую глубину и испаряя дополнительное количество жидкости, которая повышает давление в цистерне. Слив и наполнение лучше осуществлять в вертикальных сосудах. Этот способ широко применяется за рубежом. Испарителем можно пользоваться и для наполнения баллонов. Слив железнодорожных цистерн в этом случае легко поддается автоматизации.
Разность температур можно создать не только подогревом, но и охлаждением жидкости в наполняемом сосуде (см. рис. П-30, б). Для этого жидкость пропускают через специальный теплообменник, охлаждаемый водой или охлаждающим раствором. Охлаждать наполни-
Рис. 11-30. Перемещение сжиженных газов за счет разности температур и компрессором.
емый резервуар можно также интенсивным испарением газа с отводом паров в газовые сети или в атмосферу (см. рис. П-30, в, а), что ранее применялось при заполнении баллонов. При сбрасывании паровой фазы из баллона происходит интенсивное испарение газа, его охлаждение и, следовательно, падение упругости паров. Создаваемый таким способом перепад давления оказывается достаточным для перелива сжиженного газа в баллон.
Расход тепла, необходимого для прогрева поверхности жидкости, т. е. для увеличения давления насыщенных паров на 1,5—2 кгс/см2 (что требует увеличения температуры для пропана летом на 4—5° С, а зимой на 10—12° С),
<2 = ^ Др/г, (П-32)
где кг — коэффициент, численное значение которого колеблется в пределах от 30 до 50; F поверх-
а — с помощью подогрева; б — с помощью охлаждения; в — наполнение резервуара за счет сброса паровой фазы в газовую сеть; г — наполнение баллонов методом сброса газа в сеть; д — при помощи компрессора.
ность зеркала конденсации в резервуаре, м2; Др — перепад давления между верхним слоем жидкости и ее основной массой, кгс/см2; т — время, ч.
Для поддержания постоянного перепада давлений 2 кгс/см2 необходимо подводить переменное количество тепла, от 2000 в начальной стадии слива до 400 ккал/ч в конечной.
Следует отметить, что эффект охлаждения верхнего слоя жидкости в результате испарения^- значительно меньше, чем эффект нагрева при конденсации. Объясняется это тем, что верхние охлажденные тяжелые
6 Н. И. Преображенский
слои жидкости опускаются вниз, а при нагреве конденсацией более легкие нагретые слои остаются на поверхности. Эффект охлаждения в 2—4 раза меньше, чем эффект нагрева.
Достоинства этого метода:
— отсутствуют механические агрегаты;
— достаточно просты устройства для обслуживания;
— возможна автоматизация процесса.
Недостатки метода:
— невозможность слить всю жидкость и отсосать пары;
— необходимость специальных устройств для транспортных цистерн (на обычных цистернах они отсутствуют);
— большие потери газа при охлаждении методом сброса паров сжиженных газов и опасность взрыва и ^пожара при этом;
— необходимость в специальном постоянном источнике подогрева или охлаждения.
Перемещение газа компрессорами. Принципиально отличается от рассмотренных выше методов перемещение сжиженного газа при помощи компрессора: в схеме появляется механический двигатель. Компрессор отсасывает паровую (газовую) фазу из заполняемого резервуара и нагнетает ее в паровое пространство цистерны или расходного резервуара (рис. 11-30, д). Создаваемая разность давлений способствует переливу жидкости в требуемом направлении (как при методе выдавливания сжатыми газами). Нагнетаемые компрессором пары сжиженного газа с повышенной температурой, соприкасаясь с холодной поверхностью, подогревают верхний слой жидкости и способствуют испарению и дополнительному повышению давления в опорожняемом сосуде (как при методе переливания с помощью подогрева). Отсасывание паров пз заполняемого резервуара не только «снижает давление, но и усиливает
испарение и охлаждение жидкости (как при способе перемещения газа охлаждением), что также ускоряет процесс слива. После слива железнодорожных цистерн компрессор отсасывает пары и направляет их в резервуары хранилища. Оставшаяся на дне цистерны жидкость при этом полностью испаряется (иногда за исключением, неиспаряющихся остатков и воды), а давление паров снижается до 0,5 кгс/см2.
При выборе производительности компрессора обычно принимается во внимание только повышение давления от конденсации в сливаемой цистерне. Как было указано выше, эффект охлаждения в резервуаре, из которого отсасываются пары, незначителен. Производительность компрессора
G4 = klF^ (11-33) г ух
где — коэффициент, равный 30— 50; F — поверхность зеркала конденсации, м2; Др — перепад давления, кгс/см2; г — скрытая теплота парообразования, ккал/кг; т — время, ч.
Пример 20. Подобрать компрессор для слива пропана из трех железнодорожных цистерн объемом 7Г == 51 м3 при
2,6 м, L = 10,8 м, диаметре сливных труб dr = 100 мм, приведенной длине Лг = 250 м, времени слива т — 2 ч.
Решение. Скорость жидкости в сливном трубопроводе
Г Г&ТР. см /трЗбООт
3-51-0.8 о,_ ,
— 0.785 • (0,1)2.3,6 -103-2 “ 2,15 М/сеК’
Гидравлическое сопротивление трубопро
вода
ПГЛ 250 • 560 * 2,152
—0,02 0 ,. 2.9 81 — 6600 КГС/М '
Учитывая разность уровней и скоростной напор, принимаем Др —1,5 гкс/см2. Поверхность зеркала конденсации (максимальная) F = DL = 2,6 • 10,8—28 м2. Средняя производительность при тср = т/2=1 ч
50 * 28 * 1,5 _ .
&ср, ч --gQ—26,25 кг/ч.
В первые 5 мин (0,083 ч) работы компрессора его производительность
г __ 50*28-1,5
Ь'нач. ч----г
80 /0,083
= 91 кг/ч.
Таким образом, производительность компрессора должна быть более 26 кг/ч, но не должна превышать <—90 кг/ч. В реальных условиях по мере опорожнения транспортной цистерны развиваемый компрессором перепад давления будет уменьшаться.
Достоинства этого метода:
— конструктивная простота схемы;
— полнота опорожнения цистерн;
— возможность регулирования скорости слива изменением перепада давлений в резервуаре и цистерне;
— высокая производительность (0,3—1,0 м3/мин).
Недостатки метода:
— большой расход энергии;
— обязательное наличие трубопроводов паровой и жидкой фаз;
— наличие сложного в эксплуатации агрегата. —I
Перемещение газа насосами• Наиболее действенным методом перемещения сжиженного газа является перекачка при помощи насосов. Их необходимо подбирать, учитывая вскипание жидкой фазы на всасывающей линии. Порядок включения в работу также нужно устанавливать, учитывая свойства газа, в особенности образование паров при перекачке. Если в каком-либо месте жидкостной линии давление упадет ниже давления в хранилище, немедленно образуются пары. То же произойдет, если температура в линии (летом на солнечном свете) окажется выше температуры в храни
лище. При пуске насоса во всасывающей линии давление становится ниже упругости паров, соответствующей данной температуре, и происходит интенсивное образование паров. Так как предотвратить это без добавочного давления невозможно, приходится удалять пары самим же насосом, т. е. применять насосы, которые могут работать на парожидкостной смеси.
Среди насосов, работающих при этих условиях, хорошие эксплуатационные качества имеют насосы вихревого типа. Для них характерны высокий напор, небольшая производительность и малые размеры. Недостаток вихревых насосов — малый к. и. д., не превышающий 45%.
Рассмотрим физическую сторону явлений, происходящих при работе насоса на сжиженных газах. Сжиженные углеводородные газы по составу неоднородны, и в смеси имеются компоненты с более высокой температурой испарения. Во всасывающем трубопроводе насоса давление падает, что вызывает вскипание жидкости, причем испаряются сначала в основном легкокипящие компоненты. Остающаяся жидкость обогащается компонентами с меньшей упругостью паров. Это приводит к уменьшению давления смеси у насоса, создается перепад давлений но отношению к резервуару. Этот перепад обеспечивает поддавливание жидкой фазы к насосу, чем и уменьшает парообразование.
Частичное испарение сжиженного таза у насоса приводит к охлаждению жидкости, что уменьшает давление образующихся наров и еще более увеличивает перепад давлений между резервуаром и насосом. Таким образом, избыток давления в резервуаре над упругостью паров жидкости у входа в насос обеспечивает подъем жидкости по трубопроводу, преодоление гидравлического сопротивления этого трубопровода и создание у входа в насос некоторого избытка энергии,
83
6*
Рис* П-31. Перемещение сжиженного газа насосом и инжектором.
А — отсос паров из сепаратора инжектором; Б — создание избыточного давления во всасывающем патрубке насоса.
1 — инжектор; 2 — сепаратор; 3 — насос: 4 — линия рециркуляции, 5 — запорный вентиль; б — заливной вентиль.
й
84
необходимого для его нормальной работы. В самом насосе происходит сжатие нарожидкостной смеси. При этом нары конденсируются, и после насоса жидкая фаза, имея повышенное давление, направляется в трубопроводы.
Срыв работы насоса может происходить при большой производительности, когда увеличиваются скорости движения жидкости в подающем к насосу трубопроводе, следовательно, увеличивается его сопротивление, давление падает и жидкость вскипает. Срыв работы насоса может быть также при малой производительности. Это объясняется увеличением парообразования жидкости в насосе, вызванного резким повышением температуры из-за внутренних потерь. Во избежание срыва работы насоса при малых подачах должен быть предусмотрен байпас, перепускающий жидкость в подающий трубопровод. Байпас необходим также для регулирования давления на выходе из насоса (при использовании его на заполнении баллонов).
Для перекачки сжиженного газа выпускается насос G5/140. Этот насос горизонтальный, вихревого типа, одноступенчатый, смонтированный прямо на валу двигателя. Он очень компактен, прост в изготовлении и эксплуатации, но создает напор только 140 м перекачиваемой жидкости, т. е. повышает давление
жидкости примерно на 7 кгс/см2, что не всегда достаточно, особенно при наполнении баллонов. Рекомендуются следующие основные параметры работы насоса:
— положительная высота всасывания не более 4,5 м;
— упругость паров сжиженного газа на входе не менее 4 кгс/см2;
— максимальный расход жидкости не более 30 л/мин.
Имеются также схемы с использованием насосов обычной (не вихревого тина) конструкции (рис. П-31). Для этого кроме насоса 3 в систему включают инжектор 7, создающий некоторое избыточное давление во всасывающем патрубке. Инжектор работает с помощью части инжектирующей жидкости (до 40—60%), направляемой с нагнетательной стороны насоса на рециркуляцию. В схему включен напорный сосуд (сепаратор) 3, который решает 2 задачи: постоянный залив жидкостью всасывающего патрубка насоса и сепарация паровой и жидкой фаз после инжектора. Данная схема имеет замкнутое кольцо циркуляции: резервуар — инжектор — напорный сосуд — насос — наполнительная рампа (другой резервуар, куда перекачивается жидкость) — резервуар. В этой схеме насос работает в области относительно постоянного и потому устойчивого режима, неза-
ТАБЛИЦА II-3
ТЕХНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ
Марка Подача, м3/ч Иапор, м Мощность, КВТ Число оборотов в минуту
2ХГВ-6Х2А-4,5-4 ЗХГВ-6А-7-4 . . ЗХГВ-7Х2А-20-4 4ХГВ-7Х2А-28-4 4ХГВ-6А-40-4 . . ЗХГВ-7Х2А-10-4 16—24 40—50 25—50 40 15—30 90—100 90 143 60—120 70-80 12-30 90 4,5 7 20 28 40 10 2770 2850 2900 2900 2910 2900
П рпме ч а нпе. Значение цифр и *букв в марке насоса; например 2ХГВ-6х2А-4,5-4: 2—диаметр всасывающего патрубка / дюймы; X —> химический; Г — герметичный; В — вертикальный; 6 — удельная быстроходность, уменьшенная в 10 раз; 2—двухколесный; А —углеродистая сталь: 4,5—мощность электродвигателя, квт; 4—исполнение насоса для -сжиженных газов и сред, близких к ним.
висимо от интенсивности разбора сжиженного газа на рампе. Применяются также схемы с поршневым насосом.
При наличии положительного подпора на линии всасывания для перекачивания сжиженных газов .могут •быть использованы не самовсасывающие центробежные насосы. ЦКБ Гидромашиностроения разработало вертикальные электронасосы типа ХГВ (табл. П-3), предназначенные .для перекачивания жидкого пропана, бутана и их смесей на газораздаточных станциях, кустовых базах и пунктах, связанных с перекачкой этих газов. Приводом насоса служит вертикальный электродвигатель типа ДГВ-20Е-4. Подпор на всасывании этих насосов сверх упругости паров перекачиваемой жидкости должен быть не менее 3 м.
Перекачка с помощью насосов тре-бует меньшего расхода энергии, чем при использовании компрессоров, однако:
— необходим источник энергии;
— сложна схема обвязки насосов и пуска их в разные периоды года;
— ненадежна работа (срыв насосов);
— велики эксплуатационные затраты по ремонту для существующих насосов;
— велики потери газа на включение насосов и ликвидацию срыва их работы (продувка насосов со сбросом паров);
— невозможны одновременное наполнение баллонов и заправка автоцистерн, в противном случае требуются дополнительные насосы;
— невозможно полное удаление жидкости и паров из железнодорожных цистерн при сливе;
— велик расход энергии (непрерывная работа в течение всего рабочего времени станции);
— низок к. и. д. насосов;
— насосы, используемые для заполнения баллонов, непригодны для слива цистерн (мала производительность).
Метод вытеснения. При хранении сжиженных газов в подземных хранилищах, например в соляных пластах на глубинах 100—1200 м, осложняется применение заглубленных насосов, следовательно, отбор сжиженного газа должен быть осуществлен при помощи вытеснения его какой-либо инертной жидкой или газообразной средой.
Наиболее широкое распространение в зарубежной практике получила схема подземных хранилищ с использованием в качестве инертной массы рассола (рис. П-32, а). Подземная емкость сообщена с поверхностью двухколонной системой (обсадная труба 7 и свободно подвешенная в устье скважины центральная колонна 5). Сжиженные газы подаются в емкость и отбираются из нее по межтрубному пространству. Центральная колонна 3 опущена до самого низа емкости. Так как плотность рассола больше плотности сжиженного газа в 2 раза,
85
6
Рис. 11-32. Принципиальная; схема подземного хранилища сжиженного газа в соляном пласте.
а — разрез хранилища; б — схема создания рассолом гидростатического давления.
2 — трубопровод сжшкенного-газа; 2 — насос (с обвязкой) для закачки сжиженного газа в подземную емкость; 3 — центральная колонна для рассола; 4 — рассолопровод; 5 — насос (с обвязкой) для подачи* рассола к хранилищу; 6 — рас-солохранилище; 7 — наружная колонка для подачи сжиженного газа; в — подземная 4 емкость; р — рассол; 10 — сжи-
женный гав; 11 — цемент.
86
последний хранится на рассольной подушке. При необходимости опорожнения подземной емкости (выдача газа потребителю, заправка баллонов пт. д.) достаточно лишь подвести рассол к устью центральной колонны, и под его гидростатическим давлением (13 кгс/см2 при минимальном заглублении 100 м) обладающий меньшей плотностью сжиженный газ будет поступать в раздаточный трубопровод с избыточным напором. Это обстоятельство можно использовать для дальнейшего транспортирования газа но трубопроводам без применения насосов.
Первоначально подземная емкость через трубы 3 и 7 заполнена рассолом. Для наглядности представим себе все это устройство в виде U-образного манометра. Зальем его рассолом, а затем будем доливать сжиженный газ (бутан при 0° С) до положения, изображенного на рис. П-32, б. Проведем линию Л — Л по нижнему уровню рассола и Б — Б по верхнему. Столб рассола I уравновешивает столб жидкого бутана $, т. е. масса у них одинаковая. Тогда
= $ == “Ь
Приравняем правые части выражений и найдем h — избыточный напор, (м столба жидкой фазы), который
имеет сжиженный газ на уровне дневной поверхности земли, создаваемый в результате разности плотностей рассола и сжиженного газа-
Л = Z (Рр Рж)/Рж» (11-34)*
где рр — плотность рассола, равная 1200 кг/м3; рж — плотность сжиженного газа, равная 550 кг/м3; I — глубина залегания хранилища, м.
Сжиженный газ наливают в хранилища, закачивая его под давлением, определяемым противодавлением столба рассола h и потерями на тренпе при движении жидкости по межтрубному пространству и-центральной колонне.
Достоинства метода вытеснения:
— простота конструктивного оформления;
— возможность выдать газ в любое время, даже если отсутствуют посторонние источники энергии;
— надежность работы всех устройств;
— малые затраты на оборудование и ремонт;
— возможность одновременного наполнения баллонов и залива автоцистерн;
— отсутствие потерь газа на насосах;
— затрата энергии только иа удаление рассола при закаливании газа в хранилище;
— необходимость для закаливания только высокопроизводительных насосов, имеющих большой к. и. д.
Недостатки:
— * в цистернах остается часть газа в виде паров, которые не могут быть удалены в хранилище;
— необходимость постороннего источника энергии с достаточной мощностью при сливе;
— необходимость насосов, которые эксплуатируются непостоянно г(плохое использование установленных мощностей).
I # *
« *
Как мы видим, полти при всех способах перемещения сжиженных газов довольно большое количество паров остается в сливаемых цистернах и отправляется обратно на завод-поставщик. Количество остатков зависит от температуры внешней ‘Среды. В летнее время может оставаться до 5 мае. % от содержимого цистерны, а если учесть, что сливные трубки часто не доходят до дна, то общее количество газа, остающегося ® цистернах, может составлять 6—
8 мае.%. Только метод перемещения сжиженных газов при помощи компрессоров дает возможность свести до минимума эти потери, но и тогда они составляют 1—4,3 мае.%, хотя при удачной схеме и хороших компрессорах их можно довести до желаемого предела — 0,3—0,5 мае.%. Следовательно, необходимо использовать смешанные методы перемещения сжиженных газов, например насосно-компрессорный и другие, чтобы недостатки одного метода компенсировать достоинствами Других.
Экономически целесообразно принимать технологические схемы в следующем порядке: испарительная, насосно-испарительная, насосная, насосно-компрессорная, компрессорная. Испарительная технологическая схема еще мало опробована, имеется ряд неисследованных вопросов и трудностей расчета.
Сравнение техноэкономических показателей газораздаточных, станций в зависимости от годовой производительности показало, что экономичность станций возрастает с ростом годовой производительности. При недоиспользовании пропускной способности расходы на тонну газа в год возрастают.
87
П-5. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ГАЗОРАЗДАТОЧНЫХ СТАНЦИЙ
Наибольшее распространение в СССР получили газораздаточные станции, имеющие насосно-компрессорную схему перемещения сжиженных газов. На рис. П-33 приведен вариант технологической схемы станции с подземной установкой резервуаров хранилища и насосно-компрессорной схемой перемещения сжиженных газов. Все сооружения объединены жидкостными коллекторами и трубопроводами для паровой фазы и образуют единую систему. Такая связь не только создает единую транс
портную систему паровой или жидкой фаз, но дает возможность использовать все трубопроводы как всасывающими, так и напорными. Это позволяет забирать пары и жидкость из любого резервуара или секции хранилища и подавать в другие резервуары, железнодорожные и автомобильные цистерны, на наполнение и слив баллонов и т. д.
Насосы используются в основном для наполнения баллонов, реже — автоцистерн и газобаллонных автомобилей. Компрессоры используют-
ся для основных перемещений сжиженных газов на станции, т. е. слива железнодорожных цистерн, наполнения автоцистерн, отсоса паров из цистерн, перемещений сжиженных газов в хранилище из одного резервуара в другой, удаления неиснарив-шихся остатков из баллонов, сливаемых резервуаров.
Данная газораздаточная станция, разработанная Ленгинроинжпроек-том, рассчитана на отпуск потребителям 3000 т/год газа. Станция может осуществлять заправку газобаллонных автомобилей. База хранения запроектирована на 10-суточный запас. К установке приняты резервуары емкостью 50 м8.
Для снабжения котельной газовым топливом предусмотрена испарительная установка S (см. рис. 11-33). Она состоит из расходного подземного резервуара и вертикального трубчатого испарителя.
Для наполнения баллонов от 12
Рис. П-ЗЗ. Примерная технологическая схема ГРС сжиженного газа с подземной установкой резервуаров.
I — газопровод сжиженного газа; II — газопровод паровой фазы; III — прочие трубопроводы; TV — заглушка на трубопроводе; V — кран, вентиль; VI — трехходовой кран; VIJ — обратный клапан; VIII — предохранительный клапан; IX — сброс в атмосферу; X — манометр технический или электроконтактный с трехходовым краном; XI — пневмопривод весовой установки; JVIJ — роликовая дорожка; XIII — напольный пластинчатый конвейер.
1 — сливная эстакада; 2 — база хранения; з — электропривод; 4 — всасывающий коллектор; 5 — напорный коллектор; б — резервуар неиспарив-шихся остатков; 7 — сбросной клапан; 8 — испаритель; 9 — подвод теплоносителя (водяной пар);
10 — отвод конденсата; 11 — насосы; 12 — сливная линия; 13 — отделение мойки, освидетельствования и окраски баллонов; 14 — в котельную;
15 — участок разбраковки баллонов; 16 — склад-навес для порожних баллонов; 17 — склад-навес для наполненных баллонов; 18\— напольный загрузочный и разгрузочный транспортеры; J5 — участок контроля баллонов; 20 — участок наполнения мелких баллонов; 21 — компрессоры; 22 — всасывающий коллектор; 23 — маслоотделитель; 24 — напорный коллектор; 25 — конденсатосборник; 26 — колонки для наполнения автоцистерн.
до 80 л в наполнительном отделении установлены автоматические установки с весами типа ВМ-150. Для
89
наполнения мелких баллонов емкостью от 0,7 до 5 л приняты приспособления с настольными циферблатными весами. Транспорт порожних и наполненных баллонов механизирован при помощи конвейеров конструкции ЮжНИИгипрогаза и роликовых дорожек конструкции Мос-газпроекта.
На рис. П-34 показана технологическая схема наполнительного отделения типовой кустовой базы сжиженных газов емкостью 500 т. В нем п р еду сматр ив ается автоматиче ско е наполнение баллонов емкостью 27 л на карусельном агрегате конструкции Мосгазпроекта КГА-МГП-3. Наполнение баллонов емкостью 50 и 80 л производится на медицинских весах типа ВМ-150, оборудованных автоматическим отсекателем наполнения; наполнение малых баллонов — на настольных циферблатных весах ВНЦ-10. Производи
тельность такого наполнительного отделения следующая, шт./смену: баллонов 27 л — до 2000, баллонов 50 и 80 л — 700, баллонов от 0,7 до 5 л — 1500.
На рис. П-35 дана технологическая схема газораздаточной станции, обеспечивающей также и газоснабжение города паровой фазой сжиженного газа. На станции имеется испарительная установка, состоящая из кожухотрубчатого испарителя сжиженного газа, кожухотрубчатого пароперегревателя, а также газорегуляторного пункта (ГРП). Испарение осуществляется за счет тепла конденсирующегося пара. Пар поступает в испарители и пароперегреватели из котельной под давлением 5 кгс/см2.
Технологическая схема газораздаточной станции определяет продолжительность слива железнодорожных цистерн. Время слива за-
6
Рис. П-34. Технологическая схема наполнения_баллонов.
штабелировщик; 2> 10 — напольные конвейеры; 3 — емкости для слива остатков; 4 — станок опрокидывания баллонов емкостью 27 л-5 — станок для вывинчивания и ввинчивания вентилей; G — устройство для наполнения малых баллонов (0.75—5.0 л): 7 — поква-сочно-суптильпая камера; 8 т- участок пропарки баллонов; р — станок для освидетельствования баллонов емкостью 50 и 80 л* 17 — моечно-супвдьная камера; 12 — подвесной конвейер; 73 — карусельный агрегат КГА-ЗДГЙ-д, ' ’
imwmmwwwiwwmwwwwwt»*
ju д .ч чч । u i «имистяетишм
M-
20
—— M--Jr
sTTTTrnmr
19
'>»!№№/
— Трубопроводы жидкой (разы
Трубопроводы породой (разы Рис. 11-35. Технологическая схема газе-раздаточной станции с надземными резервуарами и регазификационной установкой.
1 — надземные^резервуары; 2^— железнодорожная цистернаДз — сливная эстакада; 4 — трубопровод жидкой фазы; 5 — трубопровод паровой фазы; — компрессоры; 7 — перепускные предохранительные клапаны; 8 — насосы; 9 — фильтры; 10 —^станки для наполнения баллонов;
11 — станки Для слива баллонов; 12 — колонка для наполнения автоцистерн; 13 — поплавковый регулятор предельного уровня; 14 — регулировочный «вентиль; 15#—^обратный клапан; 16 — паропроводы; 17 — предохранительные пружинные клапаны; 18 — кожухотрубчатый испаритель сжиженного газа; 19 -— ножухотрубчатый перегреватель паров сжиженного газа; 20 --конденсатоотводчик; 21 — регуляторная станция; 22 — счетчик; 23 — подземный резервуар для слива неиспарившихся остатков.
висит также и от ряда других причин, поэтому рассмотрим их с целью установления оптимальной продолжительности слива в эксплуатационных условиях.
У железнодорожных цистерн на трубопроводах жидкой и паровой фаз перед вентилем установлены скоростные клапаны, которые служат для автоматического перекрытия сливных линий в случае разрыва резиновых шлангов или достижения жидкостью критических скоростей движения. Скоростной клапан должен закрываться при скорости сжиженного газа 3,2 м/сек. Практически определить скорость движения нельзя, поэтому при отсутствии должных навыков у обслуживающего персонала клапаны неожиданно захлопываются и слив прекращается.
92 Для возобновления слива необходимо закрыть вентили на сливных трубопроводах и выждать, пока давление после скоростного клапана сравняется с давлением в цистерне. Открывать их вновь надо очень медленно, не допуская увеличения скорости жидкости в скоростном клапане. Иногда для снижения перепада давления между резервуаром и сливаемой цистерной давление в последней приходится снижать.
Величина избыточного давления в цистерне (по отношению к наполняемому резервуару) получается практически 1,2—2,0 кгс/см2 в зависимости от длины трубопровода, разности уровней, плотности жидкости и т. д. Время, необходимое для полного слива сжиженного газа из цистерн (при работе на 2 сливных шланга), ч,
^сл = 7W 2 • 3600 ’ где Уж — объем сжиженного газа в цистерне (43 м3); — площадь
поперечного сечения сливных труб (0,0011 м2); w — скорость сжиженного газа в сливных трубах (2,5 м/сек с запасом на неравномерность потока при сливе и различие в настройке скоростных клапанов).
После подстановки получаем, что *сл 43/(0,0011 -2,5-2*3600) = 2,17 ч, или 2 ч 10 мин. После слива жидкой фазы необходимо произвести отсос паров. Время отсоса сильно зависит от состава сжиженного газа, наружной температуры и технического состояния компрессоров. Отсос парой должен вестись до давления 0,5— 0,7 кгс/см2, потому что отправлять-обратно сжиженный газ нецелесообразно. В летнее время, когда для слива сжиженного газа приходится создавать большое давление в цистерне, может быть отправлено на завод-поставщик (если не отсосать пары) до 1000 кг газа на каждую цистерну.
Во время отсоса паров происходит испарение неслившегося сжиженного газа, находящегося ниже уровня сливных труб, за счет собственного тепла. При этом жидкость охлаждается до температуры ниже точки кипения при данном давлении в цистерне, а после остановки компрессора жидкость нагревается п,. испаряясь, повышает давление. Практически компрессорами 2АВ-75 не удается снизить давление более чем до 1,5 кгс/см2.
Примерное время отсоса паров из цистерны, ч,
^оТ = ^/(Уки). (П-36)
где Уц — объем цистерны (51 м3); п — число цистерн под сливом (обычно 3 шт.); Ук — теоретический объем, описываемый поршнями компрессора, м3/ч; для 2АВ-75 равен 214 м3/ч; ц — объемный- к. п. компрессора, равный 0,75.
После подстановки £от == 51 X X 3/(214*0,75) = 0,955 ч, или 57 мин. В формуле (П-36) не учтены коэффициент сжимаемости газов, возможность конденсации и испарения сжиженных газов в определенных условиях, работа компрессоров при переменном давлении на всасывающей стороне, которое постепенно падает от 12—13 до 0,7—1,5 кгс/сма (следовательно, растет перепад между выхлопной стороной и всасыва
ющей). При учете этого формула становится сложной, а данные, необходимые для подстановки в формулу, в эксплуатационных условиях получить почти невозможно. При определении времени отсоса с учетом только падения давления на всасывающей стороне и росте его на нагнетательной формула (П-36) примет вид
А>т = тг*”1п ~ > (П-37)
где Pi — давление в цистерне перед началом отсоса, кгс/см2; р2 — давление в цистерне по окончании отсоса, кгс/см2.
При рг == 14 кгс/см2 и р2 = — 1,7 кгс/см2 In (pi/p2) “ 2,1. На эту величину и возрастет время отсоса.
Кроме времени на слив и на отсос паров из цистерн требуется вспомогательное время, складывающееся из суммы времен следующих операций (примерно), мин:
— установка, закрепление и освобождение цистерны — 20;
— присоединение и отсоединение шлангов одной цистерны — 50;
— маневровые работы по подтягиванию цистерн к сливному стояку (в случае необходимости) — 20;
— переключение схемы и пр. — 20.
Общее время, требующееся на слив трех цистерн: 2 ч 10 мин + 2 ч + + 20 мин + 50 мин-3 + 20 мин + + 20 мин = 7 ч 40 мин. Практически этого времени недостаточно. Компрессоры непрерывно работать не могут, при отсосе их приходится останавливать из-за возникновения вакуума в картере и сильного ухода масла из картера в подающий трубопровод. Во время остановки также испаряется остаток жидкой фазы в цистерне. Компрессор необходим и для подачи давления в рабочие резервуары (из которых идет расход на наполнение баллонов и особенно автоцистерн), а это приходится делать ежечасно. Кроме того, сами цистерны имеют ряд дефектов и неисправностей, тормозящих слив сжиженного газа, например изношенность резьбы угловых вентилей жидкой и паровой фаз, наличие ледяных пробок (в зимнее время) в сливных трубах цистерны.
Таким образом, общее время слива от подачи до отправления трех железнодорожных цистерн доходит при нормальном техническом состоянии оборудования газораздаточной станции до 8—10 ч.
П-6. УСТРОЙСТВО ГАЗОРАЗДАТОЧНЫХ СТАНЦИЙ
Газораздаточная станция является базой снабжения сжиженными углеводородными газами и предназначается для приема, хранения и поставки потребителям сжиженного газа, поступающего железнодорожным, водным или автотранспортом, а также по газопроводам с предприятий, где производят эти газы. Геометрический объем резервуаров для хранения, газа на станции может быть не более 8000 м3. Практически у большинства станций запас газа не превышает 300—600 т и произ
водительность — 6,12 и 24 тыс. т/год. Газораздаточные станции, имеющие емкость резервуарного парка большего объема (до нескольких тысяч тонн) и производительность 25, 50 и 100 тыс. т/год, называют кустовыми базами.
На газораздаточных станциях и кустовых базах осуществляются следующие работы:
— прием сжиженного газа от поставщика;
— слив сжиженного газа в свои хранилища;
Рис. П-36, Генеральный план газораздаточной станции.
I — железобетонная эстакада; 2 — хлораторная; 3 — железобетонная эстакада для мойки автомашин; 4 — резервуар для слива тяжелых остатков; 5 — маневровая лебедка.
о
— хранение сжиженных газов в надземных, подземных или изотермических резервуарах, в баллонах и подземных пустотах (соляных л др.);
— слив неиспарившихся остатков из баллонов и сжиженных газов из баллонов, имеющих какие-либо неисправности;
— розлив сжиженных газов в баллоны, передвижные резервуары, .автоцистерны, бочки;
— прием пустых и выдача наполненных баллонов;
— транспортировка сжиженного газа по внутренней сети трубопроводов и в баллонах;
— ремонт баллонов и их переосви-
j детельствование;
— технологическое , обслуживание и ремонт оборудования на станции.
В ряде случаев на газоразд ат очной станции производятся:
— заправка автомобилей, работающих на сжиженном газе, из автозаправочной колонки;
— регазификация (испарение) сжиженных газов;
— смешение паров сжиженных газов с воздухом или низкокалорийными газами;
— выдача паров сжиженных газов, газовоздушных и газовых смесей в городские системы распределения газа.
Газораздаточная станция (кустовая база) в плане представляет площадку, разделенную на 2 зоны: рабочую и вспомогательную (рис. П-36). В производственной зоне размещаются:
I — железнодорожный двухпутный тупик со сливными устройствами (при получении сжиженного газа*железнодорожным путем); ввод трубопровода с отключающими устройствами, расходомерами, фильтрами и пр. (при поступлении сжиженного газа по трубопроводу); причал со сливными устройствами (при получении сжиженного газа морским или речным путем);
II — база хранения сжиженных газов, состоящая из наземных или подземных резервуаров, работающих под * давлением, - изотермических хранилищ или подземных хранилищ в пустотах;
III — насосно-компрессорное отделение или другие установки, служащие для перемещения сжиженных газов;
IV — блок производственных помещений (сливное и наполнительные отделения; может также входить отделение по регазификации и смешению сжиженного газа с воздухом);
V — склад суточного запаса пустых и заправленных баллонов и т. п.;
VI — колонки наполнения автоцистерн.
Вне производственной зоны размещаются:
VII — гараж с открытой стоянкой автомобилей;
VIII — склад горючих и смазочных материалов;
IX — колонки для заправки автомобилей сжиженным газом;
X — блок вспомогательных помещений с мастерскими по ремонту оборудования, баллонов и их освидетельствования;
XI — напорная башня и резервуар для противопожарного запаса воды; другие сооружения водоснабжения
и канализации на схеме не указаны. По периметру участок станции ограждается несплошным железобетонным забором высотой 2,4 м, а производственная зона от вспомогательной — легкой оградой высотой 1,2 м- Допускается устройство изгороди ив насаждений кустарника. Подъезды и подходы к сооружениям асфальтируются, а остальные участки озеленяются.
Газораздаточные станции сжиженных газов должны располагаться преимущественно вне черты селитебной территории города и других населенных пунктов, а при расположении в пределах города — вне густонаселенных районов и с подветренной стороны господствующих ветров.
Размещение газораздаточпых станций в местах горных выработок и карстовых проявлений не допускается. Вне территории газораздаточной станции по периметру ограждения должна быть оставлена свободная полоса шириной не менее 10 м. За пределами этой полосы в охранной зоне, величина которой устанавливается в зависимости от вида и объема хранилищ, допускается разведение огородов и садов, посадка' деревьев лиственных пород, а также размещение открытых (без-навесов) складов несгораемых материалов. При строительстве необходимо соблюдать разрывы (охранную зону) от границ территории газораздаточной станции до зданий и сооружений, не относящихся к ней. В дальнейшем при эксплуатации за, этим также необходимо следить. Часто охранную зону начинают застраивать и газораздаточная станция оказывается в положении, из^ которого один выход: закрывать станцию и переводить ее на новое место.
Газораздаточная станция должна соединяться с основными путями перевозки баллонов дорогами I и II классов.
9&
П-7. СИСТЕМЫ ТРАНСПОРТА СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
ТРУБОПРОВОДЫ
Строительство магистральных газопроводов позволило транспортировать газ на большие расстояния. Однако достаточного опыта для эффективного транспорта сжиженного газа по системе трубопроводов -еще нет, хотя этот способ имеет несомненные преимущества. Важнейшее условие нормальной эксплуатации трубопроводов для сжиженных газов — их правильный расчет.
Прежде всего необходимо учитывать способность сжиженных газов легко переходить в газообразное состояние. В процессе эксплуатации давление в какой-либо точке трубо-so провода может упасть ниже давления насыщения, соответствующего данной температуре, и сжиженный газ, переходя в газообразное состояние, начнет заполнять часть живого сечения в трубопроводе. В результате уменьшится пропускная способность трубопровода, причем это уменьшение тем значительнее, чем больше разница между давлением насыщения и вероятным давлением в трубопроводе. Кроме того, из-за увеличения объема вследствие образовавшегося газа увеличатся скорости в трубопроводе, что вызовет рост перепада давления.
Точкой, известной в гидравлике под названием «опасной», в которой наиболее вероятен процесс образования газа, является верхняя точка профиля трассы трубопровода. Оптимальным для верхней точки трубопровода жидкой фазы должно быть принято давление насыщения. Однако приходится учитывать, что состав перекачиваемого по трубопроводу сжиженного газа может колебаться, в результате чего изменяется и давление насыщения. Максимальная температура жидкости в процессе эксплуатации также изменяется. Все это приводит к тому, что мини
мальное давление в самой возвышенной части трубопровода принимают при расчете с определенным запасом. Согласно экспериментальным данным давления 6—7 кгс/см2 достаточно, чтобы предотвратить газообразования в трубопроводах.
Выполненные в США исследования показали, что на входе в промежуточные перекачивающие станции, а также в пункты приема целесообразно для понижения упругости паров и уменьшения затрат мощности на перекачку включать установки охлаждения сжиженного газа. Расстояние между перекачивающими станциями на трубопроводах определяют из условия, что давление после насосной станции не должно превышать 50 кгс/см2. При этом перед последующей перекачивающей станцией превышение давления над давлением насыщения должно быть не менее 5 кгс/см2.
Гидравлический расчет трубопроводов жидкой фазы следует вести по формуле
J/=xwT' (П-38) где Н — потеря напора на участке газопровода, кгс/см2; Л — коэффициент гидравлического сопротивления; I — длина газопровода, м; w - — средняя скорость движения сжиженного газа, м/сек; d —- внутренний диаметр трубопровода, м; g — ускорение силы тяжести, м/сек2.
Среднюю скорость во всасывающем трубопроводе следует принимать не более 1,2 м/сек, в напорном — 3 м/сек. Коэффициент гидравлического сопротивления
Х = 0,11 (П-39)
где кэ — эквивалентная абсолютная шероховатость, м; для стальных бесшовных труб кэ — 0,0001 м; d — внутренний диаметр, м; Re — критерий Рейнольдса.
Трубопроводы для перекачки сжиженных газов выполняют из
стальных, медных и алюминиевых бесшовных труб, рассчитанных на давление не ниже максимального давления системы. Трубы соединяют сваркой. Как исключение в местах присоединения трубопроводов к арматуре и емкостям допускаются фланцы с уплотнительными свинцовыми, алюминиевыми и асбестовыми прокладками. При устройстве резьбовых соединений резьба уплотняется густой пастой из свинцового глета и глицерина.
Трубопроводы для перекачки сжиженных газов требуют квалифицированного обслуживания и обеспечения полного отсутствия утечек из подземных трубопроводов. Утечки приводят к разрушению битумных покрытий ц дальнейшей коррозии труб, что соответственно ‘увеличивает утечки. Кроме того, имея большую плотность, газ распространяется под землей очень далеко н вызывает большие неприятности.
Большую опасность для газопроводов представляет образование гидратных пробок из-за присутствия влаги и появления незначительных неплотностей. Поэтому к трубопроводам сжиженного газа предъявляются следующие требования: полная герметичность арматуры, постоянное применение ингибиторов, поддержание давления не ниже 8— 10 кгс/см2, осушка трубопровода перед закачкой продукта.
Одним из магистральных трубопроводов СССР, характеризующихся наибольшей протяженностью, является газопровод Миннибаево — Казань. По нему сжиженный газ с газоперерабатывающего завода перекачивается на Казанский завод органического синтеза. Протяженность трубопровода 288 км, диаметр 300 мм. Транспортировка продукта по газопроводу производится с постоянной заливкой метилового спирта (2 л/т). Это мероприятие исключает гидратообразова-ние в трубопроводе в течение всего года.
Опыт эксплуатации трубопровода для перекачки сжиженных газов показал, что этот метод обходится вдвое дешевле перевозки газа по железной дороге, при этом не требуются операции по сливу и наливу цистерн, значительно повышается культура производства.
Учитывая опасность, связанную с утечкой газа в грунт, необходимо иметь на газопроводах достаточное количество отключающих устройств. Задвижки устанавливаются не реже чем через каждые 3 км, если по условиям местности нет необходимости устанавливать их чаще. Производительность трубопровода падает летом и особенно при транспортировке пропана из-за необходимости иметь на входе насосов большое давление жидкости, превышающее давление насыщенных паров на 6— 7 кгс/см2, т. е. требуются дополнительные мощности насосов. Трубопроводы в начале, конце и на всех ответвлениях заземляются, сооружается катодная защита.
Последний участок трубопровода должен обеспечивать поступление сжиженного газа на газораздаточную станцию с давлением, на 5 кгс/см2 превышающим давление насыщенных паров, поэтому резервуары базы хранения станции заполняются без всяких затруднений. Это еще дает возможность наполнять баллоны, но очень медленно.
Транспорт сжиженных газов по трубопроводам может осуществляться не только на дальние расстояния, но и с речных или морских причалов до газораздаточной станции и по территории самой станции. На территории станции трубопроводы должны быть, как правило, надземными на опорах из негорючих материалов высотой не менее 0,5 м над уровнем земли. Надземные участки трубопроводов должны окрашиваться в светлый цвет. Отключающиеся двумя задвижками участки трубопроводов должны иметь предохранительный клапан для сброса
/ Н. И Преображенский
97
1
излишков}жидкости при нагреве отключенного участка трубопровода с настройкой не выше 1,15 ррвб.
ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЙ ТРАНСПОРТ
Наибольшее распространение в Советском Союзе получила перевозка сжиженного газа в специальных железнодорожных цистернах (см. раздел II-2), так как она наиболее целесообразна на расстояния более 300 км, когда стоимость перевозки становится дешевле, чем транспортировка сжиженного газа автотранспортом.
Доставка сжиженных газов потребителям по сети железных дорог осуществляется и в крытых вагонах, груженных баллонами, хотя это (х менее целесообразно. Необходимость перевозки баллонов по железной дороге возникла при снабжении газом бытовых потребителей, расположенных в районах, находящихся на значительном расстоянии от кустовых баз и газонаполнительных станций (отдаленные северные районы). Перевозка баллонов со сжиженным газом допускается только при условии полной исправности баллонов и вентилей, а также наличия на баллонах установленной окраски и надписей, предохранительного колпака с пломбой отправителя, двух резиновых колец толщиной не менее 25 мм.
Погрузка баллонов в вагоны производится вручную. Баллоны вместимостью 50 л грузятся двумя способами: стоя, в один ряд, или лежа, один на другой. Первый способ не требует специальных прокладок между баллонами, прокладками являются сами резиновые кольца на баллонах. Второй способ требует специальных изолирующих прокладок и приспособлений для^закрепления, чтобы избежать ударов при перевозке. Погрузка 27-литровых баллонов производится в 3 ряда один на другой стоя.
Перевозка баллонов в контейнерах производится на железнодорожных платформах. Контейнеры тщательно закрепляются.
Железнодорожные вагоны, перевозящие сжиженные углеводородные газы, являются собственностью Министерства путей сообщения, отправителей, получателей или арендуются в Министерстве путей сообщения. Арендованные вагоны должны быть оборудованы и приписаны к станциям погрузки. На вагонах должны быть нанесены следующие надписи: собственность (наименование организации), приписан к станции (наименование станции и дороги), подлежит срочному возврату на станцию приписки.
Железнодорожные цистерны являются собственностью треста Со-юзгаз, который обеспечивает доставку сжиженного газа всем потребителям, следит за оборачиваемостью цистерн. В .настоящее время еще ощущается недостаток цистерн, поэтому для увеличения перевозок сжиженных газов нельзя увлекаться относительно дешевыми газонаполнительными станциями, не имеющими баз хранения газа и перекачивающими газ из цистерн прямо в баллоны.
Это значит, что одна, две или более цистерн вместо 4—6 ч стоят на путях такой наполнительной станции круглый год (так как наполнять баллоны необходимо ежедневно). Такое использование цистерн запрещено.
Перевозка сжиженных газов по железной дороге должна осуществляться в строгом соответствии с установленными для этого правилами перевозки грузов наливом в вагонах-цистернах согласно Уставу железных дорог СССР.
По прибытии цистерн на газораздаточную станцию мастер наполнительного цеха вместе со сливщиком должны принять их по акту. При этом в обязательном порядке проверяется:
— наличие пломб на колпаках цистерн;
— отсутствие механических повреждении корпусов цистерн;
— наличие пломбы на предохранительном клапане;
— правильность наполнения цистерн сжиженным газом при помощи вентилей 7 и 9 (см. рис. 11-13);
— наличие воды в цистерне (вентилем S);
— исправность работы запорной арматуры жидкой и паровой фаз;
— соответствие качества полученного газа паспорту.
При правильном наполнении цистерны сжиженным газом из открытого контрольного вентиля красного цвета должен выходить газ, а из вентиля зеленого цвета — жидкость в виде белого» тумана. Исправность запорной арматуры проверяется кратковременным открытием вентилей (на проходимость паров или жидкости). После установки цистерны под слив необходимо отправить телеграмму в трест Союзгаз и конторе-поставщику о принятии цистерны под слив, указав ее номер.
После окончания слива цистерн и отсоса паров из нее до давления 0,5—0,7 кгс/см2 необходимо:
— закрыть вентили паровой фазы на цистерне 3 (см. рис. П-13) и на сливных устройствах;
— выпустить газ из резиновых соединительных шлангов сливной эстакады и отсоединить их от угловых вентилей 7, 3 и 5;
— заглушить пробками эти вентили и проверить их мыльной эмульсией на герметичность;
— опломбировать колпак цистерны и оформить отправку ее по железной дороге не позже чем через • 30 мин после опломбирования.
После отправки цистерн (подачи заявки на железнодорожную станцию) нужно послать телеграмму в трест Союзгаз и поставщику с уведомлением об отправке, указав номера цистерн.
АВТОМОБИЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ
При необходимости транспортировки сжиженных газов на расстояния до 300 км используется автотранспорт: транспортные и раздаточные автоцистерны, скользящие емкости и автомобили, оборудованные под перевозку баллонов или обычные.
Транспортные автоцистерны предназначены для перевозки сжиженных газов с заводов-поставщиков до газораздаточных станций или с газораздаточных станций и кустовых баз крупным потребителям и групповым установкам со сливом в их резервуары. Раздаточные автоцистерны предназначены для доставки сжиженных газов потребителю с разливкой газа в малые сосуды, автомобильные и обычные бал- gg лоны. Эти цистерны оборудованы комплектом оборудования и приспособлений для розлива и выдачи сжиженного газа. Съемные резервуары (транспортные цистерны) монтируются на прицепах или грузятся в обычные автомобили; используются, как и баллоны, в качестве стационарных потребительских установок, заменяемых по мере расходования. Грузовые автомобили предназначены для перевозки баллонов от газораздаточной станции до каждого потребителя.
К автоцистернам, перевозящим сжиженный газ, предъявляются следующие требования:
— глушитель автомобиля должен быть выведен вперед;
— предохранительный клапан и указатель уровня должны иметь защитные колпаки;
— цистерна и вспомогательное оборудование должны быть надежно закреплены, шланги правильно уложены;
— цистерна и коммуникации должны иметь надежную защиту от повреждений;
— огнетушители должны быть установлены в кабине и на шасси;
7*
100
— автоцистерну должен вести шофер, знающий конструкцию цистерны и правила техники безопасности;
— автомобиль и цистерна должны быть заземлены.
Автоцистерны наполняют из специальных колонок. К колонке подводятся трубопроводы жидкой и паровой фаз, а также сбросной трубопровод, которые заканчиваются вентилями с отводами под 90° и заглушками, наворачивающимися на левую резьбу 1М60 х 4. От жидкой фазы взята импульсная трубка, которая через трехходовой кран подает давление на манометр, давление паровой фазы также показывает манометр. Наполнение автоцистерны необходимо проводить в следующем порядке:
— установить цистерну на площадке, заглушить мотор (двигатель);
— заземлить цистерну;
— присоединить шланги паровой и жидкой фаз к колонке и цистерне;
— открыть вентили жидкой и паровой фаз на цистерне, затем на колонке;
— открыть вентили указателя уровня цистерны, сначала верхний, затем нижний;
— следить за наполнением по указателю уровня, а также контролировать предельное наполнение открытием вентиля на цистерне. Из вентиля контроля уровня максимального наполнения должна показаться струя распыленного сжиженного газа (белый туман);
- закрыть вентили жидкостной и паровой фаз на наполнительной колонке, а затем на цистерне;
— открыть сбросные вентили на присоединительных патрубках и осторожно сбросить остатки газа из шлангов в свечу или в трубопровод низкого давления;
— отсоединить шланги от патрубков цистерны и наполнительной колонки и заглушить патрубки специальными пробками, проверить отсутствие утечек;
— снять заземление;
— снять ограждение, запрещающее проезд автомобилей в зоне наполнительной колонки.
При выезде в рейс водитель обязан проверить наличие на цистерне:
— двух исправных огнетушителей;
— двух исправных шлангов, (жидкой и паровой фаз);
— штыря с тросом для заземления цистерны. в
В пути следования к месту слива необходимо следить за давлением газа в цистерне по манометру, установленному в кабине водителя. В случае повышения давления более 15 кгс/см2 водитель должен принять меры к охлаждению цистерны, укрыть ее от солнечных лучей (поставить в тень) или поливать холодной водой. Следует избегать проезда по жилым кварталам многоэтажной застройки.
При обнаружении утечки газа цистерну отводят от проезжей части шоссе, устраняют утечку или сливают газ в другую емкость. При невозможности слива вытекающую из цистерны жидкость надо слить в яму или низкое место, достаточно удаленное от шоссе и жилых домов, чтобы газ мог испаряться и не создавать опасных концентраций. Пока не устранена утечка и не произошло удаление загазованной атмосферы с данного места, цистерна при помощи своего двигателя перемещаться не должна.
ГипроНИИГаз разработал автоцистерну АЦП-6 с приспособлением для ускорения слива газа в стационарные резервуары, которая показала хорошие эксплуатационные качества. Ускоренный слив газа достигается за счет того, что давление в автоцистерне поднимается на 2— 3 кгс/см2 выше, чем в наполняемом резервуаре. Давление в ней увеличивают, подавая в паровое пространство пары сжиженных газов из теплообменников. Газ в теплообменниках подогревается выхлопными га-
Рис. П-37. Контейнер К-84 для транспортировки баллонов.
вами двигателя цистерны. Выхлопные газы подаются в теплообменники, установленные по бокам цистерны, от коллектора двигателя по выхлопному трубопроводу в змеевики. Жидкая фаза подогревается в межтрубном пространстве.
На линии выхлопного трубопровода установлены заслонки, управляемые механизмом поворота. При повышении давления в теплообменниках до 16 кгс/см2 выхлопной трубопровод перекрывается заслонками; выхлопные газы, минуя теплообменник, поступают в глушитель. Давление в теплообменнике показывает манометр, установленный в кабине водителя. Для предотвращения конденсации насыщенных паров на стенках теплообменников корпуса их теплоизолированы.
Слив 2500 кг газа из автоцистерны в резервуар потребителю происходит за 25—30 мин. Газ подогревается в теплообменниках во время следования автоцистерны от ГРС до потребителя в течение 15—20 мин.
Индивидуальные потребители, расположенные вблизи кустовых баз или газонаполнительных станций (до 30—50 км), получают сжиженный газ непосредственно с кустовой базы или газонаполнительной станции в баллонах. Баллоны доставляются бортовыми автомобилями грузоподъемностью до 2,5 т или специально приспособленными для этих целей.
Баллоны высотой до ИЗО мм (вместимостью 50—80 л) размещаются в кузове вертикально в один ярус, высотой до 600 мм (вместимостью 27 л) — в 2 яруса, один на другой. Портативные баллоны высотой от 200 до 400 мм (вместимостью от 1 до 5 л) перевозят в деревянных ящиках и устанавливают обычным способом. При транспортировке баллонов до районных пунктов используются автомобили, например ЗИЛ-160-Н, с полуприцепом, что дает возможность перевозить до 3,3 т.
В 1964 г. ЮжНИИгипрогаз разработал контейнер К-84 для транспортировки 84 баллонов емкостью 27 л, переоборудовав для этого автомобиль ГАЗ-51Ж (рис. П-37). Контейнеры можно также перевозить в открытом железнодорожном составе и в полувагонах. Контейнер представляет собой сварную клеть из труб прямоугольного сечения, приспособленную для двухъярусного расположения баллонов. Контейнер крепится на раме автомобиля четырьмя зажимами-струбцинами. Снятие и установка контейнера на автомобиль с помощью козлового крана или автопогрузчика производятся одним-двумя грузчиками. Контейнер К-96 служит для транспортировки 96 баллонов емкостью 27 л. Конструктивно он ничем не отличается от контейнера К-84.
101
102
Рис. П-38. Автопоезд для перевозки двух контейнеров К-96.
Рис. 11-39. Автопоезд для перевозки четырех контейнеров К-96. D
Контейнер К-35 служит для транспортировки 35 баллонов емкостью 27 л на автомобильном и железнодорожном транспорте- Конструкция контейнера решетчатая, сварная, облегченная, выполненная из уголков. Для погрузки и разгрузки баллонов пневматическими толкателями передняя стенка выполнена открытой. Зажатие баллонов в контейнере осуществляется специальными прижимами.
ЮжНИИгипрогаз для транспортировки контейнеров разработал также автопоезда. Автопоезд АП-1 предназначен для транспортировки баллонов от кустовых баз до районных пунктов обмена баллонов по дорогам, проезжая часть которых рассчитана на пропуск автомобилей группы «Б». В^состав автопоезда входят автотягач ЗИЛ-130В1 и полуприцеп, состоящий из переоборудованного шасси полуприцепа общего назначения ММЗ-584 и каркаса-стеллажа из двух решетчатых двухъярусных клетей, сваренных из стальных труб прямоугольного сечения. Ярусы разделены настилом из листовой стали и направляющих. Нижний ярус с боков закрывается откидными дверцами, вращающимися на шарнирах, верхний — откидными балками. По
груз о-p азгруз очные работы на автопоезде осуществляются вручную или автоматически, специальным погрузчиком. Технические данные автопоезда АП-1 следующие.
Общая длина, мм . . . . Погрузочная высота, мм: до поверхности первого яруса ....
до поверхности второго яруса . . . . Число перевозимых баллонов, шт.................
Полная масса буксируемого . полуприцепа, кг . . . . Масса газа, перевозимого автопоездом, кг . . . . Полная масса снаряженного автопоезда, кг ...... Габаритные размеры полуприцепа ................
9690
1465
2131
266
9996
3458
13 856
6077X2310X Х2505
Автопоезд для перевозки двух контейнеров К-96 состоит из автотягача ЗИЛ-130В1 и полуприцепа ММЗ-584 (рис. П-38). На полуприцепе устанавливают контейнеры и укрепляют их в гнездах специальными замками.
Автопоезд для транспортировки 504 баллонов разработан на базе седельного тягача МАЗ-504 и полуприцепа МАЗ-5245. Баллоны в клетях, сваренных из труб прямоугольного сечения, располагаются в 3
Рис. П-40. Танкер для перевозки сжиженных газов под повышенным давлением в цилиндрических вертикальных резервуарах.
103
яруса, в каждом — по 168 баллонов. Погрузка и разгрузка баллонов могут выполняться как вручнук», так и механизированно.
Автопоезд для перевозки четырех контейнеров К-96 состоит из автотягача МАЗ-500М с полуприцепом МАЗ-5245 (рис. П-39)- Контейнеры крепят к раме полуприцепа винтовыми замками в строго фиксированном положении.
РЕЧНОЙ ИЛИ МОРСКОЙ ТРАНСПОРТ г*
Дальнейшее снижение себестоимости сжиженных газов для потребителя возможно при применении дешевых видов транспорта, например водного. Перевозка водным путем получила
Рис. П-41. Газовоз «Кегумс» с полуизо* термическими резервуарами.
J — машинное отделение; 2 — грузовые резервуары; 3 — промежуточный резервуар.
широкое распространение в капиталистических странах. Так, в Дании, где весь сжиженный газ импортируется, так как нет собственного производства, его цена самая низкая в Европе. Это достигнуто транспортом газа только по воде специальными танкерами, причем газораздаточные станции находятся в портах.
