Автор: Земенков Ю.Д. Прохоров А.Д. Васильев Г.Г.
Теги: строительство газоснабжение газовая промышленность
Год: 2004
Текст
______Ю.Д. Земенков, А.Д. Прохоров, Г.Г. Васильев,
|Е.И. Яковлев}, А.И. Гольянов, В.Л. Стативко, Н.Х. Халлыев
ГАЗОВЫЕ СЕТИ
И ГАЗОХРАНИЛИЩА
Допущено УМО вузов Российской Федерации по нефтегазовому образо-
ванию в качестве учебника для подготовки бакалавров и магистров
по направлению 553600 “Нефтегазовое дело” и для подготовки дипло-
мированных специалистов по специальности 090700 “Проектирование,
сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ”
направления 650700 “Нефтегазовое дело”
Москва 2004
Введение
ВВЕДЕНИЕ
В нашей стране создан крупный топливно-энергетический ком-
плекс. Российская Федерация — единственная промышленно развитая
страна, которая полностью обеспечивает себя топливом и энергией за
счет собственных природных ресурсов и одновременно осуществляет экс-
порт топлива и электроэнергии.
Природный газ как высокоэффективный энергоноситель широко
применяется в настоящее время во многих звеньях общественного про-
изводства, оказывает прямое воздействие на увеличение выпуска промы-
шленной и сельскохозяйственной продукции, рост производительности
труда и снижение удельных расходов топлива.
В настоящее время с использованием природного газа производится
более 95 % стали и чугуна, 95 % минеральных удобрений, 60 % цемента.
В России создана мощная сырьевая база газовой промышленности.
Высокие рубежи добычи газа в определяющей степени обеспечиваются
промыслами Тюменской области. Топливно-энергетический комплекс
страны постоянно развивается. Будет продолжено строительство газо-
проводов, увеличится их пропускная способность, широкое применение
получат автоматизированные газоперекачивающие агрегаты. Значитель-
но расширится область использования природного газа в промышлен-
ности, сельском хозяйстве и в быту.
Первые сведения о горючих газах встречаются в сохранившихся ру-
кописях древнейших историков. Геродот писал о “вечных огнях” на горе
Химера, расположенной в Малой Азии. Источники горючих газов были
известны в Азербайджане, Индии, Ираке, Иране. Обилие горящих факе-
лов привело к возникновению в этих странах огнепоклонства. Слово “ Азер-
3
Газовые сети и газохранилища
байджан” в переводе с арабского означает “страна огней” До сих пор
сохранились такие памятники древности, как храм огнепоклонников в
Сураханах на Апшеронском полуострове, а также храм огня в провинции
Пенджаб в Индии.
В России газ первоначально использовался для освещения городов,
его получали из каменного угля на газовых заводах и называли “светиль-
ным”. Первый такой завод был построен в Петербурге в 1835 году, камен-
ный уголь для него привозили из-за границы. В Москве газовый завод
был построен в 1865 году.
В начале XX века, после того как для освещения стали использовать
керосин, газ начинают применять для отопления и приготовления пищи.
В 1913 году производство искусственного газа в России составляло
17 млн м3. В 1915 году в Москве было газифицировано 3 000 квартир,
в С.-Петербурге — 10 000 квартир.
В довоенный период широко развернулось производство искусст-
венных газов: коксового, доменного, генераторного. Их получали из ка-
менного и бурого угля, горючих сланцев, торфа и древесины. Искусст-
венные газы сыграли решающую роль в индустриализации страны и в
первую очередь в развитии металлургической, металлообрабатывающей
и других важнейших отраслей промышленности.
Были восстановлены и вошли в строй газовые заводы, работавшие на
угле и сланцах. Увеличилась добыча нефтяного (попутного) газа.
В 1925 году она составила 127 млн м3. В 1923 году в г. Баку был построен
первый газобензиновый завод. В 1940 году добыча природного и попут-
ного газов в СССР достигла 3,2 млрд м3.
В 1943 году сооружен первый в России магистральный газопровод
Похвистнево-Куйбышев диаметром 300 мм, протяженностью 135 км.
В годы войны построена вторая газовая магистраль Войвож — Ухта
диаметром 300 мм и протяженностью 127 км, а также газопроводы
Елшанка -Саратов и Курдюм — Князевка.
Первый магистральный газопровод Саратов — Москва введен в экс-
плуатацию в июне 1946 года. Газ по трубе диаметром 325 мм и протяжен-
ностью 840 км пришел в послевоенную Москву.
Газовая промышленность — динамичная, бурно развивающаяся от-
расль экономики России. Так, если добыча природного и попутного га-
зов в 1970 году составляла 83,3 млрд м3, в 1980 году - 254 млрд м3,
4
Введение
в 1990 году — 641 млрд м3, в 2000 году - 584 млрд м3, то в 2003 году -
620,2 млрд м3.
Структура производства первичных топливно-энергетических ресур-
сов сохраняет тенденцию лидирования природного газа. Доля газа в
2002 году составляла 45,3 % (в 1996 году - 50,2 %).
Одной из ведущих подотраслей газовой промышленности является
трубопроводный транспорт, образующий ядро уникальной, успешно
функционирующей Единой системы газоснабжения России.
Всего за полвека было построено значительное количество крупных
магистральных газопроводов. Впервые в мировой практике в нашей стра-
не началось строительство газопроводов из труб больших диаметров. 1020,
1220 и 1420 мм. Введено в строй несколько высоконадежных систем ма-
гистральных газопроводов. В Оренбургской и Астраханской областях со-
зданы крупные комплексы по добыче и переработке природного газа.
Начались работы по освоению ресурсов полуострова Ямал.
В настоящее время сетевой и сжиженный газы в Российской
Федерации получают более 1 500 городов, 2 100 поселков городского типа
и 100 тыс. сельских населенных пунктов. К 2002 году в России было гази-
фицировано около 40 млн квартир.
Общая протяженность действующих на территории России газопро-
водов-отводов высокого давления увеличилась против 1975 года в целом в
1,9 раза, а на селе — в 3,1 раза.
Коммунально-бытовые предприятия рассматриваются в нашей стра-
не как первоочередные объекты газификации.
Налажен серийный выпуск высококачественных газовых плит,
автоматизированных водонагревателей, отопительных аппаратов, специ-
альной аппаратуры для эффективного использования газа в сельском хо-
зяйстве, оборудования для механизации и автоматизации технологичес-
ких процессов на газораспределительных станциях. Проводится телеме-
ханизация городских газовых хозяйств.
В большом количестве природный газ используется в теплоэнерге-
тике, на долю которой приходится 55 % потребляемого в стране газа.
Газ стал основным видом топлива в быту, коммунальном хозяйстве и
промышленности.
5
1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ
О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМАХ.
СВОЙСТВА ГАЗОВ
1.1. Основные сведения о газораспределительных системах
и хранилищах газа
Система газоснабжения городов и населенных пунктов состоит из
источников газораспределения, газораспределительной сети и газоис-
пользующего оборудования.
Источниками газораспределения являются элементы системы газо-
снабжения, служащие для подачи газа в газораспределительную сеть,
например газораспределительные станции (ГРС), газорегуляторные пунк-
ты (ГРП) и установки (ГРУ), газонаполнительные станции (ГНС).
Газовая распределительная сеть представляет собой систему наруж-
ных газопроводов от источника до ввода газа потребителям, а также со-
оружения и технические устройства на них.
Наружным газопроводом называют подземный (подводный), назем-
ный и надземный газопровод, проложенный вне зданий до наружной
конструкции здания. Внутренним газопроводом — газопровод, проложен-
ный от наружной конструкции здания до места подключения располо-
женного внутри здания газоиспользующего оборудования.
Газоиспользующее оборудование жилых домов, коммунальных и про-
мышленных предприятий включает газовые приборы и установки, ис-
пользующие газ в качестве топлива.
К газовому оборудованию относят технические изделия полной за-
водской готовности, используемые в качестве составных элементов газо-
проводов (компенсаторы, конденсатосборники, арматура трубопровод-
ная запорная и т.д.).
6
1 Основные сведения о газораспределительных системах. Свойства газов
Современные газораспределительные системы (по СНиП 42-01-2002)
представляют собой имущественный производственный комплекс, со-
стоящий из технологически, организационно и экономически взаимо-
связанных объектов, предназначенных для транспортировки и подачи
газа непосредственно его потребителям.
Газопроводы газораспределительных систем классифицируются сле-
дующим образом:
по виду транспортируемого газа: природного газа (ПГ), сжиженного
природного газа (СПГ), сжиженного углеводородного газа (СУГ);
- давлению газа: высокого I и II категории, среднего и низкого давле-
ния;
- местоположению относительно отметки земли: подземные, над-
земные и наземные;
- расположению относительно объектов газификации: наружные и
внутренние;
- числу ступеней регулирования давления газа: одно- и многосту-
пенчатые.
По принципу построения: кольцевые, тупиковые, смешанные.
По материалу труб: металлические (стальные, медные); неметалли-
ческие (полиэтиленовые, асбестоцементные и др.).
В соответствии с таблицей 1 п. 43. СНиП 42-01-2002 газопроводы
газораспределительных систем в зависимости от давления транспорти-
руемого газа подразделяются (табл. 1.1)
Таблица 1.1
Классификация газопроводов систем газораспределения
в зависимости от давления транспортируемого газа
Классификация газопроводов по давлению Вид транспортируемого газа Рабочее давление в газопроводе, МПа
Высокого I категории Природный Св 0,6 до 1,2 включительно
СУГ Св. 0,6 до 1,6 включительно
II категории Природный и СУГ Св. 0,3 до 0,6 включительно
Среднего Тоже Св. 0,005 до 0,3 включительно
Низкого То же До 0,005 включительно
7
1.1. Основные сведения о газораспределительных системах и хранилищах газа
Правила безопасности систем газораспределения и газопотребле-
ния, утвержденные Госгортехнадзором России 18.03.2003 г. Постановле-
нием № 3 устанавливают следующие термины и определения:
Распределительными газопроводами следует считать газопроводы га-
зораспределительной сети, обеспечивающие подачу газа от источника
газоснабжения до газопроводов-вводов к потребителям газа;
Внеплощадочным газопроводом считают распределительный газопро-
вод, обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения к промы-
шленному потребителю, находящемуся вне производственной террито-
рии предприятия.
К внутриплощадочным газопроводам относят участок распределитель-
ного газопровода (ввод), обеспечивающий подачу газа к промышленно-
му потребителю, находящемуся внутри производственной территории
предприятия.
Давление газа во внутренних газопроводах и перед газоиспользую-
щими установками должно соответствовать давлению, необходимому для
устойчивой работы этих установок, указанному в технических паспортах
заводов-изготовителей, но не должно превышать значений, приведен-
ных в табл. 1.2.
Современная схема городской системы газораспределения имеет
ярко выраженную иерархичность в построении, связанную с классифи-
кацией газопроводов по давлению. Верхний уровень составляют газо-
проводы высокого давления. Они являются главным стержнем городской
газовой сети. Сеть высокого давления должна быть резервированная,
т.е. закольцованная. Сеть высокого давления гидравлически соединяет-
ся с остальной частью системы через регуляторы давления, оснащенные
предохранительными устройствами, предотвращающими повышение
давления после регуляторов.
Для поселков и небольших городов рекомендуется одноступенчатая
система газораспределения.
Для средних городов принимают двухступенчатую систему газорас-
пределения. Газ от ГРС по сети среднего или высокого давления подает-
ся к крупным потребителям и к газорегуляторным пунктам.
Для крупных городов рекомендуется трехступенчатая система газо-
распределения. Для крупных и средних городов газораспределительные
сети должны проектироваться кольцевыми, а для мелких городов и по-
8
1. Основные сведения о газорасрределительных системах. Свойства газов
Таблица 1.2
Давление газа в газопроводах, прокладываемых внутри зданий
Потребители газа Давление газа, МПа
1. Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства 1,2
2. Производственные здания - прочие 0,6
3. Бытовые здания промышленных предприятий: отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в зги здания 0,3
4. Административные здания 0,005
5. Котельные:
отдельно стоящие на территории производственных предприятий 1,2
то же, на территории поселении 0,6
пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий 0,6
пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий 0,3
пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий 0,005
6. Общественные здания (кроме зданий, в которых установка газового оборудования требованиями СНиП 2.08.02 не допускается) и складские 0,005
7 Жилые здания 0,003
селков как высокая ступень давления, так и низкая может быть запроек-
тирована тупиковой. Окончательный вариант применяется после техни-
ко-экономического обоснования.
Газоснабжение городов с населением более 1 млн чел. при сейсмич-
ности местности более 6 баллов, а также городов с населением более
9
1.1. Основные сведения о газораспределительных системах и хранилищах газа
Рис. 1.1. Многоступенчатая система газоснабжения крупного города:
СВД — сеть высокого давления; ССД — сеть среднего давления;
СНД — сеть низкого давления; ПП — промышленное предприятие;
МГ — магистральный газопровод
I
100 тыс. чел. при сейсмичности местности более 7 баллов должно преду-
сматриваться от двух источников или более — ГРС с размещением их с
противоположных сторон города. При этом газопроводы высокого и сред-
него давления должны проектироваться закольцованными с разделением
их на секции отключающими устройствами.
Принципиальная схема газораспределительной системы крупного
города приведена на рис. 1.1.
Минимально допустимое расстояние от объектов газоснабжения до
городов, населенных пунктов, зданий и сооружений следует брать в соот-
ветствии со СНиП 2.05.06-85* “Магистральные трубопроводы” и требо-
ваниями “Правила устройства электроустановок’’.
При проектировании, контроле за строительством, приемке выпол-
ненных работ и эксплуатации газораспределительных систем необходи-
мо следовать требованиям СНиП 42-01-2002, СП 42-101-2003 и “Правил
безопасности систем газораспределения” и другим нормативным доку-
ментам, принятым к действию и на которые ссылаются вышеперечис-
ленные СНиП и СП.
10
1. Основные сведения о газораспределительных системах. Свойства газов
В систему газоснабжения городов входят магистральные газопрово-
ды, которые целесообразно эксплуатировать при максимальной проектной
пропускной способности. Фактическое потребление газа характеризуется
резкой неравномерностью в течение суток, недели и различных периодов
года. Неравномерность связана с изменением погоды, специфическими осо-
бенностями некоторых производств, укладом жизни населения и др.
Сезонная неравномерность потребления газа требует аккумулиро-
вания больших количеств газа в летний период и отпуска его потребите-
лям в холодный зимний период года. Единственным приемлемым спо-
собом создания таких запасов газа является его хранение в подземных
хранилищах, которые могут быть созданы в истощенных нефтяных и га-
зовых месторождениях, а также в водяных пластах.
Для хранения относительно небольших количеств газа на заводах и в
газораспределительной сети применяют газгольдеры низкого и высоко-
го давлений. В газовой сети газгольдеры служат для покрытия часовой
неравномерности потребления газа в течение суток.
Для приема, хранения и поставки потребителям сжиженных углево-
дородных газов строят газонаполнительные станции и кустовые базы.
Для хранения больших объемов сжиженных газов сооружают подземные
хранилища в искусственных или естественных выработках в плотных не-
проницаемых породах.
1.2. Горючие газы, используемые для газоснабжения
Для газоснабжения используются природные, искусственные и сжи-
женные природные и углеводородные газы. Качество природного газа долж-
но соответствовать ГОСТ 5542-87, сжиженного углеводородного газа —
ГОСТ 20448-90 и ГОСТ 27578-87.
По составу газы могут быть чистыми и смесями. Чистыми газами
являются газы, в которых содержится не более 0,05% (молярных) приме-
сей газов других наименований. Газовая смесь — смесь чистых газов, не
вступающих друг с другом в химическую реакцию.
Природный газ - это газовая смесь, компонентами которой в основ-
ном являются предельные углеводороды (СпН2п+2), азот, диоксид углеро-
да и сероводород. Компонентный состав смеси газов, в том числе и при-
родного газа, определяется в объемных или молярных долях.
И
NJ
Таблица 1.3
Характеристики природных газов некоторых северных месторождений России
Месторождение Состав газа (по объему), % Плотность (при 0 °C и 0,1013), МПа Низшая теплота сгорания, кДж/(кгК)
Метан сн4 Этан с2н6 Пропан С3Н8 Бутан С4Н,0 Пентан С5Н1г Двуокись углерода со2 Азот ч Серо- водород H,S
Уренгойское 98,8 0,70 - - 0,010 0,290 0,980 нет 0,729 35509
Ямбургское 98,6 0,60 - - 0,010 0,190 1,120 нет 0,714 35430
Медвежье 99,2 0,120 - - 0,010 0,010 0,600 нет 0,722 35685
Бованенковское 99,0 0,028 0,007 0,003 - 0,063 0,855 следы 0,723 35534
Заполярное 98,4 0,070 0,010 - 0,010 0,200 1,500 нет 0,728 35375
Тазовское 98,6 0,100 0,030 0,020 0,010 0,200 1,000 нет 0,727 35509
Губкинское 98,7 0,130 0,010 0,005 0,010 0,150 1,300 нет 0,730 35521
Комсомольское 97,2 0,120 0,010 - 0,010 0,100 2,560 нет 0,735 35004
Вынгапуровское 95,1 0,320 - - - 0,190 4,300 нет 0,745 31328
Юбилейное 98,4 0,070 0,010 - - 0,100 1,100 нет 0,729 35360
Мессояхское 97,6 0,100 0,030 0,010 0,010 0,060 1,600 нет 0,724 35138
Березовское 94,1 1,200 0,300 0,100 0,060 0,500 3,000 нет 0,755 35277
Вуктыльское 81,8 8,800 2,600 0,940 0,300 0,300 5,100 нет 0,859 38828
.2. Горючие газы, используемые для газоснабжения
1. Основные сведения о газораспределительных системах. Свойства газов
Для природного газа характерным является следующий компонент-
ный состав, выраженный в объемных долях:
0,6 < метан < 1,0
0,00 < этан< 0,12
0,00 < пропан < 0,06
0,00 < азот <0,16
0,00 < диоксид углерода< 0,16
0,00 < сероводород < 0,01
0,00 < бутаны < 0,04 0,000 < гелий < 0,002
0,00 < пентаны < 0,04 Другие компоненты в сумме < 0,002
По ГОСТ 5542-87 содержание вредных примесей в граммах на 100 м3
газа не должно превышать: сероводорода — 2, аммиака — 2, цианистых со-
единений в пересчете на синильную кислоту (HCN) — 5, смолы и пыли —
0,1 , нафталина — 10 (летом) и 5 (зимой).
Содержание влаги не должно превышать количеств, насыщающих
газ при температуре 20 °C (зимой) и 35 °C (летом). Если газ транспорти-
руют на большие расстояния, то его осушают.
Природные газы представляют собой смесь углеводородов метано-
вого ряда.
Природные газы можно подразделить на три группы:
1 - газы чисто газовых месторождений. Состоят в основном из мета-
на, являются сухими, или тощими (не более 50 г/м3 пропана и выше).
Характеристики природных газов некоторых северных месторождений
приведены в табл. 1.3.
2 — попутные газы нефтяных месторождений. Содержат большое
количество тяжелых углеводородов - обычно более 150 г/м3. Являются
жирными газами. Это смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции и
газового бензина.
3 — газы конденсатных месторождений. Это смесь сухого газа и
конденсата. Пары конденсата представляют собой смесь паров тяже-
лых углеводородов, содержащих С5 и выше (бензин, лигроин, керо-
син).
Сухие газы легче воздуха, а жирные — обычно тяжелее.
Теплотворная способность газов чисто газовых месторождений —
31 000...38 000 кДж/м3, а попутных газов нефтяных месторождений —
38 000...63 000 кДж/м3.
Искусственные газы. При термической обработке твердых топлив в
зависимости от способа переработки получают газы сухой перегонки и
генераторные газы.
13
1.3. Основные физические свойства газов
Сухая перегонка — процесс разложения твердого топлива без доступа
воздуха. Получают газ, смолу и коксовый остаток (температура процесса
900...1 100 °C).
Примерный состав коксового газа, %:
Н - 59; СН - 24 ; С Н - 2; СО - 8; СО, - 2,4; О, - 0,6; N, - 4.
Теплотворная способность — 16 000...18 000 кДж/м3, плотность —
0,45...0,5 кг/м3.
Газификация — процесс термохимической переработки топлива.
В результате реакции углерода топлива с кислородом и водяным па-
ром образуются горючие газы: окись углерода и водород. Одновре-
менно с процессом газификации протекает частичная сухая перегон-
ка топлива.
Продуктами газификации топлива являются горючий газ, зола и
шлаки (в газогенераторах). При подаче в газогенератор паровоздушной
смеси получают генераторный газ, называемый смешанным, примерный
состав которого в %:
Н, - 14,0; СН - 1,0; СО - 28,0; СО, - 6,0; О, - 0,2; H,S - 0,2; N, - 50,6.
Теплотворная способность генераторного газа — 5 500 кДж/м3, плот-
ность— 1,15 кг/м3.
1.3. Основные физические свойства газов
При расчетах с потребителями, а также производительности и про-
пускной способности газопроводов различают следующие
условия состояния газа:
- нормальные условия: температура — 0 °C, давление — 0,101325 МПа
(760 мм рт. ст.);
- стандартные условия: температура — 20 °C, давление — 0,101325 МПа
(760 мм рт. ст.);
Например, плотность воздуха при различных условиях равна:
рво =1,293 кг/м3 ( 0 °C, 760 мм рт. ст.);
рВ20 = 1,206 кг/м3 ( 20 °C, 760 мм рт. ст.);
В расчетах достаточно часто пользуются понятием относительной
плотности, т.е. отношением плотности газа к плотности воздуха при од-
них и тех же условиях
А = р/рв. (1.1)
14
1. Основные сведения о газораспределительных системах. Свойства газов
Плотность газа при нормальных условиях может быть определена по
его молярной массе М
р=М/22,41, (1.2)
где М - молярная масса, кг/кмоль; 22,41 - объем, который занимает
1 кмоль газа при нормальных условиях, м3/кмоль.
Приведение плотности, объема и расхода газа к стандартным усло-
виям выполняется по следующим зависимостям
Р Z Т
г\ — r\ 'em ч
Pcm -Р р _ , (1.3)
г ст 1 ст
Р. Z .т
у = у* ^ст /ст
ст Р Z Т ’ U
’ (’-5)
где Р и Рст — абсолютные давления; Ти Г т - абсолютные температуры
газа; Z и Z m — коэффициенты сжимаемости газа соответственно при двух
состояниях.
Плотность смеси газов подчиняется закону аддитивности
Рсм=ХР, Z, (1.6)
i=i
где yt - молярная (мольная = объемная) концентрация i-ro компонента,
р, - плотность /-го компонента (табл. 1.4).
Газовая постоянная зависит от состава газовой смеси и определяется
по формуле (Дж/кг-К)
R = R0/M, (1.7)
где 7?(, — универсальная газовая постоянная,
Яо = 8314,3 ДжДкмольК).