104
35000
Рис. 11-42. Размещение резервуаров Р01600 па барже грузоподъемностью 200 т.
В Советском Союзе перевозки сжиженных газов морем начались в декабре 1960 г. на танкере «Фрунзе», переоборудованном для перевозки нефтепродуктов и аммиака. В настоящее время в составе Новороссийского пароходства работают газовозы «Кегумс» и «Краслава», построенные по заказу Советского Союза в Японии в 1965 г.
Существуют 3 типа судов для перевозки сжиженных углеводородных газов.
1. Танкеры с резервуарами под давлением до 16 кгс/см2 (рис. П-40).
2. Танкеры с теплоизолированными резервуарами под пониженным давлением (полуизотермические), например «Кегумс» (рис. П-41). Сжиженный газ транспортируется при промежуточном охлаждении (от —5 до 5°С) и пониженном давлении (3—6 кгс/см2).
3. Танкеры с теплоизолированными резервуарами под давлением, близким к атмосферному (изотермические), и при низкой температуре (—40° С для пропана и —161° С для природного газа).
По форме резервуары могут быть сферические, цилиндрические и прямоугольные.
В настоящее время для снабжения сжиженным газом северных районов нашей страны применяют речной транспорт. Сжиженный газ от места поставки к потребителю перевозят на баржах, груженных баллонами или резервуарами типа РС-1600 (рис. П-42). Для этой цели применяют сухогрузные баржи грузоподъемностью 100, 200 и 300 т, а также самоходные баржи грузоподъемностью 60 т. Технология перевозки находится в соответствии с «Временными правилами перевозки речным транспортом опасных грузов», а также с инструкциями, учитывающими специфику доставки сжиженного газа речным транспортом.
Баллоны на баржи грузятся как вертикально, так и горизонтально. При вертикальном расположении
рис. П-43. Размещение баллонов в самолете*
г__в один ярус; II — в два
яруса.
ООО
i! ?! i! в?» «м1 s it i i • r i । 'rtWi »й
баллоны грузятся столбиками по 3 штуки с заводом воротника нижнего баллона в башмак верхнего баллона, Через каждые 2 м по длине баржи сквозь воронки верхнего ряда баллонов пропускается веревка и закрепляется у низа стоек ограждения. При горизонтальном расположении баллоны грузят друг на друга до пяти рядов с расположением горловин в сторону носовой части. По окончании погрузки баллоны покрывают брезентом. В рейсе при температуре наружного воздуха выше 30° С палубу баржи поливают через 6—7 ч. При каждой остановке обязателен наружный осмотр груза и его креплений. Если обнаружен баллон, из которого выходит газ.
шоуп
12800ft)
его во время стоянки выносят на 100 м от баржи и опорожняют. -
Учитывая, что плотность жидкой фазы в 2 раза меньше плотности воды, перевозку газа можно организовать в больших плавучих резервуарах (трубах), спаренных в секции. Из четырех секций могут формироваться составы, толкаемые тягачом-теплоходом. Перевозка сжиженных газов наиболее экономична в изотермических танкерах й секционных составах, тем более что
в зимнее время они могут быть использованы как хранилища на газораздаточных станциях. Себестоимость сжиженного газа при перевозке его водным путем снижается в 2—3 раза,
АВИАТРАНСПОРТ
Сжиженный газ — это топливОд имеющее в малом объеме большое количество тепловой энергии. Поэтому его выгодно применять там, где сложно сооружать большие базы хранения топлива, например в Арктике и Антарктике и в северных районах страны. Это вызывает необходимость авиаперевозок. В настоящее время используются самолеты АН-2, ЛИ-2 и АН-12. Загрузка баллонов вместимостью 27 л в зависимости от дальности полета и типа самолета доходит до 500 “шт. Авиаперевозки организованы с^учетом «Правил воздушных перевозок опасных грузов».
Баллоны в самолете устанавливают в вертикальном положении в один или в два яруса (рис. П-43) и крепят по указанию экипажа и лиц, ответственных за погрузку. Общее число баллонов при загрузке самолетов грузоподъемностью 12 т — 442, а Ют — 369, или 11 978 и 10 000 кг соответственно при любом варианте загрузки.
Авиатранспорт является самым дорогим из существующих видов транспорта сжиженных газов. Так, стоимость доставки 1 т сжиженного газа на 1 км самолетом АН-12— 78 коп. При использовании самолетов меньшей грузоподъемности расходы возрастают. Снизить стоимость авиатранспорта сжиженного газа можно, используя больше грузовые самолеты и вертолеты, а также специальные вертолеты, снабженные резервуарами, которые заполняют на газораздаточных станциях и опорожняют у отдаленного потребителя (по принципу автогазовозов).
Глава III
ЕСТЕСТВЕННАЯ
РЕГАЗИФИКАЦИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Ш-1. ОСОБЕННОСТИ РЕГАЗИФИКАЦИИ
При транспортировке и хранении сжиженные углеводородные газы находятся в жидком состоянии. Использование же их в качестве топлива происходит, за редким исключением, в газообразном виде. Следовательно, в местах использования их необходимо регазифицировать, т. е. испарить.
При естественной регазификации тепло, расходуемое на испарение сжиженного газа и нагрев его паров до температуры окружающей среды, отбирается от окружающей среды. Для наземных установок (баллонов, резервуаров) ею является воздух, для подземных — грунт.
В верхних слоях земной оболочки, называемых почвами, или грунтами, в течение года происходят непрерывные изменения температурного и влажностного режимов. Совокупность этих изменений, главным образом нагревание и охлаждение, увлажнение и высыхание, таяние и промерзание, существенно отражается на поступлении тепла для регазификации. Поэтому необходимо иметь полное представление о таких процессах, как поступление солнечной энергии на земную поверхность,
ее трансформирование в поверхностном (контактном) слое, изменение теплового и влажностного режимов слоя от сезонных колебаний температуры. Иначе говоря, необходимо знать тепловой баланс земной поверхности в различных пунктах.
Большая часть территории СССР представляет собой область с сезон-нопромерзающим слоем почв и горных пород. При промерзании и оттаивании грунтов происходит их пучение и осадка, достигающие в природных^ условиях 20—30 см, и другие опасные для целости сооружений явления. Тепловой режим подпочвенного слоя формируется в результате процессов тепло- и массообмена с атмосферой и лежащими глубже слоями, а также вследствие переноса тепла грунтовыми водами. К сожалению, до сих пор очень мало внимания уделялось изучению составляющих теплового баланса за зимний период, особенно теплового потока в грунте, обеспечивающих естественное испарение сжиженного газа в подземных резервуарах.
Солнечная радиация — практически единственный энергетический фактор, обусловливающий протека-
107
108
ние физических процессов в атмосфере *и земной оболочке. Поступление тепла от других источников энергии в эти процессы, включая приток внутриземного тепла, не превышает в среднем 0,015% от солнечной радиации. На перпендикулярную к лучам солнца поверхность земной атмосферы поступает около 2 кал/(см2*мин). Эта величина называется солнечной постоянной, или постоянной Ланглея. Лучистая энергия, достигающая Земли, неравномерно распределяется по ее поверхности, изменяясь в зависимости от времени года и суток, географической широты местности (рис. Ш-1). Так, в течение года поступление солнечной энергии колеблется для Ленинграда в пределах от 1,3 до 66кдж/(см2х Xмесяц), т. е. в декабре энергии поступает в 50 раз меньше, чем в июне. Поглощение солнечной энергии также зависит от географической широты местности. В районе Полярного круга поглощается 170, в районе Средиземного моря — 420 кдж/(см2 х хгод).
Большая часть поступившей на земную поверхность солнечной энергии (обозначим ее фак) поглощается (аккумулируется), остальная отражается и уходит в мировое простран-
Рис. II1-1. Количество солнечной энергии, кдж/(м2 -год), по ступающей на земную поверхность в зависимости от географической широты (а) и в различное время суток, кдж/(см2-ч), при ясном небе в июле (б).
ст но. Количество отраженной лучистой энергии ((20) зависит от вида земной поверхности: так, свежий сухой снег отражает около 95% падающей не него лучистой энергии, а песок — 43%. Обычно приход лучистой энергии за год превышает расход. Исключение составляют только полярные районы с постоянным снежным покровом.
В холодное время года верхние слои почвы отдают тепло в воздух (фк), а от нижележащего грунта к ним подводится путем теплопроводности некоторое количество аккумулированного за лето тепла (фа1<). Этот поток тепла невелик, но он определяет производительность подземного резервуара.
Летом верхний слой почвы служит также аккумулятором, в котором накапливается дневное тепло (фак). Благодаря ему перепад температур почвы и прилегающего к ней воздуха между днем и ночью сглаживается, что необходимо учитывать при определении производительности балло-
«нов и резервуаров, установленных на поверхности земли.
Для регазификации необходимо определенное количество тепла. Оно зависит от состава жидкой фазы газа, температуры, при которой происходит регазификация, и складывается из скрытой теплоты парообразования и некоторого количества тепла, необходимого на перегрев паров, т. е.
9рег ~ ffnep = (Ш-^)
При естественной регазификации нагревать жидкую фазу до температуры кипения не нужно, она всегда при наличии паровой фазы находится при ts (температуре кипения). Тепло регазификации поступает из окружающей^ среды (?ак, а при недостаточном поступлении из нее — и за счет снижения энтальпии. Следовательно, происходит снижение температуры как жидкой фазы, так и стенок баллона (резервуара), а в дальнейшем окружающей среды. Сумма этих тепловых потоков, а для подземной установки резервуара и потока от грунта обеспечивает (в общем случае) испарение требуемого количества газа
<2гег = Qk + 9 ж + 9м + 9с, (Ш-2)
где Qk — доля аккумулированного тепла, передаваемого через стенку резервуара от окружающей среды (воздуха, грунта) без снижения ее температуры; 9ж — количество тепла, отдаваемого жидкостью за счет снижения температуры (уменьшение энтальпии); 9м — количество тепла, передаваемого от металла резервуара за счет снижения температуры; Q.: — доля аккумулированного тепла, передаваемого от грунта за счет снижения его температуры.
Как известно,
= (П1-3)
?ж = ост
= £ ж. остСж (^2 ^1)• (111’4)
9м — GMCM (*к — М* (II1-5)
9с = ердгдг. (Ш-6)
В закрытых резервуарах, когда из них не отбираются пары сжиженного газа, температура жидкой и паровой фаз равна температуре окружающей среды (£о с — — 0). Это значит,
что никакого теплового потока через стенку не передается и испарения не происходит. Как только начинается отбор паров из резервуара, давление в паровом пространстве несколько понизится и начнется испарение жидкой фазы для восстановления равновесия фаз при данной температуре. Тепло отбирается от самой жидкой фазы и стенок резервуара. Чем больше паров мы отбираем, тем больше понижается температура жидкой фазы и металла, а затем грунта. При снижении температуры жидкости по отношению к окружающей среде на 5—6° G тепловой поток из окружающей среды становится ощутимым.
В процессе испарения участвует тепло из разных источников, а не так, как это принято при выводе формулы (Ш-3). Это выражение является описанием только частного случая, когда устанавливается стационарный режим, т. е. отбирается то количество газа, при испарении которого температура жидкости, стенки резервуара и температурное поле грунта (для подземных резервуаров) не меняются, а все тепло поступает из внешней среды.
Некоторые авторы [13] считают, что тепло, аккумулируемое газом и металлом сосуда, играет значительную роль только в начальный период испарения, а в дальнейшем этим теплом можно пренебречь. Это совершенно неверно для основного потребителя сжиженных газов — коммунально-бытового, характеризующегося сильно неравномерными расходами в течение суток. В этом случае тепло, аккумулируемое жидкой фазой и металлом баллона (резервуара), может быть использовано не в
109
110
первоначальный момент, а как раз в момент наибольшего (пикового) потребления. Этого не замечают или не хотят учитывать, чтобы не услож-нять расчеты, многие исследователи.
Неравномерность коммунальнобытового потребления при снабжении так называемым сетевым газом, получаемым от магистральных газопроводов, вносит большие осложнения в устойчивость газоснабжения. Необходимо увязать постоянное поступление газа с непостоянным расходом. При газоснабжении сжиженными газами эта неравномерность потребления, наоборот, облегчает газоснабжение, дает возможность уменьшить количество баллонов и резервуаров в групповых установках. Необходимо обратить серьезное внимание -на? все тепловые ресурсы процесса регазификации сжиженных газов.
Для нахождения определяющего элемента в теплопередаче удобнее пользоваться понятием «термическое сопротивление» (обозначается /?). Оно равно отношению разности температур, устанавливающихся на границах рассматриваемых частей системы, к проходящему потоку тепла
R = {h-tii)lq. (Ш-7)
Термическое сопротивление теплоотдаче (от внутренней поверхности резервуара внутренним диаметром dj'j или баллона к жидкой фазе)
- — Ra^ -= —_— жх 2 nd
г
Термическое сопротивление изоляции (для подземного резервуара)
г₽ ~ 2лАгр 1П
Для определения термического сопротивления грунта в первом приближении можно воспользоваться формулой Ляме—Форхгеймера. Тогда ______
2h+Vrih2—dl, о .1 -Но
(Ш-11)
< Л/2 можно без заметной погрешности принимать
R = —In 4^. (Ш-12) гр 2лЛГр с?из 4 '
Автором предложена формула для определения термического сопротивления грунта вокруг резервуара зимой в нестационарных условиях:
— 1 п ат
гр 2лХГр с?цз
(Ш-13)
Термическое сопротивление теплоотдачи воздуха
JTf/pCtQ
(Ш-14)
Тогда из формулы (Ш-7) после подстановки формул (Ш-8), (Ш-9) и (III-14) удельный поток тепла, поступающего через поверхность баллона или наземного резервуара,
Термическое сопротивление стенки баллона, резервуара (наружный диаметр dp)
________Л —
1___.__1_} Jp
2Хр £?р
(Ш-15)
= 1 in А
Р 2лАр d'p
(Ш-9)
соответственно для подземного резервуара
7 =
с?из — 5,2 у ат
(Ш-16)
с?из
ТАБЛИЦА Ш-1
ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА ЖИДКОЙ ФАЗЫ В РЕЗЕРВУАРЕ С ЕСТЕСТВЕННЫМ ИСПАРЕНИЕМ ПРИ ОТБОРЕ ПАРОВ ДЛЯ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
Заполнение резервуара, % Состав жидкой фазы, % Абсолютное давление паров, кгс/см2, при температуре, °C
Пропан Бутан 20 —15
90 30 70 . 3,96 1,27
50 50 5,23 1,72
70 30 6,51 2,17
50 12 88 2,8 0,85
29 71 3,9 1,14
55 45 5,55 1,83
30 5 95 2,37 0,70
17 . 83 3,14 0,97
43 57 4,80 1.56
Термические сопротивления отдельных составляющих при аж = = 2,75q°^ = 346ккал/(м2*ч-°С), d^ — = 1,0 м, Хр = 50,0 ккал/(м-ч*°С), dp = 1,14 м, Лиз = 0,42 ккал/(мх Хч-°С), da3 = 1,37 м, h (глубина заложения оси резервуара) = 1,1 м, Хгр = 1,74ккал/(м’Ч*°С), агр = 62X X 104 м2/ч, тт1п = 0,125/а и = = 10 ккал/(м2-ч*°С) следующие:
Вид сопротивления /?, м2 *ЧХ Х° С/ккал к, ккал/(м2х Хч-°С)
^ЙЖ • • • ♦ • 0,000 922 1085
RP 0,000 041 8 24 000
RB ...... 0,279 35,8
Яиз 0,006 97 143,5
7?гр 0,12 8,35
/?„ ССп 0.002 13 471
Как видно из приведенных данных, для наземного резервуара (баллона) при установившемся режиме наибольшим термическим сопротивлением является сопротивление теплопередаче от окружающего воздуха 7?в, которое в данном случае является определяющим теплопередачу. Для подземного резервуара при установившемся режиме наибольшим определяющим термическим сопротивлением является сопротивление окружающего грунта 7?гр.
Как известно, в состоянии равновесия система имеет совершенно опре
деленные параметры, температуру, давление и составы фаз. Изменение любого из этих параметров вызывает отклонение системы от состояния равновесия и изменения ее энергетического состояния (и наоборот). Последние могут заключаться в переходе энергии от среды к системе, как в нашем случае, от системы к среде или в обмене энергией между отдельными частями системы. Если система изолирована от внешней среды, то все происходящие в ней изменения заключаются в обмене энергии между фазами и переходе из одной формы в другую.
В процессе отбора паровой фазы из баллона и резервуаров установившееся равновесие между жидкостью и паром нарушается. Для восстановления равновесия необходимо испарение некоторой части жидкой фазы (поверхностное испарение, вскипание). Кипение смесей углеводородов происходит, как известно, с преимущественным испарением лег-кокипящих компонентов. В результате в жидкой фазе растет концентрация (процентное содержание) тяжело-кипящего компонента. При этом состав жидкой фазы меняется в зависимости от количества испарившейся из резервуара смеси (табл. III-1).
112
Рис. II1-2. Изменение состава пропан-бутановой смеси по мере ее естественного испарения при различных температурах кипения.
— при 40 °C; 2 — при О °C; 3 — при — 40 °C; 4 — опытная.
Рис. II1-3. Изменения содержания пропана в пропан-бутановой смеси (%) в зависимости от количества заправок резервуара.
2 — перед очередной заправкой; 2 — после заправки.
Е. В. Крылов [13] предлагает формулу, по которой можно определить состав жидкой фазы в резервуаре в зависимости от количества испарившегося сжиженного газа и первоначального состава жидкой фазы:
яи (1 —/ттт Л у\
(1—* (П1 17)
где х± и х2 — доля пропана в смеси в начале и конце испарения; п — отношение испарившегося газа к начальной массе жидкой фазы; к — отношение упругостей компонентов (пропана и бутана).
На рис. II1-2 изображены кривые изменения процентного содержания пропана в пропан-бутановых смесях различного начального состава, указанного в начале каждой группы кривых наноси абсцисс, в зависимости от испарившегося количества для различных температур кипения, рассчитанные по формуле (Ш-17).
Так как при дозаправке резервуара сжиженным газом (при постоянном остаточном уровне жидкой фазы в резервуаре и естественном испарении газа в нем) начальное содержание пропана в смеси будет уменьшаться по мере увеличения количества дозаправок, то необходимо знать эти изменения. Оказалось [11 h что при большом количестве дозаправок сжиженным газом постоянного состава (более 4) конечное (перед очередной дозаправкой) содержание пропана в пропан-бутановой смеси будет одним и тем же (рис. Ш-3, 7). Следовательно, после каждой дозаправки в резервуаре будет также и постоянный начальный состав смеси (см. рис. Ш-3, 2). Использование этого факта дает возможность более точно рассчитать производительность резервуаров и повысить при эксплуатации надежность газоснабжения.
* Ш-2. РЕГАЗИФИКАЦИЯ В БАЛЛОНАХ И НАЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
Большинство исследователей, изучавших испарение сжиженных углеводородных газов в баллонах и резервуарах, ставят перед собой задачи в большинстве чисто академические и получают результаты, которые очень трудно применить в проектировании и эксплуатации газо-балонных и резервуарных установок. Ввиду сложности реальных изучают упрощенные процессы путем принятия определенных допущений и ограничений. Но такие режимы в практике встречаются очень редко или совсем не встречаются. В то же время нельзя обойтись без таких исследований на первом этапе изучения процессов.
Как было изложено в разделе Ш-1, необходимое для испарения определенной массы (?иСГ1 сжиженного газа тепло (без перегрева)
СРег = г£Сисп (Ш-18)
в баллоне или наземном резервуаре можно получить за счет трех источников, указанных в уравнении (Ш-2), так как грунт в этом случае отсутствует. Тогда
<?Ре,=^ + <2ж + <?м. (Ш-19)
Простое суммирование расчетных количеств газа, испаряемых за счет отдельных тепловых потоков, сумма которых
ИСП -- ^см (Л, с Лк) +
4“ ОСТ^Ж (Л """Л) ^М^М. СМ (Л Л)1
(Ш-20)
не будет соответствовать действительному количеству испаренного газа при совместном действии всех или части тепловых потоков, так как они влияют друг на друга, и нужно говорить лишь об интегральной сумме. Уравнение теплового баланса
8 н. И. Преображенский
необходимо представить в виде дифференциального, а ^именно:
г ^?ИСП == см (^о„ с ^ж) ^1* “И
Ч^ж \Gж. ост ^исп1*) Ч- м. см dt,
(iii-21)
Тогда, решая его методом разделения переменных
dx
СЖ^Ж. ОСТ Н^М^м см----СЖ У| ^истД
—--------------------- (Ш-22)
г У <*ис1Г—^F^(tQt с — *ж)
и интегрируя в пределах тт т2 и ^14-^2, можем определить: снижение температуры жидкой фазы
Подформулам (1П-23)—(П1-25) легко определить параметры процесса испарения для наземных установок, работающих с постоянным расходом, несколько тяжелее — с переменным расходом, а также можно определить максимальные часовые расходы. Экспериментальные исследования Ги-проНИИГаза и Ленгипроинжпроек-та подтверждают расчеты, проводимые по формуле (Ш-23).
При максимальных перепадах температур можно получить и максимальное испарение сжиженного газа. Но снижать температуру жидкой фазы можно до величины fmin, при которой давление в баллоне еще обеспечивает устойчивую работу регуляторов давления газа. Эта тем-
114
«Ж2 - to. с крсм
ИСП
!исп-WcM^O. С-^Ж1)
&Fcm
СЖ (^ж4 о
. сж (^ж. о- 2 ^HCnT2)4*CMGм. см J
м. см
к**см сж 2 ^исп ♦ э
(Ш-23)
период за который снизится темпе- пература зависит, как известно, от ратура жидкой фазы £Ж1 до £ж 2, состава жидкой фазы. Для пропана ч, она равна —35, а для н-бутана —
т2 =
м. см
'Ж
исп^1
ИСП
'исп— *FcM(i0, с — £жз)
ИСП--AFCM(*o. с--^Ж1)
ж исп k^CM
(Ш-24)
количество испарившегося газа при 8° С, для их смесей соответственно снижении температуры жидкой фазы промежуточная температура (рис. от tx! до t,K 2, кг, Ш-4).
исп —
kF см
Сж (<?ж. о
М. СМ
СЖ (&Ж, 2 ^нспТа) Ч" см^м. см
сж (^ж.- о
см
, СЖ ^Ж. О'— 2 ^ИСпТ2)Ч~см£м. CM J
^СМ
СЖ 2 ^ИСП
-- (^О. С-^жз)
см
4.,
исп
(Ш-25)
Рис. Ш-4. Зависимость температуры кипения пропан-бутановой смеси от содержания пропана (%) при р = 0,4 кгс/см2 (избыточное).
Рис. II1-5. Изменение температуры жидкой фазы при постоянном отборе паров из подземного резервуара объемом 2,5 м\
Сисп« нг/ч: 1 — 2: 2 ~ 5; 3 — 10.
При отборе паров сжиженных газов в постоянных количествах, но меньших максимальной часовой производительности, в баллоне через некоторое время устанавливается постоянная температура жидкой фазы (горизонтальный участок кривых
90 ккал/кг. Масса газа в баллоне при заполнении 0,75 равна 18 кг.
Решение. Смоченная поверхность баллона FCM '= 0,75nd(0,5d-|- h) = 0,75 X X 3,14 -0,3(0,15 + 0,9) = 0,743 ма. Производительность баллона по полной формуле (Ш-25) при к — 9,7 нкал/(м2 *ч-°C) находится методом последовательных приближений:
415
9,7 -0,743) [-5— (-8)1 исп ==
Г 0,53(20 — 2)4-0,115-30-0,743
L0,53 (20-5,3)+0,115*30*0,57
9,7-0.743
-[ — 5 —(30)]
0t53-3t3
0,53 (20— 2)4-0,115» 30 *0,743 "Г 0,53(20—5,3)+0,115 <30-0,57 J
= 3,3 кг/ч, т. е. около 1,7 м3/ч.
на рис. Ш-5) и испарепие идет только за счет тепла Qk (Ш-3). Установившаяся температура зависит от величины постоянного расхода S Сцеп»
#ж==го - (ш-26>
По минимальной допустимой температуре можно определить максимальный номинальный расход:
_______ кЕсм (£о. с — ^min) исп —
Пример 21. Определить производительность 50- литрового баллона диаметром 0,3 и высотой 0,9 м, массой 30 кг, заполненного сжиженным газом на 75%, при наружной температуре воздуха —5° С. Температура жидкой фазы в баллоне —8° С, максимально допустимая —30° С. Скрытая теплота парообразования
Производительность баллона в следующий час, если стала —30 °C, определяется уже по формуле (Ш-27). FCK при этом уменьшится и будет равна 0,57 м2, что соответствует степени заполнения 0,58. „ 9.7-0,57 [-5-(-30)] ... .
—------— =1.54 кг/ч,
пли 0,77 м3/ч.
Таким образом, из баллона при 58% заполнения можно отобрать газа 1,5 кг/ч, если не используется теплосодержание жидкой фазы и металла баллона, а при понижении температуры жидкой фазы и самого баллона от /Ж1 — —8° С до (Ж2 — = —30° С можно получить 3,3 кг/ч паров сжиженного газа при 75% заполнения.
Пример 22. Определить количество испаряющегося в час сжиженного пропана в наземном резервуаре диаметром 1,0 и длиной 3,3 м при наружной температуре —5° С, температуре жидкой фазы в начале отбора = ”19,5, в конце — £ж2 — = —30° С. Резервуар наполнен жидкой фазой на 50% (смоченная поверхность равна 5,41 м2). Масса резервуара 1190 кг, жидкой фазы — = 1100 кг, при
50% заполнения 6ж0 = 600 кг.
8*
Решение, Производительность резервуара определяется методом последовательных приближений по формуле (Ш.25).
ход газаг то температура и давление в баллоне падают до некоторой другой величины, но в том и другом
9,7*5,41 Н — 5—( —19,5)]
Э 7-5 41
Г 0,53 (1100 — 600)+ 0,115-1190-0,5 "1—о,бз-5О
L 0,53 (1100-650)4-0,115 • 1190 • 0,45 J
— [—5—( — 30)]
исп —
90
0,53 (1100— 600)4-0,115 1190 0,5
IL 0,53 (1100— 650)4-0,115 • 1190 • 0,45 J
9,7*5,41
0,53*50
О
= 50 кг/ч.
Производительность резервуара при неизменной температуре жидкой фазы —30 °C г 9,7-5,411-5-(-30)] ,
<?ясп =----------------— = 14,55 кг/ч.
Используя формулу (III.23), можно обсчитать реальный график газопотребления и получить ход изменения температуры жидкой фазы во времени.
В СНиП II—Г. 12—65 приведена номограмма для расчета количества устанавливаемых баллонов в групповой установке, составленная по результатам исследований, проведенных ГипроНИИГазом для баллона 55 л (подобные кривые для баллона 50 л получены и Ленгипроинжпроек-том). Кривые оптимальной производительности на этой номограмме получены при условии теплового равновесия системы, т. е. когда температура жидкой фазы в баллоне постоянна. Уменьшение производительности в этом случае зависит от длительности расхода газа, т. е. уменьшения смоченной поверхности.
Кривые максимальной производительности получены за счет использования тепла жидкой фазы и металла баллона при непрерывном расходе. А как определить производительность баллона при прерывистом расходе и по реальному графику?
В эксплуатационных условиях производительность баллона во многом зависит от режима потребления. Если потребитель расходует газа меньше, чем оптимальная производительность баллона, то температура в баллоне сохраняется постоянной. Если потребитель увеличивает рас-
случае используется аккумулированное тепло, так как только при перепаде температуры жидкой фазы по отношению к температуре окружающего воздуха более 5—6° С становится ощутимым тепловой поток, т. е. процесс идет по кривым рис. Ш-5. Таким образом, постоянная оптимальная производительность может быть разной по величине.
Если потребитель перестал расходовать газ, то температура в баллоне постепенно восстанавливается до окружающей и реальный процесс идет по кривым зависимости давления от температуры (см. рис. 1-1) для чистых пропана или бутана, а для одной из смесей (68% пропана) — по рис. Ш-6 [17]. Если потребитель будет расходовать газ более интенсивно, то температура жидкости, а следовательно, и давление будут резко падать, регулятор не сможет обеспечивать постоянство давления после себя (нерабочая зона на рис. Ш-6) и пламя на горелке потребителя может проскочить в горелку или потухнуть.
Располагая данными по максимальной испарительной способности баллонов, можно чисто расчетным путем выяснить, сколько времени расходуется газ из баллона при заданном приборе (постоянном потребителе) и заданной настройке регулятора [7]. Рассмотрим одну из кривых номограммы из СНиП II—Г. 12— 65. Она изображена отдельно на рис. ГН-7 (кривая аЬ). Нанесем на
Рис. III-7. График определения времени продолжительности работы баллона при постоянной нагрузке.
117
этом трафике кривую изменения расхода газа в случае установки регулятора с некоторым заданным начальным расходом <?г0 (кривая def). Ход этой кривой соответствует сначала примерно постоянному расходу, а начиная с некоторого момента — падению расхода вследствие израсходования газа.
Чтобы определить отрезок времени т0, в течение которого заданный расход газа при установке регулятора будет оставаться постоянным (с учетом точности регулирования), обратим внимание на то, что площади abca и defed должны быть равны, так как в обоих случаях, из баллона выйдет одинаковое количество газа. Как показали эксперименты, участок тождествен участку g&; эти участки как бы сдвинуты на расстояние ge = = bf, т. е. Fefk = Fsbh. Следовательно} r0 F\t£kcd/Gro Faghca- ^ro*
Из анализа графика следует, что d^aghca определяет массу газа, вышедшего из баллона за некоторое гвремя тг.
Рис. Ш-6. Зависимость давления в наземном резервуаре или баллоне и температуры жидкой фазы при цикличном максимальном расходе паров.
1—5 — очередность циклов потребления гага.
В [7] предлагается определять время т0, исходя из экспериментальной кривой и заданного расхода б?г0. По экспериментальным данным строится кривая 6 = / (т) (кривая I на рис. III-7). На кривой намечается ряд точек, к которым проводятся касательные, значения tg а откладываются на графике под заданной кривой — строится кривая / (т), т. е. кривая ab. Из точки g, ордината которой равна Gr0, проводится вертикаль до пересечения со штриховой прямой Р, которая проводится на расстоянии нач (начальная
Рис. Ш-8, Номограмма для определения производительности баллона объемом 50 л.
Рис. Ш-9. Зависимость величины смоченной поверхности от объема жидкой фазы резервуара, равного 1000 (2) и 1600 л (2).
масса жидкой фазы в баллоне). Отрезок этой вертикали тп между прямой D и кривой I есть величина 50. Искомое время
T0 = S0/Gr0* (Ш-28)
• Так как производительность баллона зависит не только от температуры окружающего воздуха, но и допустимой минимальной температуры жидкой фазы, то надо знать состав газа. Была предложена номограмма [32] для определения минимальной и максимальной производительности баллона 50 л (рис. III-8). Определение производительности осуществляется по часовой стрелке. В зависимости от состава при допустимом минимальном давлении в баллоне (так как именно в этом случае наибольший перепад температур и, следовательно, наибольший тепловой|поток к баллону) определяют минимально допустимую температуру жидкой фазы. Далее по температуре окружающего воздуха находят температурный напор, а затем по проценту заполнения баллона (для расчетов берется 20%) определяется номинальная производительность в сутки. Если же необходимо проверить максимальные возможности баллона, то их можно определить по левой верхней части номограммы как за 1 ч, так и за каждый час непрерывной работы в течение двух, трех, четырех, пяти и шести часов, т. е. для потребителей, работающих только в одну смену. О необходимости именно суточной производительности баллона
для расчетов бытового потребления разъяснено далее.
В литературе имеются предложения переносить результаты исследований английского 45-килограммового баллона [10] на весь ряд баллонов советского производства, т. е. 5, 12, 27, 50 и 80 л, хотя геометрически они не подобны, имеют разные условия теплопередачи, а экспериментальные данные приведены только для пропана, что совершенно не достаточно для практических целей.
При расчете газобаллонных установок необходимо учитывать повышенную влажность воздуха. Жидкая фаза в работающем баллоне всегда имеет температуру ниже окружающего воздуха, причем она может быть ниже точки росы последнего. Тогда часть баллона, где находится жидкая фаза, запотеет. В этот момент баллон повышает свою производительность за счет тепла конденсации воды (539 ккал/кг). Тепловой поток также увеличивается, если баллон находится под дождем, так как теплоотдача жидкости значительно выше теплоотдачи воздуха. В случае очень быстрого охлаждения жидкой фазы влага может осаждаться на стенке баллона (особенно зимой) в виде инея, тогда теплопередача ухудшается, так как «шуба» из инея является теплоизоляцией [коэффи-
119
ТАБЛИЦА III-2
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ, кг/ч, РЕЗЕРВУАРОВ PC-1000 И РС-1600 ПРИ ПОСТОЯННОМ ОТБОРЕ
Содержание пропана (остальное— бутан) в поставляемом газе, %
95
90
80
70
60
50
40 и менее.
Температура наружного воздуха, 9 С
—10 0 10 20
7.80/10*52 12,4/16,75 17.20/23,20 22,00/29,70
2.39/3,23 7,17/9,70 11,95/16,15 16,70/22,50
—* 0,96/1.27 5,75/7,76 10,52/14,23
-—* 4,78/6,45 9,56/12,90°
-— — 2,39/3,23 7,17/9,70'
1 1 —“ 1.43/1,93 6,22/8.40
— 0,96/1,27 5,74/7,75
приведены данные для резервуаров
Примечание. В числителе РС-1000, в знаменателе—РС-1600.
120
циент теплопроводности инея всего 0,09 ккал/(м*Ч‘°С)]. Если же отпотевший баллон будет испарять газ очень интенсивно (но желанию потребителя), то на стенках может образоваться слой льда и теплопередача улучшится [коэффициент теплопроводности льда 2,15 ккал/(м-.ч. °C)].
Все изложенное для баллонов верно и для наземных резервуаров РС-1000 и РС-1600, в настоящее время широко распространенных в системах газоснабжения. Величина смоченной поверхности резервуаров
в зависимости от заполнения их жидкой фазой приведена на рис. Ш-9. Ввиду большой теплопроводности металла (%м = 50 ккал/(м-чх X °C) происходит подвод дополнительного тепла к смоченной поверхности вдоль металла резервуара или баллона, поэтому «эффективная» смоченная поверхность несколько больше действительной, что подтверждается опытными данными. Производительность резервуаров при постоянном отборе паров при 85% заполнении, по данным ГипроНИИГаза [19 К приведена в табл. Ш-2.
Ш-З. РЕГАЗИФИКАЦИЯ В ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
Подземные резервуарные установки сжиженного газа получают все более широкое применение в качестве источника газоснабжения жилых домов в городах и сельской местности. Надежность и экономичность снабжения газов в данном случае в значительной степени зависят от тщательности выбора количества резервуаров и правильного определения максимального расхода газа при расчете диаметров распределительных
газопроводов. Если расчет диаметров распределительных сетей почти ничем не отличается от расчета их для других видов газов, то расчет резервуарных установок с естественным испарением как источников газоснабжения имеет свою специфику, обусловленную процессом теплообмена между грунтом и резервуарами, а также характером отбора газа потребителями в течение, суток.
Рлс. 1П-10. Тепловые потоки на границе грунт — атмосфера.
Производительность резервуаров зависит от химического состава газа (содержания пропана), температурных условий, в которых работают резервуары, и режима пополнения их газом по мере его расхода. Расчетным является режим установки в зимний и весенний периоды эксплуатации, когда температура грунта, количество тепла, поступающего
от грунта, а следовательно, и производительность резервуаров наиболее низки.
Тепловые потоки, используемые
для испарения сжиженных углево
дородных газов в подземных резервуарах, широко изменяются в зависимости от времени года и суток, расчет их весьма затруднен. Температура в грунте находится решением дифференциального уравнения теплопроводности при заданных началь
ных и граничных условиях.
Необходимо найти решения урав
нения
дТ __ л д%Т ~дГ~
(Ш-29)
Граничные условия задаются по полному тепловому балансу на границе земля — воздух, т. е. алгебраической суммой прихода и расхода энергии во всех ее видах: радиации, турбулентного потока те-
121
пл а, теплоаккумуляции грунта и транспирационного тепла. Но температура грунта зависит, как было показано в разделе П1-1, от целого ряда факторов: высоты солнца над горизонтом и его склонения, прозрачности атмосферы, констант излучения почвы и ее альбедо, теплопроводности, теплоемкости и температуропроводности грунта, шероховатости поверхности и структурного строения грунта, скорости ветра и влажности воздуха вблизи почвы.
Граничные условия могут быть заданы ходом температуры во времени на поверхности грунта — суточными, годовыми. В этом случае ход температуры (искомое температурное поле) является функцией помимо заданной температуры лишь одной величины — коэффициента температуропроводности почвы й. Этот способ проще, хотя он не учитывает многие факторы, охватывающие в единое целое и верхний слой почвы, и нижний слой атмосферы.
Тепловой баланс слагается из следующих компонентов тепловой энергии, притекающей и покидающей поверхность почвы (рис. Ш-10).
1. Радиационный компонент: сумма прямой Qn и рассеянной (дневной) Qx солнечной радиации за вычетом отраженной Qo радиации (днем) или эффективного излучения ()вз ночью, равного эффективному излучению длинноволновой радиации Земли*
2. Теплообмен между поверхностью и глубинными слоями почвы ()ак (в различные сезоны и часы суток направление этого потока будет различным). Величина его зависит от теплопроводности, теплоемкости и плотности грунта, т. е. от его темпер ату р опр ов о дности.
3- Теплообмен между поверхностью почвы и воздухом благодаря конвективной теплоотдаче и турбулентному перемешиванию.
4. Тепло, затраченное на испарение влаги с поверхности почвы или, наоборот, выделяемое при конденсации или сублимации водяного пара,— тепло испарения QR.
5. Адвекционное тепло ()ад, т. е. тепло, переносимое потоками воздушной массы с температурой, отличной от температуры почвенной поверхности в горизонтальном направлении.
6. Второстепенные потоки: (?ос — тепло, приносимое в почву осадками; Qt. с — таяние снежного покрова; (?р — размерзание грунта; (?пр — прогрев растительного покрова; (?исп — испарение листьями растений.
Колебания температуры поверхности грунта сказываются на значительной глубине (20—30 м), но в заметно сглаженной форме и со значительным опозданием по фазе. Суточные колебания затухают на глубине менее 1 м, а на большой глубине суточная температура грунта отклоняется не более 2—3° С от средней месячной. Среднюю^ годовую температуру почвы можно принимать практически одинаковой па разных глубинах и отличающейся не более 1—5° С от средней годовой температуры воздуха (рис. II1-11, а). На некоторой глубине (15—30 м) температура почвы остается постоян
ной и приблизительно равной средней годовой температуре воздуха.
Если будут заданы колебания температуры на поверхности тах, минимальная температура на поверхности /рты, коэффициент температуропроводности а, длительность воздействия т, то имеется возможность вычислить распределение колебаний естественной температуры грунта по формуле [45] (предполагая продетое гармоническое колебание)
=е г. (Ш-30) ma*
Результаты вычислений по формуле (II1-30) действительно дают постоянную температуру на глубине 30 м и совпадают со средними годовыми и месячными температурами почвы, приведенными в климатологическом справочнике СССР. При определении поступающего тепла к жидкой фазе за короткий промежуток времени (учитывая значительную инерцию системы) температуру окружающего грунта следует принимать равной средней естественной температуре грунта за это время на глубине залегания резервуара (вне сферы его влияния) (для Ленинграда см. на рис. Ш-11, б).
В процессе отбора газа из резервуара температура его может опускаться до —30° С в зависимости от состава газа, следовательно, окружающий грунт будет замораживаться даже летом. Зимой необходимо учитывать его естественное замерзание. Весной оттаивание грунта требует большого количества тепла и, следовательно, полезные тепловые потоки уменьшаются. Ввиду того что зимой теплопередача идет исключительно из грунта, так как от воздуха грунт изолирован снежным покровом, а температура воздуха ниже, чем жидкой фазы, при расчете теплопередачи за i0< с принимается температура грунта. Тогда
ТГ- <ПМ1>
a
123
Толщину слоя грунта (расстояние от резервуара до границы теплового влияния), отдающего тепло резервуару во время его работы, следует назвать радиусом теплового влияния резервуара I. Он является величиной переменной и зависит от многих факторов: теплопроводности грунта Zrp, продолжительности непрерывной работы резервуара т, температуры жидкой фазы /ж, качества и толщины изоляции резервуара и др.
max
max
(Ш-32)
Рис. • Ш-11. Распределение среднемесячных температур в грунте.
а—в зависимости от глубины; б — многолетних средних в Ленинграде.
Местоположение: Г—верха резервуара, II — оси; III — низа.
I — февраль; 2 — январь; з — март; 4 — декабрь; 5 — апрель; б — ноябрь; 7 — октябрь; 5 — май; 9 — сентябрь; 10 — июнь; 11— август; 12 — июль.
Если считать радиусом теплового влияния резервуара расстояние от резервуара до места, где амплитуда колебания температуры грунта в процессе охлаждения составляет 1% от максимальной амплитуды изменения
Рис. IП-12. Глубина распространения температурной волны в зависимости от температур опровод-ности^грунта «и времени.
температуры на поверхности резер-вуара, т. е. 6/?тах/6zтах = 100/1, то толщина слоя (радиус влияния)
I = Y1п 100 = 2>6 V ат- (HI-33)
Отсюда ясно, что радиус теплового влияния резервуара тем больше, чем больше температуропроводность и продолжительность периода работы резервуара. За сутки тепловая волна распространится при а = 62-10-4 м2/ч на Z = 2,6]/62-10-<24 = 1,0 м. Глубина распространения темпера-турной волны в зависимости от температуропроводности и периода колебаний температуры изображена графически на рис. III-12.
Для зимних условий сопротивление грунта
JRCp = - In A*+J-2faT.. (И 1-34)
Окончательное значение для зимнего периода
По закону Ньютона количество тепла, передаваемое в единицу времени с единицы поверхности в окружающую среду при охлаждении, пропорционально разности температур поверхности тела и окружающей среды, т. е.
(т) -а 1Хп СО-^О. с]1 (II 1'36)
Это количество тепла подводится к поверхности путем теплопроводности:
н — а 1^н СО «Л’ (Ш-37)
где п — нормаль к поверхности тела.
Расход тепла можно определить, интегрируя по всему объему. Элементарный объем dV = dx dy dz за время от 0 до т в интервале от до t, т. е.
ср (t — Jo) dV = dQc. (Ш-38)
Далее проинтегрируем по всему объему за т:
(?-<2о = Ф J (t-tQ)dy. (Ш-39) (V)
Рис. Ш-14. Схема для расчета объема охладившегося грунта вокруг подземного резервуара.
Рис. II1-13. Средняя интегральная температура слоя в зависимости от условной границы теплового влияния резервуара.
125
Если обозначить среднюю интегральную температуру по объему охлажденного грунта через tr то
(V)
(Ш-40)
Тогда формула (ПТ-39) заз
it!iii
ется
Средняя температура слоя является средней интегральной температурой (в данном случае за нуль принимается £0.с), и для ее определения необходимо найти площадь. фигуры -а — 0 Fmax — Ь и поделить на основание а — Ъ (см. рис. Ш-13), т. е.
ъ
а
так:
(Ш-43>
(V)
= cpV (t — tQ) = cpV Д £, (Ш-41)
следовательно, задача сводится к определению t и V.
Средний интегральный перепад температуры слоя может быть определен из уравнения распределения температур в слое грунта [451:
О/ max — max max & Т • (Ш-42)
Распределение температур в слое охлажденного грунта показано на рис. III-13.
Решая уравнение (III-43), находим
(Ш-44)
Перепишем формулу (Ш-32) так:
(Ш-45>
ГЛ их шах
Тогда
о 1/
_ °F max |/ я
”1/" дт вр гл ах
Ox max
F max
6p max
0
ux max __
, VF max ln-й-----
Ox max
(III-46)
Тепловой границей влияния резервуара (точка b на рис. Ш-13 на расстоянии х = I от стенки) можно 126 условно принять линию, соединяющую частицы грунта с изменением температуры их за данный отрезок времени т не более 1% от максимального изменения температуры резервуара. Тогда при условии 6 F max /01 max = 100» ИЛИ 6/max = = 1 % 0 F тах>
ди. Общий объем охладившегося грунта, м3,
Frp “ ztlL (Z -р d) -|-
+-J- {(й, +1) [3 (4+z)2+(Лг + if
(Ш-50)
В настоящее время цилиндрические резервуары для грунтовых установок изготавливают с эллиптическими днищами (по нормали Министерства нефтяной промышленности Н 456—63). Отношение глубины выпуклости эллиптического днища (AJ к его диаметру (d) принято равным 0,25. При этих условиях расчетные толщины эллиптических днищ и стенки корпуса резервуара равны между собой, так как в этом случае коэффициент перенапряжения для эллиптических днищ равен 1. При Ац — = 0,25dp формула (Ш-50) примет вид:
7rp = itlL (I + dP) + -Jr (4ZS + 4>5£М2+
+l,31$Z-0,09$). (Ш-51)
Д* - 0,215 AL (Ш-47)
В этом случае формула (Ш-41) примет вид
(2 — (>0 = 0,215tfpFrp Д£. (Ш-48)
Заменив ср на Л/а, получим
Так как I — 2,6 ]/ат, то
Frp = ^[(6,7L+ 10,05й)ат+
+ (2,6 dL-J- 1,13d2) Vm +
+ 23,44ат ]/а7— 0,031d3]. (Ш-52)
Для резервуара объемом 2,5 м3, имеющего диаметр d = 1,0 и длину горизонтальной части L — 2,82 м,
Qc = 0,215 (%/a)Frp М.
(ПИ9)
гр 2,5'— ft (23^44лт "Уах 29,Олт —|—
+ 8,47/5Г- 0,031). (Ш-53)
Объем грунта вокруг цилиндрического резервуара, в котором произошло изменение температуры при естественном испарении сжиженного газа, можно определить (рис. Ш-14), зная D и d {D — d -f- 2Z). Для упрощения расчетов без особой погрешности можно принять, что термическое сопротивление эллиптических днищ пропорционально их площа-
Для l'резервуара объемом 4,5 м3, имеющего диаметр d — 1,2 и длину горизонтальной части L — 2,82 м,
4 5 = л (23,44ат]/ ах -{- 31ат-[-+ 9,83/лт + 0,053). (Ш-54)
Объем охладившегося талого и мерзлого грунта^в зависимости от
Рис. Ш-15. Изменение объема V охлаждающегося грунта вокруг резервуара 2,5 м3 в зависимости от продолжительности охлаждения т.
а, см*/ч: 1 — 62,0; 2 — 33,8.
Рис. Ш-16, Изменение объема грунта, охлаждающегося за час, от продолжительности охлаждения.
а, сми/ч: 1 62,0; 2 — 33*8.
127
времени приведен на рис. Ш-15. Для определения изменения объема охладившегося в течение часа грунта можно найти первую производную изменения объема по т (скорость изменения объема в^час)
^7гр 2,5 dr
35 Д al/от7 +
+ 29а+-4,2?/-а
Ут
(Ш-55)
Изменение объема охлажденного грунта за час показано на рис. Ш-16. Кривые имеют минимум, который можно определить как вторую производную по времени. Тогда
или для резервуара 2,5 м8
Tmin 2,б 0,120/a; (Ш-56)
для резервуара 4,5 м8
Kin 4,5 — 0,1455/о. (Ш-57)
В этом случае"7можно определить минимальное изменение объема охлажденного грунта за час в зависимости от температуропроводности грунта о. Для резервуара объема 2,5 м3 при подстановке формулы Ш-56) в (Ш-55)
dV _ ^Tmin 2,5
= л (35,la У" ' -’*- +29а+^йЛ.
’ ' « 1 /о,12
Изменение объема (рис. П1-17)
d2Frp /35 Да /а 4,23/а
— I — I -
I 2 V т 2т У t
— й-53,45ла = 168а; «train 2,6
dV ^trr.in
- 180,5а.
(Ш-58)
(Ш-59)
428
Рис. Ш-17. Минимальные изменения объема охлаждаемого грунта в зависимости от его температуропроводности а.
I — dV/drniin2 - = 168,0 а; 2 dV/d^j 4 5 = = 180,5а.
Рис. Ш-18. Изменение температуры жидкой фазы от величины <?исп и продолжительности т расхода паров при естественном испарении сжиженного газа за счет теплосодержания жидкой фазы (а) и охлаждения грунта (б).
Gm in’ кг/щ 1 - 6’ 2 - 12’
б
Теперь по формуле (Ш-33) можно определить радиус теплового влияния резервуара при минимальном поступлении тепла за 1 ч: Z35 = = 2,6 ]/= о,88 м; Z4i5 = 0,99 м. Тогда удельный тепловой поток к резервуару объемом 2,5 м3 при известном радиусе теплового влияния g2j& — (h/Z) AZ = 1,14% At Общее количество минимального тепла, получаемого резервуаром объемом
2,5 м8 от талого грунта, равно 21,5Д£ ккал/ч, от мерзлого — 31,ЗД£ ккал/ч.
Для получения возможности расчета потока тепла от грунта в, любое время составим дифференциальное уравнение для случая испарения сжиженного газа за счет снижения температуры окружающего резервуар грунта. Так как
<2С = 0,215срУсм (tQ с—Z?K) — г 2 ^исп,
(Ш-60)
то дифференциальное уравнение будет иметь вид
г 2 Сисп dr = O,215ep7CM di; (Ш-61) решив его, получим (рис. Ш-18, а)
Учитывая (Ш-52) и вышеизложенное, формулу (Ш-49) для определения общего поступления тепла от грунта, окружающего любой подземный резервуар, за время т можно представить в виде
1 X-i ^исп IЪ1—
°-с 0,215срУсм
(Ш-62)
()с = 0,215А£
23,44ат"/ат
время охлаждения жидкой фазы от *о.с ДО
_0,215срУсм (ip, с—£ж) . (Ш-63) г 2 ^исп
количество испарившегося газа из выражения (Ш-63)
2^ч _____ 0,215брУсм с — ^ж)
^исп •
(Ш-64)
В дальнейшем перепад температуры между окружающим грунтом и жидкой фазой может не изменяться, изменяется только объем охладившегося грунта (увеличивается). В этом случае дифференциальное уравнение поступления тепла из грунта будет следующим:
Г 2 Сисп 0,215 А (*о. е - гж) ^см-
(Ш-65) Проинтегрируем его в пределах 4“Т2 и У2 4-^2* После подстановки пределов получим
+ (6,7L-b 10,05d) ат+
+ (2,6di+ l,137d2) /от ^0,031d3' •
(Ш-69)
Для резервуара объемом 2^5 м3
Qc = 0,215 М — (23,44ат /ат +
Л
4- 29ат + 8,47/ат — 0,031); (Ш-70) для резервуара объемом 4,5 м3
?с = 0,215 Д/ — (23,44ат/аТ+ £1
129
+ 31 ат+9,831/ат—0,053)- (Ш-71)
Количество тепла, поступающего от охлаждаемого грунта в резервуар объемом 2,5 м3, в зависимости от продолжительности отбора показано на рис. Ш-19. Скорость изменени'я поступающего тепла из грунта как первая производная по времени указана на этом же графике.
г 2 ^исп С^2 и)
== 0,215 4 («о. с - *ж) (/« 2 “Исм 1)-
(Ш-66)
dQc (2т
(Ш-72)
Из уравнения (Ш-66) время, за которое испарится требуемое количество сжиженного газа за счет охлаждения грунта,
^2 =
0,2151 ДУ (^о, с—£ж) аг ^исп
(Ш-67)
Из уравнения (Ш-65) количество испарившегося сжиженного газа
__ 0,2151 (?о4 с-^ж) ^Усм
HCri“
(Ш-68)
Минимальное поступление тепла из грунта происходит, как уже было показано, за час, соответствующий Tmin. Для резервуара объемом 2,5 м3 это поступление тепла с учетом выражения? (Ш-56)
. dgc — (23,7 1/ й +19,6 +
2,5 1 Г а
% = 36,3%. (Ш-73)
9 н. И. Преображенский
130
Рис. Ш-19. Поступление-тепла от охлаждаемого-грунта в подземный резервуар объемом 2,5 м3.
1 — Qc - У (т);
2 — dQcfdx = =Ф Ct).
с
Для резервуара объемом 4,5 м3 минимальное поступление тепла из грунта с учетом выражения (Ш-57)
—.^— = 41%. (Ш-74) “Tmin 4,5 7
Это количество тепла и следует принимать как минимальное в расчетах длительного использования установок сжиженного газа. Тогда окончательные расчетные формулы для определения потока тепла от грунта имеют вид:
для резервуара объемом 2,5 м3
Сс min = 36,3% М (Ш-75)
для резервуара объемом 4,5 м3
<2стт-4ПД^ (Ш-76)
т. е. увеличение объема подземного резервуара в 1,8 раза увеличивает приток тепла к нему только в 1,1— 1,2 раза, что подтверждается исследованиями ГипроНИИГаза [26].
В результате аналитического рассмотрения теплопередачи к одиночному резервуару в зависимости от его геометрических размеров, в особенности отношения Z/d, Гипро-
НИИГазом получены [26] соответствующие зависимости. На рис. III-20 представлен график зависимости испарительной способности резервуара от его геометрического* объема при разных значениях L/d. При постоянном значении L/d с увеличением объема резервуара растет также и его испарительная способность. Так, при L/d “4с увеличением объема резервуара в 4 раза (от 2,5 до 10 м3) его испарительная способность увеличится в 1,9 раза.. Как видно из графика (см. рис. II1-20), применяемые в настоящее время резервуары для групповых приемных установок имеют геометрические размеры, не обеспечивающие получение наибольшей испарительной способности.
Из трех типоразмеров резервуаров^ (объемом 2,5; 5,0 и 10,0 м3) наибольшее значение L/d имеет резервуар объемом 2,5 м3. В связи с небольшим значением L/d и значительным диаметром у резервуаров объемом 5,0 и 10,0 м3 испарительная способность немногим больше, чем у резервуара объемом 2,5 м3* (соответственно на 15 и 50%)*
Рис. Ш-20. Влияние размеров резервуаров (отношения длины цилиндрической части L к диаметру d) на величину испарения сжиженного газа (точками отмечены существующие резервуары).
С1 - (^жо 2 ^ИСПТ1) Н-
в ре- где
Для испарения жидкой фазы зервуаре, как было показано в фор-муле (Ш-2), используется 4 источника тепла. Для получения суммарных результатов необходимо составить уравнение теплового баланса для элемента времени.
^ксп ” $Qk + 4- dQn + dQc.
(Ш-77)
В раскрытом виде
Г 2 ^исп (*о. с ^ж) +
м, см
м, см
1 см*
2 см*
131
ж. ост
м. см
+ 0,215 ~~ AF (й. (Ш-78)
Проинтегрировав уравнение (Ш-78), найдем решение для изменения температуры жидкой фазы (рис. Ш-21, а)
f / х ’J'HCn
^ж2 1=3 . с *” Гр
лг СЫ
А^см сж Z , ^исп
Если отсутствует тепловой поток через грунт Qk, то (см. рис. Ш-21, б)
Ж2 = *ж1—(Ш-81) .с2
исп — Л^*см (£о. с—£ж) Г Сх
foFcM
а количество, испаренного газа
(Ш-79)
1
1
ИСП --
%
1 — е г (2ж1—^жг)
<?ж Lt2—Vu?
сж
г ($ж1—^жа).
и для определения количества сжиженного газа, испаренного за час,
2<?ЙСП=
(III-80)
Результаты расчетов по формуле (Ш-82) представлены на рис. Ш-22 для различных перепадов температуры жидкой фазы (5, 10, 15, 20, 25 и 30° С) в мерзлом грунте.
Но при начале отбора газа из подземного резервуара, так же как и в баллоне (см. раздел Ш-2), испарение идет за счет охлаждения самой
9*
a
ё
Рис* Ш-21. Изменение температуры жидкой фазы рт продолжительности т расхода паров при естественном испарении сжиженного газа за счет суммарных тепловых источников.