Средние псевдокритические температура и давление смеси также
подчиняются закону аддитивности
Т’пк =£?;₽, •J'. , (1.8)
1=1
15
1.3. Основные физические свойства газов
Физические свойства компонентов,
Наименование газа Метан Этан
Химическая формула С„н„ СН4 с2н6
Молекулярная масса м кг/кмоль 16,043 30,07
Газовая постоянная R Дж/(кг К) 518,264 276,505
Критические параметры
Критическая температура К К 190,55 305,83
Критическое давление МПа 4,599 4,88
Критическая плотность Рч. кг/м3 162 201
Коэффициент сжимаемости Лр 0,284 0,284
Динамическая вязкость Пас 1,40 10’ 2,00 107
Паровая фаза при Р„ =101,3 кПа, Т„=273,15 К
Плотность р» кг/м3 0,7175 1,3551
Динамическая вязкость «0 Па с 1,03 105 8,55 106
Кинематическая вязкость М2/с 1,44 105 6,31 10^
Удельная теплоемкость при постоянном давлении С. кДж/кг К 2,1714 1,671
Удельная теплоемкость при постоянном объеме сго кДж/кг К 1,6531 1,3945
Коэффициент сжимаемости 4 0,9976 0,99
Коэффициент теплопроводности Вт/(м К) 0,0304 0,018
Растворимость в воде “о м’/м3 0,0556 0,0987
Жидкая фаза при Р„ =101,3 кПа при температуре кипения
Плотность Рк кг/ м3 440,3 546,4
Динамическая вязкость лн Па с 1,44 Г 1,37 105
Кинематическая вязкость к М2/с 3,28 10’ 2,51 10*
Теплоемкость с кДж/кг К 1,32 3,01
Коэффициент теплопроводности ли Вт/(м К) 0,108 0,045099
Скрытая теплота испарения при Т„„ кДж/кг 531 489,7
Температура кипения при Ро =101,3 кПа ГИ1| К 111,66 184,52
Теплота сгорания при То =273,15 и R =101,3 кПа
низшая Q, МДж/м3 33,37 59,39
высшая Q, МДж/кг 37,04 64,91
Число Воббе
низшее w„ МДж/м3 48,23 62,45
высшее и; МДж/м3 53,3 68,12
16
] Основные сведения о газораспределительных системах. Свойства газов
входящих в состав природных газов
Таблица 1.4
Пропан н-Бутан и-Бутан н-Пентан и-Пентан Этилен Пропилен н-Бутилен
с3н8 с4н,„ с4н,0 с,н,2 с5н12 СД С,Н. сгн,
44,097 58,123 58,123 72,15 72,15 28,054 42,081 , 56,108
188,55 143,05 143,05 115,239 115,239 296,375 197,583 148,188
369,82 425,14 408,13 469,69 460,39 282,35 > 364,85 417,15
4,25 3,784 3,648 3,364 3,381 5,042 4,601 3,945
225 228 221 232 234 211 ' 233 222,5
0,281 0,273 0,283 0,268 0,27 0,276 0,275 0,277
2,37 107 2,45 10’ 2,70 107 2,55 107 2,61 10’ 2,15 10’ 2,33 107
2,0098 2,7091 2,7068 3,5065 3,4354 2,0037 1,9659 2,55
7,51 106 6,82 10* 6,89 106 6,23 106 6,23 10“ 9,?0 106 7,65 106 6,86 106
3,74 106 2,52 106 2,55 10“ 1,78 10* 1,81 106 4,84 106 3,89 10" 2,69 106
1,573 1,71 1,71 1,6 1,6 1,466 1,432 1,487
1,3845 1,567 1,567 1,4848 1,4848 1,1696 1,2344 1,3388
0,9789 0,9572 0,958 0,918 0,937 0,9925 0,955
0,015 0,0131 0,0131 0,121 0,0142
0,065 0,226 0,5
582 601 594.2 645,5 645,5 566 609 646
1,21 10s 1,31 105 2,33 104 2,01, 10* 2,15 104 1,12 10* 2,16 10*
2,08 10 s 2,17 108 3,92 107 3,11 107 3,ЗЗЕ 107 1,98Е 107 3,55 10’
2,07 2,31 2,23 2,668 2,415
0,0098 0,12619 0,015 0,188 0,142
426,2 385,4 355,2' , - '299 361,2 483 441 411,6
231,08 252,65 261,42 309,22 301 169,15 225,45 267,15
84,94 110,5 110,1 136 135,7 55,01 80,07 113,83
92,29 119,7 119,3 147 146,8 58,68 85,58 121,4
73,41 82,41 ' 86,43 86,56 86,56 60,03 70,92 81,94
79,8 89,1& 93,53 93,73 93,73 64,03 75,72 87,64
17
1.3. Основные физические свойства газов
Наименование газа и-Бутилен Азот
Химическая формула снт С2Н8 ч
Молекулярная масса м кг/кмоль 56,108 28,132
Газовая постоянная R Дж/(кг К) 148,188 295,553
Критические параметры
Критическая температура Т Кр К 428,15 126,2
Критическое давление р МПа 4,1 3,39
Критическая плотность Ркр кг/м3 221 311
Коэффициент сжимаемости 0,275 0,289
Динамическая вязкость п кр Па с 2,50 107 1,81 10’
Паровая фаза при Р, =101,3 кПа, 7^=273,15 К
Плотность Ро кг/м3 2,5 1,2555
Динамическая вязкость по Па с 8,00 106 1,66 105
Кинематическая вязкость V» М2/с 3,20 106 1,32 105
Удельная теплоемкость при постоянном давлении кДж/кг К 1,604 1,042
Удельная теплоемкость при постоянном объеме кДж/кг К 1,4558 0,7464
Коэффициент сжимаемости А 0,9997
Коэффициент теплопроводности К Вт/(м К) 0,0138
Растворимость в воде а» м3/м3 0,0236
Жидкая фаза при Рп =101,3 кПа при температуре кипения
Плотность Р„ кг/ м3 646 817,2
Динамическая вязкость лн Пас 1,68 10-4
Кинематическая вязкость УН М2/с 2,05 107
Теплоемкость с кДж/кг К 2,05
Коэффициент теплопроводности к Вт/(м К) 0,016 0,00788
Скрытая теплота испарения при Ткип го кДж/кг 299 197,6
Температура кипения при Ро =101,3 кПа 7^ К 276,87 77,35
Теплота сгорания при То =273,15 и Р„ =101,3 кПа
низшая Q, МДж/м3 113,83 -
высшая Q. МДж/кг 121,4 -
Число Воббе
низшее и; МДж/м3 81,94 -
высшее ж" МДж/м3 87,64
18
1 Основные сведения о газораспределительных системах Свойства газов
Продолжение табл. 1.4
Водород Оксид углерода Диоксид углерода Воздух Серо- водород Пар Кислород
Н2 со со2 H2S Н2О Ог
2,016 28,011 44,01 28,963 34,082 18,016 32
4124,261 296,83 188,923 287,074 243,956 461,507 259,828
33,23 132,85 304,2 132,46 373,6 647,14 154,58
1,297 3,494 7,386 3,648 9,01 22,064 5,043
31,6 301 468 335 349 325 430
0,306 0,291 0,275 0,316 0,284 0,229 0,288
2,99 108 1,84 10’ 3,27 10’ 1,95 10’ 3,19 10’ 3,82 10’ 2,47 10’
0,0899 1,2502 1,9767 1,2927 1,5358 0,8643 1,4287
8,40 106 1,66 10’ 1,37 10’ 1,72 10’ 1,17 10’ 9,04 106 1,92 10’
9,34 10 s 1,33 105 6,91 106 1,33 10’ 7,62 106 1,05 10’ 1,34 10’
14,85 1,04 0,819 1,008 0,992 1,865 0,9198
10,7 0,743 0,63 0,7182 0,745 1,403 0,6552
1,0006 0,9996 0,9933 0,9996 0,9901 0,93 0,9993
0,0169 0,02326 0,01564 0,02405 0,569 2,39 10’
0,0215 0,0354 1,713 0,029 4,67 - 0,0489
70,8 789 - 873 960 958 1135,7
1,32 10’ - - 1,78 10" - 1,21 10s 1,88 10"
1,86 10’ 2,04 10’ 1,26 108 1,66 10’
9,7 1,29 - 1,96 - 2,038 1,626
0,176 - 0,18 0,146 - 2,40 102 0,148
454,3 211,4 573,6 205,1 548,5 2257 215,6
20,38 81,7 194,67 80,15 212,81 373,15 90,17
10,05 11,76 - 21,53 - -
11,89 11,76 9,69 - 23,37 - -
41,03 12,9 - - - -
48,49 12,9 - - - -
19
1.3. Основные физические свойства газов
л, (1.9)
1=1
где Г р1 и Ркр] — абсолютные критические температура и давление компо-
нентов смеси.
Переход газа в жидкое состояние становится возможным лишь в том
случае, если его температура становится ниже его критической темпера-
туры, в противном случае газ невозможно перевести в жидкое состояние
ни под каким давлением.
Для сжижения газа при критической температуре Т=Ткр давление
газа должно быть равно или больше критического давления Р> Ркр.
В соответствии с нормами технологического проектирования [8]
псевдокритические параметры природного газа могут быть определены
по известной плотности р газовой смеси
Рпк = 0,1773 (26,831 - рст), (1.10)
Гпк= 155,24 (0,564 +Рст), (1.11)
где рст — плотность газа (кг/м3) при стандартных условиях; псевдокрити-
ческое давление газа рассчитано в МПа, а псевдокритическая температу-
ра — в К.
Сжимаемость газа учитывает отклонение газов от законов идеаль-
ного газа. Сжимаемость газа характеризуется коэффициентом сжимае-
мости Z, который определяется экспериментально. При отсутствии экс-
периментальных данных коэффициент сжимаемости определяется по
номограммам в зависимости от приведенных температуры и давления
(Гр, Рпр) газа или в зависимости от давления, температуры и относитель-
ной плотности по воздуху, а также по формулам, рекомендованным в от-
раслевых нормах проектирования [8]
0,0241 Г Z = 1 + (1.12) т
где т= 1-1,68 Г + 0.78-Г2 + 0,0107-7’-’ , Р =Р/Р , (1.13) Г = Т/Т . (1.14) пр ' кр ' '
20
1. Основные сведения о газораспределительных системах. Свойства газов
Рис. 1.2. Номограмма влагосодержания насыщенного природного газа
21
1.3. Основные физические свойства газов
Влажность газов. Практически все газы содержат водяные пары, те.
имеют некоторую влажность. Влажность природных газов обусловлена
пластовыми условиями. Присутствие сконденсированных водяных паров
и кислых газов может вызвать коррозию трубопроводов и оборудования.
При некоторых условиях (температуре и давлении) при наличии капель-
ной влаги в газе могут образовываться кристаллогидраты.
Содержание влаги в газе характеризуется абсолютной и относитель-
ной влажностью.
Абсолютная влажность w (в г/м3 или кг/кг) характеризует содержа-
ние водяных паров соответственно в единице объема или единице массы
газа. Влагосодержание природных газов зависит от состава газа, темпера-
туры и давления и определяется по номограмме (рис. 1.2).
Относительная влажность газа — отношение фактического количе-
ства водяных паров в единице объема газа к максимально возможному
количеству при определенных давлении и температуре
<р = «>т = Р/Р, (1.15)
где тп — количество водяного пара в единице объема пара; тт — макси-
мально возможное количество водяного пара, которое может находиться
в газе без конденсации при данных давлении и температуре; Рп — парци-
альное давление водяного пара в газовой смеси; Р — давление насыщен-
ного водяного пара при температуре Т.
Температура, при которой газ становится насыщенным при опреде-
ленном давлении, называется точкой росы.
При подготовке к транспорту газ должен быть осушен так, чтобы
точка росы была на 5...7 градусов ниже минимальной температуры ох-
лаждения газа в газопроводе (табл. 1.5).
Вязкость природного газа характеризуется коэффициентом динами-
ческой (абсолютной) вязкости ц (Па с) и определяется по формуле
p = 5,110^[l + Pcm-(l,l-0,25-Pcrn)]-
• [0,037+ Гпр-(1-0,104 Тпр)]-
1 +--1ЛЕ----
30(Тпр-1)
(1.16)
Теплоемкость реальных газов зависит от состава газа, температуры и
давления. Изобарная теплоемкость природных газов (в кДж/(кг-К))
22
1. Основные сведения о газораспределительных системах. Свойства газов
Таблица 1.5
Требования к влажности транспортируемого газа
Параметр Значение параметра
Климатическая зона по ГОСТ 16350-86 А В
Точка росы по влаге и тяжелым углеводородам при Р=5,5 МПа, К, не более: в зимний период (1.X...30.IV) в летний период (1.V...30.IX) 263 270 240 258
Примечания: 1. А — умеренная и жаркая климатическая зона; В — холодная климатическая зона. 2. Для обеих зон содержание механических примесей не более 0,1 г/100 м3, сероводорода не более 2 г/100 м3, кислорода не более 1 %.
с содержанием метана более 85 % в отраслевых нормах проектирования
определяется из соотношения
ср= 1,695 + 1,838-10 3-Т+ 1,96-106-(/>—0,1)/Г3. (1.17)
Эффект Джоуля-Томсона. При снижении давления подлине газо-
провода и при дросселировании газа на ГРС наблюдается снижение тем-
пературы. Это явление учитывается коэффициентом Джоуля-Томсона
(в K/МПа), для определения которого в отраслевых нормах проектиро-
вания рекомендуется аппроксимация (для природных газов
с содержанием метана более 85 %)
1 Г 0,98 10б
(1-18)
где ср - средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних
значений давления и температуры в процессе дросселирования.
Теплотворная способность (теплота сгорания) — тепло, выделяемое
при сгорании единицы объема (или массы) газа при определенных усло-
виях. Различают высшую и низшую теплотворную способность топлива.
В большинстве энергетических установок (газотурбинные установки, печи
и т.п.), предназначенных для использования или преобразования тепло-
23
1.3. Основные физические свойства газов
вой энергии, можно рассчитывать лишь на низшую теплоту сгорания топ-
лива из-за невозможности воспользоваться теплотой, выделяющейся при
конденсации паров воды как продукта сгорания топлива. Более идеаль-
ной, в этом смысле, является стоящая на горящей газовой плите большая
“потеющая” кастрюля с пока еще негорячей водой. Теплота сгорания
природных газов определяется по правилу аддитивности с учетом тепло-
ты сгорания индивидуальных компонентов и их молярной (объемной)
доли в составе природного газа
бнс=ЕоН1лс, (1.19)
i=i
где у* — молярная доля i-ro компонента в составе сухого (индекс с) газа;
0 — низшая теплота сгорания i-ro компонента (кДж/м3).
Влажность природных газов влияет на их теплотворную способность.
Пересчет молярной доли компонентов, плотности и теплоты сгорания
рабочего состава газа (индекс р) с учетом влажности производится по
формулам:
у," =к-у°; (1.20)
рр=(рс + (д)К; (1.21)
Qt=QtK, (1.22)
где /(определяется по формуле
В приведенных выше формулах св - влагосодержание газа, выражае-
мое в кг на м3 сухого газа при О °C и 0,101325 МПа.
24
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
2.1. Потребители газа. Режим потребления газа
Количество газа, потребляемое различными категориями потреби-
телей города или поселка, является основой для разработки проектов
систем газоснабжения и газораспределения. Расходы газа в значитель-
ной мере определяют выбор схемы системы, ее размеры, пропускную спо-
собность, металлоемкость и стоимость.
Методика определения расходов зависит от характера потребителей
газа. Всех потребителей можно разделить на следующие основные кате-
гории:
- бытовые потребители газа (потребление газа в квартирах жилых
домов);
- коммунально-общественные предприятия (потребление газа на
предприятиях бытового обслуживания населения, общественного пита-
ния и торговли, в учреждениях здравоохранения, на предприятиях по про-
изводству хлеба и кондитерских изделий и в прочих учреждениях);
- теплоэлектростанции и котельные (потребление газа электростан-
циями, потребление газа на отопление и вентиляцию зданий);
- промышленные предприятия (потребление газа на технологичес-
кие нужды промышленных и сельскохозяйственных предприятий).
Все категории потребителей расходуют газ во времени неравномер-
но. Неравномерность связана с сезонными климатическими изменени-
ями, сезонным изменением производительности промышленных потре-
бителей, режимом работы промышленных предприятий в течение неде-
ли и суток, со сложившимся режимом работы и отдыха, с укладом жизни
25
2.1. Потребители газа. Режим потребления газа
населения, характеристикой газового оборудования зданий и промыш-
ленных цехов. Регулировать неравномерность посредством воздействия
на отмеченные выше причины возможно лишь в весьма ограниченных
пределах. Поэтому неравномерность необходимо изучать и учитывать при
проектировании распределительных систем газоснабжения.
Различают следующие виды неравномерности потребления газа:
- неравномерность по месяцам года (сезонная неравномерность);
- неравномерность по дням недели (суточная неравномерность);
- неравномерность по часам суток (часовая неравномерность).
Сезонная неравномерность вызвана дополнительным расходом топ-
лива в зимнее (холодное) время, а также некоторым уменьшением его
потребления на коммунально-бытовые нужды летом.
Суточная неравномерность в отдельные дни недели вызвана укладом
жизни населения, режимом работы предприятий и изменением темпе-
ратуры наружного воздуха.
Часовая неравномерность вызвана неравномерностью потребления в
течение суток. Наибольшая часовая неравномерность наблюдается
у бытовых и коммунальных потребителей. Режим потребления предпри-
ятий определяется количеством рабочих смен.
Годовой график потребления газа городами строят на основании го-
довых графиков всех категорий потребителей.
По годовому графику можно составлять баланс газа, планировать его
подачу потребителям, определять число буферных потребителей, рас-
считывать объем подземных хранилищ и планировать проведение ре-
монтных работ на газопроводах.
Недельный график характеризуется колебаниями потребления газа
по отдельным дням недели и месяца, которые определяются следующи-
ми факторами; укладом жизни населения и режимом работы предприя-
тий (отопительная нагрузка здесь не рассматривается).
Городские распределительные газопроводы рассчитывают на макси-
мальные часовые расходы газа, которые можно определить, располагая
достаточно надежными сведениями о часовых колебаниях потребления
газа. Построение суточных графиков (рис. 2.1) необходимо также для пра-
вильной эксплуатации газовых сетей и установок и расчета аккумулирую-
щей емкости, необходимой для выравнивания суточного графика.
26
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Рис. 2.1. Суточный график потребления газа городом
Большое влияние на режим потребления газа в квартирах (бытовое
потребление) оказывают климатические условия. Понижение наружной
температуры вызывает увеличение потребления газа. Это объясняется
тем, что в зимние месяцы температура водопроводной воды значительно
снижается и на ее нагрев расходуется больше тепла. Кроме того, зимой
больше пользуются горячей пищей. Летом же численность населения
городов несколько уменьшается, так как некоторая его часть выезжает за
город.
Самое значительное влияние на сезонную неравномерность оказы-
вают сезонные скачки газопотребления на отопление жилых, производ-
ственных и общественных зданий. Надо учесть тот факт, что летом отоп-
ление вышеуказанных объектов не производится.
Режим потребления газа на отопление и вентиляцию зданий также
зависит от климатических условий того района, где расположен город
или промышленный узел. Изменение объема газопотребления в зависи-
мости от температуры воздуха представлено на рис. 2.2.
27
2.2. Расчетные расходы газа
Температура воздуха,°C
—О— для первого полугодия
—для второго полугодия
—Д— для летних месяцев
Рис. 2.2. Изменение потребления газа в зависимости от температуры воздуха
2.2. Расчетные расходы газа
2.2.1. Годовые расходы газа
Годовые расходы газа для каждой категории потребителей следует
определять на конец расчетного периода с учетом перспективы развития
объектов — потребителей газа. Продолжительность расчетного периода
устанавливается на основании плана перспективного развития объектов —
потребителей газа.
Годовые расходы газа для населения (без учета отопления), предприя-
тий бытового обслуживания населения, общественного питания, предпри-
ятий по производству хлеба и кондитерских изделий, а также для учрежде-
ний здравоохранения рекомендуется определять по нормам расхода теп-
лоты, приведенным в ГОСТ Р 51617-2000 и СП 42- 101-2003.
Нормы расхода газа для потребителей, не перечисленные в прило-
жении А СП 42-101-2003, следует принимать по нормам расхода других
видов топлива или по данным фактического расхода используемого топ-
лива с учетом КПД при переводе на газовое топливо.
28
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Допускается при составлении генеральных планов городов и других на-
селенных пунктов принимать укрупненные показатели потребления газа в
м3/год на 1 человека при теплоте сгорания 34 МДж/м3 (8 000 ккал/м3):
- при наличии централизованного горячего водоснабжения — 120;
- при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей — 300;
- при отсутствии всяких видов горячего водоснабжения — 180
(220 в сельской местности).
Годовые расходы газа на нужды предприятий торговли, предприятий
бытового обслуживания непроизводственного характера и т.п. можно при-
нимать в размере до 5 % суммарного расхода теплоты на жилые дома.
Годовые расходы газа на нужды промышленных и сельскохозяйст-
венных предприятий следует определять по данным топливопотребле-
ния (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) этих
предприятий с перспективой их развития или на основе технологичес-
ких норм расхода топлива (теплоты).
Годовые расходы теплоты на нужды отопления, вентиляции и горя-
чего водоснабжения определяют в соответствии с указаниями
СНиП 2.04.01-85*, СНиП 2.04.05-91* и СНиП 2.04.07-86*.
Годовые расходы теплоты на приготовление кормов принимаются на одну
лошадь — 1 700, одну корову — 8 400, одну свинью - 4 200 МДж и подогрев
воды для питья и санитарных целей на нужды животных—420 МДж.
Годовой расход тепла (кДж) на отопление и вентиляцию жилых и
общественных зданий вычисляют по формуле
Q0B =[24-(1 +АГ)-?вн ~?ср° +Z-^1-K-?BH~Zcpo].g,f'”° (2.1)
^вн о Сн в По
где tm - температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, прини-
мается по табл. 2.1, °C;
t — расчетная температура наружного воздуха наиболее холодной
пятидневки обеспеченностью 0,98 для проектирования отопления;
Г в — расчетная температура наружного воздуха для проектирования
вентиляции;
?сРо — средняя температура наружного воздуха за отопительный
сезон, °C;
К, Кх — коэффициенты, учитывающие расход теплоты на отопление и
вентиляцию общественных зданий; при отсутствии данных соответст-
венно принимаются равными К = 0,25 - на отопление, К, = 0,4 -
29
2.2. Расчетные расходы газа
Таблица 2.1
Температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий
Тип здания Гвн, °С
Жилые здания, гостиницы, общежития, административные здания 18
Учебные заведения, школы, предприятия общественного питания, клубы и дома культуры 16
Театры, магазины, прачечные, пожарные депо 15
Кинотеатры 14
Гаражи 10
Детские ясли и сады, поликлиники, амбулатории, диспансеры и больницы 20
Бани 25
на вентиляцию общественных зданий, построенных до 1985 г., 0,6 —
после 1985 г.;
Z— среднее число часов работы системы вентиляции общественных
зданий в течение суток, при отсутствии данных принимается равным
16 часам;
п0 — продолжительность отопительного периода, сутки;
F— жилая площадь отапливаемых зданий, м2;
т|0 — КПД отопительной системы, для котельных г) = 0,8...0,85, для
отопительных печей г] = 0,7...0,75;
q — укрупненный показатель максимального часового расхода теп-
лоты на отопление жилых зданий, кДж/(ч м2) на м2 жилой площади
(табл. 2.2).