а — засчеттепл опередачичерез грунт, охлаждения окружающего грунта, охлаждения стенок резервуара и теплосодержания жидкой фазы; б — за счет теплосодержания жидкой фазы, тепла стенок резервуара и охлаждения окружающего грунта; в — за счет теплосодержания жидкой фазы и металла резервуара; г — за счёт внешних источников.
Сисп> кг/ч: 1 ~ 6i 3 12-
а количество испаренного газа
Если = 0, а т2 = 1, то
жидкости, т. е. за счет В этом случае снижение температуры жидкой фазы (см. рис. Ш-18, б)
С>к ^ЖО—У fticnTg
Затем начинает использоваться тепло стенок резервуара, т. е. сум-
Рис. Ш-22. Максимально возможные часовые расходы паров сжиженного газа из подземного резервуара объемом 2,5 м3 при снижении в нем температуры жидкой фазы до минимально возможной при степени заполнения о = 0,3
Температура снижена на, °C: 1 — 5
<5 — 15, 4 — 20, 5
2 — 10
°C
-25, 6 — 30
тепловой ПОТОК + См*
марныи
В этом случае (см. рис. I П-21, в)
Если; тепловой поток, передаваемый как теплопроводностью, так и
, " r _ (Сжо
t2 = ---------In-----7-----
Сж c^lGЛ1ГП
м. см 1.
(И 1-86)
М, СМ2
с
133
исп —
__ (Сж£жО~1~См£м, см
С
(Ш-87)
СЖ [^2 —
После снижения температуры жидкой фазы на 5—6° С начинает поступать ощутимый тепловой поток от грунта вокруг резервуара, т.' е. расчет процесса 'можно вести по форму-, лам (Ш-80) и (Ш-82).
Когда в резервуаре- останется мало жидкой фазы, токи Q* а основными будут ,QK и (?с. В этом случае (см. рис. П1т21, а)
то тепловые по-и (£м будут ничтожны,
за счет теплосодержания грунта,, одинаков, то показатель степени в формуле [(.Ш-90) будет равен —1, Формула (Ш-90) в этом случае будет иметь вид
•_. kFcM (il~£2)^ ;
ИСП
0,63г
kF cm (£1 ^2) (111-91)
(т2-т
0,215?.VCM
исп
^Ж2 -- ‘'О, С
при — to с
(Ш-88)
r VFHCn ж = *°*c kF^T
Tl)
e °«215^CM -
(Ш-89)
kF см [(io, с — £жз)—(io. с ИСП ----
-- i«<l) g
<T* —' 0,215XV M
ahFCM <т»“т
0,215ХУсм
(Ш-90)
Рис, 111-23. Изменение условного коэффициента теплопередачи ку от грунта в зависимости от длительности т работы резервуара.
а, см*/ч: 7 — 62,0; 2 — 33,8.
134
т. е. фактический тепловой поток будет в 1,6 раза больше, чем при расчете по формуле (Ш-27).
Если испарение сжиженного газа происходит из подземного резервуара в зимнее время, то поступления тепла в грунт или потерь тепла из грунта почти нет (теплоизоляция из снежного покрова). Уравнение (Ш-78) << не будет содержать члена (?к, но в установившейся практике только этим членом и определяют поступление тепла, его вид наиболее привычен.
Если рассчитывать тепло, получаемое резервуаром от окружающего грунта и "выраженное в уравнении (111-78) членом ()с, при помощи члена (?к, то необходимо определить условный коэффициент теплопередачи Для этого приравняем первый и последний члены уравнения (Ш-78):
kF (*о. с ^ж) =
= 0,215 А (<о. с - Ы (Ш-92)
ИЛИ
fcF=0,215 4-4r» (Ш-93) Ct Цу V
а условный коэффициент теплопередачи (рис. Ш-23)
к (Ш-94)
у aF dx 4 7
ного газа. При этом минимальный условный коэффициент теплопередачи, т. е. эффективный коэффициент теплопередачи, для резервуаров объемом 2,5 и 4,5 м8
7 0,215%
*Э гл = —— 168а =
= 36,3 -F 3,4%; (Ш-95)
, 6.215Х .оп_
4,б ----^р 180,5а =
= 39 F & 2,6%. (Ш-96)
Для подземного резервуара объ-емом 2,5 м8 при %„=2,54 ^.^c) *э. м=(36,3 •2,54)/10,82^8,5(м2ккчалРс); при %т = 1,74 =
= (36,3.1,74)/10,82 = 5,83 (м2ккчалСО) • В этом случае общее количество тепла, поступающего к жидкой фазе, для талого грунта <2т=7гэф т FCM Д £ “ 5,83 х X 3,83-20 = 448 ккал/ч, для мерзлого грунта — 660 ккал/ч.
В общем случае коэффициент теплопередачи для талого
грунта
_ 0,215-1,74-10* dVT
У-т — 33,8-10,82 ’ dx
Такое выражение;для коэффициен- — , пп -
та теплопередачи можно считать пра- — » ’
врмерным, так как . при подземном расположении резервуара тепловой__1для_; мерзлого. трунта
поток действительно определяется теплопроводностью грунта, а не ко- 1 , __о 15
эффициентом. теплоотдачи сжижен-. „ ^у. м * dx *
(Ш-97)
(Ш-98)*
.1
Рве. Ш-24. Максимально возможные расходы паров сжиженного газа из подземного резервуара, полученные в экспериментах.
При этих значениях коэффициента теплопередачи можно испарить при снижении температуры талого грунта на 20 °C — 4,98, а при снижении температуры мерзлого грунта на 20° С — 7,32 кг/ч. Эти аналити-
200
30
20
10
100
10
50
Ъ=1ч „
5
- -4
J
2
-
О
0.2 Ofi
0.6 0.8 б
ческие решения проверялись и экс
периментально, хотя изучение процессов теплообмена, в особенности конвективного, значительно осложнено большим числом величин, оказывающих влияние на теплопередачу. Экспериментальные исследования проводились ГипроНИИГазом и Лен-гипроинжпроектом*
В Ленгипроинжпроекте изучение процесса теплопередачи и испарения сжиженного газа в подземном резервуаре объемом 2,5 м3 производилось в неустановившемся и в установившемся режимах. Были изучены про
цессы теплопередачи и испарения в резервуаре при работе по реальному графику потребления газа бытовыми потребителями.
Изучение процесса испарения сжиженного газа в неустановившемся режиме дало возможность определить максимальную производительность отдельно стоящего подземного резервуара за короткий промежуток времени. Это позволило обеспечить суточные пиковые нагрузки бытового газопотребления, т. е. допустить кратковременный повышенный отбор газа.
Во всех случаях минимально допустимая температура жидкой фазы
сжиженного газа в резервуаре принималась из условия обеспечения необходимого избыточного давления в резервуаре, при котором возможна нормальная работа регулятора давления (для бытовых установок 0,4—0,5 кгс/см2).
В установившемся режиме по результатам опытов определялся коэффициент теплопередачи.
Изменение объема охлажденного грунта за час определялось путем планиметрирования диаграммы, по которой находился объем грунта в
135
начале и конце часа, а затем и их разность.
В ходе экспериментов было установлено, что при максимальных отборах паров сжиженного газа из подземного резервуара объемом 2,5 м3 пропускная способность регуляторов РД-32, обычно устанавливаемых на реальных групповых установках сжиженного газа, проходных сечений трубопроводов и вентилей на головке резервуара не обеспечивает возможных максимальных расходов. Это четко видно из графика на рис. Ш-24. Участок графика от <г = 0,3 до о 0,85 почти горизонтален, т. е. получается, что смо
ченная поверхность как бы не играет роли в общем поступлении тепла из окружающей среды.
В опытах изучалась возможность получения максимальных отборов паров сжиженного газа (максимальной производительности) в зимнее время при работе резервуара с перерывами («отдыхом»), максимальных тепловых потоков, определения направления поступления тепла к резервуару, изучались температурные поля и тепловые потоки как при максимальных, так и при номинальных расходах паров сжиженного газа.
На рис. Ш-25 изображена ленточная диаграмма самописца температур жидкой и паровой фаз сжиженного газа и температуры окружающего грунта, отмеченных в ходе опытов. На диаграмме четко видно влияние расхода паров на температуры.
Самая низкая температура — левая линия графика у жидкой фазы (точка 36). Так, видно, что опыт № 49 проведен 12/V 1964 г. при постоянной температуре жидкой фазы в резервуаре — 27° G. Это дало возможность определить тепловой поток, идущий через стенку резервуара (изменения теплосодержания жидкой фазы и стенок резервуара при этом не происходило).
Далее, за период «отдыха» резервуара с 21 ч 40 мин 12/V по 9 чЗО мин 13/У восстанавливалось теплосодержание жидкой фазы. Отбор паров не производился. В начале опыта № 50 был осуществлен максимальный отбор паров из резервуара до момента, когда температура жидкой фазы снизилась до —22,6° С. Затем определялся номинальный отбор паров при этой температуре и тепловой поток через стенку резервуара.
С 18 ч 30 мин вновь произведен максимальный отбор паров с целью снизить температуру жидкой фазы до —31° С, при которой определялся номинальный отбор паров и тепловые потоки через стенку резервуара. С 21 ч 35 мин 13/V до 9 ч 35 мин 14/V
происходили «отдых» резервуара и восстановление теплосодержания жидкой фазы. ".
В опыте № 51 первоначально был сделан максимальный отбор паров до получения температуры жидкой фазы —27° С, а затем установлен расход паров несколько меньший номинального для данной температуры. Следовательно, поступление тепла через стенку резервуара было больше, чем это необходимо для испарения установленного расхода паров сжиженного газа (отбора), поэтому наблюдался рост температуры жидкой фазы (увеличение теплосодержания). Наклон графика температуры или темп роста зависит как от теплового потока из окружающей среды, так и от установленного постоянного отбора паров сжиженного газа из резервуара, т. е. от соотношения тепла, поступающего в резервуар, и тепла, идущего на испарение отбираемых паров.
Дальнейший ход опытов ясен из разобранных. Вправо от линии нулевых температур на ленте проходят графики температур грунта, расположенного над резервуаром, начи-<ная с 50 мм от поверхности (точка 30), 150 мм (точка 29), 360 мм (точка -28) и т. д. Температура грунта на оси резервуара в стороны от него (точки 32, 32, 41) имеет отрицательные значения в период проведения опыта. Температуры грунта ниже резервуара регистрировались другим самопишущим прибором и на рис. Ш-25 отсутствуют.
Проводилась серия опытов по реальному графику газопотребления для бытовых целей непрерывно в течение 8 суток. Реальный график (рис. Ш-26) обеспечивал газопотреб-ление двух 78-квартирных домов, оборудованных 4-конфорочными плитами (152 шт.). Опыты были проведены с расчетом обеспечения субботних и воскресных расходов при минимально допустимом заполнении резервуара, т. е. при 30%. Проанализируем изменения параметров
137
й график отбора паров сжиженного газа по рис. III-26. Первые 6 суток температура жидкой фазы не снижалась ниже 0° С и имела малые колебания, т. е. расходы паров обеспечивались теплом, поступающим через стенку резервуара. При снижении уровня жидкой фазы ниже о = 0,4, т. е. при Х.м < 5,0 м2, тепла для испарения требуемого количества сжиженного газа (более среднего за сутки) стало недостаточно. Это привело к снижению температуры жидкой фазы, т. е. уменьшению теплосодержания жидкой фазы и возрастанию теплового потока за счет увеличения перепада температур между грунтом и жидкой фазой. Даже при степени заполнения резервуара 0.28 испарено 6,1 м3, или 12,2 кг/ч, сжиженйого газа-
Тепловые поля вокруг резервуара были построены на круговых диаграммах по измеряемым-в процессе опытов температурам- На рисЛП-27 приведено распределение температур в грунте вокруг подземного резервуара при отборе из него паров сжиженного газа в летний (левая часть) и в зимний (правая часть) период года. Тут нанесены изотермы в грунте, отмечены кружками точки замера температур и их значение на начало и конец опыта; Жирными кривыми изображена граница изменения температуры за время опыта, т. е. объем грунта,? отдавшего часть своего теплосодержания резервуару. Внутри этого пространства изотермы изгибаются. Происходит накладывание на естественное температурное поле грунта теплового поля резервуара.
Построением тепловых полей в процессе охлаждения грунта удалось выявить характер очертания и темп продвижения границы теплового влияния резервуара, а также подсчитать по экспериментальным данным теплопритоки к резервуару. Распространение границы теплового влияния (по данным опытов Лен-типроинжпроекта в Ленинграде и
ГипроНИИГаза в Саратове и Свердловске) приведено на рис. Ш-28. Теоретически толщина слоя охлаждаемого грунта находится решением уравнений (Ш-32) и (Ш-33). Как видно из графика на рис. Ш-28, отклонения экспериментальных кривых от расчетных (сплошных)- находятся в пределах точности измерений, т. е. 1—2%. Таким образом, при расчетах нестанционарных режимов можно пользоваться уравнением (Ш-33).
Остановка тепловой волны наступает, когда количество тепла, подводимое к поверхности сферы радиусом Z, равно количеству расходуемого тепла на испарение сжиженного газа, т. е. в стационарном режиме, или значительно раньше, в случае фильтрационного притока, который всегда существует. На рис. П1-28 верхний конец экспериментальных кривых приближается к горизонтали, т. е. происходит остановка границы охлаждаемого грунта. Ввиду того что песок, замерзая, выталкивает часть влаги во вторую (талую) зону, то радиус влияния I в песке несколько увеличен по сравнению с расчетным (в зоне замерзания, а не общий), а затем уже в обычном грунте он уменьшается по сравнению с расчетным от подтекания воды (с ее теплом) в первую (мерзлую) зону.
Толщина охлажденного слоя грунта уменьшается при отсутствии потребления тепла; на испарение сжиженного газа, но с некоторым запаздыванием. Это видно по перемещению изотерм теплового поля грунта вокруг резервуара. Наблюдающееся большее распространение радиуса теплового влияния в боковые стороны объясняется тем, что значительного подтока тепла сбоку не, может быть (на оси резервуара в грунте температура не имеет градиента), а при установке группы резервуаров поток тепла с боковых сторон‘ уже не играет большой роли, так как экранируется крайними, резервуарами.
139
Рис. Ш-27.
ные поля вокруг, подземного резервуара сжиженного газа объемом 2,5 м3 в летний (левая часть) й зимний (правая часть) период эксплуатации.
I—10. 25—35. 38. 41. 42— точки замера температур.
Рис. II1-28. Распространение границы теплового влияния I подземного резервуара и границы промерзания в зависимости от времени т его непрерывной работы. а, смй/ч: 1 — 62, 2 — 49, 3 — 33,8, 4 — 30; 5 — 24; 6 — 20, 7 — 16,5, 8 — 12, 9 — 10, 10 — 8.
В то же время имеется постоянный приток тепла из глубины (летом еще и сверху), и граница теплового влияния резервуаров в этих направлениях останавливается или даже возвращается обратно к резервуару при малом отборе или при прекращении
отбора паров сжиженного газа из него.
Это объясняет изменение радиуса теплового влияния резервуара. В летнее время он больше вниз, откуда меньше поступает тепла (см. рис. Ш-27), в зимнее — вверх, а в
Рис. 111-29. Тепловые потоки q по периметру стенок подземного резервуара при максимальном отборе паров (экспериментальные данные).
Позиции графика на рис. Номер опыта т, ч а
а 28 11,5 0,85—0,63
б 29 12,5 0.6—0,36
е 30 7 0,335—0,245
г 31 65 . 0,245—0,175
д 40 9 0,68—0,64
в 41 4 0,6—0,3
ж 42 5 <0,3
3 43 3,25 0,85
и 45 5 0,3—0,2
к 48 8 0,95—0,6
л 49 12 0,6—0.38
2,1 50 12 0,35—0,195
осенне-весеннее — в стороны (сверху и снизу поступления тепла почти равны).
Ввиду сходства зависимости толщины слоя охлаждаемого грунта от времени охлаждения по экспериментальным данным и данным расчетов по формуле (Ш-33) можно в расчетах принимать значения, получаемые по формуле (Ш-54), для определения объемов грунта, участвующего в отдаче тепла для испарения сжиженного газа, т. е. можно применять и график количества поступающего тепла из грунта.
Тепловые потоки к резервуару по данным экспериментов рассчитывались по перепаду температуры в грунте. На рис. Ш-29 показаны результаты таких вычислении тепловых потоков из грунта к различным точкам периметра резервуара как
па начало и конец опыта, так и в промежутках (по времени).
Тепловые потоки могут быть направлены как к резервуару (назовем их «положительными»), так и от резервуара («отрицательные»). Основными интересующими нас потоками необходимо считать положительные, так как именно они и являются источником тёпла для испарения сжиженного газа. Только положительные потоки наблюдаются в летний период, когда температурное поле вокруг резервуара не осложнено отрицательными потоками./ Последние наблюдаются после заполнения резервуара весной, когда жидкая фаза бывает теплее, чем окружающий грунт (см. рис. Ш-29, з, w, к; кривые отрицательных тепловых потоков расположены ниже q — 0). В этом случае тепловые потоки распространи-
ются от резервуара во все стороны.
При остановке же работы резервуара, т. е. при прекращении отбора паров на длительный период (10—18 ч) до начала следующего 8- 12-часового опыта, наблюдаются положительные тепловые потоки. Тепло частью резервуара воспринимается, а частью — передается дальше. Причем направление потоков зависит от времени года. В зимнее время они идут вверх и в стороны, в осеннее — в стороны и больше вниз. Но основные положительные потоки тепла, необходимые для испарения сжиженного газа, поступают из грунта. Величина их также различна с разных направлении, зависит от времени года и смоченной поверхности, воспринимающей непо-^42 средственно интересующие нас потоки тепла (идущие только на испарение).
Эксперименты показали, что в зимнее время основные тепловые потоки идут снизу и только частично с боков, осенью — с боков (тепловые потоки сверху в испарении не участвуют, так как не достигают смоченной поверхности резервуара), летом — также с боков, по той же причине. '
На графиках (см. рис. Ш-29)-хорошо видно влияние смоченной поверхности. Чем больше степень заполнения о, тем больше потоки тепла со всех сторон ; резервуара.
, Вычисления, проведенные по опытным данным..мерзлой зоны, дали несколько большие значения по, сравнению с результатами опытов . в талой зоне. Это свидетельствует о прохождении через мерзлую зону терла, выделившегося ?. при > продвижении границы промерзания, В, случае установки резервуаров в .группу,. т. е< рядом, поступление тепла с боков ограничивается, что резко снижает общий тепловой поток к резервуарам. Это говорит о сомнительном, преимуществе летнего периода эксплуатации группы .резер-
вуаров ц показывает также, что переносить возможности отдельного резервуара на их группу нельзя. Кроме того, ’ применение геометрически подобных металлических моделей резервуаров в электротепло-вом моделировании, не показывает правильной картиньГпо ступ ления необходимого для испарения тепла только к смоченной поверхности. Замена же точных моделей^ (по геометрическим размерам) на эквивалентные смоченной поверхности резервуара все равно не устраняет этого положения.
В ходе опытов путем искусственного изменения расхода паров сжиженного газа были получены квази-стационарные (установившиеся) режимы тепловых потоков. При различных расходах паров самоустана-вливались определенные стационарные температуры жидкой фазы, конечно при расходах ниже некоторого оптимума. Если же расходы были выше него, то температура жидкой фазы снижалась и давление в резервуаре падало в конце концов ниже допустимого.
Тепловые потоки из грунта к жидкой фазе, находящейся в подземном .резервуаре, состоят из двух компонентов: основного теплового потока Qk, зависящего от _FCM и перепада температур io с и теплового потока @см за счет изменения температуры грунта вокруг смоченной поверхности резервуара. Из результатов экспериментов можно сделать следующие выводы:
— при понижении уровня заполнения резервуара уменьшаются тепловые потоки;
— тепловой поток, из грунта зависит от температуры жидкой фазы; и возрастает с ее понижением вообще и в течение данного отрезка времени в особенности;
— тепловой поток из грунта зависит .. от времени года эксплуатации установки, т.. е. от естественной температуры грунта; ....
- — количество тепла зависит также
от продолжительности непрерывного отбора паров из резервуара (т2 — тх) и dVcJdv,
— тепловой поток в зависимости ют продолжительности отбора изменяется по экспоненте и зависит от физических характеристик грунта (мерзлый грунт проводит в 1,5 раза больше тепла, чем талый).
В закрытом резервуаре без отбора 1из него паров сжиженного газа температуры жидкости, стенок резервуара и окружающей среды равны. В резервуаре устанавливается равновесие фаз, в нем имеется насыщенная жидкость и насыщенные пары углеводородов. Как только начинается отбор паровой фазы, давление в резервуаре падает и часть жидкости вскипает за счет энтальпии самой жидкости, давление в резервуаре восстанавливается, но не полностью,
так как жидкость несколько охладилась, и равновесное состояние наступает при несколько меньшем давлении. Использованное тепло для
ние энтальпии жидкости, так как изменяются величина теплоемкости последней и минимально допустимые температуры.
Ввиду аккумуляции тепла жидкой фазой, стенками резервуара и грунтом в первые часы максимального отбора паров удается получать значительно большую производительность подземного резервуара. В дальнейшем, при снижении температуры жидкой фазы до допустимого предела, устанавливается (для данного заполнения резервуара) постоянная производительность, так как испарение происходит только за счет поступления постоянного количества тепла от грунта.
В результате обработки экспериментальных данных установлена эмпирическая зависимость максимальной производительности подземного
резервуара от продолжительности работы и заполнения:
Стах = 60<J01/GT~0,5. (Ш-100)
143
испарения за счет понижения энтальпии жидкости и температуры стенок
Подсчитанная по формуле (III-100)
резервуара определяется в этом слу- максимальная производительность чае по формуле подземного резервуара объемом 2,5 м3
М
г (сж^жо+см^м. см) 1—е т
сх г
(Ш-99)
сЖ
Опытами установлено, что изменение температуры жидкости, а следовательно, и изменение ее энтальпии, пропорционально расходу газа. При увеличении расхода изменение энтальпии за час увеличивается, при уменьшении расхода — уменьшается или становится даже отрицательным, когда поступление тепла из грунта будет по величине больше расходуемого на испарение. Уменьшение количества жидкой фазы (?ж ограничивает возможность использования энтальпии жидкости и тепла смб?м см смоченной части резервуара. Изменение состава жидкой фазы по мере ее испарения влияет на использова
в зависимости от заполнения и продолжительности отбора паров сжиженного газа дана на рис. II1-30*
Для определения влияния заполнения резервуара на тепловые потоки и коэффициент теплопередачи были проведены опыты с различными расходами паров сжиженного газа из резервуара (разными тепловыми потоками). Они показали, что удельные тепловые потоки и коэффициент теплопередачи, как й должно быть, не зависят от смоченной поверхности резервуара. Опытные точки при о — 0^85, 0,5 и 0,3, нанесенные на логарифмическую сетку, лежат на одной прямой (рйс/ Ш-31). Обра-
ботка данных позволила получить зависимость коэффициента теплопередачи в грунте от теплового потока из грунта. Кривая аппроксимиру-144 ется формулой
= 0,27g0*7. (Ш-101)
В СНиП II—Г.12-65 приведены номограммы для определения производительности подземного резервуара сжиженного газа объемом 2,5 и 4,4 м3, составленные по результатам исследований, проверенных Гип-роНИИГазом. На рис. II1-32 приведена совмещенная номограмма, уточненная по последним исследованиям ГипроНИИГаза [22], для применяемых в настоящее время стальных резервуаров с геометрическим объемом 2,5 и5 м3. Принимая минимально допустимое - давление газа в резервуаре равным 1,4 кгс/см2 и остаточное содержание пропана в жидкой фазе 60%, по номограммам, приведенным в СНиП II—Г. 12—65 и на рис. Ш-32, определяют температуру газа в резервуаре. По температурам жидкой фазы газа и естественного грунта на уровне оси- резервуара и по теплопроводности грунта в левом верхнем квадранте номограмм находят расчетную производительность одиночного подземного резервуара.
Рис. III-30. Максимальная производительность подземного резервуара объемом 2,5 м3 (экспериментальные данные).
Степень заполнения о: 1 — 0,8; 2 — 0,5; 3 — 0,3;
4 — 0,2; л — 0,15; 6 — 0,10.
Температуру грунта на глубине расположения оси резервуара для зимнего и весеннего (расчетного) периода эксплуатации принимают по климатическим справочникам. Коэффициент теплопроводности мерзлого грунта (суглинок, песок) средней влажности равен 2—2,5 ккал/(м • ч х X °C).
В эксплуатационных условиях производительность резервуара зависит еще и от вида потребителя. Если потребитель расходует газ круглосуточно в постоянном объеме, то определение количества резервуаров довольно просто. Если потребитель расходует газ с перерывами, резервуар «отдыхает» и потребитель может получить газа больше, чем по номограмме. Если потребление газа происходит по неравномерному графику (бытовое потребление), то составить какую-либо номограмму для расчета вообще затруднительно. В-этом случае необходимо использовать не часовую производительность резервуара, а суточную.
Подобная номограмма была предложена автором [30, 321 (рис. Ш-33) на основании исследований, проведенных в- Ленгипроинжпроекте. При построении этой номограммы использованы полученные в результате обработки экспериментальных данных зависимости величин тепловых потоков от температурного напора и уровня заполнения резервуара, но с учетом ограничивающего условия —радиуса наименьшего поступления тепла от грунта [Z — 0,88 • м, фор-
мулы (111-33) и (III-56)]. Использование номограммы дает возможность получить необходимые результаты, не проводя громоздких вычислении. Для определения производительности подземного резервуара по номограмме используются следующие исходные . данные.
^1. Состав жидкой фазы сжиженного газа перед очередной-заливкой резервуара.
2 . Допустимое снижение давления в резервуаре.
3 .'Сезонность использования подземного резервуара, т. е. наименьшая в этот период температура окружающей среды.
4 . Допустимое снижение уровня жидкой ,фазы в резервуаре.
5 .7 Длительность непрерывной работы резервуара (суточная, сменная, часовая).
Состав жидкой фазы влияет на давление насыщенных паров смеси в резервуаре, т. е. на допустимое снижение давления при отборе паровой фазы. Чем больше снижается давление, тем больше са-
Рис. Ш-31. Экспериментальная зависимость - коэффициента теплопередачи ку к стенке резервуара от теплового напора д. Степень заполнения а: 1 — 0,85; 5 — 0,5; з — 0,3;
4 — 7-я серия опытов; 5 — 3-я.
мовскипает жидкости за счет тепла самой жидкой фазы. Ее температура понижается, что увеличивает перепад между температурами окружающей среды и жидкостью, а следовательно, увеличивает тепловой поток из грунта. Иметь данные о составе 1 сжиженного т газа не всегда удается. При проектировании установок с подземными резервуарами приходится задаваться этими данными. Можно также использовать табл.гП1-2 или график на рис. Ш-3.
В номограмме на рис. Ш-33 в квадранте I даются кривые зависимости давления в резервуаре от температуры и ‘ состава жидкой фазы газа (пропан-бутан). В эксплуатационных условиях, пользуясь этими кривыми, можно определить примерный состав пропан-бутановой смеси по двум параметрам: давлению в
Ю Н. И. Пррпбпаженский
рис. Ш-32. Номограмма для определения производительности подземного резервуара сжиженного газа объемом 2,5 и 5 м3 (по данным ГипроНИИГаза).
/— резервуар объемом 5 ма, заполнение 85%; /I — резервуар объемом 2,5 м% заполнение 85%; Ш — резервуар объемом 5 м\ заполне. ннс 50%: IV — резервуар объемом 5 м’ заполнение 35%, и резервуар объемом 2,5 мэ, заполнение 50%; V — резервуар объемом 2,5 м\ заполнение 35%. Ключ: А—Б—В—Г—Д—Е—Ж.
резервуаре и температуре жидкой фазы Обычно в составе сжиженного газа имеются и другие компоненты (этан, пропилен, бутилен), но кривые температуры и давления этих смесей идут по аналогичным кривым смесей пропана и бутана. Следовательно, в условиях эксплуатации можно считать углеводороды С 2 — Сй за пропан, а С4 — Сб за бутан и использовать кривые, указанные в I квадранте номограммы и для этих смесей.
Минимальное абсолютное давление газа в резервуаре pmjn> ИСХОДЯ ИЗ УСЛОВИЙ нормальной работы регуляторов, установленных на головке резервуаров (при работе потребителя газа на низком давлении), не должно быть ниже 1,4—1,5 кгс/см2. При вклю-^8 чении резервуаров в работу на среднем или высоком давлении необходимо принимать соответственно увеличенное минимальное допустимое давление в резервуаре.
Температура окружающей среды (грунта) tQ с определяется сезоном использования подземных резервуаров (круглый год или только летом — в пионерских лагерях, яслях и т. д.). При определении расчетной производительности подземного резервуара, работающего круглогодично, необходимо брать наихудшие условия года, т. е. то время, когда разность температуры окружающего грунта и допустимой температуры жидкой фазы (£0 с — £ж) наименьшая (весеннее время). Для разных широт и климатических условий это время различно. В номограмме на рис. 111-33 (II квадрант) приведены графики температур грунта. Температура грунта берется из климатологического справочника (средняя по многолетним наблюдениям).
При определении расчетной производительности подземного резервуара, работающего только в летний период (июнь — сентябрь), необходимо брать также наихудшие темпе
ратурные условия в грунте, т. е. за июнь.
Допустимое снижение уровня сжиженного газа в резервуаре определяется желательным минимальным тепловым потоком из грунта, остаточным составом жидкой фазы при этом и экономическими соображениями (частотой завозки сжиженного газа). Как показали исследования Ленгипроинжпроекта, ми-нимально допустимым заполнением резервуара необходимо считать 30% (см. рис. III-24). Кривые заполнения резервуара (степень заполнения п) расположены в III квадранте номограммы.
Длительность непрерывной работы резервуаров зависит от вида потребителя, подключенного к ним. Например, при установке их для снабжения промышленных объектов необходимо учитывать сменность работы, т. е. использование их с. перерывами. Во время перерывов в отборе газа частично восстанавливается теплосодержание жидкой фазы, нагревается резервуар и грунт аккумулирует поступающее в него тепло. При непродолжительной работе определение расчетной производительности резервуара производится с использованием кривых, размещенных в IV квадранте номограммы. Оптимальная производительность отдельно стоящего резервуара определяется по горизонтальной оси координат между III и IV квадрантами номограммы, а максимальная производительность — по вертикальной ОСИ Сщах*
В номограмме на рис. II1-33 не введены шкалы для теплопроводности грунта. Выше было доказано аналитически и подтверждено экспериментами, что регламентирующий тепловой поток поступает в т. е. при I =0,88 м, а пространство вокруг резервуаров на величину котлована (не менее 1,0 м) засыпается песком или песчаным грунтом (требование типового проекта). В этом
Рис. Ш-34. Номограмма для определения ’производительности трубчатого резервуара сжиженного газа.
Ключ: содержание бутана (А) — /ж (Б) — /0 с [(грунт) (В) — вспомогательная точна (Ж), о (Г) — \,р <Д) — вспомогательная
лючка (Е) — линия ЕО —ЖЗ — Gn (3).
случае теплопроводность грунта в различных местностях отличается незначительно. Проектировщики же все равно не имеют данных о теплопроводности окружающих грунтов в местах установки проектируемых групповых установок.
В практике газоснабжения сжиженными газами используются также трубчатые резервуары Гипро-НИИГаза. В номограмме для их расчета (рис. II1-34) дана графическая зависимость пар ©производительности резервуара Gn от состава {температуры £ж) сжиженного газа, остаточного уровня заполнения резервуара газом (степени заполнения т), температуры £0 с и теплопроводности Хгр окружающего грунта. Номограмма построена при условии, что перед очередной заправкой давление таза в резервуаре для обеспечения нормальной работы регу-
0 20 40 60 80 100
Содержание бутана, %
149
лятора давления не падает ниже 0,5 кгс/см2.
Создание трубчатых резервуаров вызвано желанием получить наибольшую производительность установки из обычных резервуаров 2,5 м3 при сохранении объема хранилища. Действительно, производительность трубчатого резервуара примерно в 1,5 раза больше, чем у резервуара объемом 2,5 м3. Но занимаемая им площадь (в плане 6,4 х 2,4 м) в 4 раза больше, чем у обычного резервуара (3,3 X 1,1).
Ш-4. ЗАВИСИМОСТЬ ЕСТЕСТВЕННОЙ РЕГАЗИФИКАЦНИ ОТ ГРАФИКОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА
Известно-, что потребление газа1 не {равномерно, особенно коммунально-бытовыми потребителями. Ночью обычно расходы почти отсутствуют, утром наблюдается пиковый расход таза для подогрева воды и приготовления завтрака. Далее рост расходов продолжается: идет пригото
вление обеда. Затем происходит резкий спад расходов до времени возвращения населения с работы, когда опять наблюдается рост расхода газа, и т. д.
Из изложенного в предыдущих разделах ясно, что при естественном испарении количество иснарен-
кого газа автоматически растет с ростом расхода за счет снижения температуры жидкости, металла сосуда и окружающей среды, обеспечивающих необходимые расходы газа, если они невелики. Если же расходы превышают возможности установленных резервуаров и баллонов, то температура и, следовательно; давление в них падают, регуляторы начинают работать неустойчиво и положение становится опасным.
Как же увязать количество устанавливаемых баллонов, резервуаров с неравномерным потреблением газа? Это можно сделать по максимальному расходу Gmax, как рассчитывают трубопроводы. Но такое решение не экономично. Резервуары будут работать на полную мощность ничтожное время из своей длительно ной эксплуатации: только в последние моменты перед дозаправкой, и то если это время совпадает с максимальными расходами- Вероятность использования резервуаров на полную мощность не составит ощутимой величины. Потребуются бесполезные большие затраты средств и металла, большие накладные расходы.
В разделе Ш-3 было показано, что максимальная производительность резервуара превышает оптимальную иногда в несколько раз. Вот этим и надо воспользоваться при газоснабжении объекта с неравномерным графиком потребления. При расчете количества резервуаров сжиженного газа приходится иметь дело с различными случайными величинами: прежде всего спросом со стороны абонентов,, затем количеством поступающего тепла от внешней среды, сроками доставки сжиженного’ газа и т. д. В то же самое время нужно учитывать издержки хранения (нельзя иметь неоправданно большие объемы газа в резервуарах, что влечет большие капитальные затраты, оплату населением за газ, еще не использованный, и. т. д.). Весьма трудно при математическом рассмотрении учесть эти элементы
одновременно, поэтому первоначально нужно ограничиться задачей, в которой можно определить спрос на Gz, кг/ч, испаренного газа с вероятностью р (G*), а также задать из--держки на хранилище (групповую установку) с5[и издержки нехватки ср.
Представим себе, что за промежуток времени т, равный 24 ч, наш «запас» (производительность) совершает свой цикл. Считаем, что сего изменения подчинены линейному закону. Тогда
р (G J = tz/t = т,/24. (Ш-102)
' Представляются 2 возможности:-либо «запаса» (производительности) 5 было достаточно, чтобы удовлетворить спрос Gp и к концу периода, мы будем иметь остаток 5 — Gz,. либо производительность была недостаточна и мы зарегистрируем нехватку Gf — iS. В первом случае-средняя производительность, очевидно,
(ш-юз).
а во втором в течение периода т£/т он равен S/2, или за полный период т
1 „ т,- _ 1 1 6’2
2- т 2 G,: = 2 Gt
,(111-10^).
В последнем случае нехватка имеет-
место в течение
t2-/t = (G-S)7G (Ш-105)*
. (Ш-106)
й ее средний уровень равен (б? — — iS)2/2. Отсюда средняя нехватка-
t
>Hg—6 g — 6 _ (g —6)2
: шо? G 2>G ‘
‘ y".
Если спрос G имеет распределение* вероятностей р (G), то-дб тех пор, покд G S, издержки хранения будут^ равны cs (S — GI2) р (G). для:
каждого значения G. Если спрос G 5, издержки хранения будут составлять S2/G р (G), к чему могут добавиться издержки нехватки £р (G — S)2/2G • p(G) для каждого значения G.
Допустим, что спрос G не ограничен; сумма этих издержек тогда запишется так [33]:
с©
т(5)=с₽ 2
+ cs'^l(S-^)p(G) +
G-0
со
+ с« I (Ш-107)
О’
Если существует такая величина производительности £0, что
Лзо-1)>ЛЗо) И Лз<гЫ) >Л5о)»
(Ш-108)
Пример 23. Установлен спрос абонентов жилого дома на газ, подчиняющийся нижеследующему распределению:
Спрос Вероят-
(расход) ность
абонен- спроса
тами (?£, Р {Gi)
кг/ч
0 0,16700
1 0,00417
2 0,08300
3 0,00000
4 0,08300
5 0,00000
Спрос (расход) абонен-
тами Gt
6
7
8
9
10
Вероятность спроса
0,000 0,083 0,292
0,125
0,042
Издержки хранения, установленные на 1кг газа, cg — 10 коп., издержки от нехватки газа оценены в ср = 63 коп. Необходимо найти оптимальную производительность групповой установки.
Решение. Результаты расчетов по формуле (Ш-109) сведены в табл. И1-3. В столбце 3 проставлены значения р (G,)»a в столбце 7 — суммарная вероятность того, что спрос не превзойдет заданного значения S : р (G; < 5). Величины в столбцах 5 и 6 составляют промежуточный этап вы- 151 числения выражения в столбце 8. При р = = 63/(10 + 63) = 0,863 So находится между L Б и L п ; при этом 50 = 5,5 кг/ч, « что составляет 0,55 от максимального . спроса (С’г;1ах — 10 кг/ч).
Из примера ясно, что
So = O,55Gmax, (Ш-112)
чо, очевидно, 50 будет оптимальным количеством запаса (оптимальной производительностью), на котором следует остановиться.
В теории исследования операций доказано [11], что если ввести •функцию
L(S)=p(G^5) +
+(s+4-)
2Р (Gt) Gi
Gf“S4-l
(Ш-109)
и отношение
(Ш-110)
•то издержки будут минимальными, иногда
b(S^i)<P<b(So) (Ш-Ш)
где коэффициент 0,55 предлагается называть коэффициентом вида потребителя fcn.
Тогда
*n = 50/Gmax. (Ш-113)
Ввиду того что издержки нехватки газа трудно определить (в нашей стране это скорее моральные издержки, чем материальные), то предлагается [33] упрощенный метод определения А’п, по которому определяется как разность между производительностью групповой установки и математическим ожиданием спроса:
S0 = S~MGf. (Ш-114)
Математическое ожидание спроса MGt данным потребителем предлагается определять но формуле ^“^гпах
ЛЮг = 2 (S-Gi)p(Gt). (Ш-Н5)
£
ТАБЛИЦА III-3
152
РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ К ПРИМЕРУ 23
S, кг/ч Gi, кг/ч p(Gi) P(Gt) Gi оо V P(Gi) ЛЛ Gi X £ £ - м H + 8^? <2^ P(Gt4s) " Il L(.sy
0 0 0,167 0,000 0,1894 0,0947 0,167 0,2617
1 1 0,042 0,042 0,1474 0,2210 0,209 0,4300
2 2 0,083 0,042 0.1054 0,2640 0,292 0.5560
3 ‘ 3 0,000 0,000 0,1054 0,3690 0,292 0,6610'
4 . 4 0,083 0,021 0,0844 0,3790 0,375 0,7540'
5 5 0,083 0,017 0.0674 0,3710 0,458 0,8290
6 6 0,000 0,000 0,0674 0.4380 0,458 0,8960'
7 7 0,083 0,012 0,0554 0,4150 0,541. 0,9560'
8 8 0,292 0,037 0,0184 0,1565 0,833 0,9895-
9. 9 0,125 0,014 0,0044 0,0418 0.958 0,9998-
10 10 0,042 0,004 0,0000 0,0000 1,000 1,0000'
Пр и м ер 24, Определить коэффициент вида, потребителя для бытового, газоснабжения сжиженным газом жилых домов крупного города.
Решение. В. книге А. А. Ионина [6] приведена табл. VI-9, в которой даны следующие режимы газопотребления Gi в обычные дни:
Спрос Gh кг/ч , Число часов спроса 1 г т Вероятность спроса
0 0 0,000 г 1
2 3 0,125
5 2 0,083
15 1' 0,042
30' 2 0,083
43,., 2 .. 0,083. >
55 7 0.292
60 4 0,167
65 2 0,083
70 1 ,.i 0,042
Определим математическое ожидание* спроса при любой производительности, например 5 = 40 кг/ч, по формуле (Ш-115). MG = (40—0) X 0,0г00 + . (40—2) X 0,125+ . + (40—5) X 0,083 + (40—15) X 0,042 + + (40—30) X 0,083 + (40—43) X 0,083 +' + (40—55) X 0,292 + (40—60) X 0,167--+ (40—65) X 0,083 + (40—70) X 0,042 = = —1,745.
Оптимальная производительность групповой установки подземных резервуаров по формуле (Ш-114) 50 = S—MGi = = 40—(—1,745) = 41,75 кг/ч.
Коэффициент вида потребителя для газоснабжения в, обычные дни по* формуле (Ш-113) Ап = So/Gmav = 41,75/70 = 0,597.
В предпраздничные дни газоснабжение более напряженно и график потребления другой; например, 31 декабря для этих же домов имеем:
Gi. кг/ч Th ч Gi. кг/ч ть ч Р (Gt).
8 2 0,083 40 2 0,083-
10 1 0.042 45 3 0,125
14 1 0,042 50 4 0,167
20 Г 0,042 55 5 * 0,208
30 . 1 0,042 60 2 0,083
35 1 0,042 65 1 0,042
Определим математическое ожидание спроса также при производительности группы резервуаров 40 кг/ч. MGi = —1,655 кг/ч; Необходимая оптимальная производительность 50 = 40 + 1,655 = 41,655 кг/ч. Она мало отличается от найденной для обычных дней/* но/неравномерность расхода иная, и коэффициент вида потребителя будет другим: кп — 41,655/65 = 0,641.
Можно еще облегчить расчеты, если принять производительность-группы резервуаров в формуле (Ш-114) равной нулю. Тогда
'j
MG^- 2 GlP{Gt)\ (Ш-116), о г ч - 1 ' 1 , -г -
O’max
S0=-MGi= 5 GtpiGi). (Ш-117),
I г ’ Н О
ТАБЛИЦА Ш-4
КОЭФФИЦИЕНТЫ ВИДА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ftn И ВОЗМОЖНОЕ УВЕЛИЧЕНИЕ В п ЧИСЛА ПОДКЛЮЧАЕМЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ К ГРУППОВЫМ ПОДЗЕМНЫМ
РЕЗЕРВУАРНЫМ УСТАНОВКАМ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Вид потребителя Ап для обычных дней Йп ДЛЯ 31 декабря п
для обычных дней ДЛЯ 31 декабря
Жилые дома крупного города 0,597 0,641 • 1,68 1,56
Жилые дома поселков . 0,541 0,58 1,85 1,73
Отопительные печи в домах 0,405 2,47
Детские ясли 0,347 -— 2,88 —
Детские сады 0,282 — 3,55
Школы 0,29 — 3,45
Специальные учебные заведения 0,404 2,47
Больницы 0,444 — 2,25 —
Поликлиники 0,401 — 2,5
Прачечные (домовые) 0,595 —---™ 1,68 —
Столовые (рестораны) . 0,378 —- 2,65 «—
Гостиницы 0,548 — 1,82
Мелкие бытовые предприятия 0,416 2.3 — , _
Котельные 0,925 — 1,08
Примечание. Приведенные значения могут меняться в зависимости от реального графика потребления и зависят от сложившегося в данном населенном пункте жизненного уклада. Расчет выполнен по формулам (Ш-113) и (Ш-117).
П р и>1 ер 25. Определить коэффициент вида потребителя для жилых зданий поселков и небольших городов.
Решение. Из табл. VI-9 в книге А. А. Ионина [6] возьмем режимы потребления газа для обычного дня:
Gi, ть ч P(Gi) Gh Th ч Р (Gi)
кг/ч кг/ч
1 3 0,125 55 5 0.208
2 1 0,042 60 2 0,083
5 2 0,083 62,5 2 0,083
6 1 0,042 64 1 0,042
25 1 0,042 67,5 1 0,042
45 1 0,042 77 2 0,083
52,5 2. 0,083
Определяем сразу необходимую производительность группы резервуаров по формуле (Ш-117). 50 = 1 X 0,125 + 2 X X 0,042 + 5 X 0,083 + 6 X 0,042 + 25 X X 0,042 + 45 X 0,042 + 52,5 X 0,083 + + 55 X 0,208 + 60 X 0,083 + 62,5 X X 0,083 + 64 X 0,042 + 67,5 X 0,042 + +77X 0,083= 41,705 кг/ч. Коэффициент вида потребителя Ап = 41,705/77 = 0,541.
Для 31 декабря спрос абонентов жилых домов подчинен следующему распределению:
Git т/, ч p(Gi) Gi, L P(Gi)
кг/ч кг/ч
1 3 0,125 40 2 0,083
3 1 0,042 50 2 0,083
8 1 0,042 60 7 0,292
15 1 0,042 65 3 0,125
20 1 0,042 70 1 0,042
30 2 0,083
Оптимальная производительность в этом случае So = 40,57 кг/ч. Коэффициент вида потребителя Ап = 40,57/70 = 0,58.
Пример 26. Определить необходимую оптимальную производительность групповой установки и коэффициент, вида потребителя для обеспечения отопления зданий при помощи печей, переведенных
.•*
на газ. Спрос газа для печного отопления подчинен следующему распределению:
кг/ч ть ч P(<?i) кг/ч Тд, Ч р(<?£)
0 3 0,125 90 2 0,083
4 1 0,042 100 1 0,042
10 2 0,083 120 1 0,042
20 * 2 0.083 132 2 0,083
50 1 0,042 140 2 0,083
62 1 0,042 172 2 0,083
70 1 0,042 188 1 0,042
80 1 0,042 200 1 0,042
Решение. Необходимая оптимальная про-изводительность в этом случае 50 = = 80,916 кг/ч. Коэффициент вида потребителя кп = 80,916/200 = 0,4046.
Пример 27. Определить необходимую оптимальную производительность групповой установки подземных резервуаров для газоснабжения котельной. Спрос газа котельной подчиняется следующему распределению:
154
Gf, кг/ч Tj, ч Р (<?«) 78 3 0.125 82 8 0,333 84 7 0,292
G/, кг/ч 86 88 90
ть ч 3 2 1
Р(<?/) 0.125 0,083 0,042
Решение. Необходимая оптимальная производительность в этом случае = = 78 X 0,125+ 82 X 0,333+ 84X0,292+ + 86 X 0,125+ 88 X 0,083 + 90X0,042 = = 83,30 кг/ч. Коэффициент вида потребителя кп = 83,30/90 = 0,925,
На основании вышеизложенного и решений примеров 24—27 становится ясным, что расчетный расход — необходимая оптимальная производительность групповой установки подъемных резервуаров — составляет только некоторую часть максимального расхода газа потребителем, зависит от вида потребителя и в каждом конкретном случае должна определяться по реальному графику потребления. Расчетный расход зависит от сложившегося в данном населенном пункте жизненного уклада.
Если известны примерные коэффициенты вида потребителей (табл. Ш-4), то необходимая оптимальная производительность группы резервуаров
so = fcnGmax. (Ш-118)
Так как 50 — только часть максимального часового расхода газа, то к групповой установке, рассчитанной по СНиП П—Г.12-65, можно присоединить еще некоторое количество потребителей, т. е. увеличить их в п раз (см. табл. Ш-4) в зависимости от вида.
*
Ш-5. ВЗАИМНОЕ ТЕПЛОВОЕ ВЛИЯНИЕ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ПРИ УСТАНОВКЕ ИХ В ГРУППУ
Производительность отдельно стоящего подземного резервуара еще не дает однозначного ответа о необходимой величине источника снабжения сжиженными углеводородными газами. Один резервуар, конечно, не обеспечит массового потребления. Проектные организации выпустили ряд типовых решений по установке различного количества резервуаров в группе, руководствуясь только правилами безопасности, т. е. располагая резервуары в 1 или 2 ряда с расстоянием между ними 1 м в свету, или 2,1 м между осями (рис. Ш-35, б). Такое расположение резервуаров не является лучшим в отношении процесса теплопередачи от окружающего
группу резервуаров грунта, хотя для наземного расположения резервуаров вполне приемлемо. В этом случае происходит экранизация теплового потока и поступление тепла к резервуарам уменьшается. Количество охлаждающегося грунта У'л у крайних резервуаров меньше, чем у отдельностоящего — У7, а у средних Vй — еще меньше. Причем взаимная экранизация или взаимное тепловое влияние резервуаров зависит от целого ряда величин.
Теплопередача ряда труб, уложенных в массиве [45], аналогична теплопередаче резервуаров, установленных параллельно в 1 ряд. Рассмотрим ряд параллельно расположен*
Put, 111-35» Схема поступления тепла к жидкой фазе подземных резервуаров.
• е—отдельно стоящий резер-' луар; б — групповая установка резервуаров.
/ t
Рис. Ш-36. Схема расчета теплопередачи , ряда труб в полуограниченном мае-..
сине.
'ZWAZ’.'ffi!
I •
155
ww w/mmw/ww! zza^awawawaww
пых труб диаметром d с расстоянием между осями $, погруженных в однородный массив на глубину h от плоской поверхности F (рис* Ш-36). Предположим, что температуры труб и поверхности массива поддерживаются неизменными во времени и одинаковыми во всех местах- Тогда для •определения теплопередачи труб в массиве можно применить «метод источников» и «принцип наложения». Примем трубы за источники а расположенные симметрично им относительно поверхности стоки — за (той же производительности). Согласно одновременности действия источника и стока результирующее температурное поле находится сложе
нием частных температурных полей. Были найдены по известным Я и s отношения расстояний до каждой пары источников и стоков и получена следующая формула для термического сопротивления массива, окружающего трубу [45]:
(Ш-119)
Множитель ^h/d необходим при расчете термического сопротивления массива при одной трубе, каждый следующий множитель учитывает
присутствие двух симметрично расположенных труб. Термическое сопротивление массива увеличивается с глубиной заложения труб (fe/d) и уменьшается с увеличением расстояния между трубами (s/d), а так-153 же зависит от количества их в ряду.
Все это справедливо и для подземных цилиндрических горизонтальных резервуаров.
В разделе Ш-3 была определена производительность отдельно стоящего подземного резервуара. Результаты расчетов и моделирование при помощи электр отепловой аналогии [26, 30] дали возможность получить графики изменения расчетной производительности подземных резервуа-
Рис. Ш-37. Зависимость к. п. д. р группы резервуаров от количества п их в группе и расстояния s между ними (а) и взаиморасположения (б).
ров или экспериментальной производительности отдельного резервуара в зависимости от расположения й количества резервуаров в группе, расстояния между ними, т. е. к. п. д. группы резервуаров. Производительность группы резервуаров, как показали эксперименты, не равна сумме производительностей такого же количества отдельно стоящих резервуаров, а зависит от расстояния между резервуарами и их взаимного расположения, т. е. она может быть опре-
ТАБЛИЦА Ш-5
ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ГРУППЫ РЕЗЕРВУАРОВ Е II КОЭФФИЦИЕНТ ВЗАИМНОГО ВЛИЯНИЯ ГРУППЫ РЕЗЕРВУАРОВ П
Количе- В 2 линии В 1 РЯД ' В одну ЛИНИЮ ’ - - ч
ство ре- s=2.4 м 5 = 4 м 2,1 м V . ; i . :
зервуа-
ров в Е п
группе ч Е Ч Е ч
1 1,0 1,0 1,0 1,0 1.0 1,0 1,0 1.0
2 1,64 0,820 1,84 0,920 1,64 0,820 1,84 0,920
3 2,56 (0,853) 2,76 (0,920) 2,15 0,717 2,68 0,893
4 3,02 ’0,755 3,4 0,850 2,68 0,670 3,52 0,880
5 3,94 (0,787) 4,32 (0,864) 3,22 0,644 4,36 0,872
6 4,40 0,733 4,95 0,825 3,74 0,623 5,20 0,867
7 5,32 (0,760) 5,87 (0,839) 4,27 0,610 6,04 6,88 0,863
8 5,78 0,722 6,50 0,812 4,79 0,599 0,860
9 6,70 (0,745) 7,42 (0,825) 5,28 0,587 7,72 0,858
10 7,16 0,716 8,06 0,806 5,82 0,582 8,56 0,856
делена коэффициентом взаимного влияния т] (к. и. д. установки) или относительной производительностью группы резервуаров Е (табл. Ш-5). На рис. Ш-37, а дана зависимость к. п. д. т] групповой установки подземных резервуаров при их типовом расположении в один ряд (рис. II1-38, б) от количества резервуаров и расстояния между ними. К. п. д. групповой установки падает при увеличении количества резервуаров в группе и возрастает при раздвижке их на большее расстояние. Из графика на рис. Ш-37, б, видно, что к- п. д. групповой установки наибольший при расположении резервуаров в одну линию (см. рис. Ш-38, в) и наименьший при расположении в 1 ряд (см. рис Л1-38, б). Причем к. 4j. д. при раздвижке резервуаров сначала растет быстро, т. е. небольшая раздвижка дает значительный прирост к. п. д. группы. Дальнейшее увеличение расстояния между резервуарами хотя и приведет к некоторому увеличению производительности группы, но не оправдано экономически (стоимость земельного участка, увеличение длины газопроводов обвязки, увеличение земляных работ, количества песка для засыпки котлованов и т. д.).
На рис. Ш-39 дан график, по которому можно определить относительную производительность Е груп-'пы резервуаров, т. е. какое количество резервуаров в группе соответствует по производительности определенному числу отдельно стоящих резервуаров (в зависимости от расположения резервуаров на площадке и расстояния между осями). Самое большое количество резервуаров требуется для обеспечения необходимой производительности при типовом расположении резервуаров в один ряд с расстоянием между их осями - 2,4 м. Самое малое количество требуется при расположении резервуаров в одну линию, т. е. торцами друг к другу. Если раздвинуть резервуары до расстояния между
осями s ” 4,0 м, то относительная производительность группы резервуаров возрастет как при однорядном, так и при расположении в 2 линии и станет одинаковой. При такой раздвижке площадь участка, занимаемая групповой установкой типового расположения (в 1 ряд), больше, чем при расположении резервуаров в 2 линии. Так, площадь, занимаемая 10 резервуарами при однорядном расположении, s = 4,0 м, равна 282 м2, а при расположении в 2 линии s = 4,0 м — 175 м2, т. е. в первом случае на 61% больше, хотя производительность обеих групповых установок одинакова — как у 8,06 отдельностоящих подземных резервуаров (см. рис. Ш-39). На рис. Ш-38, а и б, видно, что 6 резервуаров занимают одинаковые площадки, но в первом случае s = — 4,0 м, а во втором s — 2,1 м. Соответственно производительность первого 4,95, а второго — 3,74 производительности отдельностоящего резервуара (см. рис. Ш-39), т. е. на 32% больше, чем у группы, расположенной в 1 ряд.
Таким образом, резервуары при подземной установке надо располагать как можно дальше друг от друга и не более двух в ряду, т. е. так, как показано на рис. II1-38, а (расположение резервуаров в 2 линии). При установке на строительной площадке очень далеко располагать резервуары нерационально: групповая установка занимает неоправданно большую территорию, требуется дополнительный расход материалов на ограждение и труб для обвязки. Следовательно, необходимо признать наиболее целесообразным расстановку резервуаров в группе в 2 линии при s — 4,0 м, торцами друг к другу. Это же подтверждается экономическими расчетами по строительству и эксплуатации.
Итак, имеется полная возможность определить производительность уже группы резервуаров в зависимости
457
1158
о
Рис. III-38. Схемы расположения подземных резервуаров в группе.
а — в две линии; б — в один ряд; в — в одну линию; г — в два ряда.
Рис. Ш-39. Зависимость относительной производительности Е группы резервуаров от их количества п и взаиморасположения.
Количество отдельностоящиз: резервуаров шт. (Е)
от заданных климатических условии. Но' эта возможная производительность не тождественна расчетному расходу. Если же принять их равенство, то всегда потребуется много резервуаров (велики расход металла и капитальные затраты на строительство). Как было рассмотрено в разделе П1-4, максимальный расчетный расход определяется путем обработки графика потребления с привлечением теории исследования операции.
При установке нескольких трубчатых резервуаров в ряд тоже происходит экранизация теплового потока крайних труб, но менее значительно, чем для внутренних труб резервуара. Закон изменения термического сопротивления грунта к ряду труб остается прежним. Теплопередача к трубе падает при установке параллельных труб, причем до четырех труб падает значительно, а дальше — медленнее (см. рис-111-37, а). Кривая т) имеет перегиб между 4 и 5-й трубой. Поэтому
можно было ожидать, что установка нескольких трубчатых резервуаров в группу не даст большого падения к. п. д. группы по сравнению с отдельностоящим трубчатым резервуаром.
ГипроНИИГаз, используя методику моделирования тепловой интерференции цилиндрических резервуаров [21], провел исследование взаимодействия двух и трех трубчатых резервуаров, установленных в группе, При решении задачи на модели было принято: резервуары заполнены жидкостью на 50%, глубина заложения труб 1,4 м, расстояние между резервуарами в чистоте 1,0 м. Анализ опытных данных подтвердил, что снижение теплового потока к каждому резервуару вследствие взаимного влияния весьма незначительно и составляет 8% при двух и 14% при трех резервуарах, т. е. 1] лежит на пологой части кривой, как (см. рис. Ш-37, а) при 8 и 12 параллельных трубах, т. е. для сильно экранированных.
Глава IV
ИСКУССТВЕННАЯ
РЕГАЗИФИКАЦИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
IV-1. ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ
460 ..
Недостатки систем с естественной регазификацией вынуждают использовать другие способы, в частности искусственную регазификацию. Преимущества установок с искусственной регазификацией следующие:
а) состав испаренного газа постоянен и соответствует жидкой фазе, имеющейся в хранилище;
б) производительность установки не зависит от количества жидкой фазы в хранилище;
в) не требуется большого объема хранилища;
г) можно использовать сжиженный газ с большим содержанием бутана.
Системы с искусственным испарением имеют также и недостатки:
а) необходимость непрерывного обеспечения поступления тепла от внешнего источника;
б) необходимость установки автоматики безопасности и регулирования процессов испарения;
в) сложность обслуживания установок и необходимость постоянного и тщательного надзора за их работой;
г) опасность перегрева или замораживания испарителей;
д) возможность конденсирования
сжиженного газа в газопроводах потребителя.
Для расчетов испарителей необходимо хорошо понимать существо процесса теплопередачи при испарении сжиженных газов. Как указывалось в разделе Ш-1, при испарении сжиженных газов в испарителях наибольшим термическим сопротивлением является сопротивление теплоотдаче Дос к жидкой фазе. Это положение вызывает необходимость рассмотреть подробнее возможность определения коэффициента теплоотдачи жидкой аж и паровой ап фазы.
Кипение различных веществ изучалось многими исследователями. В настоящее время в связи с появлением значительного количества экспериментальных данных по теплоотдаче к двухфазному потоку вопрос о правильном выборе расчетных зависимостей при проектировании испарителей имеет большое значение. Особенно это важно в связи с тем, что наблюдается тенденция сохранить в тепловом расчете весьма устаревшие рекомендации, что приводит к созданию {ненужных запасов по величине теплопередающей по-
верхности и существенно затрудняет оптимизацию оборудования.
Процесс кипения состоит из единовременных и многочисленных актов испарения жидкости в замкнутые полости, образованные пузырями. Пузыри увеличиваются и, достигнув определенного размера, отрываются от поверхности нагрева. В процессе свободного движения оторвавшиеся пузыри пара продолжают расти при условии, что жидкость по всей толщине имеет перегрев. Если этого нет, то пузыри конденсируются. Кипение на поверхности нагрева при условии, что жидкость в своей массе недогрета до температуры насыщения, называется поверхностным.
По мере повышения температуры стенки количество пузырей увеличивается. При значительных плотностях теплового потока коэффициент теплоотдачи а практически почти не зависит от того, развивается ли кипение в большом объеме или же при наличии вынужденного течения жидкости вдоль стенки.
Описанный режим кипения называется пузырьковым и имеет наибольшее распространение в практических случаях. Но при дальнейшем увеличении тепловой нагрузки режим кипения переходит в пленочный (соседние пузырьки сливаются и жидкость отделяется от поверхности нагрева паровой пленкой). Тепловое сопротивление парового слоя неизмеримо больше переходного сопротивления от стенки к соприкасающейся с ней жидкости. Коэффициент теплоотдачи резко падает.
Как известно, экспериментальные данные, касающиеся развитого пузырькового кипения в большом объеме, показывают, что коэффициент теплоотдачи а пропорционален gn, где для различных жидкостей можно пользоваться средним значением п == 0,7.
а = С1?07. (IV-1)
К о э ффициент пр опорциона льно-
сти Сг зависит от рода жидкости,
характера поверхности, наличия примесей.
Если температура стенки и температура жидкости ниже температуры насыщения, то расчет теплопередачи необходимо вести по формулам для конвективного теплообмена однофазного потока.
При вынужденном течении кипящей жидкости в трубах наблюдается 2 предельные закономерности. При малых тепловых нагрузках вынужденное течение подавляет кипение, так что для вычисления коэффициента а применяют обычные формулы однофазной конвекции
Nu = 0,023Re°*8Pr°‘4. (IV-2)
При больших тепловых нагрузках кипение столь интенсивно (его называют развитым кипением), что ско- 161 рость циркуляции жидкости практически теряет влияние на теплообмен.
Для расчета теплообмена при совместном влиянии скорости циркуляции микроконвекции, вызванной кипением, рекомендуется [15] зависимость типа
®к/^конв = l/*! “Ь (^р. к/с^конв)2 > (IV-3) где ак — искомый коэффициент теплоотдачи (индексы «конв» и «р. к» относятся к однофазной конвекции и развитому кипению соответственно).
В парогенерирующей трубе (трубке испарителя) при условии неизменной тепловой нагрузки q по длине трубы складывается следующая приближенная картина теплообмена (рис. IV-1). Если на входе в трубу (точка Л) температура греющей поверхности ниже температуры насыщения, то имеет место однофазный конвективный теплообмен (экономайзерный участок Л С). Температура жидкости и температура поверхности растут линейно по длине трубы. После превышения на поверхности температуры насыщения (точ-
11 Н. И. Преображенский
на В) начинается поверхностное ки-162 пение, которое до некоторых пор допускает расчет по формулам однофазного теплообмена [формула (IV-2)] с некоторым запасом по по-верхности нагрева. При развитом кипении на стенке и не до греве потока до температуры насыщения а становится частично или всецело зависимым соответственно эмпирической: формуле (IV-3) от тепловой нагрузки q. Температура стенки практически перестает меняться, температура потока продолжает расти вплоть до температуры насыщения (точка С), и температурный напор между поверхностью и потоком практически сохраняется на некотором протяжении постоянным.
По длине парогенерирующей трубы устанавливаются различные формы течения. В области поверхностного кипения (участок ВС) пар, образующийся на стенке трубы, частично конденсируется в недогретой жидкости, а частично движется в ядре потока- Когда нед огр ев исчезает, пузыри пара начинают распределяться по всей массе жидкости, постепенно объединяясь в средней части трубы. ' Образующиеся крупные паровые полости перемежаются с прослойками жидкости. Подобный
Рис- IV-1. Развитие форм теплоотдачи по длине парогенерирующей трубы.
АС — экономайзерный участок; ВС — участок поверхностного кипения; режим кипения на участке Сл — эмульсионный, переходящий в пробковый, на участке DE — дисперсно-кольцевой; EF — теплоотдача к влажному пару (зона подсушивания); F — теплоотдача к перегретому пару.
режим (участок CD) называется пробковым, или снарядным, режимом течения.
С ростом паросодержания х паровые пузыри сливаются и занимают всю среднюю часть трубы, внутри которой несутся мелкие капельки влаги. При этом жидкость на стенке образует кольцевой слой, вследствие чего режим течения называется дисперсно-кольцевым (участок DE). Далее толщина кольцевого слоя уменьшается по длине трубы, пленка разрушается (точка Е)> а капельки влаги, содержащиеся в потоке, в ряде случаев не достигают стенки трубы, так как испаряются в перегретом пограничном слое- Кипение на стенке прекращается, стенка «высыхает», теплоотдача ухудшается, и температура стенки растет. После достижения максимума температура стенки снова несколько уменьшается по длине трубы, что связано с интенсификацией теплоотдачи при ускорении потока из-за испарения оставшейся в ядре влаги и увеличения объема протекающей среды. Это зона подсушивания потока и теплоотдачи к влажному пару (участок EF). После испарения всей влаги (х = 1, сухой насыщенный пар) температура пара и стенки начинает расти вдоль трубы в соответствии с закономерностями теплоотдачи к перегретому пару (газу).
Анализ имеющегося в литературе экспериментального и теоретического материала позволяет сформулировать определенные рекомендации
ТАБЛИЦА IV-1
ЗАВИСИМОСТЬ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛООТДАЧИ
ОТ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА q ПО ДАННЫМ РАЗЛИЧНЫХ АВТОРОВ
Автор и номер кривой на рис. IV-2
Пропан
н-Бутан
Боришанский; 1, 2, 3 и 4
Клименко и Козицкий; 10
Кружилин; 8 и 9
Кутателадзе; 5 и 6
Лабунцов; 11 и 12
Рычков; 7
Чикеллн и Бонилла; 13
Преображенский 14, 15, 16
и 17
З,78д2/3/2,25д2'3
0,409g0,7/— 1,86g0,7/— l,335g°,06/O,225g°,e5 l,038g0,70/— 2,37g0,7/l,35g0,7 2,0g0,7/1,82g0,7
i,67q2/3/l,27^/3 2,55g0,7/— . 0,371g0,7/— l,57g°>7/—
l,02g0,7/0,92g0,7
Примечание. В числителе данные при £я — 20° С, в знаменателе — (—20) °C.
для проектно-расчетной практики. Можно считать установленным, что при развитбм пузырьковом кипении коэффициенты теплоотдачи как для случая организованного потока (кипение на внутренней поверхности обогреваемой трубы) атр, так и для случая свободной конвекции аконв (кипение на поверхности нагрева погруженной в большой объем жидкости) близки, и их функциональная зависимость от режимных параметров (тепловая нагрузка) и от физических свойств теплоносителей описывается одними и теми же аналитическими связями, т. е.
аТР-'0,74-1.0)0^. (IV-4)
При кипении недогретой жидкости коэффициент можно принять равным единице, при кипении насыщенной жидкости коэффициент ближе к 0,7. В испарители сжиженный газ поступает в основном в насыщенном состоянии.
Уравнения подобия, основанные на анализе уравнений движения, теплопроводности и других связей, отражающих специфику теплообмена при изменении агрегатного состояния, используют почти все исследователи для обобщения опытных дан-
11
пых по теплообмену при кипении. Уравнения подобия различных авторов могут быть записаны в раиболее общем случае в виде
Nu = / (Re, Pr, Кр, Kt, Gr). (IV-5)
Анализ этих формул показывает, что, по существу, не наблюдается обобщения опытных данных по теплоотдаче при кипении жидкостей, сильно отличающихся по физическим свойствам. Так, при использовании уравнений подобия, основанных на опытах с водой, для расчета теплоотдачи при кипении сжиженных углеводородных газов и фреонов в ряде случаев необходимо вводить поправочные численные коэффициенты. Представляет интерес сравнить расчеты коэффициента теплоотдачи для пропана и бутана по некоторым формулам с экспериментальными данными по испарению пропана и бутана, полученными автором. Результаты сравнения приведены в табл. IV-1.
Так как при проведении инженерных расчетов желательно иметь единую формулу, охватывающую весь диапазон изменения давления насыщения, то предлагается следующая зависимость для определения коэф-
2 3 4 6 8 101 2 3 4 6 8 102 2 3 4 6 8 Ю3 2 3 4 6 8 tff 2 3 4 6 8 ffib 2 3 4 6 д„вт/м
Рис. IV-2* Зависимость коэффициента теплоотдачи от теплового потока по данным различных авторов.
фициента теплоотдачи при кипении в большом объеме:
/IV с\ ако1Ш — 3,3“0,0115 (^s—100) 1 ' ”DJ
где А для продана равно 8,5, н-бу-тана — 4,3, воды — 10,0; ts— температура насыщения, °C.
Данные табл. IV-1 и рис. IV-2 свидетельствуют о недостаточности обобщения по различным жидкостям. Это вытекает из того обстоятельства, что при рассмотрении системы уравнений процесса и при выводе уравнении подобия аналитически не учитывается взаимосвязь температурного и скоростного полей в пристенном слое кипящей жидкости, и система уравнений не является замкнутой. Это вносит известный произвол в выбор тех или-иных безразмерных комплексов.
Кроме того, для использования уравнений подобия необходимы таблицы физических свойств рабочих сред- Неточность определения физических свойств или отсутствие их не дает возможности надежно использовать уравнение подобия. Особенно это относится к новым рабочим телам (в частности, и к сжиженным углеводородным газам), для которых в литературе имеются только отрывочные данные о физических свойствах, зачастую при случайных давлениях и температурах.
В то же время необходимо отметить, что физические свойства, входящие в уравнения, описывающие явления теплоотдачи при кипении, взаимосвязаны на линии насыщения. Поэтому они могут рассматриваться постоянными только в соответственных точках, которые для процесса, происходящего на линии насыщения, в первом приближении определяются значением p/pEtp“ idem, В связи с этим моделирование физических свойств, входящих в уравнение процесса теплоотдачи, должно проводиться с учетом закона соответственных состояний. В практических приближениях это приводит
к использованию приведенных пара-метров р/ркр, v/vKp, Т/Ткр.
В общем случае для описания теплоотдачи при пузырьковом кипении различных сред может быть написана общая связь:
а = Л (?) Л (Ркр, ГКр» м, q, R) X
X F3 (р/рКр). (IV-7)
На рис. IV-3 приведено сопоставление опытных данных по теплоотдаче для сред с различными физическими свойствами в координатах, вытекающих из формулы (IV-7). В явном виде эта связь аппроксимируется линией, представленной на рис. IV-3, уравнение которой может быть записано в виде
X (Р/Ркр)*/’ [1 + Зр/ркр + 5 (р/рКр)®].
(IV-8)
Таким образом, формула (IV-8) дает возможность вычислить коэффициент теплоотдачи для заданной! тепловой нагрузки и рабочего давления только на основании сведений о критических параметрах рабочей среды (ркр, кр) и ее молекулярной массы (М). В пределах полосы разброса экспериментальных точек можно заметить некоторое расслоение по группам веществ. В целях сужения полосы разброса последнее можно учесть либо введением в уравнение дополнительных комплексов, либо уточнением формулы за счет численных постоянных для отдельных сред.
В работе [9] предложена следующая количественная зависимость а от плотности теплового потока и давления:
а = W0-15 X
* кр itp
X(0,62 + 3ps/pKp)g^. (IV-9)
Теплоотдачу к пароводяной смеси сразу по всем зонам парогенератора от однофазного потока жидкости (ю0)
Рис. IV-3. Сопоставление опытных данных по теплоотдаче при кипении различных жидкостей в координатах замкнутой системы уравнений, включающей аналитическую запись закона соответственных состояний.
а
до дисперсно-кольцевого режима (и>см) включительно можно вычислить по формуле
<• = »».« ]/1 + 7-10-»
' * * (^У ’ (IV-10>
где o&p к определяется по формуле (IV-1) при Сг = 0,7; 0 = 0,7 аб. 0.
«б.о = 3?°>7 (/A14 +1,83 • 10’4р2).
(IV-11)
юсм = «ъ (1, (IV-12)
где iz?0 — скорость циркуляции; р'} о" — плотность жидкости и пара.
Возможность расчета процессов испарения чистых компонентов не решает практических вопросов по использованию сжиженных углеводородных газов» так как они обычно представляют собой смесь двух, трех и более углеводородов* Испарение жидкой фазы смесей углеводородов (в большом объеме) происходит, как известно, с преимущественным испарением легкокипящих компонентов- В результате в жидкой фазе растет концентрация тяже-локипящих компонентов. При этом состав жидкой фазы зависит от коли
чества испаренной части. В силу изложенного и коэффициент теплоотдачи жидкой фазы меняется не только от величины теплового потока, первоначального состава жидкой фазы, но и во времени ввиду изменения этого состава.
Испарение жидкой фазы сжиженных углеводородов в парогенераторах (испарителях) происходит с такими же изменениями состава жидкой фазы, но уже по длине трубы; коэффициент теплоотдачи по длине трубы изменяется также за счет изменения состава. Углеводороды, входящие в состав сжиженных газов, термодинамически подобны, следовательно, и для смесей можно применить закон соответственных состояний.
Обобщение результатов экспериментальных работ различных авторов по теплоотдаче при кипении бинарных смесей может быть проведено путем использования критериев для чистых жидкостей с выделением концентрационных комплексов Эти комплексы при равенстве их единице должны приводить уравнение подобия в уравнение для чистых компонентов, т. е.
Nu = / (Re, Pr, Кр Kt, Gr, fcc).
(IV-13)
Рис. IV-4. Зависимость коэффициента теплоотдачи при конденсации пропан-бутановых смесей от концентрации пропана.
q, ит/м*: 1 — 16-10s, я — 10\ з — 5-ю*.
Смеси могут быть разбиты на ряд групп, близких по своим термодинамическим свойствам, если в основу разделения их положить закон Рауля. В 1-ю. группу входят смеси, близкие к идеальным, т. е. с небольшим положительным отклонением от закона Рауля. Эта группа хорошо обобщается с помощью концентрационного комплекса
Лс = 1 +
(IV-14)
Во 2-ю группу входят смеси с большим положительным отклонением от закона Рауля. Здесь форма комплекса имеет вид
Лс = 1 + (я"~а:'). (IV-15)
Обобщение с помощью уравнения (IV-13) затруднительно (необходимо иметь зависимость физических свойств смесей от состава). Такие зависимости малоизвестны. Эту трудность можно обойти, если использовать величину а/ q^7, которая является функцией только} физических свойств. Для смесей она будет зависеть и от концентрации, т. е-
(*'><>• (IV-16)
Изменение физических свойств от состава можно считать аддитивным, поэтому <ХфИЗ можно определить как среднее между а чистых жидкостей.
мол. %
167
Если перейти к безразмерной форме и учесть, что коэффициент а при кипении смесей (по опыту) зависит от х" — х'9 то получим ос/аср = Ф (кс).
После обобщения опытов разных авторов по формуле (IV-16) получены зависимости для этих двух групп. В обобщенные зависимости вошли два критерия—кс и гв к/гн к — теплоты преобразования чистых компонентов. Для 1-й группы
а/аср = 1+р-/“*“ (IV-17)
г м)
где р — 0,7 (rB.K/rH_jM;acp=aia:'[+ + а2 (1 — %')> для второй группы
а/аср - [1 + ₽ (IV-18)
Также было установлено, что концентрация смеси, при которой amin, всегда соответствует дкр тах. Видимо, решающую роль здесь играют процессы диффузии легколетучего компонента к поверхности пузырька. Удалось ввести в уравнения Кру-жилина и Кутателадзе дополнительные безразмерные параметры и с их помощью получить удовлетворитель- х
ную зависимостьхарактера изменения а и </кр от состава смеси- Таким образом, коэффициент теплоотдачи смеси сжиженных углеводородов обычно
меньше, чем у чистых углеводородов, и меняется в зависимости от концентрации, что показывают и опыты при конденсации (рис. IV-4).
IV-2. ТИПЫ ИСПАРИТЕЛЕЙ
Испарители можно разделить на 2 основных вида — прямого и непрямого подогрева.
К испарителям прямого подогрева относятся такие аппараты, в которых сжиженный газ получает тепло через стенку непосредственно от горячего теплоносителя (змеевиковые, трубчатые, пленочные, форсуночные, электрические, огневые)-
К испарителям непрямого подогрева относятся такие аппараты, в которых сжиженный газ получает те-168 пло через стенку от промежуточного газа или жидкости, обогреваемых горячим теплоносителем.
Чаще всего применяются испарители, использующие в качестве теплоносителя горячую воду или пар.
Малогабаритный змеевиковый испарит е]л ь сжиженного газа конструкции Мосгазпро-екта (рис. IV-5) представляет собой баллон сжиженного газа на подставках 7, у которого ^верхнее дно соединяется с обечайкой 5 при помощи фланца 4. Снизу в испаритель вварена трубка 2, подающая жидкую фазу из резервуара; в верхнее донышко вварена отводящая труба 6 паровой фазы. Внутри расположен поплавок 7, имеющий в верхней части запорный клапан с направляющим патрубком, а в нижней части— направляющую трубку 9. В верхнее донышко ввернут плавкий предохранительный клапан 5. Внутри баллона расположен змеевик 8 для подачи теплоносителя с температурой до 80° С.
При расходе газа абонентами жидкая фаза под давлением собственных паров поднимается в испаритель и, испаряясь, частично заполняет его. При соприкосновении со змеевиком 8
жидкая фаза испаряется и обеспечивает необходимый расход газа. Если расход увеличится, давление в испарителе упадет, жидкая фазане днимется выше и затопит большее количество витков змеевика — испарение увеличится. Таким образом, происходит саморегулировка испарительной способности: при уменьшении отбора давление в испарителе повышается и жидкость под давлением паров уходит в резервуар. Следовательно, давление в испарителе не может быть выше, чем в резервуаре.
При большом отборе паров сжиженного газа уровень жидкости в испарителе повышается, заливает весь змеевик и может направиться в отводящую трубу 6 к регулятору и потребителям, что опасно. Поэтому имеется поплавок 7, который всплывает, своей верхней частью поднимает клапан и запирает выход из испарителя. Давление в испарителе повышается и заставляет жидкость уйти в емкость, а разность давлений в отводящем трубопроводе и испарителе прижимает клапан в верхнем положении и не даст прохода газу, хотя поплавок опустится. После выяснения причин увеличенного расхода испаритель вновь включается обслуживающим персоналом.
Трубчатые испарите-л и представляют собой аппараты, состоящие из пучков труб, собранных при помощи трубных решеток и ограниченных кожухами и крышками. Кожухотрубчатый испаритель конструкции Ленгипроинжпроекта с плавающей головкой используется на групповых установках с подземными резервуарами и ' на ГРС (рис. IV-6). Сжиженный газ посту-
Рис. IV-5. Поплавковый змеевиковый испаритель конструкции Мосгазпроекта.
Рис. IV-6. Кожухотрубчатый испаритель конструкции Ленгипроиняшроекта.
169
пает в межтрубное пространство испарителя через поплавковый регулятор предельного уровня и штуцер 5, Поступление жидкой фазы из подземного резервуара в испаритель осуществляется за счет избыточного давления в резервуаре. Теплоноситель (водяной пар или горячая вода) поступает в трубчатое пространство испарителя сверху через штуцер 2? проходит через трубки 3 и уходит снизу через патрубок 7 и конденсационный горшок. На поверхности теплообменных трубок 022 мм происходит испарение сжиженного газа. Образующиеся насыщенные пары проходят через верхнюю часть межтрубного пространства испарителя, где протекает процесс их перегрева.
Перегретые пары поступают через штуцер 1 в регулятор давления и далее к потребителю.
Количество поступающей в испаритель жидкой фазы можно наблюдать по уровнемерному стеклу, присоединяемому к штуцерам 4. Оно устанавливается автоматически . за счет изменения давления в межтрубном пространстве испарителя, которое обусловливается расходом газа. При увеличении расхода в межтрубном пространстве испарителя давление упадет, жидкая фаза поднимется выше (в резервуаре давление осталось прежним) и затопит теплообменные трубки 3 на большую высоту — испарение увеличится и давление восстановится. Наступит новое
170
Рис. IV-7. Трубчатый испаритель с вертикальным кожухом.
равновесное состояние. При уменьшении отбора газа давление в испарителе начнет повышаться и жидкая фаза под давлением паров уходит через штуцер 6 и возвратный клапан в- резервуар- Уровень жидкой фазы в испарителе будет понижаться до момента, когда испарение будет равно уменьшившемуся расходу. :
При очень интенсивном отборе паров из испарителя (при больших расходах) жидкая фаза начнет подниматься и заливать теплообменные трубки все выше, кипение (испарение) сжиженного газа будет очень интенсивным с образованием капель, которые могут уноситься через патрубок 7 в газопроводы. Жидкая фаза будет скопляться перед регуля
тором, а проходя через него — испаряться за счет собственного тепла. Температура жидкости понизится, начнется обмерзание регулятора и гидратообразование. Регулятор выйдет из строя, а трубопровод зальется жидкой фазой, которая, испаряясь, повысит давление в газопроводе выше допустимого.
Для предотвращения перелива, разбрызгивания жидкой фазы и попадания ее в регулятор давления служит регулятор предельного уровня, который должен не допускать заполнения жидкой фазой межтрубного пространства более чем на х/з высоты теплообменных трубок, В этом случае при интенсивном кипении жидкой фазы брызги ее падают вниз или попадают на теплообменные трубки и испаряются, а через, .штуцер испарителя 2 выходят перегретые пары.
Кожух теплообменника выполнен из горячекатаной трубы 0219 X X 6 мм, а теплообменная часть — из^пучка 23 труб 022 X 2 мм. При применении горячей воды с температурой 65° G суммарная поверхность теплообменных трубок, смоченных жидкостью, составляет около 0,5 м2, при насыщенном паре с давлением 0,5 кгс/см2 — 0,22 м2. Производительность испарителя 75 кг/ч паров сжиженного газа.
На газораздаточных станциях, имеющих регазификационные установки, применяются подобные кожухотрубчатые испарители с плавающей головкой, но большого размера, производительностью от 200 до 1000 кг/ч н е установкой кожухотрубчатых пароперегревателей.
На рис. IV-7 показан трубчатый испаритель с поверхностью нагрева 11 м2 и производительностью 3,5 т/ч, который был установлен на станции регазификации сжиженного бутана в Ленинграде. Испаритель состоит из вертикального кожуха 4, в нижней части которого установлен пучок U-образных горизонтальных труб диаметром 28/22 мм. Трубы вста-
влены в (трубную доску 5, которая является 'стенкой камеры испарителя. Камера разделена перегородкой на две части. В верхнюю часть камеры 2 подается пар при давлении 1,2 кгс/см2, а из нижней части 1 отводится конденсат. На кожухе испарителя установлены патрубок для входа жидкого бутана (на рисунке не показан), патрубок 5 для выхода парообразного бутана, 6 — для присоединения указателя уровня и 7 — для присоединения спускной трубы. Пары бутана отводятся из испарителя при давлении 7—8 кгс/см2.
При больших расходах сжиженного газа применяются трубчатые испарители с горизонтальным расположением кожуха. ВНИИНефте-маш разработал ряд типоразмеров трубчатых испарителей с пучками труб U-образной формы и с плавающей камерой. Испаритель с U-об-разными трубами поверхностью нагрева 33 м2 {рис. IV-8) состоит из кожуха 1 диаметром 1,4 и длиной 3,0 м. На кожухе установлены соединительные патрубки: 4 — для входа жидкого пропана или бутана, 10 — jsjlr выхода парообразного пропана или бутана, 5 — для спускной трубы, 7 — для указателя уровня, S — для предохранительного клапана, 9 — для манометра, 6 — для
Рис. IV-8. Трубчатый испаритель с горизонтальным кожухом.
регулятора уровня. Пар поступает в верхнюю камеру 2, а из нижней камеры 3 отводится конденсат.
Коэффициент теплопередачи змеевиковых и трубчатых испарителей с водяным теплоносителем равен 400—500, а с паровым — 200— 250 ккал/(м2 • ч • °C). Сопоставление испарителей по удельному тепловому потоку показало, что при невысоких значениях температуры кипения сжиженного газа, а следовательно, и невысоком давлении водяной подогрев значительно эффективнее парового. С ростом температуры воды это преимущество увеличивается, а при использовании в испарителе воды со средней температурой 80° С удельный тепловой поток при водяном подогреве значительно превышает удельный тепловой поток в испарителе с паровым подогревом во всем интервале рабочих давлений.
Необходимо иметь в виду, что расход горячей воды значительно превышает расход пара и для подачи ее требуется насос. Этим объясняется широкое применение парового подогрева в трубчатых и змеевиковых испарителях сжиженного газа. Однако там, где имеется вода с температу-
171
172
Рио. IV-9. Пленочный испаритель.
рой 60—90° С, являющаяся отходом технологического процесса, целесообразнее использовать водяной подогрев. Это относится в первую очередь к установкам газоснабжения, где требуется поддерживать .давление 3—4,5 кгс/см2. В установках слива и налива сжиженных газов на приемо-раздаточных станциях целесообразно использовать паровой подогрев.
В оросительных (пленочных) и с-° парителях тепло от горячего теплоносителя через стенку передается орошающей ее жидкости, стекающей в виде тонкой пленки. Пленочный испаритель (рис. IV-9) состоит из корпуса 3, изготовленного из трубы диаметром 125 мм с толщиной стенки 8 мм. ^Корпус обогревается водой или паром, протекающими в рубашке испарителя 5, изготовленной из трубы диаметр ом 200 мм с толщиной стенки 5 мм.
Сжиженный газ поступает по вертикальной трубе 1 к оросителю S. На трубе 1 закреплены каплеотбойники б. Образовавшиеся пары сжиженного газа отводятся через сепаратор 11 и патрубок 9, приваренный к крышке испарителя. Причем пары газа свободно могут проходить через специальные отверстия в каплеотбойниках и оросителе. К днищу испарителя приварена труба 2 для слива неиспарившихся остатков. На корпусе испарителя имеются штуцеры 4 для присоединения указателя уровня и штуцер 12 для установки манометра, а в крышке испарителя— патрон 10 для термометра. Горячий теплоноситель поступает через штуцер 7 и стекает по стенке корпуса, а затем выходит через штуцер 13.
Во время работы в пленочном испарителе не содержится большого количества сжиженного газа. Благодаря этому испаритель быстро выходит на рабочий режим, безопасен в работе и, кроме того, в нем не замерзает конденсат на выходе из паровой рубашки.
Коэффициент теплоотдачи от стенки к жидкости зависит главным образом от плотности орошения и температуры орошающей жидкости* Значение коэффициента теплоотдачи от стенки к орошающей жидкости приблизительно в 2 раза превышает коэффициент теплоотдачи от стенки к испаряющейся жидкости в змеевиковых и трубчатых испарителях, т. е. 300—550 ккал/(м2-ч-°С).
Имеются также форсуночные испарители. На рис. IV-10 изображена типовая установка форсуночного испарителя Мос-газпроекта, производительностью 2х X 200 кг/ч. Испаритель состоит из двух труб — внутренней и внешней. Между ними (по кольцевому пространству) движется теплоноситель — пар низкого давления или горячая вода. Поверхность нагрева испарителя 0,524 м2. Через 3 форсунки предусмотрено вспрыскивание (распыление) жидкой фазы в обогреваемую трубу. Слив неиспарившейся фазы возможен через штуцер 3.
Сжиженный газ из трубопровода через поплавковый регулятор 17 поступает к форсункам испарителя. Пары сжиженного газа из испарителя поступают в ресивер 25. Уровень сжиженного газа, сконденсировавшегося в ресивере или не испарившегося в испарителе, контролируется поплавковым регулятором 17. При предельном уровне поплавковый регулятор прекращает поступление сжиженного газа в испаритель. Удаление жидкой фазы предусмотрено только в атмосферу.
Из ресивера пары сжиженного газа поступают на регулятор 23 и далее к потребителю. Теплоноситель поступает в испаритель через 2 патрубка 9 и отводится через штуцер 16. Предусмотрено отключение подачи жидкой фазы в испаритель в случае снижения температуры теплоносителя (для предотвращения замерзания теплоносителя), но место установки датчика выбрано неудачно (до испарителя). А конденсат может замерзнуть
в выходном патрубке испарителя или дальше.
Существующая обвязка форсуночных испарителей не имеет естественной автоматизации процесса, которую имеют змеевиковые и кожухотрубчатые испарители, и может вызвать нежелательные последствия, особенно для потребителей, имеющих неравномерный расход газа и временное прекращение отбора газа.
Если потребитель (в особенности бытовой) после перерыва в отборе газа начнет его использовать, то в разогретый испаритель будет поступать жидкость. Она вначале будет капать па разогретую поверхность трубы и испаряться мгновенно и взрывообразно при перепаде температур более 40° С, создавая резкие толчки давления, что может привести к резким колебаниям давления и после регулятора (гидравлическим ударам).
При дальнейшем увеличении расхода жидкость начнет стекать из сопел, испаряться на малом участке трубы, переохлаждая ее. Затем на переохлажденной нижней части трубы начнут образовываться лужицы жидкой фазы и часть жидкой фазы может уйти в ресивер. В этом случае испаритель работает как теплообменник «труба в трубе». На ряде объектов приходилось устанавливать за форсуночным испарителем еще и змеевиковый по схеме [16], приведенной на рис. IV-11, так как сброс неиспарившегося сжиженного газа в атмосферу не экономичен и опасен.
При дальнейшем увеличении расходов газа перепад давления между резервуаром и испарителем становится достаточным для распыления жидкой фазы в форсунках. В этом случае испаритель выходит на действительно форсуночный режим и теплопередача увеличивается. Давление в испарителе всегда должно быть ниже давления в резервуаре. Утверждение, что пары сжиженного газа отводятся из испарителя с давлением 16 кгс/см2 [36], — явное не-
174
/?-Л
Рис. IV-10. Испарительное отделение с форсуночными испарителями.
I — вентиль для удаления неиспарившихся остатков в баллон; 2 — коллектор паровой фазы; з — вентиль для удаления неиспарившихся остатков из испарителя; 4 — трубопровод для слива неиспарившихся остатков; 5 — задвижка* отключающая выход паровой фазы из испарителя; 6 — сбросной газопровод; 7 — подвод теплоносителя; 8 — трубопровод паровой фазы из хранилища; 9 — вентиль, отклоняющий подачу теплоносителя в испаритель; 10 — форсуночные испарители сжиженного газа; 11 — коллектор жидкой фазы; 12 — вентили форсунок испарителя; 13 — поступление жидкой фазы в поплавковый регулятор; 14 — заглушка; 15 — фильтр; 16 — отвод теплоносителя из испарителей; 17 —поплавковый регулятор; 18 — ввод паровой фазы в регулятор; 19 — вентиль на подводящем трубопроводе жидкой фазы в регулятор уровня; 20 — крав на сбросном газопроводе низкого давления; 21 — напоромер; 22 — клиновая задвижка на байпасе регулятора; 23 — регулятор давления РД-50м; 24 — предохранительно-запорный клапан ШШ-50; 23 — ресивер; 26 — баллон для слива неиспарившихся остатков.
теля
Рис. IV-11. Установка дополнительного змеевикового испарителя за форсуночным.
доразуменйе. В зимнее время, когда давление в резервуарах (особенно при большом содержаний бутана) мало, испарители с форсунками работают как теплообменники «труба в# трубе». Это подтверждается и эксплуатационными данными. Приходилось устанавливать дополнительные испарители и совершенно исключать форсуночный режим испарения путем рассверливания сопел [34]. Если же после частичного заполнения испарителя жидкой фазой начать интенсивный расход паров, то возможно интенсивное вскипание жидкой фазы в ресивере и испарителе, резкое снижение температуры жидкой фазы, а затем и замораживание теплоносителя.
При нарушении режимов испарения, что бывает в практике эксплуатации, подобные случаи встречались и с другими типами испарителей. Например, на газовом заводе в г. Выборге использовался кожухотрубчатый испаритель Ленгипроинжпроек-та для обогащения коксового газа. Он работал на форсированном режиме, выдавая 150 кг/ч паров сжиженного газа (иногда и более). Работа на таком режиме проводилась •с явным нарушением эксплуатационных правил. Отбор паров в количе-
175
стве, большем производительности испарителя, возможен за счет снижения температуры жидкой фазы (за счет энтальпии жидкой фазы). Жидкая фаза, поступающая через клапан регулятора уровня испарителя, распылялась (при большом расходе), как в форсунке. У капель поверхность соприкосновения (теплопередачи) значительно выше, и коэффициент теплоотдачи, отнесенный к смоченной поверхности, значительно увеличивается. Температура же капель значительно понижалась и становилась ниже 0° С. Это приводило к интенсивной, конденсации теплоносителя—пара — и к сильному переохлаждению конденсата до температур, вызывающих образование льда в отдельных трубках, что приводило к их раздутию, образованию трещин или отрыву от трубной доски испарителя.
Испаритель работал рывками. Ощущались толчки давления на выходе. Часто жидкая фаза, не успев испариться, проникала в трубопроводы паровой фазы и даже в газгольдер. В результате такой эксплуатации приходилось несколько раз ме-
пять теплообменный пучок труб из-за выхода из строя трубок. Были опробованы теплообменные пучки со стальными, медными и латунными трубками. При установке стальных трубок наблюдался их отрыв от трубной доски (отдельные трубки переохлаждались и, укорачиваясь, вырывались из трубных досок). При установке медных трубок наблюдалось раздутие отдельных трубок (местное замерзание конденсата раздувает вязкий металл). При установке латунных трубок наблюдалось растрескивание трубок, более хрупкий материал при замерзании конденсата трескался.
У форсуночных испарителей подобных аварий от форсирования быть не может, так как нет трубок малого диаметра, но он опасен и при нормальной эксплуатации. При суще-ствующей схеме обвязки испарителя большие давления в системе могут возникнуть после окончания подачи жидкой фазы (при заливе ресивера и нижних трубопроводов обвязки) и при уменьшении расходов. На этот случай предусмотрены предохранительные клапаны. Но сброс газа в атмосферу опасен и неэкономичен. Правильнее было изменить обвязку испарителя (как это сделано автором в обвязке кожухотрубчатого испарителя Ленгипроинжнроекта) и применить обратный клапан на трубопроводе жидкой фазы, что и пришлось сделать на форсуночных испарителях некоторых объектов газоснабжения.
Коэффициент теплопередачи А при кипении сжиженных углеводородных газов в форсуночных испарителях изменяется от 160 до 650 ккал/(м2 • ч• °C). Он сильно зависит от расхода, так как относится ко всей теплообменной поверхности, но фактически используется только часть ее, на которую попадают капли жидкости. Остальная поверхность перегревает пары при том же давлении с коэффициентом теплоотдачи к паровой фазе, значительно меньшим, чем у жидкой фазы.
При работе в режиме теплообменника «труба в трубе» менее 30% теплопередающей поверхности используется для испарения жидкой фазы, и только в форсуночном оптимальном режиме испарения достигается наибольший коэффициент теплопередачи.
При установке нескольких форсуночных испарителей в параллель без автоматики их поочередного включения и отключения создаются условия наихудшего использования етепловой энергии теплоносителей, понижается их тепловой к. п. д., поэтому типовой проект установок с форсуночными испарителями требует серьезной переработки.
Электрические регазификаторы сжиженного газа разработаны ГипроНИИГазом. Подземный электрический регазификатор РЭП-25-10 (рис. IV-12) состоит из резервуара 1 геометрической емкостью 2,5 м3, изготовляемого по типовому проекту, взрывозащищенной коробки 5 с электронагревателем 2 (ТЭН-32 мощностью 5,0 квт), автоматики регулирования и безопас- i пости, электроконтактного манометра 7 во взрывобезопасном исполнении и электрошкафа 4. На панели электрошкафа установлены реле типа РП-3 и МКУ-48, предохранитель, пакетный выключатель и сигнальная лампочка. Коробка 5 с электронагревателем и температурным реле устанавливается на фланец патрубка 5, который вваривается в свободную заглушку S подземного резервуара. Коробка 5 и электроконтакт-ный манометр закрываются съемным колпаком 6, Электрошкаф устанавливается на специальной стойке на расстоянии не менее 5 м от предохранительных клапанов.
Искусственное испарение сжиженного газа происходит за счет тепла, выделенного электронагревателем, который автоматически включается или выключается в зависимости от расхода паровой фазы газа. С увеличением расхода газа давление в ем-
Рис- IV-12, Подземный электрический регазификатор.
177
кости будет понижаться. Как только оно достигнет нижнего предела, установленного на электроконтактном манометре, последний через промежуточное реле включит электронагреватель и, наоборот, выключит его, когда давление газа в емкости достигнет верхнего заданного предела. Таким образом, давление в емкости будет поддерживаться в определенных заданных пределах, значения
12 н.'И. Преображенский
которых могут устанавливаться в зависимости от режима работы, времени года, состава газа и других факторов.
На случай, если электр оконтакт-ныи манометр по каким-либо причинам не отключит нагреватель при достижении верхнего предела давления, предусмотрено температурное реле ТР-100, которое выключает нагреватель, когда температура газа
178
в емкости достигнет определенной величины, на которую настроено реле. При понижении температуры газа в резервуаре контакты температурного реле автоматически замыкаются и нагреватель снова включается.
Наземный электрический регазификатор РЭН-1-10 (рис. IV-13) конструктивно отличается от подземного тем, что в качестве емкости используется съемный резервуар 1 (РС-1600), выпускаемый серийно. Взрывозащищенная коробка 4 с электронагревателем (ТЭН-03 мощностью 3,5 квт) 5 и температурным реле (ТР-100) 6 устанавливается на патрубок 3 в нижней части днища резервуара. Электроконтактный манометр 2 устанавливается на специальном кронштейне под колпаком. Принцип действия наземного регазификатора ничем не отличается от принципа действия подземного. Расход электроэнергии около 0,27 квт на 1 м5 паровой фазы.
Нахождение нагревателя в большом объеме жидкой фазы не ликвидирует недостатков естественного испарения за счет тепла окружающей среды, т. е. переменного состава паровой фазы, хотя имеет и ряд положительных сторон. Например, исключается необходимость в автоматической защите расходных трубопроводов от попадания жидкой фазы, значительно сокращаются по отношению к выносным испарителям монтажные работы, уменьшается количество контрольно-измерительных и регулирующих приборов.
Огневые испарители используют в качестве теплового источника высокотемпературные дымовые газы или раскаленные твердые тела- Простейшие огневые испари
тели, например, Ленгипроинжпро-екта, устроены в виде двух цилиндрических труб, вставленных одна в другую (типа самовара). В дымоходе установлена винтообразная перегородка для удлинения пути дымовых газов и прижатия их к теплопередающей стенке. В нижней части внутренней трубы установлены горелки с отбойным экраном над ними. Дымовые газы содержат некоторое количество водяных паров, которые конденсируются на холодных поверхностях внутренней трубы; конденсат стекает вниз на отбойный экран, предохраняющий горелки от залива.
Испарители непрямого подогрева совмещают в себе источник теплоснабжения и теплообменный аппарат-испаритель. Например, водяная ванна, обогреваемая горелками через жаровую трубу, имеет регистр из труб или змеевик, погруженный в нее с испаряющимся сжиженным газом. Такие испарители не зависят от внешнего источника тепла. При прекращении работы горелок сжиженный газ может еще некоторое время испаряться за счет аккумулированного водой тепла. Коэффициент теплоотдачи от воды к стенке трубы равен 600—700, а коэффициент теплоотдачи к кипящему сжиженному газу 900—1000 ккал/(м2-ч-°С).
Возможно использование также газообразного промежуточного теплоносителя, передающего тепло от огневых источников или электрической нагревательной . спирали, но коэффициенты теплопередачи у газовых теплоносителей небольшие. Огневые и электрические испарители непрямого подогрева можно рекомендовать при отсутствии котельной.
IV-3. РАСЧЕТ ИСПАРИТЕЛЕЙ (ТЕПЛОВОЙ)
Расчет теплообменных аппаратов при заданной производительности состоит из двух: теплового и конструктивного. Тепловой расчет включает
в себя определение коэффициента теплопередачи, средней разности температур, поверхности нагрева и расхода теплоносителя.
Рис*. IV-14. Зависимость максимального удельного теплового потока от приведенного давления для органических жидкостей.
Тепловой расчет выполняется по основному уравнению теплопередачи
(IV 19)
Количество тепла, , израсходованного на рёгазификацию,
фрег *—
пер, (IV-20)
ГД© 'С^нагр — ^исп^Р (^2 ^мсп —
= ®исп» С?пер = ^исп^р (^2
При расчете испарителей с поверхностью нагрева из цилиндрических труб, толщина стенки которых невелика, можно для определения коэффициента теплопередачи пользоваться уравнением для плоской стенки
* =-------. (IV-21)
Определение коэффициента теплопередачи можно значительно упростить, так как основным термическим сопротивлением при испарении сжиженных углеводородных газов является их сопротивление теплоотдаче (см. раздел Ш-1) = 1/а2-
Тогда
(IV-22)
при искусственном испарении. Переход от пузырькового режима кипения к пленочному наблюдается после достижения максимальных удельного потока ^тах и коэффициента теплоотдачи при критической разности между температурами стенки трубы и жидкости. Известна зависимость наибольшего удельного теплового по- 179 тока от приведенного давления кипящей в большом объеме жидко-сти р/ркр (рис. IV-14).
Переход к пленочному режиму происходит при достижении некоторого перепада температур между стенкой и температурой кипения сжиженного газа ts, т. е. Д£кр, которые можно принимать по графикам на рис. IV-15 и IV-16. Разность между температурой стенки труб испарителя и температурой насыщения пропана или бутана значительно выше критической, следовательно, режим кипения жидкости будет пленочным.
Средний коэффициент теплоотдачи при пленочном режиме кипения для вертикальных труб
<4.-0,941
в ’ L J
= 0,94- Л-п-; (IV-23)
для горизонтальных труб
что можно подтвердить приводимыми различными авторами расчетами [361,
Это еще более справедливо для пленочного кипения сжиженных газов, которое обычно и происходит
а2г
= 0.72 [
^(р'-рЧгпгу/* Т]£» J
= 0,72
Л
(D At)V< ’
(IV-24)
8,53
60
6,31
6,69
- S 4,90 - 50 'Ъ'
- 3,74 - 40
5,18
где Л~
2fi0 - 30
2,34 L 2,05 L 20
-yh3p"(p'~p'')gnr -[1/4 .
180
р' — плотность
жидкого пропана или бутана при температуре насыщения, кг/м3; р" — плотность пара, кг/м3, ср — теплоемкость пара при постоянном давлении, ккал/(кг-°C); X — коэффициент теплопроводности пара, ккал/(м-чх X °C), который значительно возрастает
с увеличением давления и температуры; 1] — абсолютная вязкость пара, кг/(м*ч); г — теплота парооб-
ТАБЛИЦА IV-2
ЗНАЧЕНИЯ ВЕЛИЧИН Л
В УРАВНЕНИЯХ (IV-23) II (1V-24) ДЛЯ ПРОПАНА
Разность темпера-тур А/, °C Температура насыщенного пара ts2t °C
—20 —10 0 10 20
80 310 325 373 376 404
100 318 334 386 390 419
120 326 343 399 404 434
140 334 352 414 418 449
160 342 361 425 432 464
ратур
Рис. IV-15 ♦ Критическая разность темпе-для пропана.
Рис. IV-16. Критическая разность температур для “ изобутана (/) и н-бу-тана (2).
разования пропана или бутана, ккал/кг; Н — высота трубы, м; D — наружный диаметр трубы, м; At — разность между температурой наружной стенки трубы 02 и температурой насыщения пропана или бутана (t£o), °C.
Физические параметры пара принимаются при средней температуре пленки tm = (02 + £s2)/2.
Уравнения (IV-23) и (IV-24) учитывают лишь теплопроводность через пленку пара на границе стенки трубы и кипящего пропана или бутана. При определении коэффициента теплоотдачи от труб подогревателя к кипящему пропану или бутану излучением и вынужденной конвекцией можно пренебречь, так как температура стенки и скорость течения жидкости, омывающей трубы, невелики;
Значения величины Л в уравнениях (IV-23) и (IV-24) ' даны в табл. IV-2 и IV-3.
Пример 28. Определить коэффициент теплоотдачи от стенки вертикальной трубы высотой Н — 1,2 м к кипящему пропану, если температура пропана tS2 = 0° С, разность между температурой стенки трубы и пропана At = 118,5° С.
ТАБЛИЦА IV-3
ЗНАЧЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ Л В УРАВНЕНИЯХ (IV-23) И (IV-24) ДЛЯ ИЗОБУТАНА И н-БУТАНА
Разность температур AZ, °C Температура насыщенного пара °C
20 30 40 50 60
40 292/282 310/300 343/319 366/343 385/371
60 308/397 327/316 362/336 385/361 406/390
80 324/312 344/332 381/353 406/379 427/409
100 340/327 361/348 400/370 426/397 448/428
120 356/342 378/364 419/387 446/415 469/447
Примечание. В числителе приведены данные для изобутана, в знаменателе — н-бутана.
Решение. Коэффициент теплоотдачи определяется из уравнения (IV-23) и табл. IV-2:
399 а2в=0,94 (12.118,5)'/4 ~
= 108 ккал/(м2• ч-°C).
Пример 29. Определить коэффициент теплоотдачи от стенки горизонтальной трубы к кипящему пропану, если внешний диаметр трубы D = 0,028 м, температура пропана = разность между температурой стенки трубы и пропана Д£ = ==i 118,5° С.
Решение. Коэффициент теплоотдачи определяется из уравнения (IV-24) и табл. IV—2.
„ -0 72 399 -
а2 г = и, / z---------—— =
(0,028 • 118,5) л
= 212 ккал/(м2 * ч-РС).
Пример 30. Определить поверхность нагрева испарителя пропана производительностью 1 т/ч, если температура насыщенного пара 120, пропана 0р С. Стальные трубы подогревателя диаметром 22/28 мм расположены горизонтально. Температура пропана при входе в испаритель — 10° С.
Решение. Коэффициент теплопередачи находится по известным коэффициентам теплоотдачи (см. пример 29). Для испарения 1 т пропана необходимо затратить (?исп ~ ^ясп [cpm(^s—0 + гх] = 1000 X X (0,576(0+10)+90,5 -0,951=91730ккал/ч. Поверхность нагрева испарителя определяется из уравнения = Quen/(k&tm) = = 91 730/(212-120) = 3,6 м2.
Если трубы подогревателя расположить вертикально, то для условий, принятых
в примерах 29 и 30, коэффициент тепло-передачи будет 108 ккал/(м2 -ч - С), а поверхность нагрева 7,64 м2.
181
Для определения поверхности нагрева пароперегревателя необходимо вычислить коэффициент теплоотдачи от стенок труб к перегретому пропану или бутану
п лпо ХРг0’4 и0>8
Сз 0t023 ^Oj8 2)0*2 • (IV-25)
Значения величины 0,023 ХРг0^/ц°>8, ккал/(кг0’8 * м0’2 - ч0’2 • °C), для пропана и бутана приведены ниже:
Температура пара, °С2 Пропан
-10 0,00498
0 0,00520
10 0,00549
20 0,00577
30 0,00605
Из обутан / н-Бутан
30 0,00511/0,00529
40 0,00586/0,00582
50 0,00608/0,00605
60 0,00622/0,00616
70 0,00644/0,00627
Пример 31. Определить поверхность нагрева пароперегревателя для перегрева 1 т/ч пропана, если массовая скорость пропана 2-104 кг/(м2-ч), эквивалентный диаметр канала для перехода пара пропана jD3Kd = 0>04 м, перегрев осуществляется
182
от 0 дсД6° С. Для перегрева используется насыщенный пар с температурой 120- С. L Решение. Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к пару пропана определяется ц.0,8
по уравнению (IV-25): = 0.00534-=г—=
= 0,00534 = 30.8 ккал/(м2.ч-°С).
0,04°^
Для перегрева 1 т/ч пропана необходимо затратить <?пер ~ £исп [срт п (^2 — ^52.)] = = 1000 [0,3761 (6-0) +(1—0,95) 90,5] = = 6781 ккал/ч.
Поверхность нагрева пароперегревателя определяется из уравнения (IV-19): 7*’пер= = (?пер/(*Дгш) = 6781/(30,8-115) = 1,92 м2, При расчете форсуночных испарителей рекомендуется [36] определять а2 по формуле
а2 = Е^-> (IV-26)
где Е = 0,064 ^0,g (Л^р)0-4, , и _ мас_ п и,У1 Чгж
Рис, IV-17. Зависимость коэффициента Е от температуры насыщения сжиженных • газов.
1 — я-бутан; 2 — изобутан; 3 — пропан.
совый расход газа, кг/(м2-ч); d — внутренний диаметр испарителя, м.
Зависимость коэффициента Е от температуры насыщения сжиженных углеводородных газов приведена на рис. IV-17.
Из уравнения (IV-26) следует, что величина коэффициента теплоотдачи а2 и коэффициента теплопередачи зависит в основном от массовой скорости сжиженного газа в испарителе.
Пример 32. Определить поверхность нагрева форсуночного испарителя для испарения 200 кг/ч пропана, если массовая скорость пропана 2 *102 кг/(ма *ч), внутренний диаметр испарителя d = 0,15 м. Температура пропана 0° С. Для испарения используется насыщенный пар с температурой 105° С.
Решение. Коэффициент теплоотдачи от стенки испарителя к пропану определяем по уравнению (IV-26) и рис. IV-17: а2 = =0,116(2-102)°, эуО, 15о, ое= (0,116-675)/0,84₽ = 94,2 ккал/(м2 *ч). Для испарения 200 кг/ч пропана необходимо (?Нсп = Снспг — = 200-90,5 = 18 100 ккал/ч. Поверхность нагрева F = — 18 100/(94,2 X
X 102) = 1,88 м2.
IV-4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЖИДКОЙ ФАЗЫ В КАЧЕСТВЕ ^ТОПЛИВА
Необходимость перевода сжиженного газа в паро- и газообразный (предварительная регазификация) для подачи его в газогорелочные устройства, как было показано, вносит ряд осложнений при использовании его в качестве топлива. Так, при естественной регазификации сильное воздействие на процесс испарения оказывают климатические условия, состав жидкой фазы, а при
искусственном испарении необходимы дополнительные устройства и источники искусственного тепла, что значительно удорожает систему, требует специального квалифицированного обслуживания и постоянного надзора и не гарантирует от выпадения конденсата в трубопроводах потребителя.
Следовательно, вполне правомерно было поставить вопрос об исполь-
Рис. IV-18. Инжекционная горелка с испарителем.
Рис. IV-19. Схема горелки ГИЖ-1.
зовании жидкой фазы в газогорелочных устройствах. При этом сжигание сжиженного газа с отбором жидкой фазы из резервуара представляет бол^щой интерес; так как тогда нет необходимости устанавливать специальные испарители. Возможен любой расход газа, независимо от те-плонодвода, с любой неравномерностью газопотребления, а также более равномерный расход всех компонентов газа из резервуара.
Подобные горелки или устройства особо необходимы для передвижных агрегатов в сельском хозяйстве. Поэтому в Институте газа АН УССР разработаны газовые инжекционные горелки для огневой культивации полей при сжигании сжиженного про-пан-бутана, которые свободны от указанных недостатков. На рис. IV-18 изображена инжекционная цилиндрическая горелка с испарителем, выполненным в виде кольцевого канала вокруг носика горелки. Сжиженный газ поступает из емкости по трубке 1 к испарителю 2, где газ испаряется за счет тепла, излучаемого факелом горелки. Затем газ по трубке 3 поступает к соплу 4, прикрепленному к горелке соплодержателем 5. Газ при истечении из сопла инжектирует необходимее количество воздуха, расход которого устанавливается заслонкой 6. Смешиваясь с воздухом, газ сгорает на выходе смесителя 7, где факел кроме своего основного
назначения создает условия для испарения сжиженного газа. Описанная горелка может работать также с испарителем, выполненным в виде трубчатого змеевика, расположенного вокруг кратера горелки.
Минимальный и максимальный расходы газа составляют соответственно 0,25 и 1,5 м3/ч. Давление газа перед соплом 1—3 кгс/см2. Длина факела пламени регулируется в пределах от 0,3 до 0,8 м в зависимости от расхода газа и воздуха. Горелка работает устойчиво при различных углах наклона ее к обраба-' тываемой поверхности. Факел пламени жесткий, устойчивый, что позволяет работать при ветре.
В 1970 г. во ВНИИПромгазе разработана горелка ГИЖ-1 (горелка инжекционная жидкофазная), которая предназначена для защиты цитрусовых плантаций от заморозков. Горелка состоит из регазификатора 1 (рис. IV-19) с входным патрубком для жидкой фазы, смесителя 2, газового сопла 5, регулирующего вентиля 4 и стабилизатора 5. Жидкая фаза поступает через входной патрубок в регазификатор. Испарение ее происходит за счет тепла факела, которое передается через стенку регазификатора. Пары бутан-пропановой смеси подаются в сопло через регулирующий вентиль. Подобные горелки разработаны также в Гипро-НИИГазе (ГИЖ-10, ГИЖ-30).