Годовой расход тепла (кДж) на централизованное горячее водоснаб-
жение от котельных определяется по формуле
<2ГВ =24’9гв
N- „о+(35О-Л()).^-^.р
60-Л,
1
Пго ’
(2.2)
где qrB—укрупненный показатель среднечасового расхода теплоты на го-
рячее водоснабжение, кДж/(ч чел), с учетом общественных зданий райо-
30
Укрупненные показатели максимального теплового потока
на отопление жилых зданий на 1 кв. м общей площади q0, Вт
Таблица 2.2
Этаж- ность жилой пост- ройки Характе- ристика зданий Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления t0, °C
минус 5 минус 10 минус 15 минус 20 минус 25 минус 30 минус 35 минус 40 минус 45 минус 50 минус 55
Для постройки до 1985 г.
1 - 2 Без учета и внедрения энергосбе- регающих меропри- ятий 148 154 160 205 213 230 234 237 242 255 271
3-4 95 102 109 117 126 134 144 150 160 169 179
5 и более 65 70 77 79 86 88 98 102 109 115 122
1-2 С учетом внедрения энергосбе- регающих меропри- ятий 147 153 160 194 201 218 222 225 230 242 257
3-4 90 97 103 111 119 128 137 140 152 160 171
5 и более 65 69 73 75 82 88 92 96 103 109 116
. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Продолжение табл. 2.2.
Этаж- ность жилой пост- ройки Характе- ристика зданий Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления t0, °C
минус 5 минус 10 минус 15 минус 20 минус 25 минус 30 минус 35 минус 40 минус 45 минус 50 минус 55
Для постройки после 1985 г.
1 -2 По новым типовым проектам 145 152 159 166 173 177 180 187 194 200 208
3-4 5 и более 74 65 80 67 86 70 91 73 97 81 101 87 103 87 109 95 116 100 123 102 130 108
Примечания: 1. Энергосберегающие мероприятия обеспечиваются проведением работ по утеплению зданий при капитальных и текущих ремонтах, направленных на снижение тепловых потерь. 2. Укрупненные показатели зданий по новым типовым проектам приведены с учетом внедрения прогрессивных архитектурно-планировочных решений и применения строительных конструкций с улучшенными теплофизическими свойствами, обеспечивающими снижение тепловых потерь.
2.2. Расчетные расходы газа
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
на газоснабжения принимается в зависимости от средней за отопитель-
ный период суточной нормы расхода горячей воды по СНиП 2.04.01-85*
(табл. 2.3);
N-число жителей, пользующихся горячим водоснабжением;
Р - коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды в
летний период (при отсутствии данных принимают 0,8, а для курортных
и южных городов — 1,0);
t , ?хл - температура водопроводной воды в отопительный и летний
сезоны, °C (при отсутствии данных принимают, соответственно, 5 и 15 °C);
Т|го — КПД котельной, равный 0,80...0,85.
2.2.2. Расчетные часовые расходы газа
Системы газоснабжения городов и других населенных пунктов рас-
считываются на максимальный часовой расход газа, т.е. расход газа в на-
иболее холодную пятидневку.
Максимальный расчетный часовой расход газа, м3/ч, при 0 °C и дав-
лении газа 0,1 МПа (760 мм рт. ст.), на хозяйственно-бытовые и произ-
водственные нужды следует определять как долю годового расхода по фор-
муле
Gd=*Ley, (2.з)
где — коэффициент часового максимума (коэффициент перехода от
годового расхода к максимальному часовому расходу газа);
Qy — годовой расход газа, м3/год.
Коэффициент часового максимума учитывает характер потребления
газа потребителем, рассчитывается по максимальным значениям
коэффициентов неравномерности газопотребления (сезонным, суточным
и часовым)
/^сез » сут L.4ac
— *max ‘ ^тах ' ^тах
т , (2.4)
где — максимальные коэффициенты неравномерности га-
зопотребления по месяцам в течение года, по суткам в течение недели и
часам в течение суток соответственно; т - число часов в году.
33
Таблица 2.3
Укрупненные показатели среднего теплового потока на горячее водоснабжение, qh
Средняя за отопительный период норма расхода воды при температуре 55 °C на горячее водоснабжение в сутки на 1 чел., проживающего в здании с горячим водоснабжением, л На одного человека проживающего в здании, Вт
с горячим водоснабжением с горячим водоснабжением с учетом потребления в общественных зданиях без горячего водоснабжения с учетом потребления в общественных зданиях
85 247 320 73
90 259 332 73
105 305 376 73
115 334 407 73
2.2. Расчетные расходы газа
2 Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Коэффициент часового максимума расхода газа следует принимать
дифференцированно по каждой зоне газораспределения, сети которой
представляют самостоятельную систему, гидравлически не связанную с
системами других районов, и снабжаются из одного источника.
Значения коэффициентов часового максимума расхода газа на хо-
зяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения,
снабжаемого газом, приведены в табл. 2.4.
Таблица 2.4
Коэффициент часового максимума расхода газа на хозяйственно-
бытовые нужды в зависимости от численности населения,
снабжаемого газом
Число жителей, снабжаемых газом, тыс. чел Коэффициент часового максимума расхода газа (без отопления),
1 1/1800
2 1/2000
3 1/2050
5 1/2100
10 1/2200
20 1/2300
30 1/2400
40 1/2500
50 1/2600
100 1/2800
300 1/3000
500 1/3300
750 1/3500
1000 1/3700
2000 и более 1/4700
Значения коэффициентов часового максимума расхода газа для бань,
прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по про-
изводству хлеба и кондитерских изделий представлены в табл. 2.5.
Расчетный часовой расход газа для предприятий различных отрас-
лей промышленности и предприятий бытового обслуживания (за исклю-
чением предприятий, приведенных в табл. 2.5) следует определять по
35
2.2. Расчетные расходы газа
Таблица 2.5
Значения коэффициентов часового максимума расхода газа
Предприятия Коэффициент часового максимума расхода газа,
Бани 1/2700
Прачечные 1/2900
Общественного питания 1/2000
По производству хлеба, кондитерских изделий 1/6000
Примечание Для бань и прачечных коэффициенты часового максимума расхо- да газа приведены с учетом расхода газа на нужды отопления и вентиляции.
данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе на
газовое топливо) или по формуле 2.3 исходя из годового расхода газа с
учетом коэффициентов часового максимума по отрасли промышленнос-
ти (табл. 2.6) [4].
Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный ча-
совой расход газа Q\ м'/ч, следует определять по сумме номинальных
расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновремен-
ности их действия по формуле
т
т *=1
где X — сумма произведений величин ATim, <?nom и п от / до т,
К — коэффициент одновременности, значение которого следует
принимать для жилых домов (табл. 2.7) [4];
<7nom ~ номинальный расход газа прибором или группой приборов,
м3/ч, по техническому паспорту;
п, — число однотипных приборов или группы приборов,
т — число типов приборов или групп приборов.
36
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Таблица 2.6
Коэффициенты часового максимума по отрасли промышленности
Отрасль промышленности Коэффициент часового максимума расходов газа
В целом по предприятию По котельным По промышленным печам
Черная металлургия 1/6100 1/5200 1/7500
Судостроительная 1/3200 1/3100 1/3400
Резиноасбестовая 1/5200 1/5200 -
Химическая 1/5900 1/5600 1/7300
Строительных материалов 1/5900 1/5500 1/6200
Радиопромышленность 1/3600 1/3300 1/5500
Электротехническая 1/3800 1/3600 1/5500
Цветная металлургия 1/3800 1/3100 1/5400
Станкостроительная и инструментальная 1/2700 1/2900 1/2600
Машин остроение 1/2700 1/2600 1/3200
Текстильная 1/4500 1/4500 -
Целлюлозно-бумажная 1/6100 1/6100 -
Деревообрабатывающая 1/5400 1/5400 -
Пищевая 1/5700 1/5900 1/4500
Пивоваренная 1/5400 1/5200 1/6900
Винодельческая 1/5700 1/5700 -
Обувная 1/3500 1/3500 -
Фарфоро - фаянсовая 1/5200 1/3900 1/6500
Кожевенно-галантерейная 1/4800 1/4800 -
Полиграфическая 1/4000 1/3900 1/4200
Швейная 1/4900 1/4900 -
Мукомольно-крупяная 1/3500 1/3600 1/3200
Табачная 1/3850 1/3500 -
37
2.2. Расчетные расходы газа
Таблица 2.7
Значение коэффициента одновременности для жилых домов
Число квартир Коэффициент одновременности Kslni в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования
Плита 4-конфорочная Плита 2-конфорочная Плита 4-конфорочная и газовый проточный водонагреватель Плита 2-конфорочная и газовый проточный водонагреватель
1 1 1 0,700 0,750
2 0,650 0,840 0,560 0,640
3 0,450 0,730 0,480 0,520
4 0,350 0,590 0,430 0,390
5 0,290 0,480 0,400 0,375
6 0,280 0,410 0,392 0,360
7 0,280 0,360 0,370 0,345
.8 0,265 0,320 0,360 0,335
9 0,258 0,289 0,345 0,320
10 0,254 0,263 0,340 0,315
15 0,240 0,242 0,300 0,275
20 0,235 0,230 0,280 0,260
30 0,231 0,218 0,250 0,235
40 0,227 0,213 0,230 0,205
50 0,223 0,210 0,215 0,193
60 0,220 0,207 0,203 0,186
70 0,217 0,205 0,195 0,180
80 0,214 0,204 0,192 0,175
90 0,212 0,203 0,187 0,171
100 0,210 0,202 0,185 0,163
400 0,180 0,170 0,150 0,135
Примечания. I Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газо-
вых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как для такого же
числа квартир с этими газовыми приборами 2 Значение коэффициента одновремен-
ности для емкостных водонагревателей, отопительных котлов или отопительных
печей рекомендуется принимать равным 0,85 независимо от количества квартир
38
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
2.3. Гидравлический расчет простых газопроводов
Режимы работы трубопроводов для транспортировки и распределе-
ния природного газа могут быть:
- по изменению температуры — изотермические, когда температура
газа в каждой точке газопровода и в каждый момент времени постоянная,
и неизотермическими.
- по изменению пропускной способности — стационарными, когда мас-
совая пропускная способность газопровода в любой точке подлине газо-
провода и в каждый момент времени постоянна, и неустановившимися.
Режимы работы системы газораспределения из-за малых колебаний
температуры на линейных участках газопроводов относят к изотермиче-
ским. Эффект дросселирования учитывается только при анализе процес-
сов в замерных и регулирующих устройствах при больших перепадах дав-
ления. Для задач проектирования и анализа ряда разнообразных техноло-
гических ситуаций используются изотермические стационарные модели
трубопроводного транспорта и распределения природного газа.
2.3.1. Газопроводы высокого и среднего давления
Пропускная способность газопроводов может приниматься из усло-
вий создания при максимально допустимых потерях давления газа наибо-
лее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей
устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также
работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.
Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исхо-
дя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потреби-
телей в часы максимального потребления газа.
Расчет диаметра газопровода следует выполнять, как правило, на
компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давле-
ния между участками сети.
Значения расчетной потери давления газа при проектировании га-
зопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и
бытовых предприятий и организаций коммунально-бытового обслужи-
вания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключе-
ния с учетом технических характеристик принимаемого к установке га-
зового оборудования, устройств автоматики безопасности и регулирова-
ния технологического режима тепловых агрегатов.
39
2.3. Гидравлический расчет простых газопроводов
Установившееся движение газа в газопроводах высокого и среднего
давления описывается системой уравнений.
1. Уравнение баланса энергии
dP d(W2) , W2 dx n
— + a---z— +g-dZ+X-— ~-0. (2.5)
p 2 ID
2. Уравнение баланса количества газа
Л/= р- WF= const.
3. Уравнение состояния
P=pZRT,
где F— площадь внутреннего сечения газопровода, м2; L — расчетная дли-
на газопровода постоянного диаметра, м; Т — средняя температура на
участке газопровода, К; Р,и Р2~ абсолютные давления в начале и конце
газопровода, соответственно, Па; D — внутренний диаметр газопровода, м;
л — коэффициент гидравлического трения.
Пренебрегая вторым и третьим членами первого уравнения, получим
после интегрирования
<2-6)
\\ZRTL
(2.7)
Формулы (2.6) и (2.7) являются основными для газопроводов сред-
него и высокого давления. Они применимы, когда можно пренебречь
влиянием разности рельефа местности между начальной и конечной точ-
ками газопровода и изменением линейной скорости газа.
Расчетные внутренние диаметры газопроводов должны определять-
ся исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех
потребителей в часы максимального потребления газа.
Если в формулу (2.6) подставить значение коэффициента сжимае-
мости газа, то падение давления на участке газовой сети высокого или
среднего давления рассчитывается по формуле
40
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
(2.8)
а при подстановке данных при нормальных условиях (индекс «О»)
Qq в (м3/ч), Ро в (МПа), D в (см), получим формулу, рекомендуемую
СП 42-101-2003
Р О2
81-л D Но
(2.9)
Коэффициент гидравлического трения X определяется в зависимос-
ти от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом
Рейнольдса Re и гидравлической гладкостью внутренней стенки газо-
провода, определяемой неравенством (2.11)
Re = ^-
n-D-v
(2.Ю)
Re- — <23
I D J
(2.H)
где n — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхно-
сти стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных —
0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных - 0,1 см, для полиэтилено-
вых независимо от времени эксплуатации — 0,0007 см.
Коэффициент гидравлического трения принимают при ламинар-
ном режиме движения газа, когда Re < 2 000, равным:
Re
(2.12)
в критическом режиме движения при Re = 2 000 - 4 000
X = 0,0025-Rel/3
(2.13)
при гидравлически гладкой стенке, когда справедливо неравенство (2.11)
при 4 000 < Re < 100 000
41
2.3. Гидравлический расчет простых газопроводов
при Re > 100000
. _ 0,3164
~ Re0 2S
(2.14)
(1,821g Re-1,64)2
(2.15)
для шероховатых стенок, когда неравенство (2.11) несправедливо при
Re > 4 000
/ , ,0.25
. ( и 68 1
X = 0,11 • — + —
[D ReJ
(2.16)
2.3.2. Газопроводы низкого давления
В настоящее время газопроводы низкого давления эксплуатируются с
максимальным избыточным давлением, не превышающим 5 000 Па. При
этом расчетный перепад газа от ГРП или другого регулирующего устрой-
ства до наиболее удаленного газоиспользующего агрегата не должен пре-
вышать 1 800 Па, в том числе в распределительных газопроводах 1 200 Па,
газопроводах-вводах и внутренних газопроводах — 60 Па.
Если принять изотермический режим газопровода с температурой
То, то для низких давлений в газопроводах можно принять Z0=l.
Из уравнения состояния
Р
р =-------
Z07?r0’
Z0RT0’
откуда
s dp dP
P P '
Максимальное изменение давления газа в газопроводе низкого
давления dP= 1 800 Па при среднем давлении
42
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
(101 325 + 5 000) + (101 325 + 3 200) _
.1Q> —- — 1V/J lid
Тогда
8р = ISM » 0,018, т.е. порядка 1,8%.
105425
Учитывая, что относительное изменение плотности не велико и не
превышает 2 %, в гидравлических расчетах газопроводов низкого давле-
ния плотность газа принимается постоянной величиной, и расчеты ве-
дут по обычным формулам гидравлики для несжимаемой жидкости.
Падение давления в газопроводах низкого давления следует опреде-
лять в зависимости от режима движения газа, характеризуемого числом
Рейнольдса. Решая уравнения (2.6) и (2.7) получим
8 О2
71 D
(2.17)
а при подстановке данных при нормальных условиях (индекс “0”) Qo
в (м3/ч) и Db (см), получим формулу, рекомендуемую СП 42-101-2003
Р>-Р>
106 О2
lozn и
(2.18)
Расчетный расход газа на участках распределительных наружных га-
зопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует
определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на дан-
ном участке.
Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники,
запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фак-
тической длины газопровода на 5-10 %.
Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную дли-
ну газопроводов определяют по формуле
L = L +—УЧ,
' 100Х^ъ’
(2.19)
где L,—действительная длина газопровода, м;
43
2.3. Гидравлический расчет простых газопроводов
— сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газо-
провода.
При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидроста-
тический напор Я Па, определяемый по формуле
H=±gh(pB-p0), (2.20)
rfleg —ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;
h — разность абсолютных отметок начальных и конечных участков
газопровода, м;
рв — плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0 °C и давлении
0,10132 МПа.
Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой
давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давле-
ния в кольце допускается до 10 %.
При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних
газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, сле-
дует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов
низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с
для газопроводов высокого давления.
Для упрощения вычислений рекомендуется предварительно опре-
делить расчетный внутренний диаметр газопровода dp (см) по формуле:
где А — коэффициент, принимаемый: для сети низкого давления
А = 106/(162 р2) = 626; для сети высокого и среднего давления -
А = PJ(Pm 162р2), Ро =0,101325 МПа;
Рт — усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа;
А, В, т, т' — коэффициенты, принимаемые по таблице 2.8. в зависи-
мости от материала газопровода и категории сети (по давлению).
Л П ^^ЛОП , _ ~ ~
— 1 1£ ’ (2.22)
44
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
где ДРдоп — допустимые потери давления (Па/м — для сетей низкого дав-
ления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления);
L — расстояние до самой удаленной точки, м.
Таблица 2.8.
Материал В т т'
Сталь 0,022 2 5
Полиэтилен 0,3164(9nv)"25 = 0,0446 v — кинематическая вязкость газа при нормаль- ных условиях, м2/с 1,75 4,75
Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда
внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший — для сталь-
ных газопроводов и ближайший меньший — для полиэтиленовых.
45
2.4. Гидравлический расчет газопроводов низкого давления
2.4. Гидравлический расчет газопроводов низкого давления
2.4.1. Расчетные схемы газораспределительных сетей
Рассматривая схемы уличных распределительных газопроводов, мож-
но выделить два характерных случая:
1. На рассматриваемом участке газопровода имеется несколько от-
водов, расходы по которым характеризуются некоторой величиной Q
(рис. 2.3). Если протяженность участка АВ достаточно велика, а отборы
Q соизмеримы с величиной транзитного расхода Qy, то в ряде случаев
целесообразно разбить участок АВ на несколько и, принимая на каждом
участке А-1, 1-2, ..., i-B расход постоянным подлине, определять диа-
метр для каждого из этих участков
I Q,
А I В
Q—► --------------1------------------- Qt
i Q. I Q-
Рис. 2.3 Расчетная схема распределительного газопровода
с сосредоточенными отборами газа
2. На рассматриваемом участке имеется много отводов (отборов)
или длина расчетного участка L относительно мала (рис. 2.4).
а в
ПТПТПТШТЛЁПТТШТ? Qt
q
Рис. 2 4. Расчетная схема газопровода с равномерно распределенными
отборами газа по длине
46
2 Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Тогда расчетные диаметры каждого участка будут отличаться друг от
друга на незначительную величину. При выборе стандартных диаметров
мы вынуждены будем принять один единственный, постоянный для все-
го участка АВ. В таком случае целесообразно изменить расчетную схему,
несколько идеализировав ее, но значительно сократив при этом расчеты.
При этом величина удельного расхода q будет определяться как
_ _ Qnyr
4 L L
(2.23)
Итак, для примера, мы можем иметь сложную расчетую схему, где на
отдельных участках распределение отборов будет соответствовать схеме
2, на других участках — схеме 1, а в узлах 3, 4, 5 и 6 имеются узловые
расходы газа.
На участках 1-2, 2-4 и 4-6 расход будет постоянным по длине, а на
участках 2-3 и 4-5 — переменным по длине (рис. 2.5).
Рис 2 5 Общий случай отборов газа в газораспределительной сети
47
2.4. Гидравлический расчет газопроводов низкого давления
2.4.2. Вывод расчетной формулы для случая равномерно
распределенного отбора газа по длине горизонтального газопровода
В соответствии с принятыми обозначениями имеем
Qn = ^L
Q(x) = Q1 + q(L-x) w(x) = QT+q^L
Воспользуемся обобщенной формулой для X
k =—, Re=— (2.24)
Rem v F
По формуле Дарси-Вейсбаха
w2 p
dP = -X—-^-dx (2 25)
2D
или
A XI m
dP = - , P, [(2T+</(£-x)]dx
2 m D+m L*~ ,J
(2 26)
48
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
где А, т — постоянные коэффициенты, зависящие от режима течения
газа.
Интегрируя это уравнение для хот 0 до 1 и для Рот Р, до Р., найдем
перепад давлений на рассматриваемом участке
лр =рх -р2=-------л ут'2р £ ,
2-(3-w)P’2rT,-Z)1+m
Г (бТ+еп)3~т-бт~т>
I еп J
(2.27)
Если QT = 0, то для равномерно распределенного расхода по длине
А)распр
A-vm-pL
2-(3-ш)-Р2т Z>1+m
(2.28)
2.4.3. Гидравлический расчет распределительных газопроводов при
сосредоточенных отборах
Рис. 2.1. Газопровод с сосредоточенными отборами газа
Путевой отбор
Сп =2Х
i=i
Определим перепады давления на каждом участке.
49
2.4. Гидравлический расчет газопроводов низкого давления
Первый участок Р}-Р\х) =
Второй участок Р (х) - Р2(х) = ———
2-^2 А
K(Q-t^2pL„
на n-ом участке Р (х) - Р' = Р . (х) - Р =-----
* п-1 х ' п п-1 х ' I Г 2 Т\
п п
Суммируя перепады давлений по всем участкам получим величину
потерь давления на участке длиной L без учета потерь в местных сопро-
тивлениях:
п мет+еп-£>.)2-Д
АР = Р, -Р2 = РУ---------------- (2.29).
2^ У-Я,
В формуле (2.29) при i = 1 следует иметь в виду, что (?т = q.
Если транзитный расход на участке 1 -2 отсутствует (Ст=0), а величи-
ны сосредоточенных отборов одинаковы q = q = QJn, расстояния между
отборами равны между собой Z = L, и газопровод имеет один диаметр на
всех участках Л = D, то после подстановки в формулу (2.29) получим:
^4 Q
-ли.. = , й рп„„ U" + 2 m +...U-). (2.30)
2 • П г -и
2.4.4. Определение области применения различных расчетных схем
распределительных газопроводов
Гидравлический расчет газопроводов низкого давления с путевым
отбором газа может производиться по формулам, которые предполагают
либо непрерывное распределение отборов газа (формула(2.28)), либо
50
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
распределение сосредоточенных отборов (формула (2.30)). Гидравличес-
кий расчет по формулам для сосредоточенных отборов является всегда точ-
ным, но весьма громоздким. Для обоснования выбора расчетной схемы
(непрерывный или сосредоточенный отбор) распределительного газопро-
вода низкого давления рассмотрим участок газопровода длиной L. Наэтом
участке на одинаковом расстоянии друг от друга расположены п отводов,
по которым отбирается одинаковое количество газа (q, = q2 =...= qj.
Общее количество газа, подаваемое в начале участка, составляет (тран-
зитный расход (9Т = 0)
Qn
1=1
Определим перепад давления на рассматриваемом участке двумя
способами: для сосредоточенных и для равномерно распределенных от-
боров.
Перепады давления, рассчитанные по формулам (2.28) и (2.30), бу-
дут отличаться друг от друга на некоторую величину
(^-А)соср-(/,1-^)расПр=^-
_ Л-бп2~т-ут-р-Л Г12~го+22~т+... + л2~п1_1_
2-F2-m-D'+m ’[ п3~т 3-т
Относительная погрешность расчета 8р по приближенной формуле
(2.28) для равномерно распределенных отборов газа по длине по сравне-
нию с более корректной формулой (2.30) составит
5 = —=1___________________п-___________
Р (^-Л)еоср (3-щ)-(Гт+22т+... + л2-"1) •
Для ламинарного течения (т = 1)
8Р=—- (при л =10 8=9%).
Для турбулентного режима при квадратичном законе сопротивле-
ния (т = 0)
51
2.4. Гидравлический расчет газопроводов низкого давления
_j 2-и2 _ З-п + 1
₽аспр- ~ (л + 1) (2л + 1) ~ (и + 1) (2-л + 1)
(прип = 5 8 = 24%; при п = 10 8=13%).
Таким образом, при заданной погрешности гидравлического расче-
та и известном числе отводов можно выбрать способ расчета участка газо-
провода.
2.4.5. Определение расчетных расходов газа по участкам сети
Формулы (2.28) и (2.30) все-таки достаточно громоздки и неудобны
для практического использования, поэтому введем понятие расчетного
расхода Qp — некоторого эквивалентного расхода, постоянного по всей
длине участка, который создает перепад давлений, равный перепаду, со-
здаваемому переменным подлине расходом газа.
При расчетном расходе перепад давления будет определен как:
р р AQ^^pL
1 2 у^1+т
Равный ему перепад при равномерно распределенных отборах по
длине определяется формулой (2.27).
Приравнивая правые части этих уравнений, определим величину
расчетного расхода
1 (бт+а)3~т-бт~,п
При ламинарном режиме (/и = 1) Qp = QT + 0,5(2п.
При турбулентном режиме (т = 0) QP =
' О2
Qt+QtQ„+^-.
52
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
При отсутствии транзитного расхода QT = 0:
при т = 1,0р = О,5-2п,
/и = 0, Qp = 0,577 Qn,
т = 0,25, Qp =0,555 Qn.
В соответствии со С П 42-101 -2003 расчетный расход газа на участ-
ках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих
путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и
0,5 путевого расхода газа на данном участке
QP = QT + 0,5Qn. (2.31)
2.4.6. Приведение путевых расходов к узловым
Использование понятия расчетного расхода газа на участке газорас-
пределительной сети сводится к замене реальной схемы с путевыми рас-
пределенными отборами (и переменными расходами) на некоторую эк-
вивалентную схему, в которой расход на каждом участке неизменен по
всей длине рассматриваемого участка.
Исходная схема
Ст + Оп GP = GT + Gn/2
Рис. 2.8. Пример приведения путевых расходов к узловым
53
2.5. Гидравлический расчет наклонных газопроводов
2.4.7. Расчетные перепады давления
Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, как прави-
ло, на ПЭВМ с оптимальным распределением расчетной потери давле-
ния между участками сети.
При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета
на ПЭВМ (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки
газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по
приведенным в СП 42-101-2003 формулам или по номограммам, состав-
ленным по этим формулам.
Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего дав-
ления следует принимать в пределах категории давления, принятого для
газопровода.
Расчетные потери давления в распределительных газопроводах низкого
давления следует принимать не более 1800 Па.
Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого
давления следует принимать по табл. 2.9.
Таблица 2.9
Распределение расчетных потерь давления
Суммарная потеря давления газа от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора, декаПа (мм. вод. ст.) В том числе в газопроводах
распределительных газопроводах- вводах и внутренних газопроводах
180 120 60
Значения расчетной потери давления газа при проектировании га-
зопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и
бытовых предприятий и учреждений коммунального хозяйства прини-
маются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом
технических характеристик принимаемых к установке газовых горелок,
устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования техно-
логического режима тепловых агрегатов.
54
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
2.5. Гидравлический расчет наклонных газопроводов
Городские распределительные газопроводы не всегда являются строго
горизонтальными. Наличие разности отметок начальной и конечной
точек газопровода может оказать заметное влияние на величину расхода
газа, особенно для газопроводов низкого давления с малым допустимым
рачетным перепадом давления и отбором газа по пути. Используя (2.5)
и при с = const
% Lc W2 odx Zr ( W2}
P-P2=-]dP=^- P +p g -jdZ + a p jd— I (2.32)
p, о 2 u г, nr, v 2 J
Так как линейная скорость газа в газопроводах низкого давления
с отбором газа по пути в начале больше, чем в конце, и с учетом местных
сопротивлений,то:
D _ £f, PZ2pdx ,7 W2-W2 AD
Л~Л = И----^77— + Рg{Z2-Zl)-a P--L. l- + APm (2 33)
" IV2
где = P'X^i —~ потери давления в местных сопротивлениях.
Для простого газопровода при отсутствии отбора газа по длине
(^2= ИД и расчетном расходе Qp
z-)2-m m г
Р^-Р^А^ .-£_- + p.g.(Z2-Z,) + APM. (2.34)
2 • г • U
55
2.6. Методы расчета тупиковой газораспределительной сети
2.6. Методы расчета тупиковой газораспределительной сети
Расчет газораспределительной сети сводится к расчету диаметров
участков сети и давлений в узловых точках.
При расчете диаметров определяющей операцией является распре-
деление расчетного перепада давления по участкам сети. Выбор расчет-
ного перепада на участке при зафиксированном расходе газа однозначно
определяет диаметр участка газовой сети.
В мировой практике различают три метода распределения расчетного
перепада давления по участкам тупиковой газораспределительной сети:
- традиционный метод;
- метод оптимальных диаметров;
- комбинированный метод.
2.6.1. Традиционный метод расчета тупиковой сети
Метод основан на принципе равномерного расчетного перепада дав-
ления по участкам сети. Указанный принцип заключается в том, что при
расчете диаметров участков сети используются соотношения
- для высокого (среднего) давления:
Р2-/’2
—а------ = Ar = const;
L в
- для низкого давления: .
Р -Р
н к = Д, = const
N
где L = - расчетная длина приоритетного направления, состоящего
<=1
из N участков:
/ = (1,05... 1,10) /ф1 - расчетная длина z-го участка, учитывающая паде-
ние давления в местных сопротивлениях - колена, тройники, запорная
арматура и др., путем увеличения фактической длины участков газопро-
вода 1ф1 на 5...10%).
56
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Тогда расчетный перепад на i-ом участке определится из соотно-
шения
для высокого (среднего) давления
Р^-Р^АЪЦ.
для низкого давления
Р^-Р. =АЪЦ
Дальнейшая процедура расчета состоит в проведении последователь-
ных операций определения теоретического диаметра участка, выбора
ближайшего стандартного диаметра, расчета перепада давления на каж-
дом участке с учетом реального внутреннего диаметра трубы, оценке сум-
марного перепада давления и последующей, при необходимости, кор-
ректировке диаметра одного из участков с целью приведения суммарно-
го перепада давления в соответствие с допускаемым расчетным перепа-
дом. С учетом указанной процедуры и остаточного давления в узлах пе-
реходят к расчету диаметров вспомогательных направлений.
Для упрощения расчетов широко используются номограммы
(рис. 2.9 и 2.10).
2.6.2. Некоторые неопределенности при расчете тупиковой сети по
традиционному методу
При первом же знакомстве с традиционным методом расчета возни-
кает ВОПРОС \ . Почему принято условие постоянства удельного перепада
давления А = const?
В ответ можно лишь предположить, что это была одна из самых про-
стых возможностей избежать неопределенности при определении диа-
метров участков сети. Ведь условие A =const однозначно распределяет сум-
марный допустимый перепад давления между участками сети. При этом
не может быть никакой речи об оптимальности распределения этого пе-
репада давления с точки зрения, например, минимальных затратна стро-
ительство сети.
57
2 6 Методы расчета тупиковой газораспределительной сети
Р> ~Рг кгс
Lp см2 м
Рис. 2 9 Номограмма для определения потерь давления в газопроводах низкого
давления Природный газ р = 0,73 кг/м3, у = 14,3 1&6 м2/с (при О °C и 101,3 кПа)
58
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Рис 2 10 Номограмма для определения потерь давления в газопроводах высокого
и среднего давления Природный газ р =0,73 кг/м3, v = 14,3 Ш'' м2/с
(приО°Си 101,3 кПа)
59
2.6. Методы расчета тупиковой газораспределительной сети
Рассмотрим порядок расчета.
1. При заданных начальном и конечном давлениях (или суммарном
перепаде давления) для главного направления определяется суммарная
расчетная длина направления, а затем значение А для выбранного на-
правления. ВОПРОС 2: Какое из направлений считать главным? Каков
критерий выбора (протяженность, загруженность по расходу) ?
Рис. 2.11. Распределение расчетного перепада давления
при традиционном методе расчета
2. По известной теперь величине Я и расходу газа с помощью номо-
граммы определяются расчетные значения диаметров для всех участков
заданного направления.
3. Назначаются стандартные диаметры на участках направления.
ВОП РОС 3: Как, основываясь на теоретическом расчетном диаметре, вы-
брать стандартный диаметр (округлить в большую сторону, округлить в
меньшую сторону, принять ближайшее стандартное значение диаметра) ?
4. По известному расходу и выбранному стандартному диаметру с
помощью номограммы определяется фактическое значение/!.
5. По фактическому значению А и расчетной длине участка опреде-
ляется перепад давления на участке сети. -
60
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
6. С учетом потерь давления на участках направления определяются
давления в узлах и конечное давление.
7. Проверяется степень отличия расчетного конечного давления от
заданного. В случае большой разницы возникает ВОПРОС 4: На каком
из участков следует изменять диаметр, чтобы расчетное конечное давле-
ние соответствовало заданному ? Каков критерий выбора ?
8. Переходят к расчету ответвлений, взяв за начальное давление дав-
ление в узле ответвления.
2.6.3. Метод оптимальных диаметров
При постановке и решении любой оптимизационной задачи требу-
ется четко выделить критерий (критерии оптимальности), определив при
этом целевую функцию.
В рассматриваемом случае в качестве критерия оптимальности
выбраны минимальные затраты на строительство тупиковой газораспре-
делительной сети (стоимость труб и работ по строительству). Следова-
тельно, целевая функция Ф будет выражать зависимость стоимости стро-
ительства S(D ) от выбранных диаметров каждого из N участков сети.
Ф = ^51(Д)^>Мш.
i=i
При этом, независимо от выбранного диаметра на i-м участке сети,
суммарный перепад давления от начальной точки сети до конечной точ-
ки каждого из ответвлений должен быть постоянным.
Для сети низкого давления это условие будет иметь вид
/’н-Л=Ед^(д1)^с°пй.
i=)
Для сети высокого и среднего давления
Р2Н -Р2к =^АР2,(Z>)=>const.
1=1
В результате мы должны получить оптимальное распределение за-
данного перепада давления между участками сети.
61
2.6. Методы расчета тупиковой газораспределительной сети________
Рассмотрим исходные предпосылки и допущения, принятые при разра-
ботке метода.
Затраты на строительство
Анализ стоимостных показателей газораспределительных сетей по-
казывает, что удельная стоимость строительства распределительного га-
зопровода Sy (руб./м) может быть с достаточной степенью точности опи-
сана соотношением
Sy=a+bD, (2.35)
где коэффициенты а и b будут зависеть от способа прокладки, материала
труб, условий строительства (местности) и других показателей, не зави-
сящих от диаметра газопровода.
Следовательно, целевая функция запишется как
Ф = L, • (а + b • D) =?> Min,
/=i
Перепад давления (потери на трение)
Анализ формул для расчета перепадов давлений Н для газопроводов
высокого, среднего и низкого давлений, показывает их общую структуру:
\Р2-Р2\ Оа
н=\ н Ц =
А-Л
(2.36)
где коэффициенты Кх, а и р зависят от давления (высокое, среднее или
низкое) на рассматриваемом участке.
Тогда условие постоянства общего перепада давления в сети запи-
шется как
Н = ^H,= const
1=1
где N—число участков сети на рассматриваемом направлении.
Условия минимума целевой функции и постоянства перепада давле-
ния будут иметь вид:
62
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Исходя из конфигурации разветвленной газораспределительной
сети, можно рассматривать два случая соединения участков:
- последовательное соединение участков;
- разветвление.
Последовательно соединение участков сети
Для простоты рассмотрим схему последовательного соединения
двух участков сети (рис. 2.12).
Запишем потери давления для участков сети в виде (2.36):
л“
Q, L,
Q, Ц
Рис. 2.12. Последовательное соединение двух участков газопровода
63
2.6. Методы расчета тупиковой газораспределительной сети
Суммарные потери составят
откуда
Я = Я, +Н2 = КХ + ^~L2) = Const
Pf Df 2
dP,
Q\ dPx
I
Q2dP2
Pfx
L2 =0.
(2.37)
(2.38)
A +
Целевая функция для рассматриваемого случая запишется как
Ф = £,(а + ЬР{) + L2(a+bP2)
дФ ЭФ / \
6Ф = — dP. +—dP2 = b • L dD, + L, • dP2 )=0.
dPx 1 dP2 2 1 2 2 7
Подставим последнее выраже ние в соотношение (2.38) и при усло-
вии К, р 0 получим
Df+1 1 D2₽+1 L2 1
Учитывая, что Lx dD, 0, можно получить
р^ = QL d2₽+1 (2.39)
G. _ (?2 (2.40)
или £)Ф+1)/а D<p+1)/a ’
А _ А (2.41)
или ga/0+l) ^a/fp+D •
Выражение (2.36) можно представить в виде:
0“
Н = Кх -Цп- L Р
1 Р(
64
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
откуда
_GL = _L JL
Z)p+1 К, LD'
С учетом (2.42) из соотношения (2.39) имеем
Я, _ Н2
Д • L2 D2
а из (2.41)
W+1)
^2
Из соотношений (2.43) и (2.44) получим
Я, Н2
Н, _ Н2
ИЛИ д .ga/CP+l) £ .Qa/tp+l) •
Введем обозначение
a = L-Qa/^+]}
и назовем эту величину характеристика участка сети.
Тогда соотношение (2.45) запишется как
Я,=Я^
Суммарные потери давления в сети
Н = Н}+Н2 = Н1]^^\ = Н
{ а2 J «1
(2.42)
(2.43)
(2.44)
(2.45)
(2.46)
(2.47)
(2.48)
А = а, + а2 - характеристика сети, состоящей из двух последовательно
соединенных участков.
65
2.6. Методы расчета тупиковой газораспределительной сети
Из соотношения (2.48) при заданном расчетном перепаде давления
в сети Ни вычисленных значениях характеристик участков а и суммар-
ной характеристики сети А легко получается распределение заданного
перепада давления между последовательно соединенными участками
Н^Н
1 А ’
Н2 = Н-^
2 А
При известных значениях длины участка и расчетного расхода это
позволяет однозначно определить диаметры участков.
2.6.4. Простое разветвление участков сети
Рассмотрим случай простого разветвления участков сети, состоящей
из трех участков (ствола и двух ветвей) рис. 2.13.
Целевая функция запишется в виде
Ф = b(L-D} + L2D2 + L3D}) + п(£, + L2 + £3),
откуда
Рис. 2.13. Расчетная схема для простого разветвления
66
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Потери давления на трение
Н = Н. + Н,,
Н = Н + Н3.
С учетом уравнения для потерь давления можно записать
h = QL>+QLl-QL!+QL
Тогда
Q^-A-dZ), Q2aL2dZ)
D^'
откуда
z \a z x P+1
(01 ID]
L2dD2=-Li-dDi\— \ • —
2 1 UJ {dJ
(2.50)
откуда
L3 dD3 = -Ц dDt
\a / \P+1
CM
e3J U J
(2.51)
Подставив значения (2.33) и (2.34) в уравнение (2.32), получим
Z \ a
LdD.- 1-
\В+7 / \a z \В+1
ду К ।
(2.52)
= 0
Таккак LtdDt^Q, то из (2.35) можно получить
_ Df1 Z)f+1
~оГ~~оГ+~оГ'
(2.53)
67
2.6. Методы расчета тупиковой газораспределительной сети
Выполним некоторые промежуточные преобразования: из (2.36)
имеем
тогда
pP+l yYP+U/p gafP+U/p
Qa К® Qa • //fP+'-’/P yyfP+O/p
С учетом (2.29) можно записать для i-ro участка
Др+1
01“
(P+D/P
_ v ai__________
0 ^(Р+1)/р-
(2.54)
где Ко = Х^’/₽ .
Подставив значения (2.54) в (2.53), получим
a(P+i)/P
ууЧР+о/р
n(P+i)/P я(Р+1)/Р
с*2
jy(p+l)/p + jy(P+l)/P •
(2.55)
Обозначим (Р+1 )/[) = у. Учитывая, что Н2 = Я3, из (2.38) получим
Я, = н2 = н}+нг = я
а, (а2 +a})ih а} + (ау + ау)1/у ~ А ’
(2.56)
где А = а} + (а2 + a J )1/Y - характеристика рассмотренной сети.
Значения коэффициентов а, |3, у представлены в табл. 2.10.
2.6.5. Комбинированный метод расчета тупиковой
газораспределительной сети
Комбинированный метод расчета тупиковой газораспределительной
сети заключается в том, что распределение расчетного перепада давле-
ния ведется поочередно методом оптимальных диаметров начиная с глав-
ного направления при последовательном соединении участков и перехо-
дя к второстепенным направлениям с использованием остаточного пе-
репада давления.
68
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Таблица 2.10
Значения коэффициентов при расчете оптимальных диаметров
тупиковой газораспределительной сети
Коэффициенты Сети высокого и среднего давления Сети низкого давления
а 2 1,75
р 5,25 4,75
а /( р + 1) 0,32 0,30
у = (р+1)/Р 1,19 1,21
1/у 0,84 0,83
2.6.6. Сравнительный анализ методик распределения расчетного
перепада давления
Традиционный метод расчета приводит к постоянному гидравличес-
кому уклону вдоль основного направления движения газа для теоретиче-
ских диаметров или к некоторой ломаной, приближающейся к прямой
линии гидравлического уклона. Применение этого метода не приводит к
минимизации затрат на строительство сети, а равномерное распределе-
ние перепада давления является лишь ориентиром для проектировщиков.
Метод оптимальных диаметров может быть использован для тупико-
вой газораспределительной сети любой конфигурации. При этом опти-
мизация ведется одновременно по всем направлениям и тупиковым отво-
дам.
Линия гидравлического уклона при использовании этого метода (ин-
декс «опт») будет отличаться от таковой, рассчитанной по традиционному
методу (индекс «тр»).
Рассмотрим соотношение (2.45) и представим его в следующем виде:
(2.57)
69
2 6 Методы расчета тупиковой газораспределительной сети
При расчете по традиционному методу
Я|1Р _ Я2тр _ Н
L\ 1^'2. ^2
(2.58)
Представим соотношения (2 57) и (2 58) на одном графике
Сравнение показывает, что при использовании метода оптималь-
ных диаметров линия гидравлических уклонов представляет собой лома-
ную линию, всегда располагающуюся ниже линии гидравлических укло-
нов при традиционном решении
Отсюда можно сделать следующие практические выводы, которые
необходимо учитывать при традиционном методе решения
1 Если после выбора стандартных диаметров конечное давление в
конце расчетного направления оказалось существенно больше минималь-
Рис 2 14 Сравнение распределения расчетного перепада давления
между участками сети при различных методах расчета
70
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
недопустимого, то можно уменьшить диаметры на начальных участках
рассматриваемого направления.
2 . Если после выбора стандартных диаметров конечное давление в
конце расчетного направления оказалось меньше минимально допусти-
мого, то следует увеличивать диаметры на участках, расположенных бли-
же к концу рассматриваемого направления.
2.7. Метод “предельной выгоды”
Очень часто при расчете диаметров участков тупиковой газораспре-
делительной сети с применением того или иного метода потери давле-
ния по одному или нескольким направлениям могут отличаться как в
большую, так и в меньшую сторону от расчетного перепада давления.
При этом возникает задача выбора участка, на котором необходимо либо
увеличить, либо уменьшить диаметр до следующего стандартного.
При этом могут иметь место два случая:
1. Перепад давления по направлению превышает расчетный пере-
пад давления. Возникает необходимость увеличения диаметра на одном
или нескольких участках. При этом желательно выбрать такой участок,
при увеличении диаметра которого при наименьшем увеличении стои-
мости строительства будет достигнут больший эффект снижения потерь
давления.
Это может быть достигнуто на участке, для которого величина
будет иметь наибольшее значение, т.е.
dH,
АН,
dD
-y-h => max,
dS,
(2.59)
dD,
где ДЯ - величина приращения потерь давления, положительная при
переходе с большего диаметра на меньший и отрицательная при перехо-
де с меньшего диаметра на больший;
AS — величина приращения стоимости строительства рассматривае-
мого участка газопровода, отрицательная при переходе с большего диа-
метра на меньший и положительная при переходе с меньшего диаметра
на больший.
71
2.8. Гидравлический расчет кольцевых газораспределительных сетей
Учитывая (2.35) и (2.36), стоимость участка сети может быть опреде-
лена как 5= 5 • L, из (2.59) найдем, что условие выбора участка для кор-
рекции диаметра в большую сторону будет иметь вид:
А//.
Д5, b
Q?
^Т^тах
(2.60)
2. На рассматриваемом направлении имеет место перепад давления
меньше расчетного перепада давления, принятого по проекту. В этом
случае появляется возможность уменьшения диаметра на каком-то уча-
стке. При этом, естественно, экономическая выгода от уменьшения диа-
метра должна быть как можно большей, а увеличение потерь давления
минимальным, чтобы можно было продолжить уменьшение диаметра на
том же или на другом участке, увеличивая при этом экономическую выго-
ду от уменьшения диаметра. Другими словами, во втором случае следует
искать участок, для которого выражение
ДЯ,
Д5,
min.
2.8. Гидравлический расчет кольцевых
газораспределительных сетей
2.8.1. Методика расчета кольцевых сетей
В практике проектирования применяют следующую методику рас-
чета кольцевых сетей:
1. На основании известных количеств потребляемого газа и задан-
ной схемы газопроводов вычисляют сосредоточенные и удельные путе-
вые расходы для всех контуров питания потребителей.