183
Возможны газогорелочные устройства типа форсунок, при помощи которых сжигаются другие жидкие топлива.
Так же, как и горелки, необходимы специальные жидкостные регуляторы давления, которые еще разрабатываются . В качестве регуляторов можно использовать насадок, работающий с критической скоростью. Используя уравнение для скорости распространения звука в двухфазной среде [27], можно определить критическую скорость в насадке
W — с =
*+(1—₽*Р2
gkpV*
(IV-27)
где р', р" — плотность жидкой и газовой фаз; х — массовое паросодер-жание; к — показатель адибаты пара; У* — объем молекулы; Р — коэффициент сжимаемости сжиженного газа.
Затем по скорости течения и требуемому расходу можно определить сечение насадка
F = G/(№m), (IV-28)
где р — коэффициент расхода; G — массовый расход газа; w — скорость течения.
В случае использования насадка на выходе из него образуется «туман», т. е. мелкие частицы жидкости, которые для превращения в пар и газ используют тепло окружающей с среды (двигаясь по трубопроводу к потребителю). Чтобы не произошло обратной конденсации, необходимо иметь достаточные расход газа и длину трубопровода, а также отсутствие в двухфазном потоке «холодных» предметов и поперечных перегородок.
Так как при распылении жидкой фазы происходит понижение ее температуры ниже температуры окружающей среды, то окружающая среда и сам трубопровод будут «перегретыми». «Конденсация» же может произойти за счет укрупнения капель «тумана» на перегородках, в местных сопротивлениях, сужениях и т. д.
Глава V
РАСЧЕТ
ХРАНИЛИЩ СЖИЖЕННОГО ГАЗА — ИСТОЧНИКОВ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
V-1. СУЩЕСТВУЮЩИЕ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА
! СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ I
Обычно все элементы систем газоснабжения рассчитывают на максимальные часовые расходы газа, называемые расчетными расходами так как только в этом случае обеспечиваются нормальные режимы всех газовых приборов во все периоды их работы. Завышение расчетных расходов относительно действительных приводит к увеличению металле- и капиталовложений во все сооружения системы распределения газа. Занижение расчетных расходов газа влечет за собой перебои в газоснабжении и нарушение нормальных режимов работы потребителей газа.
Расчетные расходы газа определяют несколькими способами:
— по номинальным расходам газа газовыми приборами или по тепло-производительности газопотребляющих установок;
— по нормам годового расхода газа потребителями;
— по укрупненным показателям;
— на основании данных проектов газоснабжения;
— по совмещенному суточному графику потребления газа всеми потребителями, подключаемыми к данному источнику газоснабжения.
Для расчета систем газоснабжения сжиженными углеводородными газами, в особенности от установок с естественным испарением, не все вышеперечисленные способы пригодны или применение их имеет некоторую специфику. Например, вести расчет газопроводов можно по количеству установленных приборов и соответственно с применением коэффициентов одновременности их работы или по нормам расхода газа проживающими с применением коэффициентов неравномерности потребления газа. СНиП допускают оба способа. Защитники первого способа считают, что потребляют газ приборы, а не люди и, следовательно, расход нужно определять по производительности приборов. Сторонники второго способа утверждают, что расходуют газ (через приборы) люди, проживающие в домах, по собственному усмотрению, а не по желанию приборов.
Если на прибор приходится один человек, то расход газа соответствует годовым нормам расхода на одного человека. Если же на прибор приходится 5 человек, то расход прибором будет, конечно, другой. Поэтому в СНиП единицей нормиро-
Количество человек, пользующихся одной плитой
186
вания расхода установлена килока-лория на человека в год [ккал/(чел X Хгод)], а не килокалория на плиту в год [ккал/(плитатод)]> Но при совместном пользовании приборами нескольких человек, особенно если они составляют семью, годовые расходы газа на каждого человека уменьшатся, так как приготовление пищи на семью требует меньших расходов газа по сравнению с расходами при приготовлении пищи каждым членом семьи отдельно. На рис. V-1 приведена зависимость нормы газопотребления от, количества лиц, пользующихся одной плитой. Зависимость получена после обработки статистических данных наблюдений за; фактическими расходами газа на приготовление пищи [37].
Рис. V-1. Зависимость нормы газопотребления от количества лиц, пользующихся одной четырехконфорочной плитой.
I — дровяное отопление; 2 — центральное отопление; 3 — горячее водоснабжение и центральное отопление.
Рис. V-2. Схема графика газопотребления.
Как известно, график коммунально-бытового газопотребления изменяется как в течение суток, недели,* месяца, так и года (сезонные колебания). График газопотребления характеризуется рядом показателей. Суммарный расход Qs за период т соответствует площади, расположенной под кривой газопотребления, а максимальный и минимальный расходы характеризуются соответствен-но Ординатами (?гаах и <?mln (рис.У-2). Средний расход (?ср определяется делением суммарного расхода на время т. Неравномерность газопотребления тем выше, чем больше отношение Qrnax/(?cp- Поэтому режим газопотребления можно характеризовать коэффициентом неравномерности
К = (V-1)
Режимы газопотребления отдельных групп потребителей и различных направлений использования газа имеют своп особенности. Для бытового газопотребления характерно наличие спада нагрузки, утреннего и вечернего пиков. Распределение расходов по дням недели также неравномерно. Наибольшие суточные расходы газа приходятся обычно на субботние дни. Сезонные колебания расходов газа связаны с изменением температуры воды, идущей на приготовление пищи, санитарно-гигиенические и: хозяйственные нужды, и с изменением соотношения горячей и холодной пищи летом и зимой. На режим бытового потребления существенно влияет состав населения, взаимное расположение мест работы и жилища, трудовой режим основных предприятий (сменность, обеденные перерывы и т. д.).
Таким образом, под коэффициентом в неравномерности - подразумевают отношение максимальных часовых расходов газа к среднему часовому расходу за какой-то период времени т, т. е.
или
причем
ГОД. Ч^СР. ч»
(V-2)
(W
ГОД. Ч ~ Qp/Qcp. 49
&ГОД. Ч ^Н. М^Н. С^И. ч - ^Н. (V“4)
где £и. м» &н. с» *н. ч — соответственно коэффициенты месячной, суточной и часовой неравномерности.
Под коэффициентом одновременности подразумевают отношение максимальных ^часовых расходов данной группы потребителей j К их суммарному номинальному [часовому расходу газа:
— Фр/(?ном* (V-5)
Тогда величина расчетного часового расхода газа для любой группы однотипных приборов
ном-
(V-6)
сжиженными газами необходимо использовать метод расчета с применением коэффициентов суточной неравномерности за год. Но эти коэффициенты и годовые расходы газа зависят и от группировок плит и от числа лиц, пользующихся одной плитой. Определить их трудно, особенно в сельских населенных пунктах. Но именно там и больше неравномерность в расходе газа. Это соответствует особенностям эксплуатации установок сжиженного газа, так как они могут дать кратковременно большие расходы газа, имея значительные периоды «отдыха» в моменты малых расходов или их отсутствия.
Коэффициенты одновременности работы газовых приборов для сельских населенных пунктов выше, чем для городских, особенно при малом количестве плит. Повышение коэф-фициентов одновременности работы здесь происходит из-за того, что в сельской местности наблюдается повышенный удельный расход газа, так как сельское население, располагая значительно меньшими коммунально-бытовыми и прочими предприятиями, использует газовые плиты не только по их прямому назначению.
Из уравнений (V-6) и (V-3) получим уравнение взаимосвязи между коэффициентами одновременности и неравномерности:
(v-7)
,4 ч/нОМ ИЛИ
~ *гоп. ц 8760i?hOM • '(V-8^
Для определения диаметров внутридомовых, дворовых и квартальных газовых сетей применяется метод 'расчета с применением коэффициентов одновременности работы газовых приборов. Эти коэффициенты легко определить по фактическим расходам газа на. действующих системах. Для расчета источника газоснабжения
РАСЧЕТЫ ПО НОМИНАЛЬНЫМ ^РАСХОДАМ ГАЗА ПРИБОРАМИ
Способ определения 4 расхода газа по номинальным расходам газовыми приборами применяется в том случае, когда известно количество устанавливаемых приборов и их типы: при проектировании внутреннего газоснабжения, квартальных сетей и сетей промышленных предприятий. Номинальные (расчетные) расходы газа газовыми приборами и горелочными устройствами учитываются согласно паспортным данным заводов-изготовителей. Номинальные расходы газа (в переводе на теплоту) д, ккал/ч, газовыми приборами коммунально-бытового назначения следующие (СНиП II—Г.11-66):
Плита двухконфорочная без духового шкафа ....... 3 200
То же, с духовым шкафом............................ 6 000
Плита трехконфорочная с духовым шкафом................ 7 760
То же, четырехконфорочная......................... . 9 600
Плита ресторанная двухконфорочная без духового шкафа 16000
То же, с комбинированным верхом н двумя духовыми шкафами ................ . . ........................... 60000
Плиты всех типов, переводимые с твердого топлива на га-
зовое (на 1 м2 жарочной поверхности) ............... 30 000
Котел для приготовления пищи (на каждые 100 л емкости) 20000
Кипятильник (на 100 л кипятка).......................... 16480
Шкаф ресторанный духовой.............................. 12 000
Водонагреватель проточный быстродействующий для ванн 18 000—25 000
То же, для кухни . ...................................... 8000
Водонагреватель емкостный, запас воды 80 л................ 6 000
То же, запас воды 120 л.................................. 12 000
Камин газовый......................................... 1440
Холодильник газовый...................................... 160
Стиральная машина (производительность 5 кг/ч сухого белья) 4 960
Лабораторная горелка большая............................. 2000
То же, малая............................................. 960
Приведенные цифры пересчитывают на расход в килограммах в час по формуле
G=qlQp.„ (V-9)
Если известна теплопроизводитель-ность установки, Q, ккал/ч, то
G = н). (V-10)
Расчетный расход несколькими приборами
7П
с = О'-11)
1-1
где т — количество типов или групп приборов; ка — коэффициент одновременности действия для однотипных приборов или групп приборов (табл. V-l); qt — номинальный расход газа одним или несколькими приборами; nt — количество однотипных приборов или групп приборов; (?р н — низшая теплота сгорания газа, ккал/м8 или ккал/кг.
Пример 33. Определить расчетный расход газа одной квартирой при Ср. и *= = 11 000 ккал/кг (смеси пропана и бутана):
а) при установке двухконфорочной плиты с духовым шкафом;
б) при установке двухконфорочной плиты П-2 и газового проточного водонагревателя;
в) при установке четырехконфорочной плиты и газового проточного водонагревателя;
г) двухконфорочной плиты и АГВ-80; д) четырехконфорочной плиты и АГВ-80. Решение. Расход газа приборами определяем по формулам (V-9) для случая «а» и (V-11) для остальных случаев, используя данные СНиП II—Г. 11—66, приведенные ранее в тексте и табл, V-1:
8» Стах = 6000/11000 = 0,545 кг/ч;
б) Стах = 0,75 = 2,113 кг/ч;
60004-25 000 11000
, „ 9 600+25 000 ,
в) <?тах = 0,72-у------1 =
= 2,264 кг/ч;
, „ . 6000+ 6000 . . пп ,
г) Стах=1—jJ—-----.1=1,09 кг/ч;
. „ . 9600+6000 . . .
д) <?щах= 1 —--------«1 = 1.418 кг/ч.
Пример 34. Определить расчетный расход газа в 24-квартирном доме.
Решение. Если в квартирах установлены только 4-конфорочные плиты, то по формуле (V-11)
Gmax = 0,233 * 24= 4,872 КГ/Ч’
Если установлены 4-конфорочные плиты и водонагреватели, то
+ п,_ 9600+25 000 о. .
Gmax = 0,l/9----------24=12,45 кг/ч.
Если установлены 4-конфорочные плиты и АГВ-80, то
г 9600+6000 /
Стах — 0,215 OQQ * кг/ч*
ТАБЛИЦА V-I
ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОДНОВРЕМЕННОСТИ kQ ДЛЯ ЖИЛЫХ ЗДАНИЙ (СНиП II—Г. 11—66)
Количество квартир Плиты и другие приборы
Четы-рехкон-фор очная Двух-конфорочная Четырех-конфороч-ная и газовый проточный водонагреватель Двухконфорочная и газовый проточный водонагреватель Четырехконфорочная и емкостный водонагреватель Двухконфорочная и емкостный водонагреватель
1 1,00 1,00 0,72 0,75 1.00 1.00
2 0,65 0,84 0,46 0,48 0,59 0,71
3 0,45 0,73 0,35 0,37 0,42 0,55
4 0.35 0,59 0,31 0,325 0,34 0,44
5 0,29 0,48 0,28 0,29 0,287 0,38
6 0,28 0,41 0,26 0,27 0,274 0.34
7 0,27 0,36 0,25 0,26 0,263 0,30
S 0,265 0,32 0,24 0,25 0,257 0,28
. 9 0,258 0,289 0.23 0,24 0,249 0,26
\10 0,254 ' 0,263 0,22 0,23 0,243 0,25
11 0,250 0,258 0,21 0,22 0,237 0,245 18»
12 0,245 0,254 0,207 0,215 0,232 0,240
13 0,243 0,249 0.200 0,210 0,229 0,236
14 0,241 0,245 0,195 0,205 0,226 0,231
15 0,240 0,242 0,190 0,200 0,223 0,228
20 0,235 0,230 0,181 0,190 0,217 • 0,222
25 0,233 0,221 0,178 0,185 0,215 0,219
30 0,231 0,218 0,176 0,184 0,213 0,216
35 0,229 0,215 0,174 0,183 0,211 0,213
40 0,227 0.213 0,172 0,18 0,209 0,211
45 0,225 0,212 0,171 0,179 0,206 0,208
50 0,223 0,211 0,170 0,178 0,205 0,205
60 0,220 0,207 0,166 0,175 0.202 0,202
70 0,217 0,205 0,164 0,174 0,199 0,199
80 0,214 0,204 0,163 0,172 0,197 0,198
90 0,212 0,203 0,161 0,171 0,195 0,196
100 0,21 0,202 0,16 0,17 0,193 0,196
Примечания, 1. В коммунальных квартирах, кухни которых укомплектованы несколькими однотипными приборами, расчетные расходы газа принимаются с такими же коэффициентами одновременности, как для нескольких квартир, каждая из которых укомплектована одним^прибором данного типа*
2. Для квартир, оборудованных газовой бытовой плитой (двух- или четырехконфорочной) и отопительными печами, величина ко принимается как для квартир, оборудованных такой же плитой и емкостными водонагревателями.
Если в части квартир кроме П-4 установлены 8 проточных нагревателей, то kQ принимается все равно для 24 квартир:
Если в 8 квартирах установлены П-4, а в 16—П-2 и проточные водонагреватели, то
бщах
= 0,233
9600
11000
16+
Г1 ___О QQ 9600
<ха1ах*’ЛЗд'1Тооо
. &9600 +25 000 с .
+°479—iiooo—*8=7’4 KI*/4-
i 6000+25 000 _ .
+ 0,186 iiooo *16—10,0 кг/ч*
д
190
В случаях расходов газа коммунально-бытовыми предприятиями, расположенными в жилых домах (столовые, детские сады и т. д.), расчет по данной методике и формуле (V-11) вести нельзя, так как расход газа в жилом доме не совпадает по времени с расходами в столовой и рекомендация о принятии коэффициента одновременности для столовой порядка 0,8 не имеет достаточного основания. В этом случае необходимо иметь график действительных расходов газа данным суммарным объектом, но если графика нет, то расчет расхода газа в квартирах ведется как обычно и добавляется расход столовой с коэффициентом 0,8.
Пример 35. Определить расчетный расход газа в жилом доме на 36 квартир со столовой. В 18 квартирах установлены П-4 и проточные водонагреватели; в 18 квартирах — П-2 и проточные^водояагрева-тели; в столовой—плита ресторанная с комбинированным верхом и двумя духовыми шкафами, 4 варочных котла емкостью по 100 л и кипятильник на 200 л.
Решение, Расчетный расход газа по квартирам
»+
1 п j со 6000+ 25 000 0 । п , с .
4-0.183—ГГооо----18=19,15 кг/ч’
Расход ресторанной плитой Gn = = 60 000/11 000 - 5,46 кг/ч.
Расход котлами <?ко“(20 000/11 000) -4 — = 7,27 кг/ч.
Расход кипятильниками GKH = (16 480/11 000) *2 == 3,0 кг/ч.
Общий расчетный расход газа Стах = 19,15 + 0,8(5,46 + ;7,27 + 3,0) = = 31,73 кг/ч.
Кривые коэффициентов одновременности работы четырех- и двухконфорочных плит для сельской местности приведены на рис. V-3 вместе с соответствующими кривыми, рекомендуемыми различными организациями и авторами для городского населения. По сравнению с действующими значениями коэффициентов одновременности, рекомендуемыми СНиП П-Г. 11-62 для городских условии, предлагаемые на рис. V-3 кривые для сельской мест-
Число квартир
Рис. V-3. Зависимость коэффициентов одновременности работы от числа газифицированных квартир для города и сельской местности.
а — четырехконфорочные плиты; б — двухконфорочные.
Данные: 1 — Мосподземпроекта, 2 — Ленгипро-июкпроекта, 3 — Укргипрокоммунэнерго, 4 — рекомендуемая-• ГипроНИИГазом кривая для сельской местности, 5 — Н, Л. Стаскевича (1960 г.), 6 — ГипроНИИГаэа и СНиП П-Г. 11—62. 7 — Э. А. Акопяна (1964 8 —
Н. Л. Стаскевича (1954 г.).
ности проходят несколько выше, значительно повышаясь при малом количестве плит. Относительно высокое расположение кривых для сельской местности по сравнению с кривыми для городских условий объясняется тем, что в сельской мест-
ТАБЛИЦА V-2
* КОЭФФИЦИЕНТЫ ОДНОВРЕМЕННОСТИ
Число квартир (домов) Четырехконфорочная плита Двухконфорочная плита Число квартир (домов) Четырехконфорочная плита Двухконфорочная плита
1 1,000 1,000 15 0,405 0,528
2 0,880 0,968 20 0,371 0,429
3 0,790 0,940 30 0,322 0,348
4 0,745 0,910 40 0,299 0,308
5 0,660 0,865 50 0,273 0,287
6 0,616 0,830 60 0,254 0,270
7 0,572 0,796 70 0,242 0,260
8 0,540 0,760 80 0,233 0,254
9 0,508 0,722 90 0,226 0.244
10 0,485 0.688 100 0,220 0,240
ности удельные годовые расходы га-за на приготовление яшци и горячей воды на хозяйственные нужды значительно больше, чем на аналогичные нужды городского населения. Нанример, годовая потребность (по теплу) природного газа на вышеуказанные цели для сельского населения составляет 1,2—1,3 млн. ккал/(чел. год), а для городского населения всего лишь 810 тыс. ккал/(чел. * год), т. е. больше в 1,5, так как бытовые плиты на селе используют не только по своему прямому назначению.
В табл. V-2 приведены значения коэффициентов одновременности для приготовления пищи и горячей воды на хозяйственные нужды в сельской местности для четырех- и двухконфорочных бытовых плит в зависимости от количества газифицированных квартир (домов). По этим значениям были построены рекомендуемые кривые.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ГАЗА ПО ГОДОВЫМ НОРМАМ
Способ определения расхода газа по годовым нормам применяется при расчете газопроводов и сетей для населенных пунктов. Годовые нормы расхода газа для хозяйственно-бы
товых и коммунальных нужд приведены в СНиП П-Г.13-66 и СНиП II—К.2—62 (табл. V-3). Количество расчетных единиц потребления т для существующих населенных мест принимается по данным горисполкомов с учетом возможного увеличения, а для проектируемых — по данным проектов планировки и застройки. При отсутствии таких данных количество расчетных единиц потребления определяется по СНиП II—К.2—62. Исходными данными является количество жителей в населенном месте. Расчетный расход газа определяется как доля годового расхода, т. е.
________Ъ <7годК max — Кт 1(Х)и
(V-12)
где кт — коэффициент часового максимума.
Коэффициент часового максимума для населенных мест принимается в зависимости от общей численности населения, обслуживаемого данными газовыми сетями, одинаковыми для всех районов, гидравлически связанных между собой. Для районных сетей групповых установок, гидравлически не связанных между собой, кт принимается отдельно для каждого района (квартала). Значение
£
ТАБЛИЦА V-3
НОРМЫ РАСХОДА ГАЗА ПО ТЕПЛУ НА ХОЗЯЙСТВЕННО-БЫТОВЫЕ И КОММУНАЛЬНЫЕ НУЖДЫ И КОЛИЧЕСТВО РАСЧЕТНЫХ ЕДИНИЦ
ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА
Назначение расходуемого газа Расчетная единица потребления Норма расхода газа q, тыс. ккал Количество расчетных единиц потребления газа т на 1 тыс. жителей
Приготовление пищи в квартирах с централизованным горячим водо- ri
снабжением Приготовление пшци и горячей воды на хозяйственные нужды в квартирах при отсутствии централизованного горячего водоснабжения и кухонного водонагрева- 1 чел. в год 640 ь 850
теля (без стирки белья) Нагревание воды в квартирах для » 850 850
192 ванн и душа » 460 По проценту квартир с газовыми колонками
Стирка белья в домашних условиях В яслях: 1 т сухого белья 2100 50
для приготовления пищи . * для приготовления горячей воды для хозяйственно-быто- 1 ребенок 490 40
вых нужд (без стирки белья) То же, в детских садах (соответ- » 430 40
ственно) ...... В больницах и родильных домах: » » 570 320 50 50
для приготовления пищи . . для приготовления горячей воды на хозяйственно-бытовые нужды (без стирки белья) 1 койка в год 760 9
и лечебные процедуры . . . » 2200 9
для стирки и дезинфекции белья В поликлиниках для лечебных про- 1 т сухого белья 4800 4,32
цедур (без стирки белья) .... В школах, вузах и техникумах для подогревания завтраков!и на 1 посетитель в год (на лечебную про-цедуРУ) 20 Водолечение — 600, грязелечение — 300
лабораторные нужды В учебных заведениях трудовых резервов и школах-интернатах для лабораторных нужд, приготовления пищи и горячей воды 1 учащийся в год 40 180
на хозяйственно-бытовые нужды То же 700 По специальному заданию
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. V-3
Назначение расходуемого газа Расчетная единица потребления Норма расхода газа q, тыс. ккал Количество расчетных единиц потребления газа пь на 1 тыс. жителей
В гостиницах без ресторанов с ван-
нами во всех номерах 1 место в год 1200 См. примечание 2
То же, с ваннами в 25% номеров » 850 То же
В ресторанах при гостиницах . . . » 2 365 рационов
Стирка белья: в квартирах и в немеханизи- 2100
рованных прачечных . . . 1 т сухого белья 50
в немеханизированных прачеч-
ных с сушильными шкафами в механизированных прачеч- » 3000 30
ных (стирка, сушка и глаже-
\ ние) . Дезинфекция белья: » 4800 54
в паровых камерах » 535 По спецналь- 193 ному заданию
в огневых камерах » 300 То же
МыТье в банях без ванн 1 помывка 9 36 помывок в год на 1 жителя, не имеющего горячего водоснабжения в квартире
То же, в ваннах Приготовление обедов на предприя- То же 12
1 обед 1.0
тиях общественного питания . . 92 400
То же, завтраков и ужинов .... Выпечка хлебобулочных и конди- 1 завтрак или ужин 0,5 47 000
терских изделий:
хлеба формового 1 т изделий 420 —
подового 1090 219,0
батонов, булок, сдобы . . . . 950
кондитерских изделий . . . . » 1450 36,5
Предприятия и учреждения быто-
вого обслуживания населения . . До 10% от суммарного расхода газа всеми потребителями
Примечания. 1. При определении количества расчетных единиц т ориентировочно принимают 50—60 учащихся техник умов на 1 тыс. жителей, для вузов — в городах с населением более 100 тыс. жителей — 30—40 учащихся на 1 тыс. жителей. Для общежитий, кроме этого, учитывается процент обеспеченности студентов общежитиями. 2» Для гостиниц т определяется в зависимости от численности проживающих в населенном месте: до 50 тыс. жителей — 3 места; 50—100 тыс. жителей — 4 места, свыше 100 тыс, жителей — 5 мест. Для отдельно стоящих гостиниц расход газа ресторанами определяют но действительному количеству мест в ресторанах (1,5 посадки на место в час и 13 в сутки). 3. На выпечку хлебобулочных и кондитерских изделий в среднем принимают 760000 ккалут. 4. Норма расхода газа 810 000 ккал для приготовления пищи и горячей воды уменьшается до 710 000 ккал при использовании сжиженного газа*
13 Н. И. Преображенский
коэффициентов часового максимума следующие (СНиП II—Г.13—66).
194
Для населенных мест (без учета отопления)
Количество [жителей, снабжаемых газом, тыс. чел. кт Количество , жителей, снабжаемых газом, тыс. чел. кт
1 1/1800 40 1/2500
2 1/2000 50 1/2600
3 1/2050 100 1/2800
5 1/2100 300 1/3000
10 1/2200 500 1/3300
20 1/2300 750 1/3500
30 1/2400 1000 и 1/3700
более
Для коммунально-бытовых предприятий
Бани . . ..............
Прачечные..............
Больницы...............
Гостиницы..............
Предприятия общественного питания...........
1/1600—1/2300
1/2300—1/3000
1/2600—1/3000
1/1800—1/2200
1/1800—1/2200
Для расчета применима также формула из СНиП П—ГЛ2—’65, кг/ч,
\_ якн. Г?ГОД _____ ^Н$ГОД
р (?Р. Н-365 *24 “ 76,36-106 '
(V-13)
Коэффициент неравномерности Лн г (годовой) определяется по формуле (V-4), а коэффициенты неравномерности месячный кн м — 1,25 -^1,30; суточный fcH с== 1,1 4-1,15; часовой 7сн. ч = 1Д 4- 1,8 [44]. Тогда по формуле (V-4) г — 2,334-2,7. В зависимости от факторов, влияющих на величину сезонных колебаний потребления газа населением (уровня санитарного благоустройства жилых зданий и климатических условий) и на величину колебаний в течение недели и суток (численность населения, направление в использовании газа), рекомендуются коэффициенты неравномерности потребления газа населением в городах и заводских поселках, приведенные ниже [44].
Месячные (Аи. м)
Города малоэтажной застройки (приготовление горячей воды, главным образом на хозяйственные нужда):
для северных районов* для городов средней полосы .................
Города с развитой новой застройкой (приготовление горячей воды на хозяйственные и санитарно-гигиенические нужды):
для северных районов для городов средней полосы ..................
1,38-1,42
1,35—1,37
1,38—1,35 й
1,28—1,31
Суточные (А:н. с)
Крупные города при среднем уровне санитарного благоустройства жилых зданий (приготовление горячей воды на хозяйственные и санитарно-технические нужды) 1,15—1,17
Небольшие города при низком уровне санитарного благоустройства жилых зданий (приготовление горячей воды, главным образом на хозяйственные нужды) . . 1,20—1,30'
Часовые (/;н. ч)
Крупные (областные) города 1,80—1,90 Средние и небольшие города 2,00—2,20
Число часов использования максимума z
Для северных районов . . . 2150—3180 Для городов средней полосы 2240—3300
Режим потребления газа коммунально-бытовыми учреждениями и предприятиями несколько отличается от режима потребления газа населением. У коммунально-бытовых учреждений сезонные колебания га-зопотребления ниже, чем у населения. На величину месячных колебаний влияет и численность населения в городе. В крупных городах, где имеется большое разнообразие учреждений и предприятий коммунально-бытового обслуживания (с более равномерной круглогодичной загруженностью), сезонные колебания потребления газа по городу в целом
* Районы с расчетной зимней температурой —31° С и ниже (продолжительность отопительного периода 210 и более дней в году). .
ТАБЛИЦА V-4
КОЭФФИЦИЕНТЫ НЕРАВНОМЕРНОСТИ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА КОММУНАЛЬНОБЫТОВЫМИ УЧРЕЖДЕНИЯМИ И ПРЕДПРИЯТИЯМИ
(бее учета расхода газа на нужды предприятия)
Учреждения и предприятия ^Н. м &н. с ^н. ч г
Городские больницы, крупные лечебные заведения при наличии пищеблоков и прачечных 1,25—1,35 1,15—1,20 1,50—*1,70 2,16-2,75
То же, без пищеблоков и прачечных 1,35—1,45 — * 1
Небольшие лечебные заведения при наличии пищеблоков и прачечных 1,30—1,40 1,30-1,50 1,70—2,00 2,87—4,20
То же, без пищеблоков и прачечных 1,40—1,50 •-I—™ ™ —
Гостиницы (в зависимости от числа номеров п санитарного благоустройства) 1,30-1,40 1,30-1,40 2,40—2,50 4,05—4,90
Предприятия общественного питания (в зависимости от пропускной способности) . . г 1,25-1,35 1,30—1,40 2,50—2,65 4,05—5,00
Примечание. Для крупных клинических городков с комплексным 195 хозяйством коэффициент часовой неравномерности потребления газа может быть принят равным 1,25—1,50-
сглаживаются. Часовые же колебания несколько выше (но сравнению с часовыми колебаниями потребления газа населением), так как в течение суток многие коммунально-бытовые учреждения и предприятия пользуются газовыми приборами меньшее число часов, чем население.
По режиму потребления газа коммунально-бытовыми учреждениями и предприятиями рекомендованы (441 следующие коэффициенты неравно
мерности потребления газа: кп м для небольшого города районного значения 1,35—1,40, для крупного города 1,25—1,30; кн с соответственно 1,30—1,35 .и 1,25—1,30; кК ч соответственно 2,40—2,60 и 2,10—2,30. Число часов использования максимума z = 18004-2660. Коэффициенты неравномерности потребления газа ио больницам, гостиницам и предприятиям общественного питания сведены в табл. V-4.
V-2. ВЫБОР ТИПА ХРАНИЛИЩА
Для хранения сжиженных газов у различных категорий потребителей их, как мы видели, могут применяться различные методы. Выбор метода хранения зависит от экономических соображений и от структуры систе-„мы газоснабжения. Возможны 3 принципиально различных типа систем газоснабжения жилых и общественных зданий:
1) с источником газоснабжения в виде баллонных установок различного вида;
2) с источником газоснабжения в виде групповых резервуарных установок;
3) с источником газоснабжения в виде резервуарного хранилища с общей испарительной или пропановоздушной смесительной установ-
ка
Рис. V-4. Установка с одним баллоном емкостью 50 л.
Рис. V-5. Установка баллона емкостью 27 л на кухне у ллиты*
196 1 — баллон; 2 — редуктор давления; з — гибкий уча-
сток; 4— трубопровод; 5 — газовая плита; 6 — хомут для крепления баллона.
кой, подающей пары или паровоздушную смесь по системе трубопроводов.
БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ
Используются 3 вида баллонных установок* Самая простая — индивидуальная с одним баллоном геометрической емкостью 50 л (55 л), устанавливаемым непосредственно на кухне на расстоянии не менее 1 м от плиты (рис. V-4), или с двумя баллонами геометрической емкостью по 27 л каждый. Один (рабочий) подключают к плите (рис. V-5) или встраивают в плиту (рис. V-6), второй (резервный) хранится у потребителя. Это наиболее экономичные установки, допускающие использование сжиженного газа любого состава и даже только бутана, но их нельзя использовать при установке водонагревателей.
Установки с баллонами емкостью 50 (55) л применяют, как правило, для газоснабжения одно- и двухэтаж
ных зданий. Для более высоких зданий их применяют лишь в порядке исключения. Производительность баллонов можно определить по номограмме на рис. II1-8* Второй тип— индивидуальные установки с двумя баллонами, устанавливаемыми вне здания в специальном металлическом шкафу (рис. V-7) или с кожухом, прикрывающим вентили и регулятор давления сжиженных газов и фиксирующим баллоны. Во всех случаях необходимо предусматривать на внешней стороне здания горизонтальный участок газопровода не менее 0,5 м для предохранения вертикального участка от разрывов в случаях пучения грунта. Фундаменты шкафов или площадки под баллоны могут выпучиваться на 5—15 см. В холодное время года производительность баллонов, находящихся вне зданий, значительно снижается. Применение сжиженных газов, содержащих большое количество бутана, невозможно.
Газоснабжение жилых домов, а также промышленных объектов мо-
Рис. V-6. Конструктивная схема плиты ПБ-3/2.
1 — газовая горелка; 2 — конфорка;«? — каретка для выдвижения^ баллона; 4 — баллон емкостью 27 л; 5 — шланг; 6 — редуктор «Балтика-1»; 7 — стекло духового шкафа; 8 — духовой шкаф;
9 — сушильный шкаф.
Рис. V-7. Установка с двумя баллонами емкостью 50 л в металлическом шкафу на улице.
197
жет осуществляться от групповых баллонных установок, т. е. содержащих более двух баллонов. Групповые установки размещают в шкафах, под кожухами и в специальных отапливаемых помещениях. Разработаны конструкции шкафов на 4,6, 8 и 10 баллонов, а также секционного шкафа на 4 баллона. В случае необходимости из секционного шкафа можно
собрать установку для любого количества баллонов. Шкафы изготавливают из листовой и профильной (стандартной) низкоуглеродистой стали.
На рис. V-8 изображена 10-бал-лонная, шкафная установка с регуляторной установкой (рис. V-9). Последняя имеет регулятор давления РД-32М и запорное устройство. Вме-
сто патрубка устанавливают предохранительный запорный клапан ПЗК-32. Групповые баллонные уста-новки размещают у глухих несгораемых стен здании или на определенном расстоянии от них в соответствии с указаниями СНиП.
Следует иметь в виду, что групповые баллонные установки допускается применять для газоснабжения объектов только в исключительных случаях, если отсутствуют резервуары для оборудования резервуарных установок. Поэтому проектирование баллонных установок должно вестись с учетом возможности и сроков замены их резервуарами.
Рис. V-8. Общий вид 10-баллонной установки.
Рис. V-9. Шкафная регуляторная установка.
I — шкаф; 2 — регулятор давления; з — сбросная труба; 4 — дверца шкафа; з — патрубок;
6 — запорное устройство.
Суммарная емкость баллонов групповых установок для жилых и общественных зданий и коммунально-бытовых потребителей не должна превышать 600 л при размещении у стен зданий и 1000 л при размещении с минимальным допустимым разрывом; для промышленных и комму-
Место установки батарей отопления
*й70> 1Ъ00 ^47Z7
199
нальных предприятий соответственно 1000 и 1500 л.
Минимальные допустимые расстояния от групповых баллонных установок до зданий различного назначения, м, следующие.
Рис. V-10. Групповая установка 20 баллонов , в закрытом помещении.
1 — баллон; 2 — рампа; 3 — вентиль; 4 — соединительная трубка; 5 — отключающее устройство;
6 — выходной газопровод; 7 — регулятор давления РД-32М.
Жилые, производственные здания промышленных предприятии и другие здания и сооружения:
I и II степени огнестойкости
Ш степени...................
IV и V степени.............
8
10
12
Общественные здания вне зависимости от степени огнестойкости (боль-
HSII
детские учреждения, кино-
театры, клубы, дома культуры, учебные заведения и др.) . . . *
25
При размещении установок у глухих несгораемых стен зданий расстояния до колодцев/ и выгребных ям должны быть не менее 5 м.
Для обеспечения постоянства ис-" парения вне зависимости от внешних температурных условий на предприятиях баллоны устанавливают в специальном помещении, отдельно
Рис. V-11. Схема обвязки групповой резервуарной установки.
1 — жидкая фаза; 2 — паровая фаза.
200
стоящем или пристроенном к глухой наружной стене производственного корпуса* На рис. V-10 показан пример размещения 20 баллонов емкостью 50 л в закрытом помещении. Помещения должны быть одноэтажными, из несгораемых материалов, с покрытием легкого типа, полами и без чердака. Окна и двери должны открываться наружу. В них может быть водяная или паровая низкого давления система центрального отопления с местными нагревательными приборами; вентиляция — естественная или искусственная, обеспечивающая пятикратный воздухообмен с вытяжкой из нижней и верхней зон помещения; электроосвещение — во взрывозащищенном испол-нении-
При наличии приточной вентиляции следует совмещать ее с воздушным отоплением. Производительность установки будет зависеть от температуры в помещении и может быть определена по соответствующей номограмме.
Расчет количества баллонов в групповой установке ведут с учетом вида потребителя (см. разделы V-4, -5, -6), необходимого количества резервных баллонов и периодичности замены баллонов, т. е. их подвоза.
РЕЗЕРВУАРНЫЕ УСТАНОВКИ
Для снабжения сжиженным газом большого количества зданий, расположенных группами, увеличения возможности испарения сжиженных газов, содержащих большее количество бутана, а также на предприятиях вместо групповых баллонных установок используются групповые установки с резервуарами различной емкости*
Надземные резервуары (600— 1600 л и 2,5 м3). Устанавливаются на фундаменты. Парофазный коллектор, объединяющий резервуары, заканчивается в арматурном узле регулирования, который включает в себя регулятор давления РД-32м, сбросной предохранительный клапан низкого давления, манометр, напоромер и запорную арматуру. Арматурный узел регулирования защищается металлическим кожухом и устанавливается на отдельном фундаменте* Площадка установки ограждается, а оборудование заземляется.
Наземные резервуарные установки наиболее пригодны для использования в теплых зонах Советского Союза. В северной части страны их можно применять для газоснабжения учреждений, функционирующих в летний период года (пионерских лагерей, летних пансионатов). Производительность установки при постоянном расходе определяется по табл. II1-5 в зависимости от состава жидкой фазы и температуры наружного воздуха или расчетом по форму-
ТАБЛИЦА V-5
МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ? м? ОТ РЕЗЕРВУАРОВ И ГРУППОВЫХ РЕЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВОК ДО ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ ПРИ ИХ ГАЗОС НАБЖЕНИИ ОТ ЭТИХ УСТАНОВОК
Общий объем резервуаров, ] м3
Здания и сооружения наземных 1 подземных
до 5 5—10 10- 20 ДО-10 io-го 20- 50 50- 100 100— 200 200— 300
Общественные Жилые, коммунально-бытовые и другие вне зависимости от степени огнестойкости: с проемами в стенах без проемов в стенах Размещенные на территориях промышленных предприятий 1 - 40 20 15 15 20 25 15 10 8 8 20 15 10 10 30 ; 20 15 15 > Е 25 [о таб. 35 п. V-6
ле (III-25). Расчет количества резервуаров в групповой установке проводится с учетом вида потребителя (см. разделы V-4, -5, -6), необходимого резерва и периодичности заполнения, т. е. подвоза сжиженного газа автоцистернами.
Максимальный общий объем наземных резервуаров групповой установки при газоснабжении общественных, жилых и коммунально-бытовых зданий — 5 м8, для газоснабжения промышленных и сельскохозяйственных предприятий — 20 м8. Максимальный объем одного наземного резервуара при общем объеме групповой установки до 5 м3 — не более 1,6 м3; свыше 5 м3 — не более 5 м3. Допустимые расстояния приведены в табл. V-5 и V-6.
Подземные резервуарные установки (рис. V-11). Имеют горизонталь-,ные цилиндрические резервуары (см. рис. П-10), тру бопр ов оды .обвязки резервуаров, запорную арматуру, регуляторы давления газа, предохранительные клапаны (запорные и сбросные), манометры, устанавливаемые до и после регулятора давления газд. Арматура заключена в металлические кожухи. Установки отс
тав лица V-6
минимальные расстояния от РЕЗЕРВУАРОВ ГАЗОРАЗДАТОЧНОЙ СТАНЦИИ ДО ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ®
НЕ ОТНОСЯЩИХСЯ К ГАЗОРАЗДАТОЧНОЙ СТАНЦИИ
201
Общий объем резервуаров, М3 Максимальный объем одного резервуара, М3 Расстояние, м, при расположе-нии резервуаров
наземном подземном
До 200 25 80 40
включи-
тельно
200-500 50 150 75
500-2000 100 200 100
. 2000—8000 100—200 300 150
Примечания. 1. Расстояния от резервуаров с наземным расположением де мест скопления? людей (стадионы, рынки, парки, выставки, театры и т. п.) свыше 800 чел- следует увеличивать в 2 раза против указанных. 2. Расстояние между двумя газораздаточными станциями с общим объемом резервуаров по 8000 м3 должно быть не менее 500 м. 3* Допускается максимальный объем одного ре
зервуара принимать для газораздаточных станций на одну .ступень больше, при этом расстояния до зданий и сооружений
>аются.
соответственно увелиЕ
к*
202
раживаются на расстоянии от резервуаров не менее 1м, предусматривается удобный подъезд для большегрузных автоцистерн со сжиженным газом.
Производительность резервуаров определяется по номограммам в зависимости от состава жидкой фазы, температуры окружающего грунта с учетом вида потребителя (см. разделы V-4, -5, -6). Требуемое количество резервуаров в установке следует определять, руководствуясь СНиП II—Г. 12—65*, взаимным расположением резервуаров на площадке, необходимым резервом и периодичностью заполнения, т. е. подвозом сжиженного газа автоцистернами.
Максимальный общий объем резервуарной установки с подземным расположением резервуаров для газоснабжения всех видов зданий 300 м3. Максимальный объем одного резервуара при подземном расположении резервуаров с общим объемом групповых резервуарных установок до 20 м3 — не более 5, 20—50 м3 — не более 10, 50—100 м3 — не более 25, 100—300 м3 — не более 50 м3.
В целях увеличения испаритель-
Рис. V-12. Общий вид установки трубчатой емкости (У — 2,2 м3).
ной способности ГипроНИИГаз разработал трубчатый резервуар емкостью 2,2 м3, свариваемый из нефтепроводных труб диаметром 300— 426 мм, с головкой от обычной емкости. Отличие заключается только в диаметре фланца, на котором монтируется арматура. Диаметр этого фланца обычно принимается равным диаметру самой трубчатой емкости, т. е. 300—426 мм. Такой трубчатый резервуар представлен на рис. V-12. Следует отметить, что устанавливать резервуары под землей необходимо строго горизонтально.
Согласно утверждениям Гипро-НИИГаза, «несмотря на то что для изготовления трубчатого резервуара требуется больше металла на единицу хранимого газа, чем для цилиндрического, смоченная поверхность трубчатых резервуаров, определяющая испарительную способность резервуара с естественным испарением, примерно в 2,5 раза больше смоченной поверхности цилиндрических резервуаров такой же емкости. В результате этого перерасход металла полностью компенсируется увеличением производительности резервуаров». Однако утверждение это спорно.
В табл. V-7 приведены сравнительные данные по существующим резервуарам. Из них видно, что удельная производительность в любом-случае у трубчатого резервуара ниже. Производительность, приходящаяся
ТАБЛИЦА V-7
СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ДАННЫЕ ПО ПОДЗЕМНЫМ РЕЗЕРВУАРАМ
Резервуары емкостью, м3
Параметры 2,5 4,5 2,2 (трубчатый) 2x2,5
Геометрический объем, м3 2,5 4,5 2,2 5,0
Рабочий объем, м3 2,10 4,00 1,98 4,20
Размеры по крайним образующим, м . . 3,3X1,1 3,8 X 1,2 : 6,1 X 2,1 3,3 X 3,2
Площадь (по крайним образующим), м2 3,63 4,55 12,81 10,56
Полная поверхность, м2 10,8 15,0 21,6 21,6
Смоченная поверхность при 30% заполнения, М2 3,83 5,20 7,60 • 7.66
Масса резервуара, кг 1200 1750 1970 2400
Производительность при 50% бутана, 30% заполнения и —Зр С в грунте, кг/г . . 3,6 3,8 5,0 6,6
Стоимость резервуара, руб 370 504 —- 740
Удельная производительность: с 1 кг металла, кг/(кг • ч) 0,0030 0,0022 0,0025 0,0028
с 1 м2 территории, кг/(м2*ч) . . . 1,05 0,83 0,39 0,62
. с 1 м2 поверхности резервуара, < кг/(м2"ч) ; 0,94 0,73 0,66 0,86
203
на 1 кг металла резервуара, примерно одинакова в сравниваемых вариантах, т. е. как раз расход металла отличается незначительно. Производительность, приходящаяся на 1м2 смоченной поверхности резервуара, свидетельствует, что использование поверхности самое лучшее у резервуара 2,5 м3. Производительность, приходящаяся на 1 м2 занимаемой резервуаром территории, для трубчатого резервуара самая низкая, т. е. использование территории для него самое худшее.
Если же сравнить трубчатый резервуар с установкой из двух резервуаров по 2,5 м3 (общая поверхность резервуаров по 21,6 м2^ а смоченная поверхность — по 7,6 м2), то все показатели у резервуаров 2,5 м3 выше. И производительность трубчатого резервуара не выше в 2,5 раза, а ниже в 1,32 раза, чем у установок с резервуарами 2,5 м3. Следовательно, поставленные ГипроНИИГазом цели не достигнуты. Трубчатый резервуар не представляет желаемого интереса ни как естественный испаритель, ни, тем более, как хранилище сжиженного: газа, ? ч • - . ч ч >
Групповые установки подземных резервуаров с испарителями. Используются в следующих случаях: подземные или наземные групповые резервуарные установки при естественном испарении не могут обеспечить потребность в газе различных абонентов; по условиям технологического процесса необходимо постоянство состава газа по теплоте сгорания и плотности; необходима надежность обеспечения газом установок, работающих при резко переменном режиме потребления газа; в зимнее время используется сжиженный газ летних марок. -
Испарители групповых установок монтируют на головках резервуаров производительностью до 200 кг/ч (рис. V-13), в отдельно стоящем (рис. V-14), а также в пристроенном здании или непосредственно у газоиспользующего оборудования.
В качестве расходных хранилищ используются подземные горизонтальные цилиндрические резервуары с геометрическим объемом 5,0 м3. Ко* личество их /V зависит от часового расхода газа G, периодичности подвоза .сжиженного газа. Зд: продолжи-
204
тельности работы в течение суток т, максимального заполнения о, геометрического объема резервуара Ур и плотности жидкой фазы р:
Производительность установки определяется производительностью испарителей, которая зависит от вида теплоносителя, его температуры и массовой скорости, температуры жидкой фазы, поступающей в испарители, а также от самого потреби-
Рпс. V-13. Общий вид регазификационной резервуарной установки с искусственным испарением производительностью 200 кг/ч.
I — подземный резервуар сжиженного газа рабочей емкостью 4,2 м3; 2 — вертикальный кожухотрубчатый испаритель; 3 — защитные кожухи испарителей; 4 — опоры защитных кожухов, укрепленные на крышках горловин; 5 — газовый коллектор; 6 — крышка горловины соединенного резервуара; 7 — железобетонная ограда, шаг между колоннами 2,5 м; 5]—подземный жидкостный трубопровод, соединяющий 2 подземных резервуара в одну емкость; 9 — контур заземления резервуаров.
теля. Расчет испарителей приведен в гл. IV. Мощность и количество испарителей рассчитываются по максимальному часовому расходу.
Рис. V-14. Схема групповой установки резервуаров с испарительным отделением.
ИСПАРИТЕЛЬНЫЕ
И СМЕСИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
Иногда система газоснабжения города или посёлка складывается своеобразно. Например, сначала газоснабжение осуществлялось от газового завода, но по мере развития населенного пункта мощности завода стало недостаточно. В этом случае используют обогащение низкокалорийного газа парами сжиженного газа и строят необходимую испарительную установку на газовом заводе или на создаваемой газонаполнительной станции. Соответственно развивается существующая сеть газопроводов. Испарительные установки применяют и в других случаях, например:
а) ввиду плотной застройки населенного пункта нет мест для расположения групповых резервуарных установок среди домов;
- б) групповые резервуарные установки с естественным испарением не могут обеспечить потребность в газе, а искусственные испарители не могут быть использованы из-за отсутствия источников теплоносителя;
в) газоснабжение сжиженным тазом предусматривается как временное до поступления природного газа;
г) экономически более целесообразно газоснабжение от одного источника (отсутствие эксплуатацион
ных расходов на внутригородскую транспортировку сжиженного газа и т. д.).
Установка по снабжению города парами сжиженных газов была рассмотрена в гл. II (см. рис. П-35). Расчет испарительной установки ведут по максимальному часовому расходу газа городом на расчетный период, а хранилище — на двухнедельный запас.
Сети магистральных газопроводов непрерывно расширяются, и если имеются плановые наметки о снабжении в будущем данного населенного пункта природным газом, то целесообразно сооружать сети и устанавливать приборы, пригодные для его использования. Сети для природного газа и сопла газогорелочных устройств имеют большие диаметры и работают при меньшем давлении, чем сети, сопла и некоторые другие элементы горелок для паров сжиженных газов. Чтобы устройства для распределения и использования сжиженных газов были пригодными (без всяких переделок) для использования природного газа, необходимо значительно уменьшить теплоту сгорания и плотность сжигаемых газов. Для этого пары сжиженных газов разбавляют воздухом, продуктами сгорания или искусственными
205
горючими газами с низкой теплотой сгорания. Газоснабжение газовоздушными смесями имеет и другие пр ей му ще ств а:
а) облегчается процесс смесеобразования в газогорелочных устрой-ствах (часть воздуха уже перемешана с газом);
б) облегчается эксплуатация распределительных сетей в зимнее время, так как исключается возможность конденсации бутана в открытых участках трубопроводов;
в) газовоздушные смеси используются для замены различных искусственных природных и попутных газов без переделки газоиспользующей аппаратуры, что дает возможность применять их как резерв в газоснабжении в виде пиковых установок или для обеспечения газоснабжения при 206 авариях и ремонтных работах на магистральных газопроводах и городских сетях.
Смесительные установки для смешения низкокалорийных газов или воздуха с парами сжиженных газов состоят из расходных резервуаров, системы регазификации, смесительных устройств, приборов контроля и регулирования процесса смешения. Б качестве смесительных устройств применяют инжекционные, смесители с пропорционирующими клапанами на входе и с подачей воздуха компрессором.
При расчете процесса смешения с учетом взаимозаменяемости горючих газов энергетического назначения удобнее всего пользоваться показателем, определяемым по формуле Боббе
W=<?р. . (V-15)
где dr — относительная плотность газа (по воздуху, в идентичных условиях), безразмерная величина.
Б зависимости от того, выбирается для расчета высшая или низшая теплота сгорания газа, различают «высшее» WF1 и «низшее» И7П число Боббе. Оно очень удобно для ис-
пользования при контроле утили- : I тарных качеств газовых топлив и их N!
смешения. Оценка сопряженного- -d
влияния на теплопроизводитель- d ность горелки таких свойств газа, как теплота сгорания и плотность, более понятна и оперативна, чем в случае измерений каждого параметра в отдельности. На основе этой характеристики возрастают скорость и точность контроля качества горючих газов и смесей с воздухом при их производстве и применении*
Все газовые горелки рассчитаны на сжигание газа с определенными величинами теплоты сгорания и плотности. Поэтому значительные отклонения н н Рг от расчетных приводят к ухудшению показателей работы горелок. Стабильная и экономичная работа газовых горелок обусловливается постоянством значения числа Боббе* Следовательно, необходимо стабилизировать газовую смесь так, чтобы соблюдалось равенство (V-15).
При заданной величине потребления газа не всегда можно обеспечить постоянство числа Боббе изменением соотношения количеств горючих газов, поступающих в газовые сети, В этом случае стабилизация W может быть достигнута путем добавки балластагв газовую смесь. В качестве балласта можно использовать любой инертный газ, а также воздух. Добавка воздуха в газовую смесь стабилизирует не только ее качество, но при дефиците газа позволяет поддерживать и давление в сетях.
Для определения количества воздуха, необходимого для стабилизации W в зависимости от величины потребления газа и подачи сжиженного газа, предлагается номограмма (рис. V-15). Она построена в координатах (?р. н — Р н-бутана (точка Л), пропана (точка В) и балластного газа (точка С). Прямые, соединяющие точки Л, В и С, дают 3 линии смешения: АВ — линия смешения пропана и н-бутана$ АС — линия сме-
и ь
S
fc:
ф
И £ Ф О ч ф « и Ф н ФчО
Н © . . о Sio
л m ф й ей
ж’
208
шения бутана и балластного газа, В С — линия смешения пропана и балластного газа. Любая точка, лежащая на линии смешения, характеризует двухкомпонентную смесь с постоянным значением W. Точка каждого луча, проведенного из вершины треугольника С, будет характеризовать смесь, состоящую из трех компонентов: н-бутана (Л), пропана (В) и балластного (С) газа.
В координатах в — р строят кривую DE, соответствующую оптимальному значению W для данной горелки. Участок MN этой кривой пересечет построенную координатную сетку. Очевидно, что любая точка кривой MN будет характеризовать рабочую смесь газов, которая обеспечит нормальную работу любых газовых горелок, рассчитанных для каких-то значений н и р.
Подобная номограмма может быть построена для трех горючих газов, например природного, попутного нефтяного и генераторного.
Пример 36. Определить параметры смешения сжиженного газа (пропана 30%, бутана 70%) с воздухом для замены природного газа.
Решение, Строим на номограмме прямую MTV, соответствующую числу Воббе природного газа, для чего определяем две точки D и Е и проводим по ним прямую. Так как РИпр = 8500/Vo,56 = 11 400, то координаты точек D и Е находим, если W этих точек равно 11 400. 11 400 QD/V 1 для воздуха и 11 400 = f^/1^2,1 для бутана. Координаты точки D — 1,3 кг/ма и 11 400 ккал/м3, а точки Е — 2,7 кг/м3 и 16 500 ккал/м3.
Проведенная линия DE пересекает прямые ВС и в точках М и соответственно, показывающих каком процент пропана (58%) или бутана (50%) должен находиться в смеси, соответствующей природному газу. Координаты точки О пересечения луча, идущего из точки С к точке Я (30% пропана), на прямой АВ будут соответствовать (?р. н. см = 13 900 ккал/м3 и р = 1,92 кг/м3. Для определения соотношения сжиженный газ —. воздух необходимо провести через точку О линию G—G', параллельную В А, Таким образом, точке О соответствует заданная смесь сжиженного газа, в которую необходимо добавить 52% воздуха.
Проверим число Воббе полученной смеси: JVCM = QCK/Vd^ = 13 900//1,92/1,3[ = ~ 11 450. Ошибка около 0,5%.
Действующие в настоящее время ГОСТ допускают отклонение величины (?р в на 10% от расчетной теплоты сгорания газа. При этом предполагается, что все газовые горелки должны работать устойчиво и обеспечивать полноту сгорания газа. Однако ГОСТ не нормируются отклонения плотности газа от расчетной величины, а они всегда возможны и также оказывают влияние на нормальную работу горелок. Основным условием нормальной работы газовых горелок является стабилизация числа Воббе. В результате расчетов и экспериментальных исследований удалось установить допустимые пределы отклонения W от оптимального значения: они не должны превышать 5%.
Схема автоматической газосмесительной установки показана на рис. V-16. Процесс получения смеси паров сжиженного газа с воздухом состоит из испарения сжиженного газа, смешения полученных паров с определенпым количеством воздуха и омасливания газовоздушной смеси. Сжиженный газ из резервуаров базы хранения 4 насосом 6 по трубопроводам жидкой фазы 7 подают в испаритель 11. Испаритель представляет собой теплообменник, в межтрубное пространство которого подается сжиженный газ, а по трубкам движется теплоноситель — водяной пар низкого давления или горячая вода.
Во избежание переполнения испаритель жидкойрфазы оборудован поплавковым регулятором предельного уровня 20, который устанавливает максимальное заполнение межтрубного пространства, равное 75%. Образовавшиеся в испарителе насыщенные пары поступают в перегреватель 27, где перегреваются на 25—30° С. После перегревателя пары проходят через регулятор давления 19 и поступают в рабочие сопла инжекцион-
s&®
cd
О
P co
s
о Е§ gg
г I со со to
14 н. И. Преображенский
s« и ® Я о
со а К
е g§d@g*E~
«Эн п о а& §£в|I£|g gsge1&1ё Р Q н, Е Vo Scijcd
Г4*- М ₽ к*.
tr & g м °*
E> U О ш г’ч
tj о Д s
Ю.-"'
&R
со о л аоЁ
is* g S' tO ft Qi
£_, К OlO cd q О О
S F
a
hi
о Й
cx>
d to w cd 3
R»|«Ёй
«_« as
। Е R
CD К о
и Rb 3 е
а. В d
К О© ci d 1 rt .
GS
d P< qj ti R to а л * —
и«
3 й co О d й
*Я
н о О •-
Й Р,М (D g« d „о р
К ей -ЙкОда d £
S'©
Р-Й
О Е
Ро£
о о И
»Я га
<а § л в
о
S И
rt со си
а ьц и
а
а
£5
ь S 4 io o • М Д p >>P< ₽
3
ш {_. 1 X w
й о и 9 я О QPi I Й R Qqo<o РО И И Я<м S К-
210
ных смесителей. Истекая из сопел -с большей скоростью, пары сжижен-него газа засасывают воздух из окружающей среды и смешиваются с ним в камерах и диффузорах инжекторов. Полученная смесь направляется в коллектор 34, а из него в распределительный газопровод 55. Для изменения производительности газосмесительная установка оборудована тремя или четырьмя инжекторами различных размеров, которые автоматически включаются и выключаются в соответствии с потреблением газа. Инжекторы имеют игольчатые клапаны с мембранными приводами, с помощью которых автоматически изменяется их производительность.
Для предохранения внутренних поверхностей газопроводов от коррозии в газовоздушную смесь подают масляный туман. В резервуаре 20 находится масло (например, соляровое), которое под действием давления паров сжиженного газа поступает в подогреватель 21 и далее во всасывающие камеры инжекторов, где распыляется рабочей струей паров сжиженного газа. Для подачи жидкой фазы в испаритель помимо насосов предусматривается обводная линия.
При малых отборах газовоздушной смеси потребителями давление в испарителе 11 увеличится. Если оно превысит давление в резервуаре 4, то откроется перепускной клапан 14 и избытки пара по трубопроводу 13 будут сброшены в резервуар 4. Для предотвращения чрезмерного повышения давления в испарителе предусмотрен предохранительный клапан 15, сбрасывающий избыток пара сжиженного газа в атмосферу.
Автоматическое включение инжекторов и регулирование их производительности осуществляются следующим образом. При отсутствии потребления газа (например, в ночное время) смесительная установка не работает. Клапаны 25, установленные па трубопроводах паровой фазы перед соплами инжекторов, закрыты.
При возникновении отбора газа давление в коллекторе 34 снизится, импульс снижения давления будет передан на мембрану клапана 25, который откроется, и пары сжиженного газа поступят к соплу малого инжектора. При дальнейшем росте расхода газа включается в работу командный прибор 31, импульс от него передается мембранному приводу игольчатого клапана малого инжектора, который перемещает^ иглу, увеличивая сечение сопла инжектора. Когда производительность малого инжектора достигнет максимальной, перепад на дроссельной диафрагме 23 будет достаточным для открытия запорного клапана перед средним инжектором.
При последующем увеличении расхода открывается игольчатый клапан среднего инжектора, в результате чего возрастает его производительность. Третий (большой) инжектор включается в работу, когда первые 2 достигнут максимальной производительности и перепад давления на трубке Вентури 22 будет достаточным для открытия запорного клапана. Дальнейшее увеличение производительности инжектора достигается с помощью игольчатого клапана 57. При уменьшении нагрузки давление в коллекторе 34 начнет возрастать и инжекторы будут последовательно выключаться из работы.
Постоянство состава получаемой газовоздушной смеси обеспечивается регуляторами давления 19 и 55, поддерживающими постоянное давление до и после инжекторов. Постоянный коэффициент инжекции достигается дросселированием потока воздуха во всасывающем коллекторе инжектора при изменении сечения сопла игольчатым клапаном.
Установка оборудована КИП, измеряющими температуру паров сжиженного газа до инжекторов, расход паров, перепад давления на дроссельной диафрагме и давление газовоздушной смеси в газовой сети.
Работает установка при низком давлении газовоздушной смеси в сети.
Мосгазпроект разработал экспериментальные проекты трех стационарных станций смешения сжиженного газа с воздухом, предназначенных для газоснабжения населенных пунктов с числом жителей 5, 13 и 25 тыс. чел. и соответственно расходами сжиженного газа 200, 500 и 1000 м3/ч (рис. V-17). При подключении населенных пунктов к линиям природного газа эти станции могут использоваться как резервный источник газоснабжения. На станцию смешения с расходом газа 200 м3/ч сжиженный газ доставляется только автомобильным транспортом. Станции смешения с расходом газа 50#0 и 1000 м3/ч разработаны в двух вариантах — с Доставкой газа по железной дороге или автомобильным транспортом. Производительность станций смешения по выработке газовоздушной смеси приводится в табл. V-8. Давление газовоздушной < смеси на выходе со станции до 1,05 кгс/см2.
Сжиженный газ хранится в стальных резервуарах с подземной или наземной установкой. В хранилище он подается за счет избыточного давления, создаваемого компрессорами в испарительном отделении. Паровая фаза газа с давлением до 13 кгс/см2 поступает на узел редуцирования, где давление снижается до 1,12 кгс/см2, после чего газ подается в смесительное отделение и через нропорционирующее устройство поступает в смеситель. Воздух для газовоздушной смеси подается с компрессорной станции под избыточным давлением до 4000 мм вод. ст. (1,4 кгс/см2) на узел редуцирования, где давление снижается до 1,105 кгс/см2, после чего он через нропорционирующее устройство поступает в смеситель. Приготовленная газовоздушная смесь давлением 1,05 кгс/см2 подается потребителю.
На станциях смешения установлены 2 аммиачных компрессора (один
резервный), которые работают периодически при сливе сжиженного газа из авто- и железнодорожных цистерн и при отсосе паров газа из цистерн. Эти же компрессоры (АВ-22 и АВ-100/3) служат для создания в резервуарах хранилища избыточного давления, обеспечивающего поступление жидкой фазы в испарительные установки.
В испарительном отделении станции производительностью 200 м3/ч установлены 3 форсуночных испарителя, каждый мощностью 100 м3/ч паров сжиженного газа. На станциях производительностью 500 и 1000 м3/ч установлено соответственно по 2 и 3 змеевиковых вертикальных испарителя, каждый мощностью 500 м3/ч сжиженного газа.
Пропорционирование газа с воздухом в смесителях осуществляется двумя способами:
а) с помощью двух счетчиков РГ, соединенных цепной передачей, обеспечивающей синхронную работу приборов и постоянное соотношение газа и воздуха;
б) с помощью регулирующего клапана и диафрагмы; поддержание постоянного соотношения газа с воздухом осуществляется путем изменения количества воздуха в зависимости от расхода газа.
Мосгазпроект разработал также передвижные установки смешения производительностью 100 и 200 м3/ч. Они состоят из резервуара сжиженного газа емкостью 5 м3, двух испарителей, узла регулирования давления газа и аппаратов смешения газа с воздухом. Установка монтируется на полуприцепе и транспортируется седельным тягачом.
Для получения паровой фазы применены испарители с электронагревом. Испаритель представляет собой бак со змеевиком, по которому проходит сжиженный газ. В бак налита вода и опущены электронагреватели типа ТЭН-12 мощностью 5 квт каждый.
Технологические данные передвижных установок смешения следующие: . г 1 J - - -
о
SO
5
но
с
в
212
расход паровой фазы сжиженного газа — 100 и 200 м3/ч; расход воздуха (соответственно) — 79 и 158м3/ч; выработка газовоздушной смеси (производительность) — 179 и 358 м3/ч; давление газовоздушной смеси на выходе — 1,05 и 1,7 кгс/см2*
Сжиженный газ поступает в испарители самотеком или подается шнековым насосом. Из испарителя пары газа поступают в расходный резервуар, поддерживая в нем необходимое давление, а из него через узел регулирования к газоструйным инжекторам на смешение с воздухом. В инжекторах рабочим потоком являются пары сжиженного газа, а воздух через фильтр засасывается из атмосферы. Каждая из установок может работать для получения газовоздушной смеси как низкого (1,05 кгс/см2), так и среднего давления (1,7 кгс/см2).
При использовании стальных резервуаров на газораздаточных станциях, станциях смешения и других установках количество дней, резер-
Рис. V-17. Генплан станций смешения паров сжиженного газа с -воздухом.
а — СГВ-500, -1000 с доставкой автотранспортом, б — СГВ-500, -1000 с доставкой железнодорожным транспортом; в — С ГВ-200.
1 — производственный корпус; 2 — котельная; з — хранилище сжиженного газа; 4 — колонки;
5 — земляной вал; 6 — сливная эстакада; 7 — железнодорожный путь.
вируемых для хранения сжиженного газа, следует исчислять с учетом местных конкретных условий газоснабжения, т. е. среднесуточного расхода газа по временам года, роста газификации, трудности доставки и т. д.
Для ориентировочного расчета в зависимости от расстояния до источника получения газа рекомендуется принимать:
Расстояние, км
До 500 500—1000 1001—1500 1501—2000 Более 2000
Запас, сутки 5 5-8.
- 8—12 12—14 Согласовывается особо с заводом-поставщиком
Для районов с суровыми климатическими условиями запас сжиженного газа должен быть увеличен до необходимых размеров.
Необходимое количество резервуаров для хранения сжиженного газа дг = 7/(7ро), (VI-16)
где V — запас сжиженного газа в хранилище,^ м3; Ур — объем одного резервуара," м3; о — коэффициент за-
-ТАБЛИЦА V-8 ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ СТАНЦИЙ СМЕШЕНИЯ
Численность Населения, тыс. чел. Расход сжиженного газа Расход воздуха, м3/ч Выработка газовоздушной смеси (производительность), м3/ч
Жидкая фаза Паровая фаза, м3/ч
т/ч т/сутки
5 13 25 0,4 1,0 2,0 2,2 5,5 11,0 200 500 1000 157 393 786 357 893 1786
ЛЬДОГРУНТОВЫЕ ХРАНИЛИЩА СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Эти хранилища были рассмотрены в разделе П-1- Они могут служить источниками газоснабжения и использоваться как комплексные хранилища.
Производительность льдогрунтового резервуара по испарению — около 0,5 мае. % от хранящегося в нем сжиженного газа. Объемы и количество подобных хранилищ определяются техно-экономическим расчетом.
шолнения резервуаров, который принимается в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденными Гос-тортехнадзором СССР.
ИЗОТЕРМИЧЕСКИЕ РЕЗЕРВУАРЫ
Изотермические резервуары могут «служить источником газоснабжения -отдельных городов и других крупных населенных пунктов, а также отдельных промышленных объектов. Их .можно также использовать как комплексные хранилища, так как они обеспечивают выдачу паров (за счет естественного испарения части жидкой фазы) для газоснабжения чистыми парами или газовоздупшыми -смесями. Кроме того, из таких хранилищ производится наполнение баллонов, автоцистерн и других расходных емкостей. .Таким образом, изотермические хранилища являются долгосрочными хранилищами резервных запасов. Их устройство и компоновка рассмотрены в разделе II-2.
Производительность по естественному испарению за счет теплопри-ч'оков от внешней среды может быть определена по формулам (П-14)— <(11-18), а также по формуле (П-10) в случае самоохлаждения при поступлении газа железнодорожным и годным транспортом.
ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ПУНКТЫ И ПРОМЕЖУТОЧНЫЕ СКЛАДЫ БАЛЛОНОВ СЖИЖЕННОГО ГАЗА (пункты обмена баллонов)
Б настоящее время на территории СССР распределение сжиженных газов ведется по разным схемам. По принципу организационной структуры можно выделить следующие основные схемы газоснабжения.
1. От кустовых баз и газораздаточных станций сжиженный газ доставляется потребителям через сеть территориальных контор или участков. Такая схема распространена в Латвийской, Эстонской, Грузинской и Армянской ССР. Средний радиус доставки газа до контор или участков — 90, от контор (участков) до потребителя — 30 км.
2. Сжиженный газ от кустовых баз и раздаточных станций направляется на обменные пункты или комбинаты коммунальных предприятий, откуда в баллонах поступает через поселковый розничный склад к потребителю. Доставка потребителю от розничного склада осуществляется транспортными средствами потребителя или склада. К такой схеме распределения относятся тресты Союзцелингаз (Казахская ССР) и Союзкиргизгаз. Среднее расстояние от кустовых баз до обменных пунктов — 200—250, от обменных
пунктов до розничного склада — 10 км.
3. Кустовые базы и раздаточные станции направляю^ газ в баллонах областным газовым управлениям (обл-газ) или городским конторам газового хозяйства (горгаз), располагающим складами баллонов. Облгаз (горгаз) направляет сжиженный газ в районы, где осуществляются обмен баллонов и доставка их потребителям. По такой схеме сжиженный газ распределяется в Узбекской и Таджикской ССР, Владимирской и Ивановской обл. и др. Расстояние от кустовых баз и раздаточных станций до складов облгазов (горгазов) — 75—90, от контор до районов — 15, от районов до потребителя — 10— 15 км.
4. Сжиженный газ от одной высо-непроизводительной кустовой базы направляется на газораздаточные станции, а оттуда на комбинаты коммунальных предприятий или непосредственно потребителям, расположенным в районе кустовой базы. Комбинаты коммунального хозяйства направляют газ непосредственно потребителям. Такая система распределения внедрена в Киевской области (от Васильковской кустовой базы). Среднее расстояние от кустовых баз до раздаточных станций — 80, до комбинатов — 115 км. Среднее расстояние от кустовых баз, газораздаточных станций и комбинатов коммунального обслуживания до потребителя 15 км.
5. От раздаточных станций к гор-газам сжиженный газ поставляется в баллонах железнодорожном транспортом. Далее он направляется на обменные пункты, откуда и поступает к потребителю. Среднее расстояние от обменных пунктов до потребителя 8—10 км. Такая система распределения действует в Туркменской ССР.
Анализ всех систем распределения показывает, что их эксплуатация невозможна без одного важного для всех схем объекта — склада балло-
нов, являющегося либо оптовым обменным пунктом баллонов, либо розничным складом в отдельном населенном пункте. В настоящее время применяются следующие типовые проекты складов и обменных пунктов баллонов, отличающиеся друг от друга функциональным назначением и производственной мощностью: — склады для хранения 200г 400 и 800 баллонов сжиженного газа (типовой проект 704—5—1); с
— районные пункты обмена баллонов сжиженного газа на 500, 1000г 1500 и 3000 баллонов (типовой проект 905—13/70);
— пункты обмена баллонов для 500, 1000 и 3000 бытовых установок сжиженного газа (типовые проекты 905—22, 905—23 и 905—24).
Проекты складов для хранения 200, 400 и 800 баллонов емкостью 27 л и обмена их разработаны Мое-газпроектом (рис. V-18). Здания складов предусмотрены четырех типов: из кирпича, сборных железобетонных плит, волнистых асбестоцементных листов усиленного профиля по металлическому каркасу и из металлических щитов. Склады предназначены только для приема, хранения, выдачи (без доставки) потребителям наполненных сжиженным газом баллонов и приема от них порожних баллонов (без выполнения работ по установке и профилактическому обслуживанию).
Проект районных пунктов обмена баллонов разработан ЮжНИИГип-рогазом на 500,1000,1500 и 3000 баллонов. Пункты, предназначены для:
— приема наполненных баллонов от кустовой базы;
— предварительного контроля состояния баллонов (внешний осмотр) и отгрузки пустых баллонов на кустовую базу;
— доставки наполненных баллонов на розничные пункты обмена и получения от них пустых баллонов;
— хранения наполненных и порожних баллонов.
Рис* V-18. Склады хранения и обмена баллонов*
а — на 200 баллонов с ручной разгрузкой, стены пз кирпича; б — на 400 баллонов с ручной разгрузкой, стены из железобетонных плит; в — на 800 баллонов с ручной разгрузкой, стены из шифера; г — на 800 баллонов с разгрузкой тельфером, стены из металлических листов.
На территории каждого пункта имеется склад для хранения баллонов.
Проекты пунктов обмена баллонов на 500, 1000 и 3000 бытовых установок ^сжиженного газа разработаны ^Укргипроинжпроектом. Каждый проект предусматривает 2 типа пунктов обмена баллонов:
а) по обмену и наполнению баллонов сжиженным газом из автоцистерн (ПОБ-500-ГНП, ПОБ-1000-ГНП и ПОБ-ЗООО-ГНП);
б) по обмену баллонов сжиженным газом (ПОБ-500-ПСБ, 1ЮБ-1000-ПСБ и ПОБ-ЗООО-ПСВ).
На пунктах типа ГНП выполняются следующие операции:
— прием сжиженного газа в автоцистернах и баллонах, прибывающих с кустовых баз и газораздаточных станции;
— наполнение баллонов из автоцистерн;
— хранение наполненных и пустых баллонов;
— слив из баллонов неиспарившихся остатков;
— доставка наполненных баллонов потребителям, замена пустых баллонов и их возврат;
— профилактика газового оборудования, установленного у потребителей;
— выполнение аварийных заявок;
— мелкий ремонт и испытание редукторов и вентилей (без снятия с баллонов).
Для наполнения баллонов может использоваться передвижной газо-раздаточный пункт, позволяющий наполнять баллоны всех видов, в том числе и портативных. Кроме того, производится слив неиспарившихся остатков из баллонов.
Газораздаточный пункт выполнен на базе так называемой скользящей емкости (рис. V-19). Он включает в себя резервуар, наполняемый сжиженным газом из автоцистерны, автомат заполнения баллонов, приспособление для заполнения портативных баллонов, станок для слива баллонов, насосную установку, воздушный компрессор.
Рис. V“19, Газораздаточныйг пункт для заполнения баллонов сжиженным газом.
Автомат заполнения баллонов состоит из циферблатных весов с автоматикой. Он обеспечивает точное заполнение баллонов газом по-массе. Система автоматики работает от сжатого воздуха, подаваемого компрессором.
* Приспособление для заполнения портативных баллонов устанавливается на торговых весах и позволяет быстро подсоединить баллон к наполнительному шлангу.
Станок для слива остатков сжиженного газа из баллонов представляет собой приспособление, благодаря которому баллон легко переворачивается. Слив производится в автомобильную цистерну.
Насосная установка перекачивает газ из емкости хранения в баллоны. Кроме того, насосная установка обеспечивает перелив сжиженного газа из автоцистерны, не оборудованной насосом, в емкость. Насос шестеренчатого типа работает под заливом. Для обеспечения противокавитаци-онного режима работы в схему обвязки насоса встроен инжектор.
Все оборудование газораздаточного пункта монтируется на раме емкости. Емкость облицована кожухом, предохраняющим ее от перегрева, В передней части кожуха имеется будка с двойными дверями, в которой размещается оборудование. Если двери открыты, сверху на них натягивается парусина, чтобы можно было работать во время выпадения
.атмосферных осадков, С внутренней стороны дверей имеется откидной стул. На небольшие расстояния газо-раздаточный пункт можно транспортировать волоком, для чего предусмотрены полозья. Обслуживается газораздаточный пункт одним оператором-
На пункте типа ПСБ выполняются эти же операции, за исключением приема газа в автоцистернах и наполнения из них баллонов.
В состав сооружений ПОБ-ГНП .входят: производственное здание
(наполнительное отделение в склад баллонов), служебно-вспомогательное здание, сливная колонка, подземные резервуары для неиспари-вшихся остатков и противопожарного запаса воды, шкафная газобаллонная установка, открытая стоянка для автотранспорта, ограда.
В составе сооружений ПОВ-ПСБ имеются те же объекты, что и в ПОБ-ГНП, за исключением наполнительного отделения, сливной колонки и подземного резервуара не-испарившихся остатков.
V-3. ВЛИЯНИЕ КЛИМАТИЧЕСКОГО ФАКТОРА И СЕЗОННОСТИ РАСХОДОВ
t
Если годовые расходы газа населением определяют по действующим удельным нормам, то сезонная неравномерность потребления газа складывается своеобразно. Так, для областей, имеющих крупнейшие города Советского Союза, на сезонную неравномерность потребления сильно влияет летняя миграция населения. На рис. V-20, а показано изменение потребления сжиженного газа в течение года основными коммунальнобытовыми потребителями, снабжаемыми от групповых подземных резервуарных установок, для таких областей. Незначительное увеличение потребления газа в декабре — январе объясняется использованием его на отопление, увеличением расходов тепла на приготовление пищи и подогрев воды. Летний пик потребления создается сезонными потребителями.
На рис. V-20, б, в и г приведена сезонная неравномерность потребления газа из 50-литровых баллонов, установленных в шкафах, а также из портативных емкостью 1 и 5 л. Из сравнения графиков видно, что неравномерность газопотребления в летний период приводит к перебоям в подаче газа. Это объясняется тем, что существующие нормы и типовые
проекты не учитывают влияния неравномерности на обеспечение нормативного запаса газа в хранилищах. В летнее время на газораздаточных станциях резко увеличивается интенсивность работы наполнительных отделений, возникают перегрузки оборудования, скапливаются баллоны в помещениях и на платформах, возрастает нагрузка на автомобильный транспорт, возникают затруднения в проведении планово-предупредительных ремонтов оборудования. Поэтому в проектах газораздаточных станций производственные площади и транспортные средства должны предусматриваться с учетом сезонной неравномерности потребления газа, приведенной в графиках на рис. V-20.
Влияние климатических факторов на газоснабжение сжиженными газами значительно, что приходится учитывать, особенно при естественном испарении. Температура наружного воздуха для наземных баллонов и резервуаров, температура грунта и наличие многолетнемерзлых пород для подземных резервуаров определяют' состав сжиженных газов, необходимых в этих условиях эксплуатации, и ряд мероприятий по
217
218
8
0 t t i t ‘ г * * * *
/ // /// IV V V/ VUVIUIX X XI XII Месяцы
Месяцы
Рис. V-20. Сезонная неравномерность потребления сжиженного газа.
а — в групповых установках; б — в баллонах емкостью 50 л; в — в баллонах емкостью 5 л; г — в баллонах емкостью 1 л.
обеспечению надежности газоснабжения. Так как наша страна географически расположена в поясе с довольно суровыми зимними условиями, то при газоснабжении необходим почти один пропан. Промышленность же может поставлять равномерно пропан и бутан, ввиду чего создаются избытки бутана и недостаток пропана. Остро встает вопрос использования сжиженных газов с большим содержанием бутана.
В этих условиях естественное испарение не может обеспечить использования бутана. Он накапливается в резервуарах и баллонах, производительность их падает и затем испарение почти прекращается. Испарители, устанавливаемые на групповые установки, не дают решения данного вопроса. При эксплуатации установок с искусственным испарением в холодное время года в распределительных газопроводах, особенно при наземной прокладке, возможна кон
денсация бутановых фракций. Это приводит к снижению пропускной способности распределительных сетей, а в ряде случаев вообще исключает подачу паров сжиженного газа потребителям.
В ночное время, когда потребление газа практически прекращается, происходит (при отсутствии движения) интенсивная конденсация паров в открытых газопроводах или проложенных в зоне промерзания. При этом давление в газопроводе падает и регулятор пропускает следующее-количество газа, газ опять конденсируется и опять снижается давление. К утру возможно полное отключение участка сети за счет, перекрытия газопровода жидким бутаном в наинизших его точках. Температура точки росы при давлении в газопроводе 300 мм вод. ст. для пропанбутановых смесей при содержании бутана от 0 до 100% изменяется от -42 до 0° С (рис. V-21).
При неожиданном повышении температуры среды, окружающей участок газопровода с конденсатом, возможно вскипание газа и повышение-его давления выше эксплуатациои-ного. Это может привести к утечкам, отрыву пламени на горелках и, еле-
Рис. V-21. Температура точек росы смесей атропина и бутана при давлении 300 мм вод. ст.
довательно, к взрывам и пожарам. Чтобы уменьшить теплопотери в окружающую среду, необходимо трубопровод покрыть тепловой изоляцией или осуществить подземную прокладку. Заглубление газопровода ниже- глубины промерзания грунта полностью исключает возможность •образования ^попутного конденсата.
Однако в ряде районов страны глубина промерзания грунта достиг гает 3 м и более, что значительно осложняет монтажные работы по прокладке распределительных сетей. Кроме того, даже при подземной прокладке в районах с низкой температурой наружного воздуха и в .местах вводов газопроводов в здания, а также на участках распределительных трубопроводов, проложенных по стенам зданий, возможно конденсатообразование.
Распределительные газопроводы можно прокладывать с «тепловыми ’Спутниками», т. е. вместе с трубопроводами горячей воды или пара. Такой подогрев паров пропан-бутана •обеспечивает в любой точке газопровода температуру выше точки конденсации. Однако это требует значительных металлозатрат, особенно в случае разветвленной сети трубопроводов сжиженного газа. При наличии постоянного отбора газа, например при газоснабжении ряда промышленных потребителей и котельных, целесообразны предварительный прогрев паров сжиженного газа в испарителе, а также изоляция распределительных газопроводов.
Оптимальную степень перегрева шаров сжиженного газа в испарителе,
обеспечивающую в конце трубопровода температуру выше точки росы, можно определить по номограмме, приведенной на рис. V-22 [25]. Ее можно использовать для расчетов при наземной прокладке изолированных трубопроводов и при подземной прокладке, если принять, что диаметр изоляции равен учетверенной величине заглубления оси трубопровода в грунт. В качестве расчетной температуры окружающей среды принимается:
— для наземных газопроводов — средняя температура наружного воздуха самых холодных суток tQ с; . — для подземных газопроводов самое, низкое значение среднемесячной температуры грунта £гр на отметке, заложения, оси газопровода.
Пример 37. Определить изменение температуры газа в трубопроводе, проложенном в земле и частично по дворовому фасаду здания. Данные для расчета подземного участка газопровода: = Ю8 мм; I == 30 м;. h = 1 м; G = 400 кг/ч; £н. п = = 30° С; tCp = —6° С; Хгр=2 ккал/(м -ч *°С)-
Решение, Задача решается методом подбора с использованием номограммы (см. рис. V-22). При условии d^3!dH = 4/t/dH = = 40, Хиз = 2 ккал/(м -Ч’°С), Z = 30 м и G = 400 кг/ч соотношение разностей температур для рассматриваемого участка газопровода (ход решения по номограмме показан стрелками!—5) (£Кф п—*о. с)Лн-£о. с = = 0,53, где tK, п — температура паров газа в конце подземного трубопровода, ?С; £о. с — температура окружающей среды (грунта), равная —6° С.
Отсюда температура паров в конце подземного участка газопровода £к. п — = $О. С 0153(£ц —£q с) = 13,1° С.
219
220
Данные для наведшего участка газопровода: dH = 108 мм; I = 50 м; G — 400 кг/ч; ^н. н — п. ~ —13,1* G; tQ. с — tc с = = -37° G; *0. с = -11,1* С; 6ИЗ = 0,035 или г?из = 178 мм.
По номограмме на рис, V-22 при <2иэ/(?н— — 1,65, Хиз = 0,04 ккал/(м-Ч’рС), I = = 50 м и G — 400 кг/ч находим (ход решения точки 20, 21, 22, 23 и 24), что (*к. н—*о. с)/(*н. я^*о. с) = 0,85. Температура паров в конце наземного участка газопровода iK к = “37 + 0,85(13,1 + + 37) = 5,5* С.
В случае отсутствия изоляции при условиях, указанных в примере 37, тешгопотери станут большими, температура газа снизится и произойдет конденсация. Одним из выходов в создавшемся положении была бы установка испарителей как можно ближе к зданиям, в шкафах у стен зданий и, наконец, в подъездах. Возможна также раздельная поставка пропана и бутана, а также раз
дельное хранение их на газораздаточных станциях и обменных пунктах. При этом бутан используется только для заполнения 1,5- и 12-литровых, а также 27-литровых баллонов, которые .используются для внутренней установки, т. е. в квартирах. Различные смеси пропана с бутаном используются в установках с испарителями и в групповых установках. Чистый пропан в этом случае служит для доливки в подземные резервуары при скоплении там большого количества бутана.
Наконец, казалось бы, лучшим выходом является использование установок смешения сжиженных газов с воздухом, которые были рассмотрены в предыдущем разделе. Температура, при которой начинается выпадение конденсата из газовоздушной смеси, зависит от давления смеси.
221
а
На рис. V-23 приведены точки росы смесей пропана, изобутана и н-бу-тана с воздухом в зависимости от давления и содержания их в смеси.
Смешение паров сжиженных газов с воздухом следует предусматривать в отношениях, обеспечивающих превышение верхнего предела взрываемости смеси не менее чем в 2,5 раза. Смешение газов может осущест
вив. V-23. Графики точек росы смесей паров сжиженных газов с воздухом в зависимости от содержания газа и абсолютного давления смеси.
а — пропан; б — изобутан; в — «-бутан; г — «-бутан при 300 мм вод. ст.
вляться при низком (например, 300 мм вод. ст.), среднем и высоком давлениях.
V-4. РАСЧЕТ ХРАНИЛИЩ ДЛЯ БЫТОВОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ
Выбор вида источника газоснабжения сжиженными газами на объектах потребления зависит от многих, часто несовместимых требовании. По-атому необходимы рекомендации для упрощения процесса проектирования и эксплуатации установок сжиженного газа.
Снабжение газом от . баллонных установок с наружным расположением (при круглогодичном газоснабжении) можно рекомендовать только для I и II климатических зон территории СССР (СНиП П-А.6-62), т. е. территорий с расчетной зимней ' температурой наружного воздуха не ниже —25° С. Состав в зимнее вре-. мя должен соответствовать техническому пропану. Размещение шкафов с баллонами должно соответствовать Z , СНиП II—Г. 12-65 и «Правилам безопасности в , газовом хозяйстве».
При количестве квартир до трех следует принимать на каждую квартиру по одной шкафной установке с двумя баллонами; если квартир больше, то количество рабочих баллонов в групповой установке должно быть равно числу квартир плюс 30% баллонов (от этого количества) для резерва (с учетом вместимости имеющихся типовых шкафов для размещения баллонов).
При подземном расположении резервуаров следует учитывать зонирование территории СССР по глубине промерзания *. Так, газоснабжение ют резервуарных установок с подземными резервуарами объемом 2,5 м3 при естественном испарении рекомендуется для I, II и III. зон (по глубине промерзания). '
Газ ©снабжение . потр ебите л ей от групповых резервуарных установок при искусственном испарении газа рекомендуется использовать во всех
* Нормативная глубина промерзания, м: I зона — до 1,0; II — 1,0—1,6; III — 1,6 до многолетнемерзлых грунтов; IV — многолетнемерзлые грунты.
случаях для IV зоны (многолетне-мерзлые грунты) и для I, II и III зон при расходах газа больше 40 кг/ч. В установках рекомендуется применять подземные резервуары объемом 4,5; 5 и 10 м3. Объем группы резервуаров должен обеспечивать пятисуточный запас (по производительности испарителей).
Рекомендуется также придерживаться следующего порядка расчета системы газоснабжения сжиженным газом.
1. Определить условия, в которых требуется организовать газоснабжение: вид потребителя, климатические условия, ожидаемый состав сжиженного газа, вид и количество газовых приборов или количество потребителей и цели потребления.
2. Рассчитать максимальные часовые расходы по отдельным потребителям и системам с использованием годовых норм или по номинальным расходам установленного газового оборудования.
3. Определить коэффициент вида потребителя Ап по реальному графику потребления (используя метод математического ожидания расхода) или по таблице примерных коэффициентов вида потребителей (см. табл. Ш-4).
4. Найти производительность баллона, наземного или подземного отдельно стоящего резервуаров по соответствующим номограммам.
5. Рассчитать размеры групповых баллонных или резервуарных наземных установок, а для подземных резервуаров с естественным испарением — относительную производительность необходимой группы резервуаров.
6. По табл. Ш-5 . найти количество резервуаров, обеспечивающих данного потребителя.
Пример 38. Определить размер групповой установки для газоснабжения группы строящихся домов рабочего поселка в Калининской обл., в которых будет
ТАБЛИЦА V-9
РАСЧЕТНАЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ GOJ1T, кг/ч,
ГРУППОВОЙ УСТАНОВКИ ИЗ Я ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ОБЪЕМОМ 2,5 ма
Количество резервуаров в групповой установке Зоны (по глубине промерзания)
I II III
1 3,75/— 3.25/— 2,75/-
2 645/6,9 5.40/6,0 4.50/5,1
3 8,10/— 7,00/— 5,90/—
4 10,10/12,8 8,70/11.4 7,40/9,4
5 12,10/— 10.50/- 8,80/—
6 14,00/18,6 12,10/16,1 10,30/13.6
7 16,00/- 13,90/— 11,80/—
8 18,00/24,4 15,60/21.2 13,20/17,6
9 19,80/— 17,20/— 14,50/—
10 21.80/32,3 18,90/26,2 16.00/23,6
Примечания. 1. Табличная производительность резервуаров соответствует расчетной при остатке жидкой фазы в каждом в размере 30% от геометрического объема резервуара и составе жидкой фазы 50% пропана и 50% бутана. 2. В числителе данные при условии установки резервуаров в один ряд и s = 2,l м, в знаменателе — в 2 линии и 5=4,0 м.
22$
проживать 860 чел. Дома пятиэтажные с горячим водоснабжнием и центральным отоплением.
Решение.
1. Строящийся поселок городского типа находится во II климатической зоне территории СССР; глубина промерзания около 1,5 м, т. е. жидкая фаза в резервуаре будет соприкасаться с грунтом при £о.с — = 0° С. Сжиженный газ поставляется в данную зону в смеси 80% пропана и 20% бутана, но вследствие естественного испарения * его состав перед очередной (многократной) доливкой будет состоять (см. рис. П1-3) из 30% пропана и 70% бутана. Температура, при которой давление в резервуаре обеспечит достаточное поступление паров через регулятор к потребителям, должна быть не ниже (см. рис. II1-33, 1-я четверть) —12° С, т. е. наземные резервуары (при расчетной температуре наружного воздуха —25° С) не смогут испарять сжиженный газ данного состава. Принимаем к установке подземные резервуары. Газ согласно условию будет расходоваться только на приготовление пищи. Йорма расхода (согласно СНиП II-Г. 13—62) ?год — 640 000 ккал/год.
2. Максимальные часовые расходы определяем по формуле (V-14), а коэффициент годовой неравномерности по формуле (V-4).
q г?год 860*2,/ • 640 103
тах ~ 76.36*10* ” 76^36*106 =
= 19,5 кг/ч.
Принимаем естественное испарение, так как Стах < 40 КГ/Ч-
S. Определяем коэффициент вида потребителя по табл. Ш-4, так как реального графика еще не имеется: кп = 0,58.
4. Определяем производительность отдельного резервуара по номограммам Ш-33 или Ш-32; она равна 3,5 кг/ч.
5. Определяем относительную производительность группы резервуаров Е = ~ ^n^max/^ноы ~ 0,58*19,5/3,5 = 3,24.
6. По табл. Ш-5 или рис. Ш-39 определяем, что при Е = 3,24 необходимо 6 резервуаров объемом 2,5 м3 при типовом расположении в один ряд с $ = 2,1 м или 4 резервуара при расположении в 2 линии с 5 = 4,0 м.
Можно упростить решение примера, если воспользоваться таблицей, составленной на основании расчетов производительности резервуаров для средних условий зоны (табл. V-9). Для этого после нахождения определим оптимальную производительность резервуаров: <?опт ~ М-чпах “ = 0,58-19,5 = 11,3 кг/ч. Среди данных в табл. V-9 найдем в колонках П зоны значения производительности, наиболее близкие (с большей стороны) к (?опт. При расположении в один ряд и s = 2,1 м это 12,1 кг/ч, при расположении в 2 линии и $ = 4,0 м — 11,4 кг/ч. Найденной производительности соответствует расчетное ко-. личество резервуаров (соответственно 6 и 4). -
Бытовое потребление имеет самую большую неравномерность в течение сутокт поэтому при установке резервуаров в
грунте их требуется значительно меньше, чем при тех же максимальных часовых расходах у других объектов.
Этот же пример можно решить по номинальным расходам газовых приборов, для чего надо определить максимальный часовой расход газа по формуле (V-11); при этом считаем, что в квартирах установлены только плиты П-4, их количество при заселенности квартир, равной 4 чел., 215.
Тогда Gjnax — н — 0,21*9600 X
X 215/11 000 = 39,6 кг/ч. 3
Сразу видно, что расходы завышены в 2 раза. Эта формула не учитывает, имеется или нет центральное отопление и горячее водоснабжение, 4 или 2 человека будут пользоваться плитой и т. д., что уже отмечалось раньше. Дальнейший ход решения тот же, т. е. по пп. 3, 4, 5 и 6,
V-5. РАСЧЕТ ХРАНИЛИЩ ДЛЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
224
Газоснабжение потребителей в сельской местности производится в основном от индивидуальных и групповых баллонных установок, а также от подземных и наземных резервуарных установок.
Индивидуальные баллонные установки имеют не более двух баллонов емкостью 27 или 50 л и предназначены для газоснабжения мелких потребителей. Баллоны с газом размещают внутри или вне помещений. При размещении баллонов емкостью 50 л внутри, помещений установка состоит из одного баллона. Вне зданий баллоны помещают в шкаф или же перекрывают их верхнюю часть кожухом-укрытием.
Групповые баллонные установки состоят из двух и более баллонов и предназначены для снабжения газом отдельных производственных сельскохозяйственных помещений, жилых домов, коммунально-бытовых объектов и других потребителей. Суммарная емкость баллонов такой установки не должна превышать 500 л при расположении ее у несгораемой стены здания и 1000 л — вдали от него.
Резервуарные установки, состоящие из двух и более резервуаров, предназначены для снабжения газом сельскохозяйственных производственных помещений, крупных коммунально-бытовых потребителей, многоэтажных жилых зданий. Максимальный общий геометрический объем резервуаров при подземной уста
новке должен быть не более 5 и1 м3. При наземном расположении резервуаров (передвижные резервуары) суммарная емкость сосудов не должна превышать 4 м3.
При газоснабжении объектов сельскохозяйственного производства (особенно в теплое время года) широкое применение нашли установки с наземным расположением передвижных резервуаров. Передвижные резервуары могут доставляться на автомобилях наполненными или наполняться из автоцистерн непосредственно у потребителя.
ГипроНИИГазом разработаны типовые проекты для наиболее распространенных сельских жилых домов:
а) с обособленной кухней без строительных переделок;
б) с кухней, которая отделена от комнаты легкой перегородкой или перегородкой, не доходящей до потолка, и с дверным проемом; в этом случае предусмотрены доведение перегородок до потолка, оштукатуривание их и навеска дверей;
в) без кухни; проектом предусмотрено устройство теплой кухнп за счет сеней.
Для каждого типа домов разработаны 6 вариантов газового оборудования (рис. V-24, V-25).
Перевод отопительной печи на газ целесообразен преимущественно в безлесной сельской местности. Газоснабжение жилых домов предусматривается от индивидуальных и групповых баллонных установок, а так-
Рис. V-24. Типовые проекты установки четырехконфорочной плиты в кухне (а), то ясе и перевода отопительной печи на газ (6)t то ясе и перевода отопительно-варочной плиты на газ (в), то ясе и газового радиатора в жилой комнате (а 2, з — варианты установки шкафов с баллонами; 4 — форточка; 5 — вытяжной канал; С — русская печь; 7 — отопительно-варочная печь; (? — газовый радиатор.
15 н. И. Преображенский
226
Рис. V-25. Типовые проекты установки четырехконфорочноп плиты в кухне и газового камина (для отопления) в комнате (а), то же и котла ВНИИСТО-Мч для центрального отопления (б).
1, 2, 3 — варианты установки шкафов с баллонами; 4 — форточка-5 — вытяжной канал; 6 — русская печь; 7 — газовый камин; 8__
котел ВНИИСТО-Мч.
1
же групповых резервуарных установок.
При снабжении газом жилых домов с небольшим количеством квартир (8—16), а также кухонь пищеблоков целесообразно применять групповые баллонные установки сжиженного газа с прокладкой подземного и внутридомового газопровода. Групповые установки сжиженного газа могут быть расположены как у глухих стен зданий, так и на расстоянии от них.
Использование городских норм для сельского населения не допустимо в силу различий в бытовом укладе. В результате изучения фактических удельных расходов газа на бытовые
нужды установлено, что потребление сетевого газа (в городах) для приготовления пищи и горячей воды зимой возрастает примерно на 20— 25% по сравнению с летом. Потребление же сжиженного газа (в сельской местности) на те же цели зимой, наоборот, сокращается^. примерно вдвое. Общегодовой расход сжиженного газа примерно в 2 раза меньше сетевого. Это можно объяснить, более высокой стоимостью сжиженного газа, а также тем, что зимой в сельской местности приготовление пищи и горячей воды на хозяйственные нужды в основном происходит в отопительных (русских) печах. Газовые плиты на сжиженном газе исполь
зуются лишь для подогрева пищи и частично воды.
Порядок расчета хранилищ — источников газоснабжения сельских жилых домов (как одноэтажных, так и многоэтажных) не отличается от изложенного в разделе V-4.
Рассмотрим расчет хранилищ для газоснабжения различных потребителей сельскохозяйственного производства. Использование сжиженного газа для отопления свинарников, телятников, птичников и других помещений осуществляется в основном при помощи горелок инфракрасного излучения ГИИ. Накопленный опыт позволяет судить о достаточной эффективности их при отоплении животноводческих помещений. С помощью горелок ГИИ можно получить в отапливаемых -помещениях благоприятные микроклиматические условия, позволяющие повысить продуктивность животных и практически предотвратить падеж молодняка от простудных заболеваний.
Известно, что даже при допустимой относительной влажности воздуха в животноводческом помещении (75— 80%), оборудованном водяной системой отопления, пол там остается сырым, что отрицательно сказывается на содержании животных, особенно молодняка. Общая температура воздуха в помещениях при инфракрасном излучении может быть ниже, чем при отоплении печами или водяной системой. Свойство горелок ГИИ передавать значительную часть тепла за счет инфракрасного излучения способствует подсушиванию пола. Кроме того, продукты сгорания позволяют содержать сухой верхнюю часть помещения, значительно увеличивая срок службы деревянных конструкций.
Как видно из рис. V-26, устройство системы отопления с горелками ГИИ несложно и сводится в основном к прокладке внутренних газопроводов со штуцерами для присоединения горелок и наружных — к подземным или наземным резервуарам.
15*
Ранее расчет систем отопления производственных сельскохозяйственных помещений вели по весьма ориентировочным и укрупненным показателям, что приводило к необоснованным и даже ошибочным проектным решениям. Это обстоятельство выдвинуло задачу но разработке рекомендаций для расчета количества горелок, необходимых для установки в отапливаемом сельскохозяйственном помещении, и воздухообмена, определяемого допустимым содержанием вредностей в помещении. В 1231 рассматривается уравнение теплового баланса животноводческого (птицеводческого) помещения, оборудованного газовыми горелками инфракрасного излучения.
<2т + <?в = + <2r, (V-17)
где — теплопотери через ограждающие конструкции помещения; ()в — тепло подогрева вентиляционного воздуха; @ж — тепло, выделяемое животными, содержащимися в отапливаемом помещении; QT — полезно используемое тепло от газовых горелок инфракрасного излучения; Qt е Сж определяются по нормативным данным (СНиП II—Г.7—62, Нормы технологического проектирования свиноводческих ферм НТП—СХ.2— 68, Нормы технологического проектирования ферм крупного рогатого скота НТП—СХЛ—65, Нормы технологического проектирования птицеводческого хозяйства НТП—СХ. 4-62).
Получено выражение для расхода газа на все горелки, установленные в помещении:
р (^^7/р4-60^шСО>) (Ев £в)<—
Г @р. нПсиса**“607Г (4В<—£н) ’
(V-18)
227
где р — количество животных, приходящихся на 1 м2 помещения; СО1 — количество СО2, выделяемое одним животным, кг/(ч-гол.); дж — тепло, выделяемое одним животным,
228
a
Рис. V-26. Принципиальная схема отопления животноводческого поме-щения горелками инфракрасного из-лучения.
I — подземные резервуары сжиженного газа; 2 — подземный газопровод; 3 — газовый кран; 4 — внутренний газопровод; 5 — горелки инфракрасного излучения.
300 200 100 0 100 200 300
Расход газа ,г/(ч-гол] ВаздухпоВм£№,нг/{ч-2ал]
Рис. V-27. Зависимость удельного расхода газа на отопление и вентиляцию и удельного воздухообмена от температуры наружного воздуха. а — животноводческие помещена; я* б — птичники,
1 — свинарники-маточники (<в — 16 °C);
2 — свинарники-откормочники (tB — —14 °C); 3 — телятники (/в = 5 °C); 4 — молодняк кур яичного направления в возрасте 31—60 дней (<в = 18 °C); 5 — молодняк кур яичного и мясного направления в возрасте 61—180 дней (£в — 14-=--=-12 °C), 6 — молодняк кур мясного направления в возрасте 181—210 дней (fB = 12 °C).
Расход газа, г/[ч-гйл.) Воздухсо8мвн,хг/(н-гол.)
ккал/(ч• голп— количество животных, 'содержащихся в помещении. Необходимое количество горелок
nr^GrQPtjQ. (V-19)
где — тепловая нагрузка принятого к установке типа горелок.
На основании проведенных расчетов составлены (рис. V-27) графики
пература в птичнике — принимается на 3° С ниже; 12—3 = 9° С; /к = —25? С; дж — тепло, выделяемое одной курой;
— 4,5 ккал/(ч-гол.); р — 12 (число голов, приходящихся на 1 м3 помещения); <2р. н = 10 900 ккал/кг; т)снст = цл + + (1—т]л)Хф = 0,7, так как т|л = 0,5 и К& = 1/3 (2/3 поверхности ограждении помещения облучаются горелками); К — 2,96 кг/кг (для смеси пропана с бутаном).
(1,87/12+60*0,004) [9 —( — 25)]—4,5 10 900 * 0,7—60 - 2,96 [9— ( — 25)]
.2000 = 11,2 кг/ч.
изменения удельного расхода газа на отопление и вентиляцию в расчете на одну голову (Gr/n) для различных видов животных и птицы в зависимости от температуры наружного воздуха (£н). Резкое возрастание расхода газ^ в области низких температур позволяет сделать вывод о том, что при расчетных температурах наружного воздуха —454—55 °C система отопления с горелками ГИИ может оказаться экономически невыгодной из-за слишком больших расходов газа и большого количества устанавливаемых горелок.
Необходимый. воздухообмен
GB = 250 (Сж со2 + KGr). (V-20)
На рис. V- 27 приведены также графики изменения удельного расхода GJn приточного воздуха (в расчете на одну голову) для различных возрастных групп животных и, птиц в зависимости от температуры наружного, воздуха.
‘ С помощью предложенных зависимостей или графиков можно определить расходы газа и по ним рассчитать групповую резервуарную установку, •ч
Пример 39. Определить величину хранилища сжиженного газа для газоснабжения птичника на 2000 голов молодняка кур мясного направления в Новгородской области.
Решение, Определение часового расхода можно провести по формуле (V-18) или по графику на рис. V-27. Для подстановки в формулу находим необходимые величины: п — 2000 (из условия); СОг = 0,004 кг/ (чтол.) — из НТП—СХ. 4—62; — тем-
По графику на рис. V-27 расход газа при расчетной температуре —25° С (кривая 5) равен 5,5 г/(ч -гол.), что на 2000 голов составит 11 кг/ч. Количество необходимых к установке подземных резервуаров по табл. V-10 (II зона) 6 при типовом расположении и 4 при расположении в 2 линии (11-суточный и недельный запас газа соответственно).
229
Расчет хранилища сжиженного газа для газоснабжения теплиц несколько отличается ввиду своеобразности графика потребления газа. Поддержание необходимого микроклимата в теплицах может быть осуществлено различными способами:
а) переводом котельных в тепличных хозяйствах с твердого топлива на газ при сохранении старой системы отопления;
б) использованием воздухонагревающих агрегатов с отводом продуктов сгорания (косвенный обогрев) в атмосферу;
в) централизованным сжиганием газа в газовоздушных агрегатах с подачей смеси продуктов сгорания газа с воздухом в теплицы (подкормка растений СО2);
г) децентрализованным с-жиганием газа непосредственно в теплицу (также с подкормкой);
д) комбинирование указанных способов.
Применение первых двух систем, имеющих малый к. п. д., на сжиженном газе нецелесообразно. Системы по способам «в» и «г» имеют к. н. д., близкий к 100%, что дает основание
230
применять вэтихслучаяхсжиженный газ. В связи с этим следует выяснить преимущества системы с непосредственным сжиганием газа. Сравним 2 системы, из которых одна имеет к. и. д. 100%, но для обеспечения нормального микроклимата в помещении предполагает воздухообмен, а следовательно, дополнительный расход тепла, кроме возмещения тепло-потерь (такой является система с непосредственным сжиганием газа); другая имеет к. п. д. меньше 100%, но все полезно используемое тепло расходуется только на покрытие тепл опотерь (такой является система газового обогрева с выдачей продуктов сгорания в атмосферу теплицы и системы водяного, парового, воздушного отопления),
В случае максимального расхода тепла, когда выделяющаяся при сжигании газа двуокись углерода не поглощается полностью растениями, оптимальную концентрацию ее можно поддерживать только при помощи воздухообмена; тогда расход воздуха (тепла) увеличивается (случай, когда растения еще малы).
В [28] приведены следующие формулы для определения количества тепла и воздухообмена при непосредственном сжигании газа:
(v-2i)
£=Jr2i- <v-22>
где
__ Срг (^в — ^н)
QhK (ZB--2н)
(V-23)
P = l/(l-v); (V-24)
К — коэффициент пропорциональности, зависящий от состава сжигаемого газа; численно равен массе газа, которую необходимо сжечь, чтобы получить 1 кг СО2; для пропана К = 0,333, для бутана — 0,332; с — массовая теплоемкость воздуха (с = 0,24 ккал/(кг - °C); tn — расчетная температура воздуха в сооружении, °C; определяется по СНиП П—П.4—62 для различных выращиваемых культур; tn — наружная температура, °C; zB — требуемое содержание СО 2 в воздухе теплиц, кг/кг; гн — содержание СО 2 в наружном воздухе, кг/кг.
Анализируя средние фактические и расчетные значения коэффициентов неравномерности потребления газа в теплицах, можно рекомендовать для проектирования газоснабжения следующие величины коэффициентов неравномерности: Ам = 2,2 4- 2,5;
кс — 1,3 -г 1,6; кч — 1,6 -г1>8. При этом числа часов использования максимума (минимума) 2min = 8760/ (2,50-1,60.1,80) ~ 1200 ч/год; zmax= = 8760/(2,20.1,30-1,60) ^1900 ч/год; z = 1200 4-1900 ч/год; коэффициент вида потребителя &п==0,48 -?0,35в
V-6. РАСЧЕТ ХРАНИЛИЩ
ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Использование сжиженного газа про
пленными потребителями в це-
к
TrtiiT
лом является исключением. Обычно
промышленные расходы значительны и сжигать сжиженный газ в промышленных установках нерентабельно. В то же время технология ряда производств требует применения газа (стекольное, электровакуумное производство и др-)- При располо
жении таких предприятий вдалеке от магистральных газопроводов природного газа возникают большие капитальные затраты по строительству и содержанию газогенераторных установок. В этом случае рентабельнее использовать сжиженный газ, тем более если в дальнейшем ожидается подвод природного газа.
Максимальный часовой расход сжиженного газа определяют как и для природного, следовательно, эту часть ю расчетов приводить незачем- На промышленных предприятиях обычно используют групповые резервуарные установки с испарителями (для обеспечения постоянного достаточно большого расхода сжиженного газа)- При работе отдельных малых установок и постов используют баллоны и групповые баллонные установки. Определить их производительность можно по номограммам на рис. III-8, II1-32 и Ш-33.*
Пример 40. Завод использует ежи женныи газ для стекловаренных печей и постов пайк^ стекла. Для варки стекла расход газа 50 кг/ч. Для Тпобтов, работающих только в дневную смену, расход газа
7 кг/ч. Определить размеры групповой резервуарной установки и групповой баллонной установки для постов.
Решение. Так как расход сжиженного газа для стекловарочных печей превышает 40 кг/ч, то необходима установка резервуаров емкостью по 5 или 4,5 м3 с испарителем производительностью 50—100 кг/ч и запасом на 10 суток, т. е. 6 резервуаров.
Для определения количества баллонов в групповой баллонной установке необходимо по номограмме на рис. 1П-8 определить производительность 50-лит-рового баллона при его работе 7 ч в сутки. В зависимости от состава сжиженного газа она равна 0,35—0,7 кг/ч, следовательно, необходимо установить N = = 7,0/0,5 = 14 шт.
Кроме того, необходимо не менее 30% резервных баллонов 14 + 14*0,3 = 18,2; примем 20 шт., что составит 8-суточный запас.
При больших расходах сжиженного газа на предприятии предусматривается хранилище, обеспечивающее прием и слив железнодорожных цистерн.
Глава VI
ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
с
VI-L ТЕХНОЛОГИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
232
Для ведения проектных работ необходимо составить техническое задание, которое заказчик передает проектной организации. Без особых предварительных проработок техническое задание на проектирование можно составить только на малые объекты, в других случаях необходимо принятие предварительного решения. Поэтому проектной организации обычно дают задание на проработку возможности газоснабжения данного района, области, города, т. е. на проведение изыскательских работ.
В целях повышения эффективности общественного труда, рационального развития и размещения производительных сил страны, а также для дальнейшего совершенствования планирования, проектирования и финансирования капитального строительства Постановлением ЦК КПСС и Совета Министров СССР № 390 от 28 мая 1969 г. предусмотрена разработка направлений развития и размещения отраслей народного хозяйства и промышленности. Генеральная схема развития и размещения производительных сил СССР разрабатывается Госпланом СССР, Акаде
мией Наук СССР, Госстроем СССР, министерствами и ведомствами и советами министров союзных республик.
Установлено, что, начинаяс!971 г., разрешения о проектировании и строительстве предприятий и сооружений должны приниматься исходя из схем развития и размещения соответствующих отраслей народного хозяйства и промышленности, производительных сил по экономическим районам и союзным республикам, а по крупным и сложным предприятиям и сооружениям — также на основе технико-экономических обоснований (ТЭО), подтверждающих экономическую целесообразность и хозяйственную необходимость проектирования и строительства предприятий и сооружений.
Проектные организации обязаны организовывать проектирование на основе максимального учета новейших достижений науки и техники, с тем чтобы строящиеся и реконструируемые предприятия ко времени их ввода в действие были технически передовыми и имели высокие показатели по производительности труда, себестоимости, надежности и
качеству продукции, а по условиям труда отвечали современным требованиям.
Решение этих вопросов дается в проектно-сметной документации строительства, которая является основой организации, планирования и финансирования строительства. Осуществление строительства и его финансирование без надлежаще разработанных и утвержденных в установленном порядке проектов и смет запрещены законом.
При разработке проектов необходимо руководствоваться действующими нормами и техническими условиями на технологическое и строительное проектирование, нормами продолжительности строительства, а также использовать типовые проекты, каталоги/.типовые конструкции и изделия заводского изготовления.
Сметы составляются на основе сметных норм, утвержденных Госстроем СССР. Состав, порядок разработки и оформление проектов и смет по промышленному и жилищногражданскому строительству регламентированы инструкциями Госстроя СССР. В качестве основной формы государственного планирования предусматривается перспективный план, разрабатываемый на 5 лет. Задания пятилетних планов уточняются в годовых планах.
В планах проектных работ различают перспективное, текущее и типовое проектирование. Перспективное проектирование предусматривает разработку проектов и смет для строительства будущих лет, начало строительства которых намечается на ближайшие (вслед за планируемыми) годы. Текущее проектирование — это разработка проектной документации для переходящих строек и вновь начинаемых объектов, включенных в план текущего года, с тем чтобы обеспечить бесперебойный ход строительства. Типовое проектирование заключается в разработке проектов и смет, предназначенных для много
кратного использования после привязки их к местным условиям.