2. Определяют путевые расходы для всех участков сети.
3. Задают начальное распределение потоков в сети. Здесь отметим
лишь главные принципы решения этой задачи. Как уже отмечалось,
в основе распределения потоков лежат требования надежности, которые
определяют выбор направлений движения газа по участкам сети,
а также транзитные расходы.
72
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Из закольцованной сети выбирают главные замкнутые контуры, по
которым направляют основные транзитные расходы. По участкам, пред-
ставляющим внутренние пересечения этих контуров, транзитные пото-
ки не направляют. Головные участки, примыкающие к точкам питания,
должны быть взаимозаменяемыми, а их расчетные расходы примерно
одинаковыми. Точки питания главных контуров выбирают так, чтобы
потоки газа двигались к потребителям кратчайшим путем, а точки их
встречи располагались диаметрально противоположно точкам питания.
Такой принцип построения системы выдержать удается не всегда, осо-
бенно для несимметричных схем. Целесообразно, чтобы один из конту-
ров объединял точки питания сети.
4. Определяют расчетные расходы газа для всех участков сети;
5. Исходя из заданного перепада давления в сети прежде всего под-
бирают диаметры главных контуров. Каждое кольцо этих контуров про-
ектируют постоянного диаметра или из диаметров, близких по разме-
рам, проверяя при этом полноту использования расчетного перепада от
точки питания до точки встречи потоков. Остальные участки рассчиты-
вают на полное использование заданного перепада в сети по
Ьр/L = const. Потери давления на местных сопротивлениях обычно оце-
нивают примерно в 10 % линейных потерь. Выбор диаметров является
предварительным гидравлическим расчетом.
При предварительном расчете не удается удовлетворить второму за-
кону сетей, т.е. для отдельных замкнутых контуров алгебраическая сумма
потерь давления не будет равна нулю. В связи с этим возникает необхо-
димость в гидравлической увязке сети.
6. Производят окончательный расчет сети, т. е. ее гидравлическую
увязку, в результате чего получают окончательное распределение пото-
ков. При этом для всех замкнутых контуров сети алгебраическая сумма
потерь давления будет равна нулю.
2.8.2. Методика гидравлической увязки кольцевой сети
Рассмотрим методику гидравлической увязки кольцевой сети. Пред-
положим, что требуется рассчитать кольцевой газопровод, изображен-
ный на рис. 2.15. В процессе предварительного расчета были определе-
ны диаметры для всех участков сети, однако алгебраические суммы по-
терь давления как для первого, так и для второго колец оказались не рав-
73
2.8. Гидравлический расчет кольцевых газораспределительных сетей
ными нулю. Таким образом, после предварительного расчета первое коль-
цо имеет гидравлическую невязку а второе - Арн.
Предположим, что все участки сети работают в области гидравличе-
ски гладких труб, а потери давления в них определяются уравнением
Ар = a-Q'-75.
Таким образом, в результате предварительного расчета можно запи-
сать следующие уравнения:
(АР, + АР,)- (аР3 + АР4 )= £ АР = АР1;
(АР3 + АР5)- (аР6 + АР7 )= X АР = АРп;
или
а, Qi'75 +а2-Q'275 -а3-Q'37i -a. Q^ = АР, 1
а, -Й-75 + а5 -е’-75-ab Ql75-a, Q27i = А/>, J ' (161)
Для того чтобы сеть с принятыми диаметрами удовлетворяла второ-
му закону Кирхгофа, нужно произвести такое перераспределение тран-
зитных расходов, в результате которого гидравлические невязки во всех
кольцах превратятся в ноль или окажутся меньше заданной погрешнос-
ти расчета. Для того чтобы не нарушить равновесие расходов в узлах (пер-
74
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
вый закон Кирхгофа) пользуются следующим приемом: вводят круговые
поправочные расходы во все элементарные кольца. Величины этих рас-
ходов принимают такими, чтобы ликвидировать невязки в кольцах. Ос-
новы этого метода разработаны проф. В.Г. Лобачевым и X. Кроссом.
Рассмотрим методику увязки сети, построенную на принципе по-
следовательных приближений.
Предположим, что в кольца /и //рассматриваемого примера введе-
ны поправочные расходы AQ, и AG„, в результате чего невязка в кольцах
превратилась в нуль. При этом предполагаем, что введение поправочных
расходов не изменяет гидравлического режима работы отдельных участ-
ков. Таким образом, уравнения (2.61) примут вид:
о, (G, +AQ,)1’75 +п2 -(ft +AQ,)1'75-a3 \Q3 -AQ, + AQ,,)1’75 - '
-^fe-AG,)1’75^;
a3 • (ез + AG„ - AG, )'’7S + a5 (G5 + AG„ г - a6 (Q6 - AG„ )’’75 -
-a, (& -AG,,)'75 =0.
Выражения типа (G± AG)1,75 раскладываем в ряд Маклорена и, ввиду
малости А0 по отношению к Q, ограничиваемся только первыми двумя
членами. Такое допущение обеспечивает достаточную точность расчета
поправочных расходов только при относительно малых их значениях:
(G±AG)1,75 =G1’7S±1,75-G0’75 - ДО;
(G ± AG/ + AG// )1,75 = G’’75 ± 1,75 • G0,75 AG, +1,75 • G1,75 • AQ„ • (2,63)
Если подставить уравнения (2.63) вуравнения (2.62) и произвести груп-
пировку отдельных членов, то можно получить следующие выражения
(а1.еГ+а2.ОГ-аз.ОГ-а4.ОГ5)+
+1,75 • (at G,°75 + аг • G°'75 + a3 ft0'75 + а4 G4°'75 )• AG, -
-l,75-a3-G3°’75-AG„ =0
>
(2.62)
75
2.8. Гидравлический расчет кольцевых газораспределительных сетей
(a3-Q^+as.Q^-a6-Qr-a7-Q^)+
+1,75 • («3 • 03°’75 + а5 050,75 + а6 • 060’75 + а7 070'75 )-Д0„-
75 • а3 • ез0'75 Д0, =0.
Выражения в первых скобках представляют собой невязки в кольцах
и соответственно равны у ДР и £ ДР .
। в
Выражения во вторых скобках можно представить в виде
У a Qi0'75=y Q.,Q.1'75 = У-^-
1 ' Q, Q
Учитывая изложенное, получим:
УДР + 1,75 Х^-Д6, -1,75 ^ ДО,, =0;
УдР + 1,75Х^-Де]|-1,75-4^Де11=0
п и У, Уз
(2.64)
Уравнения (2.64) представляют собой систему уравнений первой сте-
пени, решив которую, можно определить поправочные расходы. Число
уравнений равно числу неизвестных. Для решения этой системы удобнее
всего воспользоваться методом последовательных приближений.
Порядок решения следующий:
У ар
АО,—1 ХР
1 тс. V52£l
V 0,
удр
=.." -Хр
1,75-X^l у
АД
-,ЛД
7^0,
АД
0з
уддА0'
п 0
(2.65)
76
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
Первый член уравнений (2.48) представляет собой часть поправки, полу-
ченную без учета влияния поправочных расходов соседних колец, а вто-
рой член учитывает влияние поправочных расходов в соседних кольцах
на рассчитываемое кольцо. Первый член уравнений является первым
приближением решения.
В общем виде для любого кольца первое приближение решения равно:
(2.66)
Каждое последующее приближение будет состоять из предыдущего
приближения плюс дополнительный член, уточняющий решение. Это
уточнение, считая, что каждое кольцо имеет несколько общих участков с
соседними кольцами, представляют в виде
кР,
е,
(2.67)
ДР
В уравнении (2.67) вычисляют ~х~ для участков, имеющих со-
седние кольца, a AQ 'с к является первым приближенным значением по-
правочных расходов в этих соседних кольцах. Если же полученный по
уравнению (2.50) дополнительный член решения Д(2"ск подставить в
это уравнение вместо Д0с к, то получится третий член решения Л(9
Таким образом, решение можно представить в виде двух членов
Д0=Д(2'+AQ ", в виде трех членов Д<2=Д0 '+AQ "+AQ и, наконец,
в виде бесконечного ряда. Особенность этой методики заключается в том,
что сначала находят первые приближения решений сразу для всех урав-
нений, затем, используя эти приближения, рассчитывают уточнения
опять сразу для всех уравнений и т. д. При таком методе решение систе-
мы уравнений облегчается и получается достаточно точным.
77
2.8. Гидравлический расчет кольцевых газораспределительных сетей
Для практических целей при расчете кольцевых газопроводов мож-
но ограничиться вторым приближением решения, т. е. поправочным рас-
ходом, состоящим из двух членов, где первый член &Q' учитывает невяз-
ку в своем кольце, а второй AQ " — невязку в соседних кольцах, т. е.
\Q=\Q'+\Q". (2.68)
При определении знака поправочного расхода необходимо учиты-
вать следующее:
\Р (АР')
- выражения типа или всегда положительные;
V/ \ /у с к
- знак выражения SAP определяют расчетом (считая, например, на-
правление движения газа по часовой стрелке положительным);
- знак А(9' противоположен знаку SAP.
После расчета круговых поправочных расходов для всех колец опре-
деляют поправочные расходы и новые расчетные расходы для всех участ-
ков. Для участков, не имеющих соседних колец, поправочные расходы
будут равны: А2уч=А0к, а новые расчетные расходы
Q =G + A0 .
^новрасч ^уч
Для участков, имеющих соседние кольца, поправочные расходы бу-
дут равны:
Q = Q -\Q ,
*^уч к ’
а новые расчетные расходы
Q =Q + \Q = Q - \Q ,
’‘'новрасч ^уч к в'ск’
где AQc — поправочный расход в соседнем кольце, который прибавляют
к расходу на участке, с обратным знаком.
Если для газопроводов среднего и высокого давлений для расчета
потерь давления использовать формулу
P^-Pl=aQ2=^P (2.69)
78
2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей
то методика, аналогичная примененной для газопроводов низкого дав-
ления, позволяет получить следующую формулу для определения круго-
вых поправочных расходов при среднем или высоком давлении газа:
&Q = AQ'+AQ‘
(2.70)
а
Правило знаков остается то же.
79
3.1. Регулирование давления газа. Классификация регуляторов давления
3. РЕГУЛЯТОРЫ ДАВЛЕНИЯ
3.1. Регулирование давления газа. Классификация регуляторов
давления
Управление гидравлическим режимом работы системы газоснабже-
ния и газораспределения осуществляют с помощью регуляторов давле-
ния, которые автоматически поддерживают постоянное давление в точ-
ке отбора импульса независимо от интенсивности потребления газа. При
регулировании давления происходит снижение начального, более высо-
кого, на конечное (более низкое).
1
Рис. 3.1. Схема регулятора давления:
1 — регулирующий (дроссельный) орган; 2 — мембранно-грузовой привод;
3 — импульсная трубка; 4 - объект регулирования (газовая сеть)
80
3. Регуляторы давления
Автоматический регулятор давления состоит из регулирующего и
реагирующего устройств. Основной частью реагирующего устройства яв-
ляется чувствительный элемент (мембрана), а основной частью регули-
рующего устройства - регулирующий орган (у регуляторов давления дрос-
сельный орган). Чувствительный элемент и регулирующий орган соеди-
няются между собой исполнительной связью.
На рис. 3.1 показаны схема регулятора давления и условно газорас-
пределительная сеть, которая является объектом регулирования. Давле-
ние до регулятора обозначено через давление после регулятора — че-
рез Р2. Регулируемым параметром является давление Р2. При установив-
шейся работе системы количество газа в газовой сети М остается посто-
янным, а приток газа Л/ равен количеству отбираемого газа, Л/. Следова-
тельно, условием равновесия системы является равенство
М = Мс, при этом регулируемый параметр сохраняет постоянное значе-
ние Р2= const. Если равновесие притока и отбора будет нарушено, напри-
мер вследствие изменения режима потребления, т.е. Мп* Л/, тогда будет
изменяться и регулируемое давление Р2.
Регулятор давления будет находиться в равновесии, если алгебраи-
ческая сумма сил, действующих на клапан, равна нулю (т.е. силы, дейст-
вующие на клапан, сбалансированы L/V = 0). В этом случае регулятор
будет пропускать в объект постоянное количество газа Mn = const. Если
баланс сил нарушается, т.е. 2W * 0, то клапан перемещается в сторону
действия больших сил, изменяя приток газа Мп.
Таким образом, равновесие объекта обеспечивают условием
М = М, а равновесие регулятора — условием ЕА = 0.
Рассмотрев условия равновесия объекта и регулятора, проследим за
процессом регулирования во времени.
Предположим, что объект и регулятор находятся в равновесии.
В момент времени т0 (рис. 3.2) резко увеличилось потребление газа (вклю-
чился крупный потребитель, М стало больше Л/п). Равновесие объекта
нарушилось, отбор газа стал больше его поступления в сеть, давление Р2 в
сети понизилось. С уменьшением давления Р2 нарушился баланс сил,
действующих на клапан, и под действием груза клапан стал опускаться,
увеличивая приток газа в сеть (см. кривые изменения притока и давле-
ния газа Р2 за четверть периода т,-т0 на рис. 3.2).
81
3.1. Регулирование давления газа. Классификация регуляторов давления
Рис. 3.2. График астатического регулирования при отсутствии
самовыравнивания
К моменту приток стал равным отбору и объект снова пришел в
равновесие. Но за время отбор газа был больше его притока, и ко-
личество газа в сети все время уменьшалось, а давление Р2 падало.
Количество газа, отобранного из трубопровода за время равно
площади I ( рис. 3.2). В момент т, давление газа Р2 перестает падать, но
остается ниже давления Ро, на которое настроен регулятор и при котором
он находится в равновесии. Поэтому несмотря на то, что объект пришел
в равновесие, регулятор продолжает работать: его клапан открывается,
приток газа увеличивается и становится больше отбора газа. В результате
регулятор выводит объект из равновесия. За вторую четверть периода
82
3. Регуляторы давления
х -х приток все время превосходит сток, количество газа в газопроводе
увеличивается и его давление растет. Наконец, в момент т2 убыль газа за
первую четверть периода полностью компенсирована его дополнитель-
ной подачей и давление газа Р2 делается равным давлению, на которое
настроен регулятор. Регулятор приходит в равновесие, но в этот момент
приток больше стока (Л/п > М), объект не находится в равновесии, давле-
ние газа Р2 делается больше давления настройки регулятора, и объект
выводит его из равновесия. Клапан регулятора изменяет направление
движения на обратное, и он начинает закрываться.
С момента т2 процесс регулирования повторяется, но в противопо-
ложном направлении. Таким образом, если регулятор настроен на опре-
деленное давление Рт и действующий импульс на регулятор пропорцио-
нален отклонению Р2 от Р02, процесс регулирования представляет собой
периодический незатухающий процесс.
Регуляторы, работающие по рассмотренному принципу, называют-
ся астатическими. Эти регуляторы после возмущения приводят регули-
руемое давление к заданному значению независимо от величины нагруз-
ки и положения регулирующего органа. Таким образом, равновесие сис-
темы при астатическом регулировании может наступить только при за-
данном значении регулируемого параметра, причем регулирующий ор-
ган может занимать любое положение.
Зона нечувствительности, люфты, трение в сочленениях и другие
конструктивные недостатки регуляторов могут привести к тому, что ко-
лебательный процесс регулирования станет расходящимся, а регулиро-
вание — неустойчивым. Для стабилизации процесса, т. е. превращения
его в затухающий, в регулятор вводят стабилизирующие устройства, в
частности жесткую обратную связь. Такое регулирование называют ста-
тическим.
Регуляторы этого типа характеризуются тем, что значение регулиру-
емого давления при равновесии системы зависит не только от задания
(настройки регулятора), но и от нагрузки или от положения регулирую-
щего органа. Каждому значению регулируемого параметра соответствует
одно определенное положение регулирующего органа. При статическом
регулировании равновесное значение регулируемого давления всегда от-
личается от заданной величины, и только при номинальной нагрузке
фактическое давление становится равным номинальному значению. Та-
ким образом, статические регуляторы характеризуются неравномернос-
тью, под которой понимают величину изменения регулируемого пара-
83
3.1. Регулирование давления газа. Классификация регуляторов давления
метра, необходимую для перестановки регулирующего органа из одного
крайнего положения в другое.
Если груз у регулятора заменить пружиной, как это показано на рис. 3.3
то регулятор станет статическим, а пружина будет стабилизирующим ус-
тройством. Усилие, развиваемое пружиной, пропорционально ее дефор-
мации. Когда клапан находится в крайнем верхнем положении (закрыт,
Мп = 0), пружина приобретает наибольшую степень сжатия и Р2 стано-
вится минимальным. При полностью открытом клапане (М = М )
Р2 увеличивается до максимального значения (рис. 3.4, б).
Рис. 3.3. Статический регулятор давления:
I — регулирующий (дроссельный) орган; 2 — мембранно-пружинный привод;
3 — импульсная трубка; 4 — объект регулирования (газовая сеть)
Рассмотрим процесс регулирования, протекающий во времени. Пред-
положим, что до времени т0 система (объект — регулятор) находилась в
равновесии. В момент времени т0 резко возрос отбор газа. Давление в
газовой сети стало понижаться (рис. 3.4, а), но с увеличением отбора по-
низилось также и давление, на которое настроен регулятор (рис. 3.4, б), и
в момент 2 объект и регулятор снова вошли в равновесие. Таким обра-
зом, переходный процесс превратился из колебательного в апериоди-
ческий. Статическая характеристика, изображенная на рис. 3.4 б, яв-
ляется очень крутой, а ее неравномерность Д.Р составляет большую
величину.
84
3. Регуляторы давления
Рис. 3.4. График статического регулирования при отсутствии самовыравнивания:
а — график регулирования; б — статическая характеристика регулятора
Обычно регуляторы конструируют с небольшой неравномерностью.
В таком случае процесс регулирования будет не апериодическим, а коле-
бательным (затухающим).
Регуляторы давления бывают: прямого и непрямого действия,
а также промежуточного типа.
У регуляторов прямого действия регулирующий орган (клапан) пе-
ремещается усилием, возникающим в его чувствительном элементе (мем-
бране) без использования энергии от постороннего источника.
У таких регуляторов силовой элемент привода является одновременно и
чувствительным элементом. Регуляторы прямого действия не имеютуси-
лителей. Они просты по конструкции, надежны в работе и нашли широ-
кое применение в системах газоснабжения.
У регуляторов непрямого действия усилие, возникающее в чувстви-
тельном элементе, приводит в действие управляющий элемент, который
85
3.2. Конструктивные особенности регуляторов давления газа
открывает доступ энергии постороннего источника (сжатого воздуха,
газа и др.) в сервомотор, а последний развивает усилие, необходимое для
перемещения регулирующего органа. Регуляторы этого типа всегда со-
держат один или несколько усилителей.
Регуляторы промежуточного типа имеют усилители, но для переста-
новки регулирующего органа используют энергию регулируемой среды.
Если давление газа регулируется после регулятора, то регулятор назы-
вается “после себя”; если регулируется давление до регулятора, то регуля-
тор называется “до себя”. Для регулирования давления газа в городских
системах газоснабжения применяют регуляторы “после себя”.
3.2. Конструктивные особенности регуляторов давления газа
Для поддержания давления на заданном уровне на ГРС устанавли-
вают автоматические регуляторы. По способу действия они делятся на
регуляторы прямого и непрямого действий.
Регуляторы состоят из регулирующего клапана, чувствительного и
управляющего элементов. Конструкция регуляторов давления газа долж-
на отвечать следующим требованиям:
- регуляторы давления должны обеспечивать устойчивость процесса
регулирования, при котором выходное давление совершает затухающие
или незатухающие колебания с постоянной малой амплитудой, и обла-
дать определенной степенью неравномерности (отношение разности
между максимальным и минимальным выходным давлением к сред-
нему), зависящей от конструктивных особенностей, определяющих их
статическую характеристику;
- колебания регулируемого выходного давления газа (после регуля-
тора) не должно превышать ± 10 % без перенастройки при изменении
расхода газа на всем диапазоне регулирования и колебании входного дав-
ления (до регулятора) на ± 25 %;
- минимальный регулируемый расход газа для односедельных кла-
панов должен быть не более 2 % и для двухседельных клапанов не более
4 % максимального расхода;
- относительная нерегулируемая протечка газа через закрытые за-
творы двухседельных клапанов допускается не более 0,1% максимально-
го расхода, для односедельного клапана протечка не допускается;
86
3. Регуляторы давления
- регуляторы давления должны поставляться со сменными пружина-
ми или грузами, обеспечивающими настройку выходного давления в пре-
делах заданного диапазона, и, по требованию заказчика, со сменными
клапанами и седлами, допускающими изменение настройки регулятора
по пропускной способности в пределах заданного диапазона;
- регуляторы должны быть по возможности просты и надежны в экс-
плуатации (указанным требованиям в основном отвечают регуляторы пря-
мого действия, получившие наибольшее распространение, хотя поточно-
сти регулирования они уступают регуляторам непрямого действия).
Основной регулятор давления следует выбирать по максимально-
му расчетному расходу газа потребителями и требуемому перепаду дав-
ления при редуцировании. Пропускную способность регулятора давле-
ния следует принимать на 15...20 % больше максимального расчетного
расхода газа.
На ГРС часто применяют регуляторы давления прямого действия
типа РД. Они просты в обслуживании и надежны в эксплуатации. Регуля-
тор давления прямого действия представляет собой дроссельное устройст-
во, приводимое в движение мембраной, находящейся под воздействием
регулируемого давления. Всякое изменение регулируемого давления газа
вызывает перемещение мембраны, а вместе с ней и изменение проходного
сечения дроссельного устройства, что влечет за собой уменьшение или
увеличение количества газа, протекающего через регулятор. Таким обра-
зом обеспечивается постоянство давления на заданном уровне. Регулято-
ры этого типа изготовляют в следующих модификациях, различающихся
условным диаметром: РД-50-64, РД-80-64, РД-100-64, РД-150-64 и др.
Регуляторы пригодны для одноступенчатого редуцирования с подо-
гревом газа в теплообменниках. Устройство регулятора представлено на
рис. 3.5. Регулятор состоит из двух основных частей: дроссельного уст-
ройства (регулирующего клапана) и мембранного привода. Мембранный
привод состоит из резиновой мембраны 8 с двумя дисками 7. Мембрана
жестко соединена штоком 6 с клапаном 3. Мембрана разделяет мембран-
ный привод на две камеры — надмембранную и подмембранную. В над-
мембранную камеру подводится газ с постоянным заданным давлением,
подмембранная камера сообщена с трубопроводом с выходной стороны
регулятора. Газ отбирается из трубопровода со стороны высокого давле-
ния, которое снижается при помощи редуктора до заданной величины.