Процесс проектирования, как правило, имеет 2 стадии. На первой стадии ведется разработка технического проекта со сводной сметой по строительству в целом и сметами на отдельные объекты и виды работ, и на второй стадии — разработка рабочих чертежей. Для несложных объектов, а также объектов, сооружаемых по типовым проектам, проектирование осуществляется в одну стадию — техно-рабочий проект (технический проект, совмещенный с рабочими чертежами). Разрешается поручать различным проектным организациям одновременную разработку нескольких вариантов технических проектов или отдельных частей проектов для выбора оптимальных решений и оплачивать эти работы за счет средств на капитальное строительство, предусмотренных в планах проектных работ. Ниже приведены схемы проектирования.
В задании на проектирование указываются:
— наименование предприятия, сооружения.
— основание для проектирования (постановление Совета Министров, утвержденный план проектно-изыскательских работ, приказ министерства или ведомства и т. п.);
— район, пункт и площадки строительства;
— мощность (полная или первой очереди);
— основные источники обеспечения при эксплуатации и в период строительства газом, водой, топливом и электроэнергией;
— режим работы систем;
— специализация;
— основные технологические процессы и оборудование;
— объекты и районы потребления газа;
— необходимость разработки автоматизированных систем управления! производством;
ДЕУХСТАДИЙНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ОДНОСТАДИЙНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
234
— сроки строительства, наименование генеральной проектной организации и подрядной строительной организации;
— предполагаемый порядок ведения строительства по очередям и очередность ввода мощностей или отдельных пусковых комплексов с указанием ориентировочно намечаемого размера капитальных вложений и технико-экономические показатели.
Кроме того, выдается архитектурно-планировочное задание, полученное от местного Совета депутатов трудящихся, а также строительный паспорт участка на присоединение к коммуникациям и разрешение на получение газа от Управления газового хозяйства-
В технологическом (технорабочем) проекте решаются основные вопросы •строительства. В состав технического проекта входят: генеральный план строительства и чертежи для обоснования принятых технических решений по отдельным объектам, пояснительная записка и текстовая
часть, в которой содержатся сжатые и точные формулировки принятых решений; сводная смета.
В общей пояснительной записке приводятся основания для разработки проекта, мощность, состав системы, объекта, основные потребители, очередность строительства и состав пусковых комплексов, краткое изложение содержания проекта в целом по его основным и вспомогательным объектам, излагаются принятые основные технические решения, сопоставление вариантов. Основные технико-экономические показатели проекта: организация производства, труда и управления, потребные капитальные вложения и сроки ввода мощностей и основных фондов, перечень типовых проектов с данными о согласованиях и соответствии проекта нормам и правилам.
В технико-экономической части приводятся исходные данные и результаты технико-экономических расчетов эффективности и целесооб
разности строительства, характеристики источников газоснабжения как базы будущей системы, производительность труда, уровень механизации и автоматизации производства, стоимость и себестоимость, энерговооруженность и т. д.
В генеральном плане приводятся обоснования планировочных решений.
В технологической части технического (техно-рабочего) проекта уточняется мощность, указанная в задании на проектирование, дается решение вопросов организации производства и технологических процессов и т. д.
Постановлением ЦК КПСС и Совета Министров СССР № 390 от 28 мая 1969 г. упррщено согласование проектов с органами государственного надзора и установлено, что проекты, разработанные в соответствии с действующими нормами и правилами, утвержденные министерствами по согласованию с Госстроем СССР, не подлежат согласованию с органами государственного наздора- Главный инженер проекта удостоверяет соответствующей записью в проекте, что проект разработан в соответствии с нормами и правилами. Если при проектировании возникнет необходимость частичного отступления от требований норм и правил, то они должны предварительно согласовываться с соответствующими организациями. С органами государственного надзора подлежат согласованию проектные решения, на которые нет норм и правил.
Применение типовых проектов дает воз мо жность неспециализир ов анным проектным предприятиям добиться -лучших решений, ускоряет и удешевляет проектирование. Рабочие чертежи типовых проектов комплектуются в серии и выпуски. Проектным организациям разрешается изменять типовые проекты в связи с применением более прогрессивных технологических процессов. Если отдельные виды оборудования, при
мененные в типовом проекте, сняты с производства или отдельные технические решения не соответствуют действующим нормам и техническим условиям, то разрешается вносить изменения в рабочие чертежи типового проекта.
При одностадийном проектировании в технорабочем проекте разрабатываются рабочие чертежи и данные, которых нет в типовом проекте. В состав техно-рабочего проекта наряду с рабочими чертежами входят следующие материалы: пояснительная записка с технико-экономическими показателями и данными, полученными на основе привязки типовых и повторно применяемых экономичных индивидуальных проектов, схема генерального плана сооружения, перечень типовых и повторно применяемых проектов, изменения и дополнения в связи с привязкой к местным условиям, сводная смета и сметы на объекты работ.
При ведении проектных работ по газоснабжению проектная организация:
— рассматривает местонахождение подлежащего газоснабжению объекта (удаленность от мест добычи и переработки газа, от магистральных газопроводов), наличие местных видов топлива, возможность временного газоснабжения сжиженными газами, если в дальнейшем предусмотрено поступление природного газа, и т. д.;
— определяет суммарное годовое потребление газа объектом;
—определяет источники газоснабжения сжиженным газом (групповые установки баллонов, резервуаров с естественным испарением, испарителями, с единой испарительной установкой или установкой газовоздушной смеси и т. д.);
— определяет расчетные расходы газа для систем трубопроводов, источнике в газ о снабжения;
— определяет режимы потребления газа и рассчитывает по графикам потребления коэффициенты вида по
н
требителей для каждого источника газопотребления с естественным испарением сжиженного газа;
— рассчитывает трубопроводы домов;
— рассчитывает трубопроводы сетей;
— проводит расчет баллонных, резервуарных и газосмесительных установок;
— определяет оптимальный радиус действия магистральных газопроводов, регазификационных установок;
— сравнивает варианты;
— принимает окончательное решение;
— разрабатывает структуру управления, производства, системы планирования, технического контроля и обслуживания систем потребителей и штаты обслуживающих газовых хозяйств*
При необходимости (по заказу)* могут составляться инструкции по* обслуживанию новых установок,, формы документации и документооборот.
VT-2. РАСЧЕТ ГОДОВЫХ РАСХОДОВ ГАЗА
Расчет расхода газа на бытовые, коммунальные и общественные нуж-236 ды представляет собой сложную задачу, так как количество газа, расходуемого этими потребителями, зависит от большого числа фактов: газового оборудования, благоустройства и населенности квартир, оборудования городских учреждений и предприятий, степени обслуживания населения этими учреждениями и предприятиями, охвата потребителей централизованным горячим водоснабжением, климатических условий.
Большинство приведенных факторов не поддается точному учету, поэтому потребление газа рассчитывается по средним нормам, разработанным в результате многолетнего опыта* Особенно трудно определить расход газа квартирами, так как он зависит от наличия предприятий общественного питания, бань, прачечных и других учреждений, обслуживающих население. В нормах расхода газа в квартирах учтено, что население частично питается в буфетах, столовых и ресторанах, а также пользуется услугами коммунальных предприятий.
Годовое потребление газа городом, районом города или поселком ложится в основу проекта газоснабжения. Расчет годового потребления ведет
ся по нормам. Все виды городского-потребления газа можно сгруппировать следующим образом:
а) бытовое (потребление газа к квартирах);
б) в коммунальных и общественных предприятиях;
в) на отопление и вентиляцию зданий;
г) промышленное.
Потребители, названные в пп. «в» и «г», в балансе, составленном для сжиженного газа, обычно отсутствуют, если не считать отдельных небольших установок.
Возможное количество потребителей газа может быть определено исходя из анализа показателей, характеризующих город и его хозяйство: численности населения и его* плотности в отдельных районах/ этажности застройки и ее основных характеристик, количества и характеристики (по пропускной способности) предприятий и учреждений городского хозяйства, наличия централизованного горячего водоснабжения, характеристики отопительных систем, топливного и теплового* баланса города.
Данные о пропускной способности некоторых предприятий коммунально-бытового обслуживания населения приведены ниже*
Нормы пропускной способности некоторых предприятий
Наименование предприятий (учреждений)
Детские ясли
Расчетные показатели
Детские сады
Больницы
Родильные дома Поликлиники
Школы
/
Гостиницы1
.Механические прачечные
Бани
Столовые и рестораны Хлебозаводы и пекарни
Число детей ясельного возраста — 8 — 10% всего населения, обслуживание 25—40%
Число детей в возрасте от 4 до 7 лет—10% всего населения, обслуживание 60%
Общая вместимость из расчета 3—9 коек на 1000 жителей
Из расчета 1—1,5 койки на 1000 жителей
Из расчета 10—12 посещений на одного жителя в год
Число школьников —
20% всего населе-
ния
Из расчета 5 мест на 1000 жителей
Обслуживание — 50% населения; норма— 100 кг сухого белья на одного жителя в год
Обслуживание — 100% всего населения с учетом душевых и ванных устройств в жилых домах, детских учреждениях, больницах и др.
Обслуживание — 25 — 30% населения
Производительность завода из расчета 0,6— 0,8 т суточной выпечки на 100 жителей
П рим е р 41. Определить годовое потребление газа городом (без промышленности). Площадь застройки 200 га, средняя плотность населения 400 чел ./га, средняя этажность застройки 5—6 этажей.
Для газоснабжения используется сжиженный газ с теплотой сгорания 11000 ккал/кг. Степень охвата городских потребителей газоснабжением принята следующая:
а) 90% населения расходует газ на приготовление пищи в квартирах;
б) 30% квартир оборудовано горячим водоснабжением от газовых водонагревателей; 20% всех квартир имеют центральное горячее водоснабжение;
в) газифицировано 60% всех коммунальных и общественных предприятий и медицинских учреждений; половина газифицированных предприятий и учреждений используют газ для горячего водоснабжения.
Решение. Численность населения города N — 400*200 = 80 000 чел. Расчет годового потребления газа на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды сводим в табл. VI-1, в которой все потребители разделены на 2 группы:
1) бытовое потребление (в квартирах);
2) коммунальные и общественные предприятия.
В колонке 1 табл. VI-1 учитываются потребители газа, приведенные в СНиП П-Г.13—62. Нормы потребления взяты там же. В колонке 2 для бытового потребления дается общая численность населения; для детских учреждений — число детей, которое рассчитывается по общему числу детей в городе и степени охвата населения детскими учреждениями. Расчеты для других потребителей производятся также с учетом приведенных выше данных. При расчете потребления газа в поликлиниках предполагается, что каждый житель города посещает поликлинику 10 раз в год. Таким образом, одно годовое посещение обеспечит 310 : 10 == 31 житель (310 — число рабочих дней в году).
Годовой расход газа без промышленных потребителей составляет (см.табл. VI-1) 7,75-106 кг/год, или 7750т/год. Удельный расход газа на одного человека дгод = — 7,75 *106/80 000 = 97 кг/(год-чел.). При таком расходе газа надо строить ГРС с мощностью 12 тыс. т, учитывая возможное потребление газа окружающими пригородами.
237
VI-3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСТОЧНИКОВ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
Источники газоснабжения отдельных объектов, городов, деревень, сел и других населенных пунктов выбирают с учетом многих условий. Возможны 3 принципиально различных источника газоснабжения сжиженными газами:
а) баллонные установки различного типа (однобаллонные, со встроенным в плиту баллоном, двухбаллонные, групповые — как наружные в металлических шкафах или под кожухами, так и расположенные в специально отапливаемых помещениях);
ТАБЛИЦА VI-1
238
РАСЧЕТ ГОДОВОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА
Назначение расходуемого газа Число единиц
1 2 ”
Приготовление пищи в квартирах, имеющих центральное горячее водоснабжение (на человека) . > .
Приготовление пищи и горячей воды в квартирах с газовыми водонагревателями (на человека) . . • , Приготовление пищи в квартирах, не имеющих горячего водоснабжения (на человека).................
Стирка белья в квартирных условиях, т сухого белья
Бытовое
100 1000 80000 80 000 80 000 80000-0,5 = 4000 -
Потребление коммунальными
Детские ясли (на ребенка): приготовление пищи................................
приготовление пищи и горячей воды............
0,1 -80 000 *0,3 = 2400
0,1 80000 • 0,3=2400
Детские сады (на ребенка): приготовление пищи.................................0,1 • 80 000 • 0,6 = 48 000
приготовление пищи и горячей воды.............0,1 • 80 000 • 0,6 = 48 000
Больницы (на койку): приготовление^пищи...............................
приготовление пищи и горячей воды . , . *
9
80 000 1000
= 7200
Родильные дома (на койку): приготовление пищи................................
приготовление нищи и горячей воды............
Поликлиники (на посетителя)....................
Школы (на учащегося)...........................
Гостиницы (на место)...........................
Всего на предприятиях...........................
Общий расход на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды...................................
Общий расход с учетом 10% на предприятия по бытовому обслуживанию населения на неучтенные расходы.........................................
9
80000
1000
= 7200
1 5 S0 000 _ 1,5 1000 1 5 SO 00Q _ £2оо ’ 1000 ^ии
10 80000^=25 800 olO 0,2 * 80 000=160 000 80000 5 1000 - 4000
-—
НА ХОЗЯЙСТВЕННО-БЫТОВЫЕ И КОММУНАЛЬНЫЕ НУЖДЫ
Охват газоснабжением, % Число единиц, использующих газ Норма расхода газа, ккал на единицу Годовой расход газа, ккал на город Годовой расход газа, кг на город
3 4 5 6 7
потребление в квартирах -
20 16000 640 000 10,24 • 10® 0,93 • 10»
30 24000 1100 000 26,4 • 10® 2,4 • 106
40 32000 810 000 25,9 -10» 2,36 • 10в
90 3 600 2 100 000 7,55 • 10» 0,69 • 10«
70,09 • 10» | 6,38 • 10»
* 1 1 70,ОУ • 1UW | б,38 • 10°
п общественными предприятиями -
1 ч.
0,5-60 = 30 ’ 720 490 000 0,35 -10» *—*
0,5-60=30 720 920 000 0,66 • 10» —-
1440 -—• 1,01 • 10» 0.092 • 10«
0,5-60=30 1440 570000 0,82 * 10»
0,5*60=30 1440 890 000 1,28 • 10» —
2880 2,1 * 10» 0,19 10«
0,5-60=30 216 760 000 0,16 -10» —
0,5*60 = 30 216 2 960 000 0,64 • 10» —
432 — 0,8 * 10» 0,073 -106
0,5-60=30 36 • 1820000 Л 0,07 -10»
0.5-60=30 36 2 920 000 0,11 -10» •—*
— 72 ►— 0,18 -10» 0,0164 • 106
60 1550 20000 0,03 • 10» 0,0027 • 108
60 9600 40000 0,38 • 10» 0,034 -106
60 240 120 000 0,29 -10» 0,026 • 10«
— * —— — 4,79-10» 0,435 • 108
«— " — 74,88 • 10» 6,9 -10«
— •— ' - 82,37 • 10» 7,75 • 10е
23$
ТАБЛИЦА VI-2
240
Потребители
(типы установок)
ИСТОЧНИКИ-ХРАНИЛИЩА ДЛЯ СИАБ
Стационарные
Под избыточным давлением При атмосферном давлении (изотермические)
Наземные стальные объемом 50—200 м3 Подземные Наземные Льдогрунтовые
Стальные объемом 2,5—5,0 мз (ес-теств. испарение) Стальные объемом 4,5—10,0 м3 (искусств. испарение) В соляных пластах Шахты
Города и крупные населенные пункты: —|—
(газопроводы с парами газа или с газовоз-
душными смесями) . . (групповые резервуар-
ные установки) . . . —•
(баллонные установки) Жилые здания: —
одноэтажные .........
двухэтажные..........
более двух этажей . .
Коммунально-бытовые предприятия:
столовые и рестораны бани и прачечные . . . пионерские лагери и летние базы отдыха I ++
Промышленные предприятия:
котельные .
печи и сушила . . . .
посты резки
Сельскохозяйственные пред-
приятия:
котельные —J—
животноводческие поме-
щения —
птичники —
Базы сжиженных газов и на-
полнительные станции . . . —|—
Предприятия по производству
газа
* Не более трех установок у здания.
* * Не менее четырех газифицированных квартир в здании.
* ** Допустимо в Ш климатической зоне СССР.
ЖЕНИЯ СЖИЖЕННЫМИ ГАЗАМИ
Передвижные ’
Резервуары Баллоны ' 1 Групповые баллонные установки ! Стальные трубопроводы под избыточным давлением ,
1 Железнодорожные и автоцистерны Объемом 600—1600 л Шаровые объемом 0,3-5,0 мз 2 баллона 27 л или со встроенным в плиту Баллон 50 л ' -- " । 2 баллона 50 л в м’с-. таллическом шкафу или под навесом г 4, 6, 8 и 10 баллонов в металлических шкафах вне зданий - . - „ •? 4, 6» 8, Ю и 20 баллонов в отапливаемых помещениях
Естественное испарение
241
16 Н. И. Преображенский
242
б) групповые резервуарные установки — наземные и подземные;
в) централизованные резервуарные хранилища, работающие под избыточным давлением - Ъгли изотермические; подземные в соляных пластах, шахтах или i льдогрунтовые с общей испарительной или газовоз-дупшбй смесительной установкой, подающей пары или газовоздушную смесь в систему газопроводов.
Использование последних источников наиболее целесообразно, если' по перспективному плану в дальнейшем предусмотрен переход на природный газ или планировка города не дает возможности применения резервуарных групповых установок/ В этом случае строится ГРС (ГНС) с испарительными или газосмесительными установками и распределительная система газопроводов го-
чего водоснабжения). В кварталах малоэтажной застройки можно применять групповые подземные резерв вуарьг с естественным испарением. В пригородах, деревнях, селах и на окраинах городов можно, применять баллонные установки.
Подбор источников-хранилищ для газоснабжения возможен с исполь- . зованием табл. VI-2. При этом надо учитывать, что применение баллонов и съемных резервуаров с наружной (наземной) установкой возможен только для I й II климатических зон СССР' Использование групповых резервуарных установок с подземным расположением резервуаров при естественном испарении рекомендуется для I, II и III зон территорий СССР с нормативной глубиной промерзания до 2,0 м и расходом газа менее 40 м3 на одну установку. Применение труп- г
рода. ; j
В кварталах с Многоэтажной застройкой, если принята система с групповыми установками, необходимо устанавливать испарители (особенно при отсутствии в домах горя-
новых резервуарных установок с подземным расположением резервуаров и испарителями возможно, для всей территории СССР при расходах газа более 40 м3/ч и необходимо для IV зоны СССР при любом расходе газа.
VI-4- РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ
Все элементы системы газоснабжения рассчитывают на максимальные часовые расходы газа — так называемые расчетные. При наличии разных потребителей система распределения газа рассчитывается на совмещенный расчетный расход, .определяемый по суточному! графику употребления газа всеми потребителями.
Конкретный' расчет необходимо
проводить, начиная с жилого дома. Для этого применяют формулы (V-11) и (V-12). Затем определяют расчетные расходы группой домов; и кварталами для расчетов в дальнейшем диаметров1 разводящих газопроводов. На основании расчетных, расходов проводят расчет труб по общей методике, изложенной в различной литературе, как по формулам, так и по номограммам [2].
Гидравлические потери при движении реальных газов по трубопроводам вызываются двумя видами сопротивлении: линейными Дрл, про-являющимися} на всем пути потока (так называемые потери на трение); местными Дрм, возникающими на отдельных участках и обусловленными изменением величины или направления скорости потока. Сум
марное гидравлическое состояние какого-либо элемента сети
рл = Дрл + Дрм, (VI-1)
а для всей сети в целом
Рп общ == Pni' (^1“2)
i=l
Соотношение между потерями в различных узлах систем газоснабже-
вия различно. Потери давления в местных сопротивлениях газопроводов жилых домов значительно превышают линейные потери давления’.' Они весьма существенны во внутренних газовых сетях коммунально-бытовых и промышленных предприятий. В распределительных газопроводах потери в местных сопротивлениях невелики и составляют 5—10% от линейных потерь давления.
При гидравлических расчетах газопроводов местные сопротивления заменяются эквивалентными длинами, т. е. местные потери давления приводятся к линейным или вводится следующая надбавка к потерям на трение (СНиП П-Г.11-6), %:
На газопроводах от ввода в здание до стояка . /...................25
На стояках . i................... 20
На внутриквартирных разводках
при длине разводки 1—2 м ... 450
То же, 3—4 м.....................200
То же, 5—7 м.....................120
То же, 8—И м......................50
Движение газа в газопроводах низкого давления охватывает области ламинарного, критического и турбулентного режимов. Поэтому вычисления удельных потерь давления и эквивалентных длин производятся по различным формулам. Переходы от одного режима к другому выражаются определенными условиями, которые приходится рассчитывать.
Существующиетаблицы также сложны, они имеют 2 входа: d и
Каждому диаметру соответствуют 2 колонки: левая (значения удельных потерь давления J?) и правая (значения эквивалентных длин Z9). Таблицы для расчета газо^ проводов низкого давления занимают довольно большой объем, и для нахождения R и Z9 требуется нрове-сти линейную интерполяцию, усложняющую решение задачи. Поэтому для того же расчета большой интерес представляют номограммы (не имеющие указанного недостатка). Наиболее выгодными здесь оказываются номограммы сетчатого типа,
так как на них все расчетные формулы для различных X легко изображаются на одном чертеже. /
Имеются рабочие номограммы для определения 7? по (£н и d газообраз- / ного пропана (рис. VI-Д)- Номограмма на рис. VI-2 служит для определения Z9. Она построена по формулам для определенйя Z9, когда (?н меняется в пределах от 0,1 до 400 м3/ч. Номограмма на рис; VI-3 построена по формулам для случая, когда QH меняется в пределах от 100 до Л00 000 м3/ч. В этом случае пределы изменения я взяты более широкими по сравнению с таблицами. Это сделано для того, чтобы в дальнейшем указанные номограммы можно было использовать и для определения эквивалентной длины Z9 в газопроводах среднего и высокого давления, для которых также справедлива исполь- 243 зуемая формула.
Пример 42. Определить удельную потерю давления Я и эквивалентную длину 1Э для газопровода низкого давления в случае течения по газопроводу пропана. К установке принята стальная электросварная труба, du X s = 57 X Змм, расход газа = 40 м3/ч, длина Z = 100 м.
Решение. По номограмме для пропана (см. рис. VI-1) с учетом заданных (7Н и dH X « определяем потери давления на 1 м длины (A, Б, В) Я = 1,50 (кгс/м2)/м. Потери на длине 1= 100 м составят RI = = 150 кгс/м2. По номограмме на рис. VI-2 по заданным Qtt и X s определяем 19 = 1,98 м.
Пример 43. Определить эквивалентную длину I* для пропана, передаваемого ио стальной бесшовной трубе с dH X s = = 146 X 4,5 мм, при расходе (?н= 800м3/ч.
Поскольку Qu > 400 м3/ч, то используем номограмму на рис. VI-3. По ней находим, что при Qu = 800 м3/ч (А) и £?н X s = = 146 X 4,5 мм (Б) 1Э = 7,3 м (В).
Отметим, что на номограммах наглядно виден переход от одного режима течения газа к другому. В местах такого перехода наблюдается излом линий dnXs. Точки излома лежат на некоторой наклонной прямой, что выражает линейную зависимость 1g Re от 1g Qn и 1g й-Особенно ярко выражен переход от
16*
244
0н,М3/ч 1020«8,0
10000*
920*8,0 720*8,0 46)2*9,0
820*8,0 630*7,0 530*7,0 426 *9, O\ 377*9.0
dn*s -351 *9,0
-325 8,0
-299* 8,0
,273* 7,0
-245 * 7,0
-219 *6,0
...199 х 6t0
J80* fyQ
^/5<?x 5,0
-159*4,5
-152* 4,5
-146 к 4,5
-740x 4,5
-133 x 4t(j
^}27x 3,0
''-HI x 4,0
^114 * 4,0
^!08x 4,0
^702 * 3,0
95 x 4,0
""89 * 3 0
'-83 x 3to
''76 * 3,0
75,5 x 40
4 70 x 3to
'60 x 3to
"60 x зд
"57 x 3,0
-48 x 3}5
~ 45 x 3,6
42,3 * 3,2
. 38 x 30
33,5 *3,2
1000*
too
to
0,5 0,** 0.3
0,01 0,02 0,05 . 0,1
5000-4000*
3000*
2000 *
500 • ООО* 300*
200 .
50
4 4Z7
30
20
-268*2,8
Рис. VI-1. Номограмма для определения потерь: давления в газопроводах низкого давления (до 500 мм вод. ст.) при транспортировке газообразного пропана с р = = 2 кг/м3 и v — 3,7 -10~6 м2/сек (при 0° С и 760 мм рт. ст.).
Рис. VI-2. Номограмма для определения -эквивалентных длин при транспортировке газообразного пропана с расходами до :200 м3/ч, р = 2 кг/м® и v = 3t7 *10" 6 м2/сек <(при 0° С и 760 мм рт. ст.).
30 40 50
26.8 *2,8
100 200
- 33,5 *3,2
0,5*
0,4»
0,3 •
0,2»
0,1*
0,2
0,05»
0,00»
0.1
н и
88,5*4,0 83*3.0 76*3,0 \75,5*3,75
70 *3,0
60*3,0
60 *3,5
\ 57 *3,0
48*3,5 44,5*3,0 42,25*3,2i
38 *3,0
0,4
245
246
wo*
н
1020*
S’, O'
920 *
820 х
8,0-
8>&
720 *
50
40
30
20
10
A94 * 6,3 180 *6,0 168 > 6,6
---630*
60 * 3,0
95 x 4,Q-
89 * 3,0
83 я 3,0
76 x 3,0'
70 x 3,(7
1000 2000 3000 5000 10000 Qh,m3/v
—530* 7,0
426* 3,0
402* 9,0 377* 9,0 351 x 3ta 325*8,0 299 х 8,0 273* 7}0
245* 7,0 219*6,0
146 * 4,8
x 4,0
x 3,0 121 x 4,0 114 x 4,0 108* 4,0
WO
200 300 500
Рис. VI-3. Номограмма для определения эквивалентных длин при транспортировке газообразного пропана с расходами свыше 200 М74.
.ламинарного режима к критическому. Переход далее от критического режима к турбулентному виден мало, ;и излома линий почти нет. На номограмме, приведенной на рис. VI-2, •видно, что в области изменения расхода от 0,1 до 3 м3 эквивалентная .длина /э не зависит от диаметра трубопровода, так как при этом все линии d3Xs сливаются в одну наклонную прямую. Из формул этого видно не было.
Следует указать, что при переходе ют одной формулы к другой, т. е. в точках QH = Qi гр и Qa = Qi rp, получается некоторый скачок, яв-.ляющийся следствием неточного определения границ применения той или иной формулы. Движение газа в газопроводах среднего и высокого .давлений обхватывает области переходного и квадратичного режимов. Составлять таблицы для определения /?ycjl здесь вообще нецелесообразно. Рабочая номограмма для газообразного пропана приведена на рис. VI-4.
P-k г
Пример 44. Дано: труба стальная .электросварная X s = 127 X 3,0 мм, расход газа <?н — 1000 м3/п, длина газопровода 1000 м, Pi = 3 кгс/см2. Опреде-.лить давление р2 в конце газопровода для газовой фракции пропана.
Решение. Используем номограмму на рис. VI-4. Для этого прикладываем край .линейки к точке А (<?н = 1000) и точке Б <dlt X $ = 127 X 3,0). Точку пересечения В линейки и немой шкалы I соединяем ю точкой Г {I — 100). На шкале pi8—Р22 в точке Д читаем ответ: р2!—р22 — 0,18 гкгс/см2. Поскольку из условия I — 1000 м, -а данные на номограмме взяты при I— = 100 м, то величину, считанную с номограммы, умножаем на 10, т. е. p2t—р22 — — 1,8 кгс/см2. Тогда р2 = Vp2!—1,8 = >= /З2—1,8 = 2,68 кгс/см2.
Можно построить номограмму (рис. VI-5) и для вычисления по формуле
р*-рГ±=п, -(VI^
где П — величина, считанная с номограммы на рис, VI-4 (см. пример 44); малые значения р\—р^ снимаемые с номограммы, в дальнейшем ^следует умножать на 10 или на 100,
так как они соответствуют оолыпим значениям /; поэтому значенияр\—pl, умноженные на 10 или 100, также попадают в оптимальный интервал шкалы 17.
Пример 45. Дано: П — 1,8; рг = = 3. Найти р2 по номограмме на .рис. VI-5.
Решение. Прикладываем край линейки к точке А шкалы П с пометкой 1,8 и к точке Б шкалы рх с пометкой 3. В точке В пересечения края линейки со шкалой р2 читаем ответ: р2 = 2,7 кгс/см2.
Расчетные перепады давления в дворовых (квартальных) и домовых сетях низкого давления жилых и общественных зданий и предприятий бытового обслуживания применяются по табл. VI-3 в зависимости от этажности. Для многоэтажных зданий необходимо учитывать гидростатическое давление в стояках.
На рис. VI-6 показан один из вариантов газоснабжения жилых домов. Вводы запроектированы в лестничных клетках, стояки размещены в кухнях. Размещение приборов отличается компактностью и удобством обслуживания. Подводка к приборам имеет минимальную длину.
Газовые сети общественных, коммунальных и промышленных зданий обычно несколько проще, чем жилых домов. В таких зданиях обычно делается один ввод (желательно в помещение, в котором установлены газовые приборы) и газ подается в одно-два помещения (кухня, бытовые помещения, котельная) с небольшим количеством приборов.
П р и мер 46. Определить расходы газа и рассчитать внутренний газопровод жилого дома (см. рис. VI-6).
Решение. Расчет начинаем от самого верхнего и самого дальнего прибора в здании для стояка, с максимальной нагрузкой — Г. ст.15. На расчетной схеме проставляем номера узловых точек от самого дальнего верхнего прибора до ввода в здание и определяем расходы газа по участкам домовой сети по номинальным расходам газа приборами (табл. VI-4).
Коэффициенты одновременности определяем по табл. V-1 в зависимости от ассортимента установленных приборов. Так
247
248
QH,M3l4 l, и
Ю000
5000
9000
3000
2000
- A
1000 -
500
900
300
200
100
100
90.
60
50
90
30
20
/5
IQ
80
70
530*7,0—x
dH*s
—1020*8,0
920 * 8,0-
- 820*8,0 720*8,0-
- 630*7,0
926*9,0 902 * 9,0 _J77xpp 351*9,0^ 3ZSxS0 299*8,0— \
— 273*7,0
295*7,0- \
- 219*6,0 190*6,0—
- 180*6,0
Ю8 x 6t0— _ <£Q x'r 152 *4,5-140^^5— t^0*4}5
-127 * M-^33_*.9,0 119*9,0-102*3,0-89 * 3,0-
76*3,0—
— 108*9,0
95 *9,0 83*3,0
60 * 3,0-1
0,0001
0,0002
0.0005
0,001
0,002
0,005
. 0,01
0.02
0,2
0,05
70 * 3,0
Ключ
0,5
2 —
10
20
Рис. VI-4. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах среднего и высокого давления (до 12 кгс/см2) при транспортировке газообразного пропана.
как участок Р—10 питает 10 квартир с ассортиментом П-2 + ГК и 5 квартир с ассортиментом П-4 + ГК, коэффициент одновременности принимаем для каждой группы квартир отдельно, но по суммарному количеству квартир по 15 для каждой группы.
Определяем расход газа одним прибором из числа установленных в доме. Расчетный расход, м3/ч,
Г = М”п-Нгк)и. (VI-4)
Участок 1—2 питает одну газовую колонку, У1_2 — 1 *1,0’1 = 1 м8/ч. Участки 2—3 и 3—4 питают одну квартиру с П= = 2 + ГК, У2_4= 0,75 *1,14-1 = 0,85 м3/ч. Участок 4—5 питает 2 квартиры с П-2+ГК,
Рис. VI-5. Номограмма для графического решения уравнения типа х = а2— Ъ.
^4^5 ~ 0,48*1,14*2 = 1,10 м3/ч. Аналогично определяем расчетный расход по участкам 5—6, 6—7, 7—S, 8—9. Участки 9—10 и 10—11 питают квартиры с приборами разного ассортимента. Расход газа для 10квартир с П-2+ГК V= 0,2 -1,14 10 = = 2,28 м3/ч; для 5 квартир с П-4+ГК V = 0,19*1,44-5 — 1,37 м3/ч. Сумма расходов по участку 9—10 Уд_10 = 2,28+ + 1,37 = 3,65 м3/ч; по участку 10—11 V = 3,25+ 1,31 = 4,56 м3/ч.
После определения всех расчетных расходов но участкам переходим к гидравлическом у расчету газопроводов. Перепад
ТАБЛИЦА VI-3
250
ДАВЛЕНИЕ ГАЗА ПЕРЕД ПРИБОРАМИ И РАСЧЕТНЫЕ ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ, кгс/м2 (СНиП II—Г. 11-66 и СНиП П—Г. 13-66)
Газ Давление на выходе из ГРП Давление газа перед бытовыми приборами Расчетный перепад давления в сетях
номинальное максимальное минимальное суммарный распределительной квартальной и домовой квартальной и дворовой I ДОМ()ВОЙ
Все виды природного, газовоздушные смеси сжиженного и другие газы с = 8000 -т-10000 ккал/м3 при номинальном давле-ним перед бытовыми приборами 200 кгс/м‘- 300 200 280 100 180 120 60 25 35 35 25
То же, при давлении на выходе ив ГРП 500 кгс/м2 500 200 280 100 300 240 60 25 35 35 25
Сжиженный углеводородный с = 22 000 -г- -г-28 000 ккал/м3 . . . 400 300 360 200 180 120 60 25 35 35 25
Примечание. В числителе приведены данные для многоэтажной,, в знаменателе—для одноэтажной застройки.
давления для домовой сети многоэтажных зданий по данным табл. VI-3 рп, общ = = 35 кгс/м2. Расчет сводим в табл. VI-5.
Определяем по чертежу здания длину участков, проставляем процентную надбавку а, учитывающую потерю давления в местных сопротивлениях, и определяем расчетную длину участков
ZP=Z (1+ а/100). (VI-5)
Например, для участка 1—2 1Р = = 1,2(1 + 450/100) = 6,6 м. Подсчитываем сумму расчетных длин всех участков сети (SZp = 51,55 м) и вычисляем среднее удельное падение давления
^ср—др/2
(VI-6)
По формуле (VI-6) ЬСр = 35 : 51,55 = — 0,67 кгс/(м2 -м).
Далее приступаем к подбору диаметров сети по номограмме на рис. VI-1. При рас
четных расходах газа действительные удельные падения давления на участках должны приближаться к среднему hcp = = 0,67 кгс/(м2 - м), при этом диаметры газопроводов не должны быть меньше присоединительных диаметров приборов. В данном случае для газовой колонки Ру = 20 мм. Для участка/—2 принимаем диаметр 20 мм. По рис. VI-1 находим й=0,55 кгс/(м3 -м) и проставляем эти значения Dy и h в соответствующие колонки табл. VI-5. Для участка 2—4 при расходе газа 0,85 м3/ч и при Dy = 20 мм находим h— 0,41 кгс/(м2-м), а при -Оу = 25 мм — h = 0,068 кгс/(м2 -м). Принимаем диаметр Dy = 20 мм, имеющий значение h = 0,41, ближайшее к среднему. Аналогично подбираем диаметры для остальных участков.
Сопротивление на участках
Ap=AZp. (VI-7)
Например, на участке 1—2 Др = 6,6 X X 0,55 = 3,63 кгс/м2.
a
Рис. VI-6. Газоснабжение жилого дома.
<z — общий вид и план расположения газового оборудования квартиры; б — расчетная схема газопроводов к стояку 15 (Г, ст. 15).
Г.Ст.15
ГП=2
ТАБЛИЦА Vl-4
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ РАСХОДОВ ГАЗА В ДОМОВОЙ СЕТИ (расчет сети Г. ст, 15)
Номер участка Ассортимент приборов Количество квартир Коэффициент одновременности к0 Расход газа, м^/ч
на все квартиры расчетный V
1—2 ГК 1,0 1,0 1,0
2—3 П-2Н [-ГК 1 0,75 0,85 0,85
3—4 П-2- 1-гг 1 0,75 0,85 0,85
4-5 П-2- (-ГК 2 0,48 1,1 1,26 1,1
5-6 П-2Н ргк 3 0,37 1,26 ’
6—7 П-2п |-ГК 4 0,325 1.48 1,48
7—8 П-2- НГК 5 0,29 1,65 1,65
8—9 П-2Н 1-гк 10 0,23 2,63 2,63
9—10 П-2Н |-ГК 10 0,2 2,28 3,65
П-4Н НГК 5 049 1,37
10—11 П-2- НГК 15 049 3,25 4,56
П-4Н НГК 5 0481 1,31
252
Примечание. Ассортимент приборов, устанавливаемых в квартирах, условно обозначен; ГК—газовый быстродействующий водонагреватель: П-2—плита двухконфорочная; П-4—плдта четырехконфорочная.
ТАБЛИЦА VI-5
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ДОМОВЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Участок Расчетный расход газа V, мЗ/ч Длина участка 1, м Надбавка на местные сопротивления а, % Расчетная длина 1р, м Среднее удельное падение давления hср, кгс/(м2 • м) Условный диаметр газопровода Z?y, мм Удельное падение давления h, КГС/(м2 • м) Сопротивление участка Мр, кгс/м3 Гидростатическое давле-ние Яг, кгс/м2 Падение давления на участке кгс/м2
1—2 1,00 1,20 450 6,60 20 0,550 3,63 0 3,63
2—4 0,85 345 20 3,77 20 0,410 1,54 3,0 4,54
4—5 140 3,00 20 3,60 20 0,625 2,25 3,0 5,25
5—6 1,26 3,00 20 3,60 20 0,810 2,91 3,0 5,93
6—7 1,48 3,00 20 3,60 0,67 20 1400 3,96 3,0 6,96
7—8 1,65 12,00 25 15,00 20 1,300 19,50 0 19,50
8—9 2,63 4,00 25 5,00 25 0,740 3,70 0 3,70
9—10 3,65 0,80 25 1,00 32 0,400 0,40 1,5 1,90
10-11 4,56 7,50' 25 9,38 50 0,037 0,35 2,0 2,40
= 51,55 = 53,81
Гидростатическое давление на вертикальных участках, кгс/м3,
(1,293—рг). (VI-8)
Для участков 2—7 Яг = 8(1,293—2,3)= = —3 кгс/м3. Для горизонтальных участков Нг = О,
Определив общую величину падения давления на участках hl$ + подсчитываем суммарное падение давления на всех
последовательно присоединенных участках:
2(ЛгР+яг) = 53,81 кгс/м*.
Суммарное падение давления не должно превышать расчетного перепада давления для домовой сети. Поэтому для участка 7—8 следует принять = 25 мм. Тогда h — 0,31, hlP = 4,65 вместо 19,5, Окончательно S(ZiZp+ Яг) = 53,81—19,5 + + 4,65 = 38,96 кгс/м3.
VI-5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА И КОЭФФИЦИЕНТОВ ВИДА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
На основании приведенных в гл. Ш и V данных можно судить о режимах использования газа различными потребителями (бытовыми — жилые дома, коммунально-бытовыми — гостиницы, детские ясли и сады, столовые, домовые прачечные и т. д') как в городах, так и в сельской местности. Нужно, следовательно, подобрать данные по режиму, соответствующему потребителю, переводимому на сжиженный газ. Необходимо иметь график расхода газа по отдельным видам потребления как в годовом, так и в суточном распределении. Характер графика потребления на приготовление пищи по месяцам для городов и рабочих поселков приведен на рис. VI-7.
В сельских населенных местах характер режима бытового использования сжиженного газа будет резко отличаться от городского. В районах с продолжительной зимой приготовление пищи в холодное время года обычно совмещается с отоплением помещения и базируется, как правило, на твердом топливе. В летнее же время при наличии газобаллонной установки, естественно, отдается предпочтение газовой плите. В результате для сельских местностей нагрузка возрастает в летний период и падает с наступлением холодных дней.
Как показали наблюдения и расчеты, в сельских местностях в теплое время года, когда отопительные печи или плиты на твердом топливе
не работают, удельный расход сжиженного газа достигает 6—7,5 кг/ (чел. *мос.), что объясняется использованием газа не только на приготовление пищи, но и на получение горячей воды для хозяйственных нужд. При указанных выше условиях удельный годовой расход сжиженного газа в сельских местностях достигает 40—50 кг/(чел. - год) при ярко выраженном преобладании расхода в летний период года.
Характер почасовых графиков потребления газа для городских систем газоснабжения приведен А. И. Гордюхиным, а А. А. Ионин [6] приводит также и для других населенных пунктов.
Для определения расчетных расходов установками с естественный! испарением необходимо получить по суммированным часовым графикам (жилые дома, столовые, детские сады и т. д.) коэффициенты вида потребителей по формулам (II1-113) и (Ш-117). Коэффициенты, приведенные в табл. Ш-4, справедливы только для отдельных видов потребителей, а в случае совмещения расходов разными потребителями расходы могут совпадать по времени; тогда суммарные часовые расходы увеличиваются. В этом случае коэффициент вида потребителя уменьшается, так как неравномерность возрастает. При несовпадении расходов по времени суммарный график выравнивается и коэффициент вида потребителя возрастает.
253
Рис. VI-7. Характеристика удельного потребления газа на приготовление пищи по месяцам года-
Например, в квартале, обслуживаемом подземной групповой резервуарной установкой, имеются кроме бытовых потребителей столовая, открывающаяся в 7 ч и работающая до 22 ч, домовая прачечная, работающая с 10 до 20 ч, и детский сад. В этом случае график потребления бытом соответствует рис. III-31. Столовая начинает расходовать газ зна-254 чительно раньше, так как к 7 ч надо уже приготовить все блюда. В детском саду пищеблок начинает потреблять газ несколько позже. Прачечная использует газ с 9 до 19 ч почти равномерно. В столовой расход газа совершенно спадает к 20, в детском саду — к 17 ч, и общий расход квартала по часам суток несколько выравнивается, а это увеличивает коэффициент вида потребителя.
Изложенное показывает, что необходимо проводить построение реальных графиков и тщательный расчет коэффициентов вида потребителя — основного связующего звена между расчетным расходом газа и производительностью установок с естественным испарением. Невыполнение этого условия приводит к завышенным расходам средств на установку резервуаров и баллонов. Эксплуатационная практика показала возможность дополнительного подключения газоиспользующих установок при графике расходов, имеющих большую неравномерность, к тем установкам, которые были спроектированы согласно СНиП II—Г. 12—65. Так, в статье [12] даже предложена формула для оп
ределения количества газовых водонагревателей, которые можно установить в квартирах, где проектами предусматривалась установка только газовых плит при использовании групповых установок сжиженного газа. За исходную принята формула (V-13). Путем преобразований получено, что
n2 = (V - 0,0052n)/0,008, (VI-9) где п2 — количество человек, пользующихся плитами и водонагревателями; п — общее количество проживающих в домах, снабжаемых от данной установки.
п = п± +
где — количество человек, пользующихся плитами.
Формула (VI-9) не учитывает возможных изменений состава сжиженного газа и его теплоты сгорания (последняя принята постоянной — 22 000 ккал/м3). В то же время, если вести расчет производительности не но объему, а по массе, т. е. по <?опт, кг/ч, то в этом случае при любом составе газа 1 кг имеет теплоту сгорания, равную примерно 11 000 ккал- В формуле (VI-9) также не используется связующее звено между расчетными расходами газа, принимаемыми для расчетов трубопроводов, и аккумулирующей способностью групповых установок, т. е. коэффициент вида потребителя, а в приведенном примере применения формулы (VI-9) [12] не учтено взаимное влияние резервуаров при установке их в группе-
Предлагаемая ниже формула не имеет этих недостатков, и поскольку для проверки имеются существующие установки и уже известное количество квартир со средней населенностью 4 человека, а 7сп = “ 0,58 (из табл. Ш-4), то расчет упрощается:
^2 = (<?опт - 0,03ш)/0,0464, (VI-10)
где т2 — количество квартир, в которых возможна установка газовых водонагревателей; т — общее количество квартир, подключенных к групповой установке (при населенности 4 чел.).
Пример 47. Имеется групповая установка, состоящая из шести подземных резервуаров до 2,5 м3, снабжающая газом 240 квартир с газовыми плитами, расположенная во II зоне СССР. Определить возможность установки газовых водонагревателей дополнительно к плитам и их количество.
Решение. По табл. V-16 во II зоне при типовом расположении резервуаров (?опт — == 12,1 кг/ч (при составе 50% пропана, 50% бутана). Тогда по формуле (VI-10)
= (12,1—0,03 -240)/0,0464 = 105 квартир (или газовых водонагревателей). Если же не учитывать то водонагреватели устанавливать нельзя.
Подобно тому, как это сделано в примере 47, можно проверить все действующие установки на их эксплуатационные возможности и уже законченные проекты при их внедрении. Если в числителе получится отрицательная величина, то данная установка не обеспечит подключенных к ней потребителей. Если числитель положителен, то у установки имеется резерв. При равенстве числителя нулю проект имеет оптимальный вариант. Проверить действующие установки с разнообразными газоиспользующими приборами можно по методу, предлагаемому в разделе V-4.
VI-6. ОРГАНИЗАЦИЯ ПОДВОЗА И СЛИВА ГАЗА
Методы перемещения и транспортировки сжиженного газа были рассмотрены в гл. II. В эксплуатационных условиях поставка газа осуществляется согласно заявкам потребителей. В то же время потребление сжиженных газов характеризуется неравномерностью как по часам суток, так и по дням недели и месяцам- Обеспечение суточной и недельной неравномерности потребления не вызывает особых трудностей, у каждого потребителя имеется достаточный запас сжиженного газа (2 баллона у индивидуальных потребителей, резервные баллоны в групповой установке, резерв и определенный запас газа в групповой резервуарной установке).
Более сложно обстоит дело с сезонной (по месяцам) неравномер-. ностью потребления, на обеспечение которой газом необходимы дополнительные газохранилища, способные накапливать газ и отдавать его во
время повышенных расходов- Это предусматривается при проектировании, но не в полном объеме- Поэтому необходимо планировать поставки в соответствующее время и в соответствующем количестве. График поставки сжиженного газа в железнодорожных цистернах согласовывается с поставщиком, но последний может согласовать подобный график только при наличии хранилища в районах производства газа. Если же сжиженный газ используется для покрытия пикового потребления природного газа, все сезонные запасы сжиженных газов должны храниться в местах потребления, Здесь возможно сооружение высокоэкономичных изотермических хранилищ большой емкости.
При транспортировке баллонов от кустовой базы пли газонаполнительной станции до районных пунктов используются автомобили, например ЗИЛ-160-Н с полуприцепом, что дает •
Рис. VI-8. Железнодорожная платформа для контейнерной перевозки баллонов со сжиженным газом.
возможность перевозить 3,3 т сжиженного газа в баллонах, и железно* 256 дорожные платформы грузоподъемностью от 20 до 60 т. Железнодорожная платформа грузоподъемностью 20 т вмещает 8 контейнеров по 96 баллонов (27 л) в каждом (рис- VI-8). Перевозка баллонов от районных пунктов до складов розничной сети осуществляется автомобилями, вмещающими 84 баллона (27 л).
Южгиирогазом разработаны конструкции контейнеров для перевозки баллонов емкостью 27 л. Контейнер автомобилей ГАЗ-51 перевозится без кузова. Его устанавливают на брусьях, имеющих специальные шипы для фиксации положения. Рама контейнера сваривается из труб, поддон — из волнистой низколегированной стали; верх контейнера покрыт волнистой сталью. С боков баллоны закрываются специальными засовами с замками, что полностью предотвращает выпадение их из контейнера. Контейнер крепится к брусьям винтами с пружинными фиксаторами, что исключает самопроизвольное отвинчивание стяжек.
Баллоны в контейнере располагают в 2 яруса, но 42 штуки. Каждый ярус имеет 7 рядов по 6 баллонов и разбит на 3 отсека; 2 крайних вмещают по 12, средний — 18 бал
лонов. При подъеме контейнера краном или автопогрузчиком стропы зацепляют за крюки, установленные по бокам контейнера. Наполненные баллоны снимают с одной стороны, а пустые ставят с другой и продвигают на место наполненных. Техническая характеристика контейнера для автомобиля ГАЗ-51 следующая:
Размеры автомобиля, мм: длина..................... 5235
ширина (по задним колесам) 2130 высота ................... 2538
Размеры контейнера, мм: длина......................2310
ширина......................1860
высота .....................1438
Грузоподъемность автомобиля ГАЗ-51, кг..................... 2500
Количество баллонов................84
Масса, кг: контейнера .................422
пустого баллона............14,5
баллона с газом............26,5
контейнера с баллонами, наполненными газом........ 2752
сжиженного газа, перевозимого автомобилем..............* . 1008
Расчет количества автомобилей для перевозки баллонов до розничных складов можно вести в следующем порядке.
1. Количество рейсов в сутки
<VM1>
где т — число часов работы в сутки; I — расстояние от районного пункта до розничного склада; с — средняя техническая скорость автомобиля; т3 — время погрузки (разгрузки).
2. Средний объем перевозок одним автомобилем в сутки
?1 = 9А, (VI-12)
где q — грузоподъемность одного автомобиля (по газу).
3. Необходимый объем перевозок в сутки
= 4 к, (VI-13)
где Q — общая годовая потребность в сжиженном газе; п — число дней работы; к — коэффициент неравномерности, равный 1,15.
4. Требуемое количество автомобилей, с учетом формул (VI-11)— (VI-13),
N == д2/дх = Qk!(nqh). (VI-14)
257
Рис. VI-9. Автомобиль АТБ-1-51 для перевозки баллонов в клетях*
J — баллон; 2 — каркас клети; 3 — запорная штанга; 4 — теневой кожух; 5 — подвижные ролики.
Количество автомобилей для развозки баллонов к потребителям определяется с учетом местных условий. Средние практические данные по развозке баллонов показывают (рис. VI-9), что автомобиль, вмещающий 32 баллона, может обслужить абонентов в течение рабочего дня (7 ч).
Автомобили для перевозки баллонов со сжиженным газом снабжают двумя огнетушителями, а на борту по диагонали наносят красную полосу шириной 120 мм. Баллоны со сжиженным газом защищают от действия солнечных лучей навесом из брезента или другого материала. При перевозке газа автомобилями типа «клетка» баллоны размещают в ячейках без дополнительных прокладок, вентилями внутрь. Баллоны емкостью 1 и 5 л без воротников перевозят на бортовых автомобилях в специальных металлических ящиках, расположенных в несколько ярусов.
17 Н. И. Преображенский
Расстояние, км
Погрузку и разгрузку баллонов нужно выполнять с особой осторожностью. Баллоны емкостью 40— 80 л разгружают двое рабочих, баллоны емкостью 1, 5, 12, 27 л — один. Баллоны 40—80 л от автомобиля к месту их установки и обратно перемещают на специальных тележках, санках или других приспособлениях. Баллоны емкостью 27 л и меньше переносят за воротники. При перевозке на вентилях устанавливают заглушки, а сами вентили защищают предохранительными колпаками. Снимать с автомобилей баллоны вентилями вниз не разрешается.
Представляют интерес данные [3] сравнительного экономического анализа стоимости перевозок сжиженных газов отдельными видами транспорта (рис. VI-10). Как видно из приведенного графика, диапазон стоимости перевозки сжиженного газа весьма значителен, особенно для трубопроводного транспорта. Так, при небольшой пропускной способности трубопровода стоимость перекачки газа сильно возрастает. При пропускной способности примерно 200 тыс. т/год она снижается до уровня железнодорожного транспорта. Доставка сжиженного газа автоцистернами
Рис. VI-10. Себестоимость перевозки сжиженных газов различными видами транспорта (<? — объем перевозок сжиженных газов, т/год).
1 — автотранспортом для всех Q; 2 — то же, железнодорожным транспортом; 3 — то же, водным (речным) транспортом.
по сравнению с транспортом в баллонах экономичнее.
Расчет количества автоцистерн надо проводить в зависимости от местных условий, т. е* состояния дорог и расстояния до потребителя, количества сливаемого газа в продолжительности всех операций по сливу газа в резервуары промышленных, сельскохозяйств енных потр е бит елей или групповых установок жилых зданий, которая зависит от времени года, необходимости удаления неис-парившихся остатков из резервуаров потребителя и т. д. Поэтому приводить формулу расчета количества автоцистерн, необходимых для постоянной работы, нецелесообразно.
Принципиальные схемы слива сниженного газа рассмотрены в разделе П-З. Расчет времени слива приведен там же. Слив из автоцистерны в летнее время произвести легче, чем зимой, так как в автоцистерне жидкая фаза находится при большей температуре, чем в подземном резервуаре (см. пример 19). Зимой в подземном резервуаре жидкая фаза может иметь температуру выше температуры воздуха, но в то же время перед сливом новой автоцистерны в жидкой фазе резервуара много тяже-локипящих компонентов и давление в автоцистерне за счет паров может быть выше. Поэтому перед сливом надо определить по манометрам давления в групповой установке и автоцистерне. Если давление в последней
выше, то паровые фазы резервуаров и автоцистерны соединять не нужно* В процессе слива давление в резервуарах может возрасти, И если оно сравняется или превысит давление в автоцистерне, то необходимо соединить паровые фазы.
По мере расхода газа потребителями в резервуарных групповых установках естественного испарения накапливаются тяжелокипящие (бутан) и неиспаряющиеся остатки, и особенно в зимнее время резко падает производительность резервуаров. Приходится их все время доливать, что приводит к лишним транспортным расходам и трудовым затратам. Поэтому целесообразнее удалить всю жидкую фазу, которую можно использовать для установок
с искусственным испарением или внутрибаллонных установок, а в резервуары залить соответствующий времени года состав.
Для удаления пеиспарившихся остатков автоцистерна соединяется шлангом со сливным штуцером, головки резервуара. Перемещение жидкости в автоцистерну происходит вследствие увеличения давления паров сжиженного газа в опорожняемом резервуаре, которые подаются в него из смежной группы резервуаров, заправленных сжиженным газом с высоким содержанием пропана. Разрешается слив пеиспарившихся остатков газа также в металлические специально оборудованные резервуары, установленные на автомобилях.
VI-7. БОРЬБА С КРИСТАЛЛОГИДРАТАМИ
ОБРАЗОВАНИЕ КРИСТАЛЛОГИДРАТОВ
В трубопроводах для сжиженных газов наблюдается крайне нежелательное явление, приводящее иногда к остановке всей системы на весьма длительный срок: закупорка труб кристаллогидратами. Гидраты углеводородных газов представляют собой продукт химического взаимодействия их с водой (где
х = 17 для пропана и изобутана). По своему агрегатному состоянию они являются кристаллическими твердыми веществами белого цвета или с оттенками ржавчины.
Как показывают наблюдения, процесс гидратообразования в сжиженном газе протекает быстро; бурная реакция вызывает за короткий срок (15—20 мин) заполнение почти всего сечения трубопровода. В тех же условиях наблюдаемое гидратообра-зование газа, имеющего большое количество Сл и С2, проходит медленнее, за 15 ч.
Гидраты, образуемые водой и сжи
женными газами, характеризуются высокой прочностью, примерно равной прочности льда. Разложение гидратов сжиженных газов протекает крайне медленно. Например, глыбы гидратов на открытом воздухе разлагались в течение недели при температуре воздуха днем до 15° С. Даже при использовании пара скорость разложения гидратов была невысокой. Гидраты горят сильным коптящим пламенем. При этом с поверхности куска гидрата стекает выделяющаяся при разложении вода.
В трубопроводах для сжиженных газов гидратные пробки имеют локальный характер, т. е. сосредоточиваются в небольшом объеме, быстро перекрывая все сечение. Они обычно занимают участок трубопровода длиной от 1,5 до 2,5 м и выдерживают давление до 20—25 кгс/см2 при диаметре трубопровода Dy — 100 мм.
Необходимо различать образования гидратов в трубопроводах жидкой фазы и в газопроводах. Если, например, при росте перепада давления в газопроводе обычно увеличи-
17*
вают количество метанола или другого вещества, предотвращающего образование гидратов или разлагаю-26q щего их, то для жидкой фазы эта мера неприемлема, так как рост перепада давления совершается в короткий промежуток времени, после чего движение в трубопроводе прекращается или резко замедляется. Добавление разлагающей жидкости после того, как зафиксировано образование гидратов, становится практически бесполезным.