87
3.2. Конструктивные особенности регуляторов давления газа
Рис 3.5 Регулятор давления газа прямого действия типа РД
Дроссельное устройство регулятора, разгруженное высоким давлением,
состоит из корпуса 5, седел 1 и 4 и клапана 3. Последний снабжен рези-
новым уплотнителем 2, обеспечивающим герметичное перекрытие про-
ходного сечения клапана в случае прекращения расхода газа при работе
регулятора. В дроссельном устройстве газ проходит через кольцевой за-
88
3. Регуляторы да в л е н и я
зор, образующийся между седлом 4 и клапаном 3. Мембранный привод 7
и нижняя крышка регулятора крепятся к корпусу 5 при помощи шпилек
с гайками. Процесс регулирования давления протекает следующим об-
разом. При повышении или понижении регулируемого давления нару-
шается равновесие сил на мембране, которая будет перемещаться, изме-
няя положение клапана до тех пор, пока не наступит равновесие сил,
действующих на мембрану снизу и сверху. Таким образом, в зависимости
от положения клапана будет изменяться количество протекающего че-
рез регулятор газа, благодаря чему и поддерживается заданное давление
на выходе. Чтобы получить на выходе регулятора иное давление, необхо-
димо установить соответствующее постоянное давление в надмембран-
ной камере (камере задания), используя задатчик давления 9.
Регуляторы типа РД монтируют мембранным приводом вверх
(рис. 3.6) между двумя отключающими кранами или задвижками 1. Рас-
стояние между регулятором и входным краном должно быть не менее
пяти диаметров, а между регулятором и выходным краном — не менее
десяти диаметров трубы. Давление задания регулятора 6 поддерживается
редуктором 3. Газ к редуктору подводится от входного трубопровода. Дав-
ление после редуктора контролируется манометром 4, который установ-
лен на крыше мембранного привода. Выходное давление после регулято-
ра контролируется манометром 5, установленным на импульсном трубо-
проводе. Газ поступает в редуктор, предварительно пройдя осушитель 2.
Регулятор типа РД работает бесперебойно в течение 3...6 мес без наблюде-
ния и ухода. В качестве задатчика давления может использоваться пру-
жинная нагрузка. Регуляторы давления прямого действия с пружинной на-
Рис 3 6 Схема установки регулятора типа РД
89
3.2. Конструктивные особенности регуляторов давления газа
грузкой разработаны и выпускаются как с односедельным, так и с двухсе-
дельным дросселирующими органами. Такие регуляторы просты по кон-
струкции и надежны в работе, поэтому находят применение на различ-
ных газорегуляторных пунктах (рис. 3.7). Передача усилия от мембраны
на затвор осуществляется посредством рычажной передачи с рычагом 2
на оси 1.
Рис. 3.7. Принципиальная схема регулятора давления прямого действия с
пружинной нагрузкой и односедельным затвором
Регулятор работает следующим образом. Когда усилие на мембране
4 от действия выходного давления Рк больше усилия пружины 5, т. е.
выходное давление Рк больше заданного, устанавливаемого регулировоч-
ным винтом задатчика давления 6, мембрана 4 прогибается вверх, при-
крывая затвор 8. При этом расход газа через регулятор уменьшается, что
приводит к снижению давления Р При равенстве этих усилий на мемб-
ране 4 перемещение затвора прекращается и устанавливается требуемый
расход газа через регулятор. Если давление Рк становится меньше задан-
ного, пружина 5 приоткрывает затвор, что приводит к увеличению расхо-
да газа через регулятор и соответствующему повышению давления Рк.
При достижении равенства усилия от действия давления Рк и усилия пру-
90
3. Регуляторы давления
жины затвор установится в определенном положении относительно сед-
ла затвора 9, обеспечивая пропуск необходимого расхода газа, при кото-
ром выходное давление Р станет равным заданному настройкой пружи-
ны 5. Мембрана и затвор делят корпус регулятора 3 на четыре камеры: А,
Б, В и Г, при этом камера А находится под входным давлением, Б и Г —
соединены между собой каналом 7 и имеют выходное давление, В — со-
единена с атмосферой.
Все большее распространение на ГРС получают прямоточные регуля-
торы типа РДПР-3 (рис. 3.8). Регуляторы давления этого типа устанавли-
вают только на прямолинейном участке газопровода между двумя запор-
ными устройствами таким образом, чтобы направление стрелки на таб-
личке регулятора совпадало с направлением потока газа с обеспечением
полной герметичности фланцевых соединений исполнительного устрой-
ства с газопроводом. Регулятор состоит из прямоточного регулирующего
органа, мембранного привода, имеющего мембрану 1, заключенную меж-
ду правым 2 и левым 4 фланцами, диска мембраны 13 и задающего устрой-
ства в виде герметичной емкости 15, снабженной перепускным запорным
клапаном 7. Прямоточный регулирующий орган имеет подвижной затвор
5 и неподвижное седло 6, укрепленное на ребрах с уплотнительной про-
кладкой 14. Перепускной запорный клапан 7 предназначен для впуска,
выпуска и плотного запирания газа в емкости 15. Он состоит из корпуса 8,
плунжера 10 с каналами для прохода газа, колпака 9, рукоятки управления
12 и манометра 11. При необходимости повышения давления рукоятка
12 переводится в верхнее положение, при переводе вниз давление сни-
жается. В среднем фиксированном положении рукоятки газ в емкости 15
плотно заперт при фиксированном Р .
Принцип действия регулятора заключается в поддержании равнове-
сия, сил, действующих на мембрану 1, привода регулятора. Изменение
соотношения этих сил меняет положение регулирующего органа до вос-
становления их равновесия. Силы, действующие на мембрану регулято-
ра, создаются давлением Р т газа, проходящего по трубопроводу обвязки 3
из емкости задающего устройства, и давлением Рк газа с выхода ГРС. При
равенстве выходного и задающего давлений мембрана 1 находится в сред-
нем положении, регулирующий орган — в положении, обеспечивающем
заданный расход газа. В случае уменьшения выходного давления сила,
действующая на мембрану 1 со стороны задачика давления , становится
91
3 2 Конструктивные особенности регуляторов давления газа
Рис 3 8 Регулятор давления РДПР-3
92
3. Регуляторы давления
больше силы, действующей со стороны задачика выходного давления, и
затвор 5 переместится в сторону камеры выходного давления, вследствие
чего проходное сечение между затвором 6 и седлом 5 увеличивается. Дав-
ление за регулятором повышается. При увеличении регулируемого дав-
ления выше заданного силы, действующие на мембрану со стороны ка-
меры выходного давления, становятся больше силы, действующей со сто-
роны давления задания, и затвор перекрывает проходное сечение регу-
лирующего органа.
Регуляторы непрямого действия типа РДУ состоят (рис. 3.9) из ис-
полнительного устройства 3, усилителя рассогласования 1 редуктора пе-
репада давления 2. Исполнительные устройства регуляторов всех типо-
размеров конструктивно подобны и отличаются друг от друга только раз-
мерами, усилитель и редуктор перепада давления одинаковы.
Прямоточные регуляторы давления непрямого действия с эластич-
ной цилиндрической манжетой выгодно отличаются от других регулято-
ров высокой надежностью и точностью регулирования давления, малыми
вибрациями дросселирующего органа и низким уровнем шумов (рис. 3.10).
Регулятор давления газа с эластичной манжетой работает следую-
щим образом. В исходном состоянии при отсутствии давления газа на
входе регулятора камера А отделена от камеры Г исполнительным уст-
ройством 1 с перегородкой 15 и эластичной манжетой 16. При подаче
давления Ри на вход регулятора манжета 16 под действием этого давления
отжимается до крайнего открытого положения, при котором кольцевой
Рис. 3.9. Общий вид регулятора давления газа типа РДУ
93
3.2. Конструктивные особенности регуляторов давления газа
Рис. 3.10. Принципиальная схема прямоточного регулятора давления непрямого
действия с эластичной цилиндрической манжетой
зазор между выступом 12 и манжетой наибольший. Через образовавший-
ся зазор газ со входа поступает в выходную линию, в результате чего дав-
ление в ней интенсивно возрастает. Это давление поступает помимо на-
грузки регулятора также в камеру Б пилота 3 и воздействует на мембрану
5. После того как давление/^ в выходной линии возрастет настолько, что
усилие на мембране 5 превысит усилие пружины 4, мембрана 5 начнет с
помощью подвижного штока 6 перемещаться по направлению к клапану
8. При этом открывается входное седло клапана 7. Давление Рн из вход-
ной линии регулятора подается также в камеру Б пилота 3 и воздействует
на камеру В пилота: управляющее давление Piaj поступает в управляю-
щую камеру Д исполнительного устройства. Управляющее давление по
мере увеличения уменьшает зазор между манжетой 16 и выступом 12 ци-
94
3 Регуляторы давления
линдра 10 и ограничивает поступление газа в выходную линию регулято-
ра. Процесс нарастания давления в выходной линии стабилизируется,
когда наступит такое состояние элементов устройства, при котором уси-
лие, развиваемое мембраной 5 пилота под воздействием выходного дав-
ления Рк, будет равно усилию пружины 4, а управляющее давление Р,и1
в камере Д исполнительного устройства станет таким, что количество
газа, проходящего через кольцевой зазор под манжетой 16, будет равно
количеству газа, потребляемого нагрузкой регулятора (потребителями).
В случае изменения отбора газа потребителями изменяется выходное
давление Рк. Это приводит к перемещению мембраны 5 пилота 3, изме-
нению степени открытия входного 7 и сбросного 9 седел пилота, измене-
нию управляющего давления Р^ в камере Д исполнительного устройства
и соответственно к изменению кольцевого зазора под его манжетой.
В результате будет восстановлено заданное значение выходного давле-
ния Рк. Так, при увеличении отбора газа потребителями выходное давле-
ние Рк снижается, управляющее давление также снижается, а рабочий
зазор в исполнительном устройстве увеличивается. Необходимое значе-
ние выходного давления регулятора определяется натяжением рабочей
пружины 4 пилота. Натяжение пружины 4, соответствующее заданному
значению выходного давления Рк регулятора, устанавливается с помо-
щью регулировочного винта 2. Причем при уменьшении рабочей длины
пружины 4 выходное давление регулятора увеличивается, и наоборот.
По условиям работы рассматриваемого регулятора значение управляю-
щего давления должно лежать в пределах Рк < Pw < Ри.
Достоинством рассматриваемого регулятора является то, что управ-
ляющее устройство (пилот) при своей работе не имеет постоянного сброса
газа в атмосферу, так как сброс питающего газа из пилота производится в
выходной трубопровод регулятора с выходным давлением Рк, более низ-
ким, чем Рн.
Регуляторы давления РДУК-2 состоят из следующих основных эле-
ментов (рис. 3.11): регулирующего клапана с мембранным приводом, ре-
гулятора управления, дросселей и соединительных трубок.
Регулятор работает следующим образом. Газ высокого или среднего
давления из надклапанной камеры исполнительного механизма 1 пода-
ется в регулятор управления 2. Пройдя клапан 5 регулятора управления,
газ движется по трубке 12, проходит через дроссель 11 и поступает в газо-
провод после регулирующего клапана. Клапан 5 регулятора управления 2,
95
3.2. Конструктивные особенности регуляторов давления газа
Рис. 3.11. Схема регулятора давления РДУК-2:
1 — исполнительный механизм; 2 — регулятор управления (пилот);
3 и 4 — клапан и мембрана исполнительного механизма; 5 и 6 — клапан и
мембрана регулятора управления; 7 — винт для настройки регулятора
управления; 8 — импульсная трубка; 9 — трубка для подачи газа начального
давления; 10 — трубка для сброса газа после регулятора управления;
И — дроссель; 12 — трубка, соединяющая командный прибор с дросселем;
13 — трубка, передающая командное давление Рх исполнительному механизму;
14 — трубка, соединяющая надмембранную зону исполнительного механизма с
газопроводом после регулятора
дроссель! 1 и трубки 9, 12 и 10 представляют собой исполнительное уст-
ройство дроссельного типа. Газ поступает в регулятор управления с дав-
лением Р, и после дросселя переменного сечения (клапан 5) приобрета-
ет давление Р, а после дросселя постоянного сечения 11 — давление Р2.
Давлением Рх регулируется работа исполнительного механизма и в
зависимости от положения клапана 5 давление Рх может меняться оглав-
ления Р2 (клапан 5 открыт) до максимальной величины (клапан 5 полно-
стью открыт), зависящей от отношения площади открытого клапана 5
к сечению дросселя 11. Таким образом, импульс конечного давления,
96
3. Регуляторы давления
воспринимаемый командным прибором, усиливается дроссельным уст-
ройством, трансформируется в командное давление Р и передается в труб-
ку 13 в подмембранную зону исполнительного механизма, перемещая
соответствующим образом регулирующий клапан. В результате этого пе-
рестановочная сила, развиваемая мембраной, изменяется и клапан 3 пе-
ремещается в соответствии с изменившимся расходом газа. Например,
если расход газа уменьшился, давление газа за регулятором увеличилось,
то клапан регулятора управления, соединенный с газопроводом импульс-
ной трубкой 8, прикроется, давление Рх в подмембранной полости ис-
полнительного механизма уменьшится, регулирующий клапан 3 опус-
тится и давление после регулятора снизится. Надмембранная зона ис-
полнительного механизма соединена трубкой 14 с газопроводом после
регулятора, поэтому в ней всегда поддерживается конечное давление.
На рис. 3.12 показана конструкция регулятора давления РДУК-2.
Газ высокого давления до поступления в регулятор управления при дви-
жении из камеры А в камеру Б проходит через фильтр, что улучшает усло-
вия работы регулятора управления. После регулятора управления газ по
трубке 4 поступает в подмембранную зону Г исполнительного механиз-
ма и далее по трубке 5 выбрасывается в камеру Б после регулирующего
клапана, предварительно пройдя через дроссель усилительного устрой-
ства 6. На пути движения газа перед исполнительным механизмом уста-
новлен дроссель 11, который устанавливает верхний предел давления в
камере Г. Мембрана исполнительного механизма по периферии зажата
между корпусом и крышкой мембранной коробки, а в центре - между
плоским и чашеобразным дисками. Чашеобразный диск опирается в
проточку, имеющуюся в крышке. Это обеспечивает центрирование мем-
браны между ее зажимом. Настройка регулятора на заданное давление
производится пружиной 10.
Регуляторы РДУК рассчитаны на выходное давление до 1,2 МПа.
Давление газа на выходе из регулятора зависит от применяемого регуля-
тора управления. Если используется регулятор управления КН-2, то ко-
нечное давление может изменяться от0,0005 до 0,06 МПа. Если регули-
рующий клапан комплектуется с командным прибором КВ-2, то конеч-
ное давление может быть от 0,05 до 0,6 МПа. Пропускная способность
регуляторов РДУК при плотности газа 0,73 кг/м3, перепаде давления на
клапане DP = 0,1 МПа и конечном давлении Р2 = 3 000 кПа в зависимо-
сти от диаметра колеблется от 900 до 12 500 м3/ч.
97
3.3. Расчет пропускной способности регуляторов давления
Рис. 3.12. Регулятор давления РДУК-2:
а — регулятор давления с регулятором управления;
б — разрез регулятора давления РДУК-2; в — регулятор управления КН-2;
1 — исполнительный механизм регуляторов; 2 — регулятор управления;
4, 5, 8— соединительные трубки; 6, 11 — дроссели; 7 — импульсная трубка;
9 — газопровод после регулятора; 10 — регулировочная пружина
98
3. Регуляторы давления
3.3. Расчет пропускной способности регуляторов давления
При движении через дроссельный орган поток газа преодолевает
гидравлические сопротивления, в результате чего уменьшается его стати-
ческое давление. Потери давления вызываются неоднократным измене-
нием направления движения, сужением потока при проходе через седло
клапана и трением. При небольшом перепаде давления на клапане изме-
нением плотности газа можно пренебречь и рассматривать его как не-
сжимаемую жидкость. В этом случае перепад давления полностью опре-
деляется гидравлическим сопротивлением дроссельного органа, а коэф-
фициент гидравлического сопротивления открытого клапана данной
конструкции при турбулентном режиме является величиной постоян-
ной.
Если перепад давления значительный, то следует учитывать изме-
нение плотности газа. С уменьшением давления объем газа будет увели-
чиваться и на его проталкивание необходимо затрачивать дополнитель-
ную энергию. С изменением давления изменится также температура газа,
что приведет к теплообмену между потоком газа и ограничивающими его
стенками.
Таким образом, движение газа через дроссельный орган представля-
ет весьма сложный физический процесс и при расчете пропускной спо-
собности клапанов приходится исходить из упрощенной физической
модели.
Обычно при расчете пропускной способности регулирующего кла-
пана проводят аналогию между движением газа через него и истечением
из отверстия. Эта аналогия весьма приближенная по следующим причи-
нам. Во-первых, многие клапаны выпускают с площадью прохода в сед-
ле, равной площади присоединительного патрубка. Во-вторых, при ис-
течении из отверстия газ попадает в неограниченный объем, а при дви-
жении — через регулирующий дроссельный орган в трубопровод. В связи
с этим в результате стабилизации потока давление в трубопроводе возра-
стает. Наконец, несмотря на то что основной перепад давления, а следо-
вательно, и основное гидравлическое сопротивление регулятора прихо-
дятся на регулирующий орган, определенная часть давления теряется в
корпусе и при полностью открытом клапане может составлять значи-
тельную долю общего перепада давления.
99
3.3. Расчет пропускной способности регуляторов давления
Отмеченные отклонения действительного движения газа через дрос-
сельный орган от истечения из отверстия компенсируются эксперимен-
тальным коэффициентом, вводимым в расчетную зависимость. В этом
случае точность расчета будет зависеть от того, насколько удачно выбран
метод корректировки расчета, основанный на эксперименте. Вместе с
тем расчет регулирующего клапана по формуле истечения позволяет, ис-
ходя из теоретических соображений, приближенно определить коэффи-
циент, учитывающий расширение газа.
При малых перепадах давления на регуляторах пренебрегают сжи-
АР
маемостью газа. Если--< 0,08 , то ошибка не будет превышать 2,5 %.
АР Р'
При > 0,08 следует учитывать сжимаемость газа, где ДР — пере-
пад давлений на регуляторе, а Р, — давление газа до регулятора.
Определим пропускную способность регулятора с помощью коэф-
фициента гидравлического сопротивления £ по известной формуле
АР^.-^—р, (3.1)
где W— скорость движения газа через дроссельный орган;
р — плотность газа.
Заменяя скорость через расход и решая относительно него уравне-
ние, получим
где F — площадь сечения присоединительных патрубков регулирующего
органа (или площадь условного прохода), к которой отнесены все потери
как в клапане, так и в корпусе;
£ — коэффициент гидравлического сопротивления регулирующего
органа, отнесенный к площади условного прохода. Если принять раз-
мерности величин, обычно используемые при расчете пропускной спо-
100
3. Регуляторы давления
собности регуляторов, т.е. Q, м3/ч, F, см2, ДР, МПа, р, кг/м3, получим
следующую рабочую формулу (формула (3.2) написана в системе СИ):
2 = 360-^- &
77 v р
М3/ч.
(3.3)
При расчете регулирующих клапанов часто используют понятие ко-
эффициента пропускной способности к , понимая под ним количество
воды в м3 р = 1 000 кг/м3, которое проходит за 1 ч через клапан при пере-
паде давления на нем 1,0 кс/см2. Если в формулу (3.3) подставить эти
значения, то получим соотношение
3,565 FV ,
Q = kv = ’ у, м3/ч.
(3.4)
Коэффициент пропускной способности регулирующего дроссель-
ного органа учитывает его проходное сечение и коэффициент местного
сопротивления. Таким образом, зная для регулятора давления или регу-
лирующего клапана^, можно по формуле (3.4) определить и, наоборот,
зная коэффициент местного сопротивления, можно рассчитать kv.
Коэффициент сопротивления зависит от отношения площади про-
хода в седле клапана к площади присоединительного патрубка, от конст-
рукции регулирующего клапана и корпуса, а при малых расходах — и от
числа Re. Для регуляторов с односедельными клапанами отношение пло-
щадей принимают
d
F
= 0,02...0,5
где/и d - площадь и диаметр проходного сечения седла клапана;
Р и Dy - площадь и диаметр условного прохода.
Для регулятора с двухседельными клапанами отношение f/Fy при-
мерно равно 0,2...0,7, где/— сумма площадей проходных сечений обоих
седел клапана.
101
3.3. Расчет пропускной способности регуляторов давления
Часто коэффициент сопротивления относят к проходному сече-
нию седла клапана. Он связан с коэффициентом £ соотношением, полу-
чаемым из уравнения (3.2):
ш4
d J ’
(3.5)
Для большинства распространенных конструкций регуляторов, при-
меняемых на ГРП, коэффициент сопротивления открытых клапанов
колеблется в пределах 2...7.
Если все потери в регуляторе учитывать коэффициентом расхода а,
отнесенным к проходному сечению седла, тогда будет иметь место следу-
ющее соотношение:
Отсюда
Ж = а-
1
а = .—
(3.6)
(3.7)
Если на клапане срабатывается большой перепад давления и вход-
ное давление высокое, то при расчете пропускной способно-
сти дроссельных органов необходимо учитывать изменение плотности
газа и отклонения от законов идеального газа. В этом случае, как отмеча-
лось выше, используют приближенную физическую модель явления, рас-
сматривая движение газа через клапан как истечение из отверстия, и рас-
ход определяют из выражения
(20=^/ —
Ро
(3.8)
где Qo — объемный расход газа при нормальных условиях;
Ж— скорость истечения;
р2 и р0 — плотность газа при условиях истечения газа после отверстия
и при нормальных условиях.
102
3. Регуляторы давления
Скорость истечения определяют по известному уравнению
Ж = а-
2 £ Р, ЛА V
Pi Л )
(3.9)
где k = cv/c„ =1,32 — показатель адиабаты газа при давлении
750 мм.рт.ст и температуре 0 °C.
Здесь индексы 1 соответствуют условиям до истечения, т.е. до регу-
лятора.
Подставим формулу (3.9) в (3.8) и произведем преобразования с уче-
том формул (3.5) и (3.7):
„ р2 2-Р]
Pl V Р1
, Р, Р} Р2
VPi Pi Pi
Считая движение газа адиабатным (еще одно допущение), заменим
отношение плотностей отношением давлений:
Р2 f А V
Pi vJ
Кроме того, используем уравнение состояния
P = Zp ЯГ;
Р, _ Hl Ll
Ро Ро' И' z, •
103
3.3. Расчет пропускной способности регуляторов давления
Учитывая приведенные соотношения, преобразуем уравнение рас-
хода
Q0=afPi-
fl. I Zo-To
\ Po V1 7] Л)
к
k-1
(3.10)
Если в формуле (3.10)/- абсолютное входное давление газа, равное
сумме рабочего избыточного давления и атмосферного давления
(Ратм= 0,10132 МПа, с0 — плотность газа, кг/м3, при нормальных услови-
ях, Qq — расход газа, м3/час при нормальных условиях,/- площадь седла
Z Т
клапана в см2, то, приняв ? =1, получим расчетную зависимость
для расчета пропускной способности регулятора с односедельным кла-
паном
0о=1599 а//е-
(З.П)
где е определено соотношением:
((3.12)
Коэффициент е учитывает изменение плотности газа при движении
через дроссельный орган.