Основные факторы, определяющие условия образования гидратов природных углеводородных газов, следующие: состав газа, давление, температура, полное насыщение газа парами воды. Дополнительными факторами, определяющими скорость образования гидратов, являются наличие жидкой воды в газовом потоке, турбулентность и переохлаждение газового потока.
Условия образования гидратов газа могут быть представлены в координатах температура — давление. На рис. VI-11 линии ВС — границы существования гидратов, AD — кривые упругости паров, точка С — критическая температура образования гидратов. Условия образования, а также свойства гидратов в системах жидкая фаза — вода и газ — вода различны. Исследования показали,
Рис. VI-11. Условия образования гидратов индивидуальных углеводородов.
1 — метан; 2 — этан; з — пропан; 4 — изобутан.
что структура воды, вернее, определенная форма этой структуры, является главным условием. При пониженных температурах (при t << < 14° С) структура воды приближается к структуре льда, характеризующейся тем, что между молекулярными образованиями возникают пустоты. Молекулы газа, проникая в эти пустоты, образуют кристаллогидраты. Процесс образования гидратов сопровождается выделением тепла. При повышенной температуре ввиду ускоренного движения молекул воды сцепление их с молекулами газа исключается, поэтому исключается и образование гидратов. Структура кристаллогидратов сходна со структурой обычного льда.
МЕРЫ БОРЬБЫ С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ
Профилактические мероприятия. Заключаются в создании условий, препятствующих образованию кристаллогидратов. Уменьшение рабочего давления перекачки не может быть использовано по технологическим соображениям, а также из-за сравнительно высокой упругости паров, достаточной для образования кристаллогидратов. Известны случаи, когда образование кристаллогидратов наблюдалось в емкостях для сжиженных газов при давлении их
Рис. VI-12. Влияние NaCl на образование гидратов пропана.
г — пропан — вода; 2 — пропан — 10 мае. % TJaCl; 3 — кривая точек четырехфазного состояния.
21 — гидрат; Ь, — вода; Ь2 — жидкий углеводород; V — твердая смесь.
^насыщения. Непригоден также подогрев сжиженных газов перед подачей их в трубопровод, что предотвращает появление гидратов лишь на небольшом начальном участке трубопроводов, хотя при небольшой протяженности (внутри газонаполнительных станций) этот метод может найти применение. Подогрев должен быть не выше 40—45° С, чтобы не вызвать парообразования и полимеризации отдельных ненасыщенных углеводородов.
Наиболее эффективна осушка сжиженных газов (обезвоживание) пропусканием их через слой поглотителя (хлористого кальция). Она весьма эффективна, но не исключена возможность попадания раствора СаС12 в трубопровод, что может вызвать коррозию трубопроводов, резервуаров и арматуры. Практически обезвоживание проводят отстаиванием. Резервуары, заполненные сжиженным газом, ставят на отстой {отключают от всех коммуникаций) на срок не менее 6 ч. Затем через 4 ч освобождают от влаги и через следующие 2 ч проверяют ее наличие. Далее вводится метанол, этанол или растворы солей NaCl, СаС12, а также аммиак*
Спирты, растворяясь в воде и занимая пустоты между молекулярными образованиями, значительно понижают критическую точку образования гидратов. Степень дозировки —
0,1—0,15% от объема жидкой фазы. 261 Возможно применение ди- и триэтиленгликоля как ингибиторов гидра-тообразования* Сильные электроли* ты NaCl и СаС12 предотвращают гидратообразование и разлагают кристаллогидраты в концентрации 35— 40%. Влияние NaCl на пропановый гидрат показано на рис. VI-12*
Возможна щелочная очистка сжиженных газов от сернистых соединений (H2S), которые вызывают гидратообразование, коррозию оборудования и появление пирофорных соединений (опасных самовозгоранием). Этот метод удобен еще и тем, что обеспечивает обезвоживание жидкой фазы. В качестве щелочи применяют обычно NaOH.
Присутствие в гаэе примесей СО2 и Н2 также способствует гидрато-обравованию. К веществам, не образующим гидраты, но способствующим их возникновению, относятся w-бу-тан, пентан, азот и др.
Устранение уже образовавшихся гидратных пробок. Это мероприятие сложно и требует много времени. Обычный способ разложения гидратов в газопроводах — снижение давления — очень сложен для трубопроводов жидкой фазы. Резкое сни-
Температура, °C Температура, °C
Рис. VI-13. Константы равновесия гидрате-образования пропана.
жение давления сопровождается резким вскипанием жидкости и быстрым ее охлаждением. Разложение гидратной пробки, которая при охлаждении уплотняется, занимает десятки часов. А так как продувать затем трубопровод воздухом нельзя (воз-вожно возгорание пирофорных соединений) и не всегда имеется возможность продувки газом, то этот метод, приводя к разложению пробки, не устраняет причину ее возникновения (не удаляется влага).
Более простой способ — подогрев закристаллизованного участка, например горячей водой. Но пробка может, оттаяв снаружи, продвинуться в другое место и вновь закрыть сечение трубы.
Рис. VI-14. Константы равновесия гидра-тообразования ивобутана.
Равновесные условия образования гидратов сжиженных газов можно определить различными методами:
1) по равновесным кривым образования гидратов;
2) но эмпирическим формулам для газов различного состава;
3) по константам равновесия;
4) экспериментально на установках.
ТАБЛИЦА VI-6
РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ДЛЯ СЖИЖЕННОГО ГАЗА ПРИ t = 10°С
Компонент Мольная фракция я Абсолютное давление, кгс/см2
Р=4,9 Р=3,5
2^ х/К К х/К
Пропан Изобутан , . . . Пентан Азот 0,60 0,36 0,03 0,01 1,30 0,50 0,46 0.72 0,0 0,0 1,70 0,68 0,353 0,530 0,0 0,0
2 = 1,18 2 = 0.963
Расчет по константам равновесия ведется по следующей схеме с использованием графиков на рис. VI-13 и VI-14. По графикам выбираются константы равновесия для каждого гидратообразующего компонента для заданных условий температуры и давления. После этого содержание каждого компонента делится на его константу равновесия. Затем полученные величины складываются.
2 (х/К) = 1,0. (VI-15)
Если найденная сумма больше 1,0, то при данных условиях гидраты могут образоваться, если меньше — то нет. Когда эта сумма равна 1,0, то имеются равновесные условия, т. е. стоит немного повысить температуру или понизить давление, как создаются неблагоприятные условия для образования гидратов; при небольшом понижении температуры или повышении давления, наоборот, возникают условия, в которых гидраты образуются.
Пример 48. Определить возможность образования гидратов сжиженного газа состава, %: пропан — 60, изобутан — 36, пентан — 3, азот — 1, поступающего из подземного резервуара в испарительное отделение, если температура жидкой фазы в резервуаре 10q С, давление 4,9 кгс/см2, а на подходе к испарителю соответственно 109 Си 3,5 кгс/см2.
Решение. Расчет ведем по формуле (VI-15) и записываем его в виде табл. VI-6. При t = 10^ G и р — 3,5 кгс/см2 гидраты не образуются (сумма меньше 1,0), а при t — 10° С и р = 4,9 кгс/см2 гидраты образуются (сумма более 1,0). 263
Разность 4,9—3,5 = 1,4 кгс/см2 соответствует разности 1,180—0,963 = 0,217;
х соответствует 1,0—0,963 — 0,037. Отсюда х — 1,4*0,037/0,217 = 0,24 кгс/см2. Тогда равновесное давление равно 3,5 + + 0,24 = 3,74 кгс/см2.
Точные показатели равновесных условий образования гидратов данного газа можно определять только экспериментальным путем. Существующие равновесные графики гидра-тообразования получены из условия равновесия пар — жидкость. Они могут быть использованы лишь при определении условий начала образования гидратов (для их предупреждения). Если же гидраты уже образовались, то для определения условий их разложения эти графики использовать нельзя, так как поверх- ностное натяжение фазового раздела твердое тело — жидкость или пар меньше поверхностного натяжения фазового раздела жидкость — пар (соответственно и упругость паров над твердым телом меньше упругости паров над жидкостью при одной и той же температуре).
Гидраты углеводородных газов можно рассматривать как твердые растворы.
VI-8. ПРОФИЛАКТИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И [РЕМОНТЫ
Задача профилактического обслуживания — обеспечение нормальной и безопасной работы объектов газового хозяйства. Важнейшие элементы профилактического обслуживания: выявление внешних признаков утечек газа вдоль трасс газопроводов: наблюдение за состоянием дорожных покрытий; осмотр и проверка колодцев и подвальных помещений вдоль трассы на загазованность; очистка от снега, льда и грязи крышек коверов; наблюдение за сохранностью настенных^ знаков, определяющих положение отдельных подземных сооружений на газопроводах; выявление закупорок газопроводов; проверка и мелкий ремонт арматуры (кранов, задвижек, и т. д.); периоди-ческие замеры электрического потенциала для проверки коррозионного состояния подземных газопроводов и своевременного предотвращения их разрушения вследствие коррозии.
В состав профилактического обслуживания внутридомовых газопроводов и газооборудования входят: осмотр состояния газопроводов, проверка плотности соединений и герметичности всей системы, разборка и смазка кранов, регулировка газогорелочных устройств и приборов, осмотр и регулирование работы приборов в целом, проверка тяги (для ванных колонок, печей), мелкий ремонт (смена ручек кранов, сопл и пр.) и др- Обязательным является инструктаж населения о правилах пользования газом, баллонами и газовыми приборами.
Необходимая периодичность профилактического обслуживания определяется состоянием оборудования и сооружений, уровнем знания населением правил безопасного пользования газом и газовыми приборами, сроками службы газовых кранов, местными условиями (в отношении, например, электрокоррозии подземных сооружений, состояния жилого
фонда) и т. д. С другой стороны^ должны соблюдаться установленные сроки обслуживания. Так, периодичность обхода городских трасс газопроводов высокого и среднего давления должна быть не реже одного раза в 2 дня зимой и одного раза в 3 дня летом, для газопроводов низкого давления — не реже двух раз в месяц; профилактика внутридомового обо-рудования должна производиться не реже одного раза в год и т. д. (табл. VI-7).
Состав и периодичность работ по-профилактическому обслуживанию газового хозяйства определяют необходимый объем работ в планируемом периоде и численность значительной части эксплуатационного персонала горгазов.
По мере изменения методов и организации профилактического обслуживания, роста культуры эксплуатации, изменения конструкций серийно выпускаемых газовых приборов, появления новых технических средств периодичность профилактики может меняться в централизованном порядке, а в некоторых случаях (если она находится в рамках, установленных правилами технической эксплуатации) и непосредственно приказом по газовому хозяйству.
ХРАНИЛИЩА СЖИЖЕННОГО ГАЗА
Каждый резервуар для хранения сжиженного газа с содержанием сероводорода не более 5 г на 100 м5 газа должен подвергаться техническому освидетельствованию (внутренний осмотр и гидравлическое испытание резервуаров с освобождением их от грунта) не реже чем через каждые 6 лет. При внутреннем осмотре и гидравлическом испытании резервуаров без снятия наружной изоляции администрация предприятия должна до проведения освидетельствования проверить толщину их стенок при помощи толщиномера или
£
St.'
ТАВЛИЦАНУ-7
СРОКИ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ ОСМОТРОВ И ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ УСТАНОВОК СЖИЖЕННОГО ГАЗА
Сооружения и устройства Сроки осмотра и освидетельствований
Резервуары Выявление и устранение утечек газа на базе хранения— ежесменно; полный осмотр в рабочем состоянии лицом, ответственным за эксплуатацию, с занесением результатов осмотра в паспорт сосуда — 1 раз в 3 мес.; внутренний осмотр и гидравлическое испытание для подземных резервуаров емкостью свыше 4,2 м3*—1 раз в 6 лет и емкостью 2,5—4,2 м3 —1 раз в 10 лет
Клапаны предохранительные Проверка путем открывания клапана вручную — 1 раз в мес.; ревизии клапана при установке на резервуарах'— 1 раз в 4 мес. при установке на испарителях и трубопроводах—1 раз в 6 мес., на групповых установках—не реже 1 раза в год
Задвижки и вентили Внешний осмотр и разгон червяка (опробование задвижки)—2 раза в мес.; полная ревизия со вскрытием— 1 раз в 6 мес.
Манометры Проверка на «нуль»—1 раз в день; проверка показаний контрольным манометром—1 раз в 6 мес.; клеймение—1 раз в год п\ после каждого ремонта
Уровнемеры Осмотр обслуживающим персоналом—ежесменно; проверка показаний—1 раз в 6 мес.; клеймение — 1 раз в год
Насосы и компрессоры Согласно производственным инструкциям завода-изготовителя; профилактический осмотр—1 раз в 3 мес.; ремонт с полным вскрытием—1 раз 6 в мес. (для насосов—1 раз в 2 мес.)
Шланги соединительные Гидравлическое испытание на двойное рабочее давление— 1 раз в 3 мес.; ежемесячный осмотр на от-сутствие трещин, надрезов, проколов, потертостей
Весы Проверка горизонтальной установки =—в течение всей смены; проверка контрольным грузом—1 раз в смену; клеймение'—1 раз в год и после ремонтов — 1 раз в 3 мес»
В ентил яционные установки Проектная эффективность работы—не реже 1 раза в год; наличие притока и отсоса воздуха—ежесменно)
Баллоны Внешний осмотр—при приеме и заполнении; гидравлическое испытание для баллонов, у которых pV £> 200 л (при объеме сосуда более 25 л)—1 раз в 5 лет, а также при отсутствии давления газа в баллоне при его приемке на ГР С; для мелких портативных баллонов (пневмоиспытание)-—1 раз в 5 лет *
Взрывоопасные помещения ГР С, кустовой базы и складов Анализ воздуха помещений на содержание в нем газа—1 раз в смену
Электр оо борудо-вание Осмотр — 1 раз в 3 мес.; ремонт—1 раз в 6 мес.
Грозозащита 1 раз в год (в первый^ год эксплуатации—летом, во второй—зимой) и после ремонта оборудования
265ь
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. VI-7
Сооружения и устройства
Сроки осмотра и освидетельствований
266
Пожарная сигнализация и телефонная связь
Газопроводы
1 раз в 2 мес.
Резьбовые и фланцевые соединения аппар атов, трубопроводов и арматуры
Газовое хозяйство котельных и котлов
Дымоходы кирпичные
Дымоходы асбестоцементные
Здания и сооружения ГРС и кустовых баз
Осмотр наружных газопроводов станции—ежедневно; подземных газопроводов методом шурфования и бурения—через 1 год после ввода в действие, затем через 3 года и в дальнейшем через каждые 5 лет; измерения блуждающих токов: в районе электрозащиты— 1 раз в мес., у рельсов трамваев и электрифицированных железных дорог—1 раз в Змее., в неопасных зонах—1 раз в 6 мес.
1 раз в мес. при рабочем давлении газа на плотность с применением мыльной эмульсии
1 раз в 6 мес.
1 раз в 3 мес.
1 раз в год
4
2 раза в год (весной и осенью)
другим эффективным способом, а результаты проверки представить инженеру-контролеру.
Резервуары должны подвергаться внеочередным (досрочным) освидетельствованиям в следующих случаях:
— после реконструкции или ремонта с постановкой заплат, выправкой выпучин, а также при применении сварки отдельных частей сосуда, работающего под давлением;
— если сосуд перед пуском в работу находился в бездействии более одного года или при складском хранении более 3 лет;
— если резервуар был демонтирован и установлен на новом месте;
— если по состоянию сосуда такое освидетельствование окажется необходимым по усмотрению инженера-контролера (инспектора) или лица, ‘ответственного за безопасное дей
ствие резервуара, с представлением обоснования.
День освидетельствования резервуаров устанавливается администрацией (владельцем сосуда), но не позднее срока, указанного в паспорте резервуара. Владелец резервуара не позднее чем за 10 дней обязан предупредить инженера-контролера о готовности резервуара к освидетельствованию. Продлить сроки периодических технических освидетельствований могут в каждом отдельном случае местные органы Госгортехнадзора СССР или республик.
При внутренних осмотрах резервуаров необходимо обратить внимание на следующие возможные дефекты: трещины, надрывы, коррозию стенок, выпучины, отдулины; в сварных швах — дефекты сварки, трещины, надрывы, протравления; разрушения изоляции.
Перед внутренним осмотром, гидравлическим испытанием или ремонтом необходимо:
— опорожнить резервуар, удалив из него все остатки;
— снизить давление в резервуаре до атмосферного за счет отсоса газа компрессором или сброса остатков на свечу;
— отсоединить резервуар от трубопроводов жидкой и паровой фазы, установив заглушки с выступающими хвостовиками, в чем должен убедиться лично начальник газораздаточной станции;
— продуть резервуар паром или инертным газом (продувка воздухом категорически воспрещается, так как при наличии сернистых соединений железа и наступающего с воздухом кислорода мЬгут произойти возгорание и взрыв). В качестве инертного газа можно использовать азот (один баллон азота дает 6 м3 газа), углекислый газ (один баллон дает 12 м3, но требуется теплообменник), сухой лед (1 кг дает 0,51 м3 углекислого газа), дымовые газы, получаемые путем сжигания на горелке (1 л сжиженного газа при сгорании дает .6,3 м3 инертных газов состава, %: СО2 —13, N2 —85 и 02 — 2) и пропускания его через холодильник скрубберного типа;
— заполнить резервуар водой при открытом люке.
После опорожнения резервуара от воды и проветривания отобрать пробу воздуха. Содержание кислорода в воздухе должно быть не менее 20,5 об. %.
Гидравлическое испытание должно производиться пробным давлением, равным 1,25 рабочего, но не менее (рр + 3) кгс/см2. Под пробным давлением сосуд должен находиться в течение 5 мин, после чего давление снижают до рабочего и осматривают резервуар, обстукивая сварные швы молотком массой от 0,5 до 1,5 кг (в зависимости от толщины стенки).
В тех случаях, когда проведение гидравлического испытания невоз
можно, разрешается заменить гидравлическое испытание пневматическим на такое же пробное давление, как и при гидравлическом испытании. Этот вид испытаний допускается только при условии положительных результатов тщательного внутреннего осмотра, проверки прочности резервуара расчетом. Люди на время испытания резервуара пробным давлением отводятся в безопасные места. Под пробным давлением резервуар находится в течение 5 мин, после чего давление постепенно снижают до рабочего, при котором производят осмотр резервуара с проверкой плотности его швов и разъемных соединений мыльным раствором или другим способом. Обстукивание резервуара под давлением при пневматическом испытании запрещается.
Резервуар признается выдержав-шим испытание, если:
— в нем не окажется признаков разрыва;
— не обнаружено течи, а при пневматическом испытании — пропуска газа; пропуск через неплотности арматуры течью не считается;
— не обнаружено остаточных деформаций после испытаний.
При появлении «потения» или пропуске газа в сварных швах или стенках резервуар признается не выдержавшим испытания.
Лица, производившие освидетельствование резервуаров, записывают в паспортах резервуаров результаты освидетельствования и сроки следующих освидетельствований. Включение в работу резервуаров и трубопроводов после освидетельствований, ревизий или ремонта производится с письменного разрешения начальника станции или склада. Сроки ревизии и ремонта оборудования резервуаров указаны в табл. VI-6. Для осмотра наружной поверхности резервуара, заглубленного в грунт, его раскапывают, полностью или частично удаляют битумную противокоррозионную изоляцию и стенки ре-
268
зервуара зачищают до металлического блеска.
При обнаружении различимого невооруженным глазом утоныпения стенок резервуара (вмятины, коррозия, выну чины, трещины, дефекты сварных швов) их сверлят, чтобы точно определить, насколько они стали тоньше. Но и эта операция не помогает обнаружить скрытые дефекты в стенках резервуара, например расслоение металла. Эти работы трудоемки, требуют применения ручного труда, а при производстве их на действующих объектах газоопасны и нарушают установленный режим газоснабжения, так как резервуары на время проверки отключают.
«Правила устройства и безопасной ^эксплуатации сосудов, работающих под давлением» разрешают проводить исследование толщины стенок резервуаров с помощью специальных приборов — толщиномеров. Применяются ультразвуковые импульсные толщиномеры УИТ-Т9 с диапазоном измерения толщины стенок металлических резервуаров до 15 и УИТ-Т10 — до 30 мм. Метод исследования основан на замере толщины листа с помощью импульсного ультразвукового толщиномера при доступе к нему с одной стороны, например с внутренней стороны резервуара через .люк-лаз. Величина замера фиксиру-
Рис. VI-15. Схема замеров толщины стенок резервуара ультразвуковым импульсным толщиномером УИТ-Т10.
I — стенки резервуара; II — днища резервуара 1—12 — точки замера.
ется на шкале стрелочного индикатора.
Импульсные толщиномеры УИТ-Т9 и УИТ-Т10 имеют ряд преимуществ по сравнению с подобными серийно выпускаемыми приборами: автономность электропитания (от 4 элементов КБСЛ-0,5), малая потребляемая мощность (0,3 вт), фиксирование толщины стенки резервуара непосредственно по шкале стрелочного индикатора, отсутствие мертвой зоны при измерении металлических листов толщиной 15—30 мм, небольшая масса (3 кг). Исполнение приборов — взрывозащищенное; их можно применять во взрывоопасных помещениях классов В-I, B-IA, В-1Б и наружных установках класса В-1Г. Точность измерения толщины металла гарантируется в пределах ±0,2 мм, что значительно меньше допуска на коррозию к расчетной толщине металла (для резервуаров емкостью 50—200 м3 — 3 мм, а для резервуаров 2,1 и 4,2 м3 — 2 мм).
Приступая к исследованию толщины стенок резервуара на основании его паспортных данных и внутреннего осмотра, составляют схему расположения листов металла, по которой определяют контрольные точки замера: не менее двух на лист и не менее четырех на каждое днище (рис. VI-15). Расположение точек замеров уточняют при внутреннем осмотре резервуаров, затем проверяют места, наиболее подверженные коррозии.
Полученные с помощью толщиномера показатели сравнивают с паспортными данными. Если прибор покажет толщину менее расчетной (без учета прибавки на коррозию),
то.вокруг этой точки дополнительно производят 4 замера. При обнаружении дефекта в данном месте очищают резервуар с наружной стороны для 'определения причины коррозии металла. При активной коррозии резервуар полностью раскапывают и очищают от битумной изоляции, чтобы установить дальнейшую пригодность его к эксплуатации.
Результаты замера записывают в журнал замеров, затем составляют протокол следующей формы
Протокол №..........
результатов замера толщины стенок резервуара
Наименование объекта ...............
Объем резервуара....................
Паспорт ч...............
Регистрационный № /...............
Замер произведен прибором...........
Номер замеряемой точки по эскизу развертки Результаты замеров толщины стенки, мм Толщина стенки по паспорту, мм Примечание
-
Исполнитель........
(Подпись)
Примечание. К протоколу прилагается эскиз развертки резервуара с обозначенными и пронумерованными точками -замера.
Исполнительная документация на 'техническое освидетельствование резервуара, в том числе схема расположения контрольных точек и результаты замеров, хранится в паспорте сосуда. На основании этой документации при последующих освидетельствованиях измерение толщин металла для сравнения должно производиться в тех же контрольных точках.
Если исследования дали положительные результаты, то резервуары подвергают гидравлическому испытанию в соответствии с «Правилами
устройства и эксплуатации сосудов, работающих под давлением».
Применение ультразвуковых импульсных толщиномеров УИТ-Т9 и УИТ-Т10 повышает качество периодических проверок сохранности подземных резервуаров, так как визуальная оценка состояния поверхности металла дополняется данными показаний прибора, а также намного сокращаются время и затраты на производство подготовительных работ, которые выполняются без перерывов в снабжении газом потребителей.
Стоимость выполнения работ при старом методе (вскрытие резервуаров, удаление гидроизоляции) на 2 резервуара 786 руб. с затратой 141 чел.-ч рабочего времени, при новом методе — соответственно 391 руб. с затратой 70 чел.-ч. Объем земляных работ сократился с 192 до 9 м3, так как при новом методе производится только прокладка шурфов для контрольной проверки состояния гидроизоляции. Производительность труда при новом методе повысилась на 260% при переосвидетельствовании двух-четырех (в одной группе) и на 160% для групп из трех резервуаров-
На освидетельствованных ультразвуковым методом резервуарах (после их шестилетней эксплуатации) выполняли частичное вскрытие грунта и снятие изоляции, а в некоторых случаях и полное вскрытие. При этом было установлено, что изоляция и поверхность резервуаров находятся в хорошем состоянии. Все это позволило Госгортехнадзору СССР увеличить периодичность освидетельствования резервуаров групповых установок до 10 лет.
Методы ремонта подземных и наружных газопроводов те же, что и газопроводов природных и искусственных газов.
При работе резервуаров для сжиженных газов в зимнее время возможна забивка рабочих органов манометров кристаллогидратами, обра-
1
зующимися при взаимодействии углеводородов с водой. Для предотвращения подобных явлений рекомендуется между манометрами и местом измерения давлений устанавливать разделительный сосуд, заполненный жидкостью, не замерзающей при пониженных температурах (технический этиловый спирт). Такой метод измерения давления на резервуарах сжиженных газов очень надежен.
Объем разделительного сосуда должен быть около 500 см8, количество заливаемого спирта 200—300 см8.
ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ БАЛЛОНОВ
Согласно «Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», баллоны, находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться освидетельствованию через каждые 5 лет, за исключением баллонов, применяемых в качестве сосудов сжиженного газа (как горючего вместо бензина) для автомобилей или других транспортных средств, а также малолитражных баллонов (1—5 л), подлежащих освидетельствованию через каждые 2 года.
Разрешение на производство освидетельствований баллонов выдается газораздаточным станциям (испытательным пунктам) местными органами Госгортехнадзора СССР или соответствующими республиканскими или ведомственными органами Котлонадзора после проверки ими:
а) наличия у предприятий производственных помещений и технических средств, обеспечивающих возможность качественного проведения освидетельствования, а также соответствующих инструкций;
б) наличия специально назначенных приказом по предприятию лиц, ответственных за освидетельствование, имеющих соответствующую техническую подготовку.
При выдаче разрешения органы
надзора регистрируют у себя клеймо круглой формы диаметром 12 мм,, присвоенное данной газораздаточной станции (испытательному пункту).
Освидетельствование баллонов включает:
— осмотр внутренней и наружной поверхности баллона для определения состояния стенок в отношении коррозии, наличия трещин, плен, вмятин и других повреждений (перед осмотром баллоны должны быть тщательно промыты водой);
— проверку массы и емкости;
— гидравлическое испытание.
Дефектами, служащими основанием для выбраковки баллона, являются: трещины, плены, вмятины^ отдулины, раковины и риски глубиной более 10% от номинальной толщины стенки, надрывы и выщербления, износ резьбы горловины и отсутствие паспортных данных. Баллон с косо или слабо насаженным башмаком до перенасадки последнего к освидетельствованию не допускается. При ослаблении кольца на горловине баллона освидетельствование может быть произведено после закрепления кольца или замены его новым.
При обнаружении явного несоответствия фактических массы и емкости выбитым на баллоне данным производится новое клеймение массы и емкости лицом, производящим освидетельствование, при этом старые клейма забиваются. Не допускаются к эксплуатации баллоны, потерявшие от коррозии более 5% первоначальной массы или увеличившие емкость более чем на 1,5% от первоначальной.
Баллоны испытывают на 25 кгс/см2 в течение 1 мин, после чего давление снижают до рабочего (16 кгс/см2), при котором производится осмотр баллона. Если нет разрывов, течи или видимой деформации стенок баллона, а также слезок или местного запотевания баллон признается выдержавшим гидравлическое испытание. Гидравлические испытания луч-
:ше производить не водой, а керосином. ’Это в дальнейшей эксплуатации предохраняет от замерзания и гидра-тообразования, связанных с наличием в них влаги.
После гидравлического испытания баллоны должны подвергаться пневматическому испытанию продолжительностью не менее 2 мин давлением, равным рабочему. При пневматическом испытании баллоны должны быть погружены в ванну с во-,дой.
После удовлетворительных результатов освидетельствования на баллоне выбиваются следующие клейма: — завода-изготовителя, газораздаточной станции (испытательного пункта), на котором произведено освищете ль ство ванне;
— даты проведенного" и следующего освидетельствований (выбивается в одной строке с клеймом газораздаточной станции или испытательного пункта).
Результаты освидетельствования •баллонов записываются администрацией газораздаточной станции или испытательного пункта в журнал испытания, имеющий следующие графы: 1 — номер по порядку; 2 — завод-изготовитель; 3 — номер баллона; 4 — тип баллона; 5 — дата (ме-чзяц и год) изготовления баллона; '6 — даты проведенного и следующего освидетельствований; 7 — результаты наружного и внутреннего осмотра; 8 — масса, выбитая на баллоне (кг); 9 - - масса баллона, установленная при освидетельствовании (кг); 10 — емкость, выбитая на баллоне - (л); 11 — емкость баллона, установленная при освидетельствовании (л); 12 — рабочее давление р (кгс/см2); 13 — пробное гидравлическое давление П (кгс/см2); 14 — отметка о пригодности баллона; 15 — подпись представителя администрации.
Кроме освидетельствования в мастерской производятся и другие работы: очистка от старой окраски и ржавчины, покраска, ремонт и испытание вентиля, исправление и замена
башмаков, комплектование заглушками, колпаками, кольцами. Последовательность операций в мастерской при освидетельствовании баллонов следующая:
— слив остатков (обычно производится в сливном отделении производственного корпуса);
— вывертывание вентиля из баллона в специальном станке и внешний осмотр;
— промывка баллона в специальном опрокидывающемся станке холодной или горячей водой и пропаривание при необходимости;
— снятие старой окраски с баллона, зачистка и заполнение баллона керосином;
— взвешивание заполненного баллона;
— гидравлическое испытание на опрокидывающихся станках за сплошным ограждением высотой не менее 2 м при помощи ручного насоса, слив керосина;
— взвешивание пустого баллона;
— обезжиривание баллона перед покраской;
— - покраска баллона масляными, эмалевыми или нитрокрасками с предварительной грунтовкой в камере;
— сушка загрунтованных, а затем окрашенных баллонов в сушильной камере подогретым воздухом;
— вворачивание вентиля баллона (предварительно испытанного при ремонте);
— пневматическое испытание воздухом или азотом в ванне с водой;
— нанесение трафарета и клеймение баллона с записью в журнал;
— наворачивание заглушки, колпака и надевание колец на баллон.
Надписи на баллонах емкостью более 12 л наносятся по окружности на длину не менее 1/2 окружности, причем высота наносимых букв должна быть не менее 60 мм. Размеры надписей на баллонах малого литража определяются величиной по-
271
272
верх нести баллона* Надписи должны быть белого цвета. Баллоны, устанавливаемые на автомашинах и других транспортных средствах в качестве несъемных расходных емкостей, могут окрашиваться под цвет машины, на которой они установлены.
Кроме баллонов, подлежащих плановому испытанию, гидравлическому испытанию подлежат также баллоны: работавшие по каким-либо причинам при давлении выше допустимого (при пожаре); вызывающие опасение при внешнем осмотре; имеющие неясную маркировку; прибывшие на станцию без остаточного давления и т. д. Покраска баллонов также производится чаще, чем освидетельствование, поэтому покрасочные камеры должны быть рассчитаны на большую пропускную способность, чем посты гидравлического испытания. Изготовление и насадка башмаков, колец горловины и их приварка производятся в отдельном помещении до проведения гидравлического испытания*
Помещения мастерской, где производится освидетельствование, должны быть оборудованы вентиляцией. Помещения, где отворачивается вентиль и промывают баллоны, а также где производится покраска баллонов нитрокрасками, должны быть оборудованы как взрывоопасные класса B-IA. Вода после промывки и гидравлического испытания баллонов, резервуаров и автоцистерн должна отводиться в канализацию через специальный отстойник, конструкция которого должна исключать возможность попадания газа в канализацию.
ОБСЛУЖИВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОРАЗДАТОЧНЫХ СТАНЦИИ
Обслуживание, профилактические ремонты и осмотры, периодические освидетельствования эксплуатируемых газораздаточных станций про
изводятся в сроки, указанные в табл. VI-6. Исправность действия предохранительных клапанов, установленных на резервуарах сжиженного газа, трубопроводах и испари* телях газораздаточных станций и складов сжиженного газа промышленных предприятий, должна проверяться не реже одного раза в месяц. Предохранительные клапаны проверяются путем осторожного и кратковременного нажатия (подъема) ры- -чага клапана. При исправном предохранительном клапане выход газа после освобождения рычага должен прекратиться. Результаты проверки записываются в вахтенный журнал. Если выход газа не прекращается после отпускания рычага, нужно повторно приоткрыть клапан и попытаться вновь посадить его на место. При повторной неудаче необходимо перекрыть трехходовой кран на этот клапан и заменить его на исправный.
Предохранительные клапаны, установленные на резервуарах газораздаточных станций и складов сжиженного газа, подлежат ревизии не реже одного раза в 4 месяца. Предохранительные клапаны, установленные на трубопроводах, подлежат ревизии не реже одного раза в 6 месяцев. На место снимаемого для ревизии или ремонта клапана должен ставиться исправный предохранительный клапан. Установка на его место заглушки воспрещается.
При ревизии производится разборка предохранительного клапана, смазка трущихся частей, очистка от ржавчины, при необходимости притирка уплотняющих поверхностей и т. п. После сборки клапан настраивают на специальной рампе (пневматического испытания баллонов); присоединение к ней осуществляется через фланец.
Правильность установки весов в наполнительном отделении проверяется по уровню, смонтированному на них. При правильной (горизонтальной) установке площадки весов пу-
АБЛИЦА VbS
СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
Элементы установки и деталей Ремонтные работы Промежуток времени между осмотрами, ч Периодичность ремонтов Промежуток времени между сменами, ч
Компрессор Клапаны Разборка, промывка керосином, сборка, проверка на плотность, установка на место То же, с шабровкой и при-типкой клапанов Смена пластинок клапанов: нагнетательного .... всасывающего Смена пружины нагнетатель- 500 1400— 2100 1 раз в год 2800 4900
/ . , ного клапана —— — 5600
г Смена всасывающего клапана - г- 9000
Предохранительный клапан Поршни Цилиндры Шатуны и моты- Смена нагнетательного клапана Разборка, прочистка, проверка пластинок, сборка и установка на место Выемка поршней цилиндров, очистка канавок колец, установка новых колец . . Смена поршневых пальцев и втулок пальцев Смена поршней Смена прокладок крышки, проверка цилиндров штих-масом, установка крышки на место Расточка и шлифовка на станке Осмотр и регулировка моты- 1 раз в год 1 раз в год Одно; 1 раз в год Пр] времен КОЙ Ц1 I ЭЛЛИ И ] 9000 273 Пластинка меняется при поломке 6000 но с расточ-[ЛИНДрОВ псе 0,2 мм выше
левые подшипники Коленчатый вал с подшипниками Масляный насос и система смазки левых подшипников .... Переливка баббитовой заливки мотылевых подшипников Выемка вала, проверка шейки микромером, зачистка и шлифовка их вручную, шабровка подшипников . . То же, с перезаливкой подшипников Снятие маслопровода, разборка масляного насоса, промывка керосином, сборка и установка на место . . . 700 1 раз в год То же » 560
18 Н. И. Преображенский
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ, VI-8
274
Элементы установки и деталей Ремонтные работы Промежуток времени между осмотрами, ч Периодичность ремонтов Промежуток времени между сменами, ч J
Сальник Запорные вентили Маслоотделитель Аммиачная запорная арматура (вентили и задвижки) Разборка, прочистка, промывка, смена изношенных деталей, сборка Р аз борка, о смотр, перебивка сальников, переливка баббита, установка на место . . Прочистка, продувка воздухом, ремонт масло спускного вентиля Разборка задвижек, вентилей, промывка керосином, притирка, проверка на плотность и т. п 2100 1 раз в год То же » __ к;
зырек уровня должен находиться в центре- После горизонтальной установки следует убедиться, что весы уравновешены (коромысло весов находится в равновесии или стрелка указателя весов стоит на нуле). Если необходимо уравновесить весы, то это производится согласно имеющимся производственным инструкциям.
Шланги испытываются один раз в, 3 месяца двукратным рабочим давлением. Они должны быть рассчитаны на пятикратное рабочее давление и иметь прочные сочленения обоих концов- Концы должны быть соединены спиральной проволокой, т. е. иметь электрический контакт; иногда для этого используют металлическое усиление шлангов для заземления.
Необходимо производить подробный профилактический осмотр-ревизию компрессора, поступившего с завода-изготовителя, а также после 1000—1500 ч работы, но не реже указанного в табл. VI-8. Профи
лактический осмотр насосов проводится в сроки, указанные в табл. VI-6. Сроки профилактических осмотров и освидетельствований установок сжиженного газа утверждаются главным инженером газораздаточной станции.
На кустовых базах и раздаточных станциях должна вестись следующая исполнительно-техническая документация:
1) проектное задание (технический паспорт) и исполнительные рабочие чертежи на все здания, сооружения и монтированное оборудование;
2) журналы, в которых фиксируются — прием (слив) сжиженного газа из железнодорожных и автомобильных цистерн в резервуары станции;
— отпуск сжиженного газа потребителям в автоцистернах;
— наполнение сжиженным газом баллонов;
— отпуск газа потребителям (заполненных баллонов);
— учет поступающих от потребителей опорожненных баллонов с указанием количества неиспаряющихся остатков;
— работа компрессоров и насосов;
— учет ремонта баллонов (по видам, ремонта);
— результаты гидравлического испыта-пня баллонов;
— учет ремонта оборудования;
— результаты испытания шлангов
{сливных, наполнительных);
3) журналы проверки
— КИП и предохранительных клапанов;
— помещений наполнительного цеха
на загазованность;
— системы вентиляции;
— электрооборудования и грозозащиты; .
— пожарной сигнализации и телефонной связи;
— состояния зданий и сооружений;
— трубопроводов и запорной арматуры;
— колодцев на загазованность;
— работы котельной;
— дежурства мастеров;
4) список абонентов, подлежащих снабжению сжиженным газом;
5)- карточки абонентов для учета доставки газа;
6) абонентские книжки;
7) ведомость доставки сжиженного газа потребителям;
8) журнал учета работы автотранспорта;
9) паспорта на сосуды, аппараты, машины, работающие под давлением, и запорную арматуру*
В помещениях ГРС должны быть вывешены:
а) схема технологического оборудования с нанесением на ней всех запорных устройств, предохранительных клапанов, элементов контроля, перекачивающих устройств и др.;
б) плакаты-инструкции и правила техники безопасности и пожарной безопасности на рабочих местах (к инструкциям как наглядное пособие прилагают схемы).
18*
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
276
1. Абдурашитов G. А., Тупиченков А. А» Трубопроводы для сжиженных газов. М., «Недра», 1965. 216 с.
2. Борисов G. Н., Даточный В. В. Гидравлические расчеты газопроводов. М., «Недра», 1972. 112 с.
3. Букшпун И. Д., Бутаев О. А. Устройство и эксплуатация установок сжиженного газа. М., Стройиздат, 1968. 268 с.
4. Вешицкий В. А. Изотермическое хранение сжиженных газов. Л., «Недра», 1970. 192 с.
5. Елкин В. Г.,Андреев Е.А. Устройство и эксплуатация установок и газораздаточных станций сжиженного газа. М., Стройиздат, 1967. 176 с.
6. И о н и н А. А. Газоснабжение. М., Стройиздат, 1967. 448 с.
7. Кисанова М. А., Рогинский О. Г. Метод расчета времени расходования сжиженного газа из баллона. — «Газ. пром-сть», 1965, № 9, с. 23—25.
8. К л и м е н к о А. П. Сжиженные углеводородные газы. М., Гостоптехиздат, 1962. 420 с.
9. Клименко А. П., Козицкий В. П. Расчет коэффициентов теплоотдачи при кипении углеводородов и их галоидопроизводных. — «Хим. пром-сть Украины», 1967, № 1, с. 18—23.
10. Коен Д.М. Об испарительной способности резервуаров, применяемых для групповых установок сжиженного газа. — В кн.: Из опыта проектирования, конструирования и исследований в области газификации городов и коммунально-бытовых объектов. М., Стройиздат, 1964, с. 29—40.
11. Кофман А. Методы и модели исследования операций. М.,«Мир», 1966. 523 с.
12. Кочин А.П. Определение количества водонагревателей, подключаемых к сети газоснабжения от резервуарной установки. — «Газ. пром-сть», 1970, № 6, с. 20.
13. Крылов Е.В. Изменения состава пропан-бутановой смеси при естественном испарении. — «Газ. дело», 1965, № 8, с. 27—28.
14. Кузнецов И. А. и др. Организация снабжения сжиженными газами. М., Стройиздат, 1971. 176 с.
15. Кутателадзе С. С. Влияние скорости циркуляции на коэффициент теплоотдачи при кипении в трубах. — «Энергомашиностроение», 1961, № 1, с. 12—15.
16. Маевский М. А., Кряжев Б. Г., Коен Д. М. Форсуночные испарители сжиженных углеводородных газов. — «Газ. пром-сть», 1967, № 2, с. 24—25.
17. Малая Э.М. Методика расчета испарительной способности групповых баллонных установок. — В кн.: Использование газа в нар. хоз-ве. Саратов, «Коммунист», 1965, с. 110—115. (Труды ГипроНИИГаза, вып. IV).
18. М и с н а р А. Теплопроводность твердых тел, жидкостей, газов и их композиций. М., «Мир», 1968. 464 с.
19, Никитин Н.И., Крылов Е.В. Производительность наземных резервуаров для сжиженного газа при его постоянном отборе. — «Газ. пром-сть», *1970, № 11, с. 31—34.
20. Никитин Н. И., Курицын Б.Н. Цилиндрические теплообменники (трубы) конечных размеров, в неограниченном массиве в стационарном тепловом состоянии. — В кн.: Использование газа в нар. хоз-ве. Саратов, «Коммунист», 1966. (Труды ГипроНИИГаза, вып. V),
21. Никитин Н.И., Курицын Б.Н, Тепловая интерференция подземных
резервуаров сжиженного газа при групповом размещении. — В кн.: Использование газа в нар. хоз-ве. Саратов, «Коммунист», 1969, с. 132—135. (Труды ГипроНИИГаза, вып. VIII).
22. Никитин Н. И., Варягин К. Ю., Курицын Б. Н. Резервуарные установки сжиженного газа с естественным испарением. — «Газ. пром-сть», 1970, № 6, с. 18—20.
23. Никитин Н. И., Крылов Е. В., Симонов В. Н. Распет количества горелок инфракрасного излучения, необходимого для отопления животноводческих и птицеводческих помещений. — В кн.: Использование газа в нар. хоз-ве. Саратов, «Коммунист», 1971, с. 189—195. (Труды ГипроНИИГаза, вып. IX).
24. Н и к и т и н Н. И., Курицын Б. Н., Иванов В. А. Тепловой поток к резервуару сжиженного газа объемом 2,5 м3, заглубленному в грунт. — В кн.: Использование газа в нар. хоз-ве. Саратов, «Коммунист», 1967, с. 343—352. (Труды ГипроНИИГаза, вып. VI).
' 25. Н ик ит ин Н. И., Курицын Б. Н., Усачев А. Н. Образование конденсата и меры его предупреждения в распределительных газопроводах сжиженного* газа. — «Газ. пром-сть», 1971, № 10, с. 20—23.
26. Никитин Н. И., Павлюк Ф. А., Коптелова И. Н. Факторы, влияющие на испарительную способность подземных групповых резервуарных установок сжиженного газа. — В кн.: Использование газа в нар. хоз-ве. Саратов, «Коммунист», 1971, с. 181—188. (Труды ГипроНИИГаза, вып. IX).
27. Погорелов Ю. С., Иванов В. А., Рубинштейн С. В. К вопросу исследования истечения сжиженных углеводородных газов. — В кн.: Использование газа .в нар. хоз-ве. Саратов, «Коммунист», 1969, с. 167—174. (Труды ГипроНИИГаза, вып. VIII).
28. П о з ин Г. М. Сжигание природного газа в теплицах. — «Газ. пром-сть», 1966, № 4, с./34—37.
29. Преображенский Н. И. Эксплуатация установок сжиженного газа. Л., Гостоптехиздат, 1964. 240 с.
30. Преображенский Н. И. Некоторые результаты исследований производительности подземного резервуара сжиженного углеводородного газа. — «Труды ЦКТИ», 1965, вып. 62, с. 126—136.
31. Преображенский Н. И. Газораздаточные станции сжиженного газа. Л., «Недра», 1967. 196 с.
32. Преображенский Н. И. Хранение и использование сжиженных углеводородных газов. — В кн.: Газоснабжение и использование газа в СССР. Л., «Недра», 1968, с. 148—169.
33. Преображенский Н. И. Определение расчетной производительности групповых установок сжиженного газа. — В кн.: Использование газа в нар. хоз-ве, № 2. М., 1969, с. 36—42 (ВНИИЭГазпром).
34. П р о т о д ь я к о в В. Г., Т а в р е в В. С. Работа станции регазификации сжиженных газов на Томском электроламповом заводе. — «Газ. пром-сть», 1968, № 2,. с. 32—33.
35. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М., «Недра», 1965. 676 с. Авт.: Д. Л. Катц, Д. Корнелл, Р. Кабаяши и др. Пер. с англ, под общ. ред. IO. П. Коротаева и Г. В. Пономарева.
36. Сжиженные углеводородные газы. — «Труды МИНХ и ГП им. И. М. Губкина», 1967, вып. 64. 184 с.
37. Смирнов В. А. Экономика, организация и планирование газового хозяйства. М., Стройиздат, 1967. 168 с.
38. С т а с к е в и ч Н. Л., Майзель П. Б., Вигдорчик Д. Я. Справочник по сжиженным углеводородным газам. Л., «Недра», 1964. 516 с.
39. X а к и м о в X. Р. Замораживание грунтов в строительных условиях. М., Стройиздат, 1962. 188 с.
40. Чернышев А. К. Теплопроводность газов и паров при атмосферном давлении. — «Газ пром-сть», 1965, № 10, с. 52—53.
41. Чернышев А. К., КорнеевА. С. Вязкость газов и паров при атмосферном давлении. — «Газ. пром-сть», 1968, № 12, с. 33—35.
42. Черняк Л. М. Выбор рациональных схем газификации сельской местности.— «Газ. пром-сть», 1968, № 9, с. 16—20>
43. Ч у П. Л., Чин С. С. Журнал физической химии. XXV, вып. 102, 1951.
44. Шимельфениг С. А., Варягин К. IO. Режимы потребления газа населением и коммунально-бытовым сектором городов. — «Газ. пром-сть», 1965, № 5Г с. 18—20.
45. Шорин С. Н. Теплопередача. М., «Высшая школа», 1964. 490 с.
46. Cichelli М. Т., Bonilla С. F. Heat transfer to liquids boiling under pressure. Trans. Amer. Inst. Chem. Eng., 1945, m. 41, N 6.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение .................................................................. 3
Глава I. Свойства сзкиженных углеводородных газов ......................... 5
1-1. Состав товарного сжиженного газа........................... —
1-2. Свойства отдельных углеводородов........................... Ц
1-3. Свойства смесей углеводородов............................. 34
1-4. Одоризация и простейшие методы определения состава rasa для эксплуатационных нужд.................................... 39
Глава II. Хранение сжиженных газов . * ♦ ♦................. .............. 41
П-1. Методы хранения............................................ —
П-2. Хранилища, работающие под давлением....................... 45
Баллоны .................................................. —
Стационарные резервуары.................................. 48
Транспортные (передвижные) резервуары.................... 52
Конструирование и расчет................................. 64
Оборудование ............................................. —
П-3. Хранилища, работающие при атмосферном давлении (изотермические) ............................................... 70
С комплексной холодильной установкой..................... 75
С буферными емкостями.................................... 76
С промежуточным хладоносителем............................ —
П-4. Методы наполнения хранилищ................................ 77
П-5. Основные технологические схемы газораздаточных станций . . 87
П-6. Устройство газораздаточных станций........................ 93
П-7. Системы транспорта сжиженных газов........................ 96
Трубопроводы .......................................... -•
Железнодорожный транспорт .............................. 98
Автомобильный транспорт ................................. 99
Речной или морской транспорт . ......................... 103
Авиатранспорт ......................................... 106
Глава III. Естественная регазификация сжиженных газов ................... 107
Ш-1. Особенности регазификации.................................. —
III-2. Регазификация в баллонах и наземных резервуарах........ 113
II1-3. Регазификация в подземных резервуарах................. 120
Ш-4. Зависимость естественной регазификации от графиков потребления газа ............................................ 149
Ill-5. Взаимное тепловое влияние подземных резервуаров при установке их в группу....................................... 154
Глава IV. Искусственная регазификация сжиженных газов.................... 160
IV-1. Теплофизические особенности................................... —
IV-2. Типы испарителей ............................................ 168
IV-3. Расчет испарителей (тепловой)............................... 178-
IV-4. Использование жидкой фазы в качестве топлива................. 182
Глава V. Расчет хранилищ сжиженного газа — источников газоснабжения . . 185*
V -1. Существующие методики расчета систем газоснабжения . . . . —
Расчеты по номинальным расходам газа приборами.......... 187
Определение расхода газа по годовым нормам.............. 191
V -2. Выбор тина хранилища........................................ 195
Баллонные установки ......................................... 196
Резервуарные установки...................................... 200*
Испарительные и смесительные установки....................... 205
Изотермические резервуары ................................... 213
Льдогрунтовые хранилища сжиженных газов....................... —
Газонаполнительные пункты и промежуточные склады баллонов сжиженного газа (пункты обмена баллонов)............. —
V -3. Влияние климатического фактора и сезонности расходов .... 217
V -4. Расчет хранилищ для бытового потребления.................... 222
V -5. Расчет хранилищ для сельскохозяйственных потребителей . . . 224
/ V-6. Расчет,хранилищ для промышленных потребителей................ 230-
t
Глава VI. Основы проектирования и эксплуатации систем газоснабжения . . . 232
V I-1. Технология проектирования................................... —
V I-2. Расчет годовых расходов газа............................... 236
V I-3. Определение источников газоснабжения....................... 237
V I-4. Расчет газопроводов........................................ 242
V I-5. Определение режимов потребления газа и коэффициентов вида потребителей .................................................. 253-
V I-6. Организация подвоза и слива газа........................... 255
V I-7. Борьба с кристаллогидратами............................... 2591
Образование кристаллогидратов................................. —
Меры борьбы с гидратообразованием............................ 260
V I-8. Профилактическое обслуживание и ремонты.................... 264
Хранилища сжиженного газа..................................... —
Освидетельствование баллонов ............................... 2701
Обслуживание технологического оборудования газораздаточных станций........................................... 272
Список литературы . ♦ . ♦................................................ 276*
G
2240
Рис. 8.3. Электронагреватель погружного испарителя РЭП-2Д а — общий вид (7 — электронагреватель; 2 — кольцо управляющее; 3 — патрубок; 4— коробка взрывозащищенная; 5^ кабель; 6 — трубка импульсная); б — установка электрообо- !
а — общий вид (I — электронагреватель
рудования и автоматики ’ регазификатора РЭП-2,5 на подземном резервуаре (1 — термореле; 2 — коробка взрывозащищенная; 3 — кран; 4 — кожух; 5 — патрубок; 6 — электронагреватель; 7 — электрошкаф; 8 — электро контактный манометр; 9 столб электрошкафа; 10— трубка импульсная; 11— электрокабель от электроподогревателя; 12 — подземный ре-
зервуар вместимостью 2,5 №; 13 — электрокабель от электроконтактного манометра; 14 — регулятор низкого давления РД-32М; /5 — импульс от регулятора; 16—импульс от предохранительного клапана; *'7-----Г*"™-------------------------
тиль фланцевый запорный; 19 — подземный для работы без испарителя).
77 — предохранительный клапан-отсекатель ПКК-40М; 18 — вен-i резервуар вместимостью 2,1 м3 с головкой
Наполнительный цех
веская схема ГНС сжиженных газов.
“* манометр с присоединительным тройником: —
и сигнализатора уровня; 21 — трехходовой кран; 22 — резервуар I группы хранилища (пропан); 24 — ропан-бутан); 25 — железнодорожная ' цистерна; 26 — етичные электронасосы; 28 — испаритель; 29 — посты а 27-л баллонов; 31 — посты слива 5-л баллонов; 32 —
посты слива 1-л баллонов; 33 — посты наполнения 50-л баллонов; 34 — посты наполнения 27-л баллонов; 35 — посты наполнения 5-л баллонов; 36 — посты наполнения 1-л баллонов; 37 — наполнительные колонки; 38 — резервуары для слива неиспарившихся остатков газа и дренажа.
1
Железнодорожная эстакада
Н группа хранилища — пропан ~ дутпан I группа хранилища - пропан
/ — трубопровод жидкой фазы (бутан); 2— трубопровод жидкой фазы (пропан); 3 — трубопровод паровой фазы (бутан); 4 — трубопровод паровой фазы (пропан); 5 — сбросной «газопровод; 6 — дренажный газопровод; 7 — условная граница отделений; 8— вентиль, задвижка; 9 — защвижка с электрическим приводом; 10 — вентиль угловой; 11 — обратный клапан; 12 — скоростной клапан; 13 — предохранительный клапан; 14 — сигнализатор уровня; 15 — поплавковый указатель уровня; 16 — визуальный сигнализатор уровня; 17 —
Рис. 5.7. Принципиальная технолсп фильтр; 18 — конденсатосборник; 11 промежуточная емкость для устанот переход диаметров трубопроводов; резервуар II группы хранилища I компрессор; 27 — центробежные гер слива 50-л баллонов; 30— посты ели
о
Шд I
Насосно-компрессорное отделение
-.7
Точна слива
___ Il i .
10
о
о
4W/A W Ацу //WAV // Z\W/ <<\W Wvly?
i
&
10
4
8 13
В
конденсата
Д
WzX'vkvJ'/ZWW
О
X
.гч?
!!*. ..‘Hi
. Рампа точек заполнения баллонов
77/А^7А^З
В канализацию °
£Л\кАХ< WA‘ W
----П------п-1
------О---------5
'^Сброс в атм .&& F"'^-----------------i
Ly----
К компрессору t----
Продувка на свечу
Сборник масла
В сливное отделение
Условные
А —
обозначения
—хз-Я газонаполнительным колонкам
i _^j
Продувка на свечу rt|
Hi Н Л
М Н О П
—о--
с--с—
Рис. 5.1. Технологическая схема ГНС
/ — резервуары хранилища (обвязаны попарно); 2 — компрессор; 3 — железнодорожная цистерна; 4 — насос С-5/140; 5 — газораздаточная колонка; 6 — газозаправочная колонка; 7 — карусельный газонаполнительный агрегат; 8 — компрессор; 9 — сливной резервуар; 10 — станок для группового слива баллонов; 11—наполнительная рампа; 12 — маслосборник; 13 — конденсатосборник; Л — трубопровод жидкой фазы; Ь.— трубопровод паровой фазы; В —
с подземной установкой резервуаров.
задвижка, вентиль; Г — переход; Д — заглушка; Б — продувочный газопровод; Ж — трубе провод для слива пеиспарившихся остатков; К — сбросной газопровод; Л — клапан-отсекг тель; М—предохранительный клапан; Я—гибкий шланг; О — обратный клапан; Я —м;
нометр с трехходовым краном; Р — фильтр; С — указатель уровня.
'ЛАЙ ИВАНОВИЧ ВРАЗКЕНСКИЙ
КЕННЫЕ ^иДОРОДНЫЕ ГАЗЫ
Редактор издательства А. А. Машков Переплет художника Л. А. Яценко Техн, редактор Н. П* Старостина Корректор М. И. Витис
Сдано в набор 28/1 1975 г. Подписано в печать 14/VII 1976 г. М-31721. Формат 70 X lOOVie. Бумага тип. М 1. Печ. л. 17V2- Усл. л. 22,58. Уч.-изд. л. 22,95. Тираж 11000 экз. Заказов 549/165. Цена 1р. 57 к.
Издательство «Недра». Ленинградское отделение. ISSITii Ленинград, С-171, ул. Фарфоровскал 12.
Ленинградская типография Ks 6 Союзполиграф-прома при Государственном комитете Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
196006, Ленинград, Московский проспект, 91.