Пропускная способность двухседельных регулирующих клапанов
определяется по формуле (3.13), в которой размерность входящих вели-
чин как в формуле (3.11)
<2о=526ОА:т-5-
/ДР
Ро 1' Z\
(3.13)
104
3. Регуляторы давления
где В — коэффициент, учитывающий расширение газа и зависящий от
отношения P-JPX , см. рис. 3.13; &Р = Р, — Р2 — перепад давления на
клапанах, МПа.
Дроссельные органы регуляторов давления рассчитывают исходя из
максимальной производительности и минимально возможного перепа-
да давлений. Такое сочетание производительности и давления возмож-
но, но оно в то же время самое невыгодное. Проходное сечение затвора
регулятора рекомендуется выбрать так, чтобы максимальная производи-
тельность была обеспечена при перемещении затвора не более чем на 0,9
полного хода. Для этого дроссельный орган регулятора нужно рассчитывать
А Р/Р.
Рис. 3.13. Значения коэффициента В в зависимости от Р2 /Pt,
k — показатель адиабаты
105
3.3. Расчет пропускной способности регуляторов давления
Таблица 3.1
Коэффициент пропускной способности kv регуляторов давления
Тип регулятора Коэффициент ку Тип регулятора Коэффициент kv
РД-20-5 0,52 РД-50М-15 5,8
РД-25-6,5 0,9 РД-50М-11 з,з
РД-32-5 0,52 РД-50М-8 1,7
РД-32-6,5 0,9 РДУК-2- 50/35 27
РД-32-9,5 1,9 РДУК-2-100/50 38
РД-50-13 3,7 РДУК-2-100-70 108
РД-50-19 7,9 РДУК-2-200/105 200
РД-50-25 13,7 РДУК-2-200/140 300
РД-32-М-10 1,4 РД-50-64 22
Р-32М-6 0,8 РД-80-64 66
РД-32М-4 0,52 РД-100-64 110
РД-50М-25 И РД-150-64 314
РД-50М-20 9 РД-200-64 424
Таким образом, регулятор подбирается на расчетную пропускную спо-
собность
Q =(1,15. ..1,2)0 ,
где 0макс - максимальная производительность.
При определении расчетного перепада давлений следует учиты-
вать потери энергии на трение в трубопроводах газорегуляторного пункта
на запорной и предохранительной арматуре, в фильтре и устройствах,
измеряющих расход газа. Расчетный перепад определяют по выраже-
нию
др=рм„н_р_др , (3.14)
где Р**" - минимальное давление газа перед регуляторной станцией;
Р2 - регулируемое давление газа после регулятора;
АРпот — суммарные потери давления в газорегуляторной станции, ис-
ключая потери в регуляторе давления.
106
3. Регуляторы давления
В табл. 3.1 приведены значения коэффициентов^ для расчета про-
пускной способности основных типов регуляторов.
Если известна пропускная способность регулятора при работе на
газе определенного состава и при известных начальном и конечном дав-
лениях (табличные данные), то можно определить его производитель-
ность при использовании другого газа и работе на другом режиме.
Если в паспортных данных регулятора приведена величина расхода
газа при максимальном давлении с соответствующей плотностью, то при
других значениях входного давления Р и плотности р0 пропускная спо-
собность регулятора может быть определена по формуле:
а=й4^К' (П5>
VPo
где 02 — расход газа, м3/ч, при температуре О °C и Р = 0,10132 МПА со
значениями Р', е, и р'о .отличными от приведенных в паспорте на регу-
лятор. Qx — расход газа при Рх, Ej и р! согласно паспортным данным.
107
4.1. Размещение газорегуляторных пунктов и установок
4. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ.
ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ
4.1. Размещение газорегуляторных пунктов и установок.
Требования к оборудованию
Для снижения и регулирования давления газа в газораспределитель-
ной сети предусматривают газорегуляторные пункты (ГРП) и установки
(ГРУ), могут применяться блочные газорегуляторные пункты заводского
изготовления в зданиях контейнерного типа (ГРП Б) и шкафные (ШРП).
По давлению газа ГРП, ГРПБ подразделяются на:
- с входным давлением до 0,6 МПа;
- с входным давлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа.
Подавлению газа ШРП подразделяются на:
- с входным давлением до 0,3 МПА;
- с входным давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа;
- с входным давлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа.
Размещение ГРП, ГРУ, ШРП и ГРПБ регламентируется СНиП 42-
01-2002.
ГРП следует размещать:
- отдельно стоящими;
- пристроенными к газифицируемым производственным зданиям,
котельным и общественным зданиям с помещениями производственно-
го характера;
- встроенными в одноэтажные газифицируемые производственные
здания и котельные (кроме помещений, расположенных в подвальных и
цокольных этажах);
108
4. Газораспределительные станции. Газорегуляторные пункты
- на покрытиях газифицируемых производственных зданий I и
II степеней огнестойкости класса СО с негорючим утеплителем;
- вне зданий на открытых огражденных площадках под навесом на
территории промышленных предприятий.
ГРП Б следует размещать отдельно стоящими.
Отдельно стоящие газорегуляторные пункты в поселениях должны
располагаться на расстояниях от зданий и сооружений в соответствии с
СНиП 42-01-2002 не менее указанных в табл. 4.1, а на территориях про-
мышленных предприятий и других предприятий производственного на-
значения — согласно требованиям СНиП П-89-80*.
В стесненных условиях разрешается уменьшение на 30 % расстоя-
ний от зданий и сооружений до газорегуляторных пунктов пропускной
способностью до 10 000 м3 /ч.
Таблица 4.1
Давление газа на вводе в ГРП, ГРПБ, ШРП, МПа Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП, ГРПБ и отдельно стоящих ШРП по горизонтали, м, до
зданий и соору- жении железнодо- рожных и трамвайных путей (до ближайшего рельса) автомо- бильных дорог (до обочины) воздушных линий электропе- редачи
До 0,6 10 10 5 Не менее 1,5 высоты опоры
Св. 0,6 до 1,2 15 15 8
Примечания 1. Расстояние следует принимать от наружных стен зданий ГРП, ГРПБ или ШРП, а при расположении оборудования на открытой площадке - от ограждения. 2. Требования таблицы распространяются также на узлы учета расхода газа, располагаемые в отдельно стоящих зданиях или в шкафах на отдельно стоящих опорах. 3. Расстояние от отдельно стоящего ШРП при давлении газа на вводе до 0,3 МПа до зданий и сооружений не нормируется.
109
4.1. Размещение газорегуляторных пунктов и установок
Отдельно стоящие здания ГРП и ГРП Б должны быть одноэтажны-
ми, бесподвальными, с совмещенной кровлей и быть не ниже II степени
огнестойкости и класса СО по пожарной безопасности по СНиП 21-01-97.
Разрешается размещение ГРПБ в зданиях контейнерного типа (метал-
лический каркас с несгораемым утеплителем).
ГРП могут пристраиваться к зданиям не ниже II степени огнестой-
кости класса СО с помещениями категорий Г и Д по нормам пожарной
опасности НПБ 105-95. ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа
могут пристраиваться к указанным зданиям, если использование газа
такого давления необходимо по условиям технологии.
Степень стойкости здания определяется огнестойкостью его строи-
тельных конструкций.
Класс конструктивной пожарной опасности здания определяется
степенью участия строительных конструкций в развитии пожара и обра-.
зовании его опасных факторов.
Здания и пожарные отсеки подразделяются по степеням огнестой-
кости согласно табл. 4.2.
Пределы огнестойкости строительных конструкций и их условные
обозначения устанавливаются по ГОСТ 30247.
К несущим элементам здания, как правило, относятся несущие сте-
ны и колонны, связи, диафрагмы жесткости, элементы перекрытий (бал-
ки, ригели или плиты), если они участвуют в обеспечении общей устой-
чивости и геометрической неизменяемости здания при пожаре. Сведе-
ния о несущих конструкциях, не участвующих в обеспечении общей ус-
тойчивости здания, приводятся проектной организацией в технической
документации на здание.
Здания и пожарные отсеки по конструктивной пожарной опасности
подразделяются на классы согласно табл. 4.3.
Класс пожарной опасности строительных конструкций устанавли-
вают по ГОСТ 30403.
Категории взрывопожарной и пожарной опасности помещений и
зданий определяются для наиболее неблагоприятного в отношении по-
жара или взрыва периода, исходя из вида находящихся в аппаратах и
помещениях горючих веществ и материалов, их количества и пожаро-
опасных свойств, особенностей технологических процессов. Категории
помещений по взрывопожарной и пожарной опасности принимаются в
соответствии с табл. 4.4.
НО
4. Газораспределительные станции. Газорегуляторные пун кт ы
Таблица 4.2
Сте- пень огне- стойко- сти здания Предел огнестойкости сп эоительных конструкций, не менее
Несу- щие эле- менты здания Наруж- ные несу- щие стены Пере- крытия между- этажные, (в том числе чердач- ные и над под- валами) Элементы бесчердачных покрытий Лестничные клетки
Настилы (в том числе с утепли- телем) Фермы, балки, про- гоны Внут- ренние стены Мар- ши и пло- щадки лест- ниц
I R120 ЕЗО REI60 RE30 R30 REI120 R60
II R90 Е 15 REI45 RE 15 R15 REI 90 R60
III R45 Е 15 REI45 RE 15 R15 REI 60 R45
IV R15 Е 15 REI15 RE 15 R15 REI 45 R15
V Не нормируется
Примечание: Предел огнестойкости строительных конструкций уста-
навливается по времени (в минутах) наступления одного или последователь-
но нескольких нормируемых для данной конструкции признаков предель-
ных состояний:
- потери несущей способности (R);
- потери целостности (Е);
- потери теплоизолирующей способности (I).
Определение категорий помещения следует осуществлять путем
последовательной проверки принадлежности помещения к категориям,
приведенным в табл. 4.4, от высшей (А) к низшей (Д).
Встроенные ГРП разрешается устраивать при входном давлении газа
не более 0,6 МПа в здания не ниже II степени огнестойкости класса СО с
помещениями категорий Г и Д. Помещение встроенного ГРП должно
иметь противопожарные газонепроницаемые ограждающие конструкции
и самостоятельный выход наружу из здания.
Стены, разделяющие помещения ГРП и ГРПБ, должны быть про-
тивопожарными I типа и газонепроницаемыми. Устройство дымовых и
вентиляционных каналов в разделяющих стенах, а также в стенах зданий,
к которым пристраиваются ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допу-
скается.
111
4.1. Размещение газорегуляторных пунктов и установок
Таблица 4.3
Класс кон- структив- ной по- жарной опасности здания Класс пожарной опасности строительных конструкций, не ниже
Несущие стержневые элементы (колонны, ригели, фермы и др. Стены на- ружные с внешней стороны Стены, пере- городки, пере- крытия и бес- чердачные покрытия Стелы лестнич- ных кле- ток и про- тивопо- жарные преграды Марши и пло- щадки лестниц в лест- ничных клетках
со ко ко ко ко КО
С1 К1 К2 К1 ко ко
С2 КЗ КЗ К2 К1 К1
СЗ Не нормируется К1 КЗ
Примечание. КО (непожароопасные); К1 (малопожароопасные);
К2 (умереннопожароопасные); КЗ (пожароопасные).
Помещения, в которых расположены узлы редуцирования с регуля-
торами давления отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП и
ГРПБ, должны отвечать требованиям СНиП 31-03 и СНиП 20-01.
ШРП размещают на отдельно стоящих опорах или на наружных сте-
нах зданий, для газоснабжения которых они предназначены.
Расстояния от отдельно стоящих Ш РП до зданий и сооружений должны
быть не менее указанных в таблице СНиП 42-01-2002 (табл. 4.1). При этом
для ШРП с давлением газа на вводе до 0,3 МПа включительно расстоя-
ния до зданий и сооружений не нормируются.
ШРП с входным давлением газа до 0,03 МПа устанавливают:
- на наружных стенах жилых, общественных, административных и
бытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса пожар-
ной опасности при расходе газа до 50 м3/ч;
- на наружных стенах жилья, общественных, административных и
бытовых зданий не ниже III степени огнестойкости и не ниже класса С1
при расходе газа до 400 м3/ч.
112
4 Газораспределительные станции. Газорегуляторные пункты
ШРП с входным давлением газа до 0,6 МПа устанавливают на на-
ружных стенах производственных зданий, котельных, общественных и
бытовых зданий производственного назначения, а также на наружных
стенах действующих ГРП не ниже III степени огнестойкости класса СО.
ШРП с входным давлением газа свыше 0,6 до 1,2 МПа на наружных
стенах зданий устанавливать не разрешается.
Таблица 4.4
Категория помещения Характеристика возгораемости материалов, находящихся (обращающихся) в помещении
А взрывопожароопасная Горючие газы, легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки не более 28 °C в таком количестве, что могут образовывать взрывоопас- ные парогазовоздушные смеси, при воспламене- нии которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении, превышающее 5 кПа. Вещества и материалы, способные взрываться и гореть при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом в таком количестве, что расчетное избыточное давление взрыва в помеще - нии превышает 5 кПа
Б взрывопожароопасная Горючие пыли или волокна, легковоспламеняю - щиеся жидкости с температурой вспышки 28 °C, горючие жидкости в током количестве, что могут образовывать взрывоопасные пылевоздушные или паровоздушные смеси, при воспламенении кото- рых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении, превышающее 5 кПа
В1-В4 пожароопасные Горючие и трудногорючие жидкости, твердые горючие и трудногорючие вещества и материалы (в том числе пыли и волокна), вещества и мате - риалы, способные при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом только го- реть, при условии, что помещения, в которых они имеются в наличии или обращаются, не относятся к категориям А или Б
ИЗ
4.1. Размещение газорегуляторных пунктов и установок
Окончание табл. 4.4
Категория помещения Характеристика возгораемости материалов, находящихся (обращающихся) в помещении
Г Негорючие вещества и материалы в горячем, рас - каленном или расплавленном состоянии, процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени; горючие газы, жидкости и твердые вещества, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива
д Негорючие вещества и материалы в холодном состоянии
Разрешается размещение ШРП на покрытиях с негорючим утепли-
телем газифицируемых производственных зданий I и II степеней огне-
стойкости класса СО со стороны выхода на кровлю на расстоянии не ме-
нее 5 м от выхода.
ГРУ могут размещаться в помещении, где располагается газоисполь-
зующее оборудование, а также непосредственно у тепловых установок
для подачи газа к их горелкам.
Разрешается подача газа от одной ГРУ ктепловым агрегатам, распо-
ложенным в других помещениях одного здания, при условии, что эти
агрегаты работают в одинаковых режимах давления газа, и в помещения,
где находятся агрегаты, обеспечен круглосуточный доступ персонала, от-
ветственного за безопасную эксплуатацию газового оборудования.
ГРУ могут устанавливаться при входном давлении газа не более
0,6 МПа.
При этом ГРУ размещаются:
- в помещениях категорий Г и Д, в которых расположены газоис-
пользующие установки, или в соединенных с ними открытыми проема-
ми смежных помещениях тех же категорий, имеющих вентиляцию по
размещенному в них производству,
- в помещениях категорий В1-В4, если расположенные в них газоис-
пользующие установки вмонтированы в технологические агрегаты про-
изводства.
Не допускается размещать ГРУ в помещениях категорий А и Б.
114
4. Газораспределительные станции. Газорегуляторные пункты
Состав оборудования ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, а также требования
предъявляемые к нему, указаны в СНиП 42-01-2002.
ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ должны быть оснащены фильтром, предо-
хранительным запорным клапаном (ПЗК), регулятором давления газа,
предохранительным сбросным клапаном (ПСК), запорной арматурой’
контрольными измерительными приборами (КИП) и узлом учета расхо-
да газа, при необходимости, а также обводным газопроводом (байпасом)
с двумя последовательно расположенными отключающими устройства-
ми на нем.
При размещении части запорной арматуры, приборов и оборудова-
ния за пределами здания ГРП, ГРПБ или ШРП должны быть обеспече-
ны условия их эксплуатации, соответствующие указанным в паспортах
заводов-изготовителей. Оборудование, размещенное за пределами зда-
ния ГРП, ГРПБ и ШРП, должно быть ограждено.
Фильтры, устанавливаемые в ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, должны иметь
устройства для определения перепада давления в нем, характеризующе-
го степень засоренности фильтрующей кассеты при максимальном рас-
ходе газа.
ПЗК и ПСК должны обеспечивать соответственно автоматическое
прекращение подачи или сброс газа в атмосферу при изменении давле-
ния в газопроводе, недопустимом для безопасной и нормальной работы
газоиспользуюшего и газового оборудования.
В ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следует предусматривать систему проду-
вочных и сбросных трубопроводов для продувки газопроводов и сброса
газа от ПСК, которые выводятся наружу в места, где обеспечиваются бе-
зопасные условия для рассеивания газа.
В ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следует устанавливать или включать в
состав АСУ ТП РГ показывающие и регистрирующие приборы для изме-
рения входного и выходного давления газа, а также его температуры
Электрооборудование и электроосвещение ГРП и ГРПБ должны
соответствовать требованиям правил устройства электроустановок
По надежности электроснабжения ГРП и ГРПБ поселений следует
относить к 3-й категории, а ГРП и ГРПБ промышленных предприятий —
по основному производству. Молниезащита ГРП и ГРП Б должна отвечать
требованиям, предъявленным к объектам II категории молниезащиты
115
4.2. Устройство газорегуляторных пунктов
4.2. Устройство газорегуляторных пунктов
Газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки (ГРУ) яв-
ляются автоматическими устройствами и выполняют следующие функ-
ции:
- снижают давление газа, поступающего из газопровода, до задан-
ной величины;
- поддерживают заданное давление на выходе независимо от потреб-
ления газа и его давления перед регуляторными пунктами и установка-
ми;
- прекращают подачу газа при повышении или понижении давления
после регуляторных пунктов и установок сверх заданных пределов;
- очищают газ от механических примесей;
- производят учет количества газа.
ГРП могут быть сетевыми, питающими городскую газораспредели-
тельную сеть низкого и среднего давления, и объектовыми, подающими
газ необходимого давления промышленным и коммунальным потреби-
телям.
ГРП состоят из следующих основных узлов: узла регулирования дав-
ления газа с предохранительно-запорным клапаном и обводным газо-
проводом (байпасом), предохранительного сбросного клапана, контроль-
но-измерительных приборов, продувочных трубопроводов.
Газ высокого или среднего давления входит в ГРП и поступает в узел
регулирования, в котором по ходу движения газа располагают: входное
отключающее устройство для отключения основной линии; фильтр для
очистки газа от различных механических примесей; предохранительный
запорный клапан, автоматически отключающий подачу газа потребите-
лям в случае выхода из строя регулятора давления газа; регулятор, кото-
рый снижает давление газа независимо от расхода газа
потребителями; выходное отключающее устройство (рис. 4.1).
Выходное давление из ГРП контролируется предохранительным за-
порным клапаном (ПЗК) и предохранительным сбросным клапаном
(ПСК). ПЗК контролирует верхний и нижний пределы давления газа, а
ПСК — только верхний. ПСК настраивается на меньшее давление, чем
ПЗК, поэтому он срабатывает первым.
116
4. Газорегуляторные станции
Рис. 4.1. Принципиальная схема ГРП:
1 — входное отключающее устройство на основной линии; 2 — фильтр;
3 — диафрагма; 4 — предохранительный запорный клапан; 5 — регулятор
давления; 6 — выходное отключающее устройство; 7 — байпас;
8 — герметизирующее устройство (кран) на байпасе; 9 — задвижка на байпасе
для регулирования давления; 10 — предохранительный сбросной клапан;
11 — свеча
Если отказал регулятор давления, клапан ПСК сработал, а давление
в сетях продолжает расти, то сработает ПЗК. Он перекроет газопровод
перед регулятором давления и прекратит подачу газа потребителям. ПЗК
сработает и при недопустимом снижении давления газа, которое может
произойти при аварии на газопроводе. При устранении аварии ПЗК при-
водится в рабочее состояние не автоматически, а только обслуживаю-
щим персоналом.
Клапан ПСК настраивается на давление, превышающее регулируе-
мое на 15 %. Верхний предел настройки ПЗК принимают на 25 % выше
регулируемого давления после ГРП. Нижний предел - минимально до-
пустимое давление газа в сети.
117
4.2. Устройство газорегуляторных пунктов
Для бесперебойного снабжения потребителей газом при выходе из
строя регулятора давления, замене, осмотре или ремонте оборудования
предусмотрен обводной газопровод (байпас). Регулирование давления
газа на байпасе производят вручную. Для этого на байпасе устанавливают
последовательно кран и задвижку.
Кран работает в положениях “открыто” — “закрыто” и не может быть
использован для регулирования давления. Ручное регулирование давле-
ния осуществляется с помощью задвижки.
На ГРП может быть несколько линий редуцирования, число кото-
рых зависит от расчетного расхода газа и режима его потребления. При
наличии двух и более линий байпас обычно не монтируют, а во время
ремонта одной из них газ поступает через другие линии. В ГРП с вход-
ным давлением более 0,6 МПа или ГРУ с расходом газа более 5 000 м3/ч,
а ШРП — с расходом газа свыше 100 м3/ч должны оборудоваться двумя
линиями редуцирования вместо байпаса.
ГРП могут быть одно- или двухступенчатыми. В одноступенчатом
ГРП входное давление газа редуцируют до выходного в одном регулято-
ре, в двухступенчатом — двумя последовательно установленными регуля-
торами. При этом регулятор первой ступени компонуют с фильтром и
ПЗК, регулятор второй ступени фильтра может не иметь. Одноступенча-
тые схемы ГРП обычно применяют при разности между входным и вы-
ходным давлением до 0,6 МПа, при большем перепаде предпочтитель-
нее двухступенчатые схемы редуцирования.
Газорегуляторные пункты выполняются по типовым проектам. Ти-
повые проекты выполнены на базе универсальных регуляторов давления,
используемых в промышленности.
Для очистки газа на ГРП устанавливают волосяные и сетчатые филь-
тры. При условных диаметрах больше 50 мм применяют волосяные филь-
тры, а при диаметрах 50 мм и менее — сетчатые.
Пропускная способность фильтра должна определяться исходя из
максимального допустимого перепада давления на его кассете, что долж-
но быть отражено в паспорте на фильтр.
Волосяные фильтры выпускают двух модификаций с максимальным
давлением до 0,6 МПа и до 1,2 МПа. Перепад давления на кассете филь-
тра не должен превышать 10 кПа. Если он будет больше, то необходима
очистка фильтра. В условиях эксплуатации перепад давления на фильтре
118
4. Газорегуляторные станции
обычно не превышает 3 000...5 000 Па. Перепад давления контролирует-
ся дифманометром ДСП-780 Н.
При перепаде давления на фильтре 5 000 Па, избыточном давлении
перед ним 0,6 МПа и плотности газа 0,73 кг/м3 пропускная способность
его в зависимости от диаметра при нормальных условиях составляет:
1) D 50 мм Q = 6 000 м3/ч;
2) Л 100 мм е= 14 750 м3/ч;
3) D 200 мм Q = 38 600 м3/ч.
Если фильтр используется в условиях, отличных от указанных, тогда
его пропускную способность определяют по формуле
Q _ Q I ' ?2 Рот
V АРГ Р2Т • р 0 '
где ДР — перепад давления на фильтре;
Г. — давление на входе в фильтр;
р0 — плотность газа.
Параметры с индексом “Т” относятся к паспортным для данного
фильтра при определенных условиях его работы.
Пропускная способность фильтров выбирается из условия, что ско-
рость газа в корпусе не будет превышать 1 м/с.
Сетчатые фильтры применяют в шкафных газорегуляторных пунк-
тах (ШРП) на более низкие пропускные способности.
Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра долж-
но быть равно (Па): сетчатого — 5 000; висцинового — 5 000; волосяного —
10 000.
4.3. Газораспределительные станции
4.3.1. Классификация и структура ГРС
ГРС является элементом системы газоснабжения и источником га-
зораспределения. Газораспределительная станция является конечным
участком магистрального газопровода и как бы границей между распре-
делительными и магистральными газопроводами.
На ГРС давление газа снижают до величины, необходимой для по-
требителя, и поддерживают его постоянным. Все оборудование ГРС рас-
119
4.3. Газораспределительные станции
считывают на рабочее давление 7,5 и 5,5 МПа, т.е. на максимально воз-
можное давление газа в магистральном газопроводе.
В состав газораспределительной станции входят:
а) узлы:
переключения станции;
очистки газа от механических примесей и конденсата;
предотвращения гидратообразования;
редуцирования газа;
подогрева газа;
коммерческого измерения расхода газа;
одоризации газа (при необходимости);
автономного энергопитания;
отбора газа на собственные нужды;
б) системы:
контроля и автоматики;
связи и телемеханики;
электроосвещения, молниезащиты, защиты от статического элект-
ричества;
электрохимзащиты;
отопления и вентиляции;
охранной сигнализации;
контроля загазованности.
В зависимости от производительности, исполнения, количества вы-
ходных коллекторов газораспределительные станции условно делятся на
три большие группы: ГРС малой, средней и большой производительно-
сти (рис. 4.2.).
Газораспределительные станции подразделяются на:
- станции индивидуального проектирования;
- автоматические (АГРС);
- блочно-комплектные (БК-ГРС) с одним или двумя выходами на
потребителя.
К станциям малой производительности (1,0 ... 50,0 тыс. м3/ч) отно-
сятся несколько типов АГРС, изготовленных разными заводами; все тех-
нологическое оборудование размещается в нескольких металлических шка-
фах. Из этого ряда АГРС наибольшее распространение получили станции
типаАГРС-1/3, “Энергия-1”, “Энергия-3”, “Ташкент-1” и “Ташкент-2”.
120
4. Газорегуляторные станции
Рис. 4.2. Классификация типов ГРС, эксплуатируемых на объектах
газовой промышленности
К станциям средней производительности (50,0...160,0 тыс. м3/ч)
относятся БК-ГРС, выполненные в блочно-комплектном исполнении,
с одной или двумя выходными линиями к потребителям; часть техноло-
гического оборудования размещается в блок-боксах, а другая часть — на
открытой площадке (узлы очистки, одоризация, подогреватели); в блок-
боксе находятся регуляторное оборудование, КИП и А, система отопле-
ния боксов. Из этого ряда станций наибольшее распространение полу-
чили БК-ГРС-1-30, БК-ГРС-П- 70, БК-ГРС-1-150.
К станциям большой производительности (от 160,0 до 1 000,0 тыс. м3/ч
и более) относятся станции, построенные по индивидуальным проек-
там, как правило, это ГРС и контрольно-распределительные пункты
(КРП), подающие или распределяющие газ для крупных промышлен-
ных объектов и районов.
121
4 3. Газораспределительные станции
Несмотря на такое разнообразие типов газораспределительных стан-
ций, структурная схема ГРС с одним потребителем газа может быть све-
дена к схеме, показанной на рис. 4.3, а структурная схема ГРС с двумя
потребителями газа — к схеме, показанной на рис. 4.4.
Для автоматического предотвращения выхода регулируемого давле-
ния за допустимые пределы, т.е. для предотвращения недопустимого
повышения или понижения давления в сетях потребителей, на ГРС пре-
дусматривают автоматические системы защиты. Большинство таких си-
стем построено с использованием следующих двух принципов.
Рис 4.3. Структурная схема ГРС с одним потребителем
4.3.2. Защита потребителя от повышенного и пониженного
давления в сетях потребителей
1. Системы с перестройкой режимов работы регуляторов давления.
Эти системы предусматривают наличие рабочих и резервной ниток
регулирования. На каждой нитке устанавливают регулирующий и кон-
122
4Газорегуляторные станции
Рис 4 4 Структурная схема ГРС с двумя потребителями
трольный клапаны. При нормальном режиме на рабочих нитках кон-
трольные клапаны открыты, так как настроены на давление, несколько
превышающее (10 %) номинальное. Клапаны резервной нитки настрое-
ны на давление несколько меньше номинального, поэтому они закрыты.
Следовательно, система работает по принципу облегченного резерва,
когда резерв находится в неполном рабочем режиме.
При аварийном открытии рабочего регулирующего клапана и росте
выходного давления в работу включится контрольный клапан.
Он предотвратит недопустимое повышение давления и будет поддержи-
вать его постоянным.
При аварийном закрывании регулирующего клапана и понижении
давления в работу включится резервная нитка и прекратится снижение
давления газа.
123
4.3. Газораспределительные станции
2. Следующий принцип защиты заключается в установке на каждой
нитке редуцирования крана с пневмоприводом и программным управле-
нием. При повышении регулируемого давления кран выключает нигку с
отказавшим регулирующим клапаном, а понижение давления предот-
вращает включающаяся в работу резервная нитка.
Если на одной из рабочих ниток рагулирующий клапан закроется (в
результате аварии), то тогда при большом потреблении газа начнет сни-
жаться регулируемое давление и защита включит резервную ни гку.
При любых автоматических переключениях контрольных клапанов
и кранов с пневмоприводом подается сигнал оператору, а при надомном
обслуживании световой и звуковой сигналы подаются в дом оператора.
В качестве примера рассмотрим автоматизированную газораспреде-
лительную станцию АГРС-3. Она состоит из пяти металлических шка-
фов, в которых размещены следующие блоки: переключения, редуциро-
вания, одоризации, подогревателя газа, сигнализации.
В технологической схеме АГРС-3 (рис. 4.5) очистка газа предусмот-
рена на входе станции висциновым фильтром, подогрев газа осуществля-
ется подогревателем ПГА-5, редуцирование газа производится регулято-
ром прямого действия типа РД-40-64, учет расхода газа — камерной диа-
Рис. 4.5. Технологическая схема АГРС-3:
I — подогреватель газа ПГА-5, 2 — блок управления кранами системой «Защита-2»;
3 — фильтры висциновые, 4 — регулятор давления газа; 5 — узел замера газа
(ДМ ПК-ПИ К-100); 6 — одоризатор газа УОГ-1; 7— обводная линия (байпас)
124
4 Газорегуляторные станции
фрагмой в комплекте с дифманометром ДМПК-100, оснащенным инте-
гратором ПИК-1, управление кранами - системой ’‘Защита-2”, сигнали-
зация — устройством дистанционной сигнализации УСГ-ЗМ, газ одори-
руется на выходе станции универсальным автоматическим одоризато-
ром типаУОГ-1
Техническая характеристика АГРС-3
Давление газа, МПа
на входе 1,2-5,5
на выходе 0,3-1,2
Производительность
при Рт ~ 1,2 МПа и Рвых = 0,3 МПа 2 750
при Рвх = 5,5 МПа и Рвых = 1,2 МПа 11200
Погрешность регулирования
выходного давления до 0,6 МПа, % ±10
Температура газа на выходе, °C от -Юдо +20
Температура окружающего воздуха, °C от -40 до + 50
Температура нагрева газа в подогревателе
при максимальном расходе, °C до 15
Расход топливного газа па подогреватель, м3/ч 4,2
Диаметр газопровода, мм
входного 159
выходного 219
4.3.3. Подогрев газа на ГРС
Чтобы исключить образование кристаллогидратов при дросселиро-
вании, газ нагревают в теплообменниках, используя в качестве теплоно-
сителя горячую воду, или в специальных подогревателях газа
При определенных значениях температуры и давления в газе, насы-
щенном влагой, образуются кристаллогидраты Зоной их образования
является область, расположенная левее равновесных кривых Если газ не
насыщен влагой, т с в нем отсутствует капельная влага, то крист<ъыогид-
раты образовываться не будут Для исключения гидрагообразовавия газ
подогревают до такой температуры, чтобы влагосодержание насыщенно-
го газа при дросселировании не опускалось ниже влагосодержания газа,
поступающего на ГРС В этом случае при дросселировании влага не бу-
дет выпадать из газа Действительную температуру подогрева принима-
125
4.3. Газораспределительные станции
ют несколько больше полученной из расчета. При расчете используют
зависимость влагосодержания насыщенного природного газа от давле-
ния и температуры (рис. 4.6).
Температура газа, °C
Рис. 4.6. Зависимость влагосодержания насыщенного природного газа
от температуры
В расмотренном на рис. 4.6 примере газ поступает на ГРС с давлени-
ем 4 000 кПа и температурой О °C. Газ поступает в насыщенном состоя-
нии с влагосодержанием 0,165 г/м3. Для природного газа в области значе-
ний давлений и температур, которые имеют место при редуцировании
на ГРС, среднее значение дифференциального дроссельного эффекта
Джоуля-Томсона принимают равным D = 5,5 град/МПа. При дроссели-
ровании с начального давления 4,0 МПа до конечного 0,5 МПа темпера-
тура газа будет снижаться (табл. 4.5).
Из рис. 4.6 видно, что при подогреве газа с 0 до 4 °C самое нижнее
значение влагосодержания на кривой дросселирования не выше влагосо-
держания насыщенного газа, поступившего на ГРС. Поэтому газ следует
нагреть до 5...6 °C.
126
4. Газорегуляторные станции
Таблица 4.5
Изменение температуры газа при дросселировании
Давление, МПа (абс.) Температура газа, °C
4,0 0 2 4 6
3,0 -5,5 -3,5 -1,5 0,5
2,0 -11 -9 -7 -5
1.5 -13,75 -11,75 -9,75 -7,75
1,0 -16,5 -14,5 -12,5 -10,5
0,5 -19,25 -17,25 -15,25 -13,25
Для подогрева газа на ГРС используются водяные трубчатые подо-
греватели типов ПГ-3 и 9ПГ64-ЗМ. В свою очередь, вода подогревается в
котлах, оснащенных автоматикой безопасности.
Подогрев газа на ГРС может осуществляться потоком дымовых га-
зов, образующихся при сжигании топливного газа в печке радиационно-
конвективного типа, рис. 4.7. Подогреватели газа автоматические П ГА-
100, ПГА-200 могут эксплуатироваться на открытом воздухе при его тем-
пературе от -40°С до 50°С. Автоматическое прекращение подачи топлив-
ного газа на горелку и запальник подогревателя осуществляется электро-
магнитным клапаном в случае, когда температура подогреваемого газа
превысит заданную.
Техническая характеристика подогревателей
ПГА-100 ПГА-200
Номинальная тепловая производительность, ккал/ч 90 000 200 000
Давление газа, кгс/см2: подогреваемого рабочее ... 12-75 12-75
топливного перед горелками и запальником, %.................................... 200+ 10 100± 10
Расход газа, м3/ч: подогреваемого номинальный 3 000± 150 10 000± 150
топливного 13 33
Перепад температуры на входе в подогреватель и выходе из него при номинальном расходе газа, °C 75 75
127
4.3. Газораспределительные станции
Напряжение питания от источника, В:
переменного тока...................220 ± (22-23)
постоянного тока................... 12± 1 2
Габаритные размеры, мм:
длина.............................. 2 260
ширина............................. 1 540
высота (без учета дымовой трубы)... 2 420
Масса, кг..........................3 000
Срок службы, лет...................6
220 ± (22-23)
12± 1,2
2 0^0
3 232
2 040
7 450
10
Рис. 4.7. Схема подогревателя ПГА-100'
1 — змеевик (а — радиационная часть, б — конвективная часть); 2 — горелка;
3 — свеча; 4 — регулятор давления; 5 — клапан электромагнитный; 6 — шкаф
КИПиА; 7 — блок розжига и контроля пламени (БРКП); 8 — термометр
манометрический ТКП-ЮОЭК; 9 — счетчик газа; 10 — тумблер;
11 — напоромер; 12 — терморегулятор, 13 — термометры, 14 — катушка
зажигания; 15 — контрольно-запальное устройство (КЗУ); ВН — вентиль;
К1-К6 — краны
128
5 Гидравлический режим газораспределительных сетей
5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РЕЖИМ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
5.1. Режим работы газовых приборов
Как правило, газоиспользующее оборудование потребителей под-
ключается к сетям низкого давления Колебания давления у потребите-
лей зависят от 1) величины расчетного перепада давления и степени его
использования на пути движения газа от точки питания до газоисполь-
зующей установки, 2) режима работы газоиспользующих установок, 3)
метода регулирования давления в точке питания сети
Нормальная работа газоиспользующих установок может быть
обеспечена только при ус зовии стабильного давления газа перед ними за
счет правильного подбора исходных данных для гидравлического расче-
та сети и способа регулирования начального давления
При разработке городской системы газораспределения на ста-
дии технического проекта разрабатывают распредели тельную сеть, а на
стадии рабочих чертежей — абонентские ответвления Распределитель-
ную сеть проектируют на расчетный перепад давления ДРс (1 200 Па),
а абонентские ответвления, включая внутридомовые газопроводы, - на
АРот (600 Па) (табл 2 9)
В таком случае суммарный расчетный перепад (АРр = АР + АРог)
будет использован полностью только у потребителей, присоединенных к
концевым точкам Давление газа в таком случае будет минимальным
(Р = Pmin = Рн — АРр) При нулевой нагрузке давление у потребителя
будет максимальным и равным давлению газа на выходе из ГРП
Р = р = р
П max 1 Н
129
5.2. Гидравлический режим газораспределительной сети низкого давления
Таким образом, при непосредственном присоединении газоиспользу-
ющих установок к сети максимально возможные колебания давления перед
ними будут равны расчетному перепаду давления ДД, (1800 Па).
Как сложились эти величины и каково будет номинальное давление пе-
ред газоиспользующей установкой низкого давления ?
Производительность установки зависит от давления газа перед ней.
При этом работу газового прибора можно описать уравнением
/’п = а-02, (5.1)
где а — сопротивление газоиспользующего прибора.
При номинальном давлении перед газовым прибором расход газа
будет обеспечивать наилучшее сгорание топлива с наилучшим КПД.
Р =a-Q2 . (5.2)
При изменении давления РП перед прибором расход будет изме-
няться.
Газовые приборы спроектированы и устроены таким образом, что
при максимальном расчетном расходе газа Qmax = 1,2 <2НОМ газовый прибор
будет работать без отрыва пламени с достаточным КПД.
Тогда из уравнения (5.1) следует, что максимальное давление перед
газовым прибором будет определено как
Р = a(l,2Q У
max v ’ ^-ном-
Газовые приборы должны обеспечивать устойчивое горение без за-
тухания пламени и при расходе на 20 % меньше номинального, тогда
Р = a(0,8Q У
min 4 ’ *“ном/
Исходя из этого, номинальное давление, на которое ведется расчет
газовых приборов, равно
Р Р
Р — max = mm
ном ~ 1,5 0,6
130
5. Гидравлический режим газораспределительных сетей
или
= 3000
*НОМ |
1200
0,6
= 2000 Па.
5.2. Гидравлический режим газораспределительной сети
низкого давления
Рассмотрим изменение давления газа у потребителя при изменении
расхода в сети от 0 до бтах.
Потери давления в сети можно выразить уравнением
АР = а-0175. (5.3)
При максимальном расчетном расходе в сети Q = Qmm суммарные
потери давления должны быть равны расчетному перепаду давления
ЛЛ>=а'^ах-
С учетом (5.3) можно записать
_ f Q _ х 1,75
лрр
или АР = х175-АР> (5.4)
гдех — степень использования расчетного расхода газа.
Давление газа у потребителя будет определено как разница между
начальным давлением в сети и потерями давления
Рп-Р.-^75- (5.5)
Разделив (5.5) на Р = 2 000 Па с учетом, что Р = Р = 3 000 Па,
будем иметь
^-1,5-0,9 х1'75. (5.6)
При х = 0,715 давление у потребителя равно номинальному.
131
5 3 Сезонное регулирование давления газа на выходе ГРП
Рис 5 1 Зависимость давления в сети от степени использования
расчетного расхода
Из рис. 5.1 следует, что большую долю времени газовые приборы
работают с недогрузкой и очень редко в номинальном режиме
Избежать этого можно, изменяя давление на выходе ГРП посезонно.
5.3. Сезонное регулирование давления газа на выходе ГРП
Ч гобы сократить время работы газовых приборов с перегрузкой, це-
лесообразно в весенние, летние и осенние месяцы снижать начальное
давление газа в сети.
Величина давления, на которое следует настраивать регуляторы
в данный месяц, должна определяться из условия поддержания мини-
мального давления у потребителя при максимальной нагрузке в этот ме-
сяц. Максимальную Hai рузку для каждого месяца определяют из уравне-
ния
емакс _ г. г макс i. макс
ч м Лм г н с
Q,
8760 ’
(5.7)
где - максимальная часовая нагрузка в течение месяца;
Qi - годовое потребление газа,
ки г — месячный коэффициент неравномерности,
132
5 Гидравлический режим газовых сетей
k"®KC. к™кс — максимальные коэффициенты суточной неравномер-
ности за неделю и часовой неравномерности за сутки.
Порядок определения начального давления в сети для различных
месяцев года можно принять следующий.
1. По заданным значениям коэффициентов месячной неравномер-
ности kv r вычисляют относительные максимальные нагрузки для всех
месяцев х^с, используя выражение
емакс к
л ____ 4 м — ” г
мсс /пмакс г. макс
г
2. Для полученных значений х“скс вычисляют перепады давления в
сети
ДР = ДР,.(х—
3. Определяют давление настройки регуляторов для каждого месяца
Р =Р +&Р.
и пмин
Применение рекомендуемой методики рассмотрим на примере.
Пример. Определить давление ежемесячной настройки регуляторов
для следующих значений коэффициентов месячной неравномерности
(табл. 5.1).
Минимальное давление перед потреби гелем принять /’пмин= 1 200 Па.
Решение. Расчетный перепад давления при номинальном давлении
Рном = 2 000 Па
ДР = 0,9 2 000 = 1 800 Па.
р ’
Таблица 5.1
Значения коэффициента км г
Месяц I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
1,26 1,26 1,20 1,12 0,99 0,82 0,67 0,68 0,83 0,94 1,08 1,14
133
5.3. Сезонное регулирование давления газа на выходе ГРП
Определяем максимальные перепады давления газа в сети для каж-
дого месяца: ,
макс __ с
мсс "1,26 .
ДР = 1800-(СП1-75.
Расчеты сводим в табл. 5.2.
Таблица 5.2
Значения ежемесячных перепадов давления
Месяц I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
ymokc ^мес 1 1 0,953 0,890 0,785 0,651 0,532 0,540 0,658 0,745 0,858 0,905
/ макс \1,75 \Хмес / 1 1 0,917 0,816 0,654 0,469 0,331 0,340 0,470 0,496 0,765 0,840
ДР, Па 1800 1800 1650 1468 1177 844 596 612 846 893 1377 1512
Определяем давление настройки регуляторов по формуле
Р = I 200 + ДР.
н
Расчитанные значения давлений сводим в табл.5.3.
Давления настройки регуляторов
Таблица 5.3
Месяц I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Р , Па (Р„иин=1200 Па) 3000 3000 2850 2668 2377 2044 1796 1812 2046 [2093 2577 2712
Р , Па (Р,.„и„=1800 Па) 2396 2412
Р , Па (Р =1600 Па) х л мин ' 2444 2446 2493
134
5 Гидравлический режим газовых сетей
Анализ показывает, что в июле и августе требование
Р н = 1 200 Па приводит к низкому и достаточно далекому от номи-
нального давлению. Поэтому для этих месяцев можно допустить
Р н = 1 800 Па. Тогда в достаточо широком диапазоне расходов газа
давление перед газовыми приборами будет приближено к номинально-
му (рис. 5.2).
Рис 5.2 Изменение давления при сезонном регулировании начального давления.
1 — кривая изменения давления у потребителя в январе при Рпжш = 1200 Па,
2 — изменение давления у потребителя в июле при Р = 1200 Па;
'Г г п ми11 ’
3 — изменение давления у потребителя в июле при Р = 1 800 Па
•г г Г П MUH
135
6.1 Наружные газопроводы
6. НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ.
ТРУБЫ И АРМАТУРА
6.1. Наружные газопроводы
6.1.1. Разработка схемы газораспределения
Проектирование и строительство новых, реконструкцию и развитие
действующих газораспределительных систем осуществляют в соответст-
вии со схемами газоснабжения, разработанными в составе федеральной,
межрегиональных и региональных программ газификации субъектов Рос-
сийской Федерации в целях обеспечения предусматриваемого этими
программами уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства,
промышленных и иных организаций. Газораспределительная система
должна обеспечивать подачу газа потребителям в необходимом объеме и
требуемых параметрах.
При оптимизации системы газораспределения учитываются такие
критерии, как надежность. безопасность и экономичное гь. На выбор трас-
сы влияют следующие условия: расстояние до потребителей газа; объе-
мы газопотребления объектами; наличие вдоль трассы различных соору-
жений; рельеф местности; планировка кварталов и т.п
При проект ировании наружных газопроводов минимально допу-
стимые расстояния до зданий, сооружений и соседних инженерных
коммуникаций следует принимать в соответствии с требованиями
СНиП 2.07.01-89*, а на территории промышленных предприятий -
СНиП П-89-80*. При прокладке подземных газопроводов давлением
до 0,6 МПа в стесненных условиях (когда расстояния, регламентиро-
136
6. Наружные газопроводы. Трубы и арматура
ванные нормативными документами, выполнить не представляется
возможным), на отдельных участках трассы, между зданиями и под
арками зданий, а также газопроводов давления свыше 0,6 МПа при
сближении их с отдельно стоящими подсобными строениями (здани-
ями без постоянного присутствия людей) разрешается сокращать до
50 % расстояния, указанные в СНиП 2.07.01-89* и СНиП П-89-80*.
При этом на участках сближения и на расстоянии не менее 5 м в каж-
дую сторону от этих участков следует применять:
- бесшовные или электросварные стальные трубы, проложенные в
защитном футляре, при 100 %-ном контроле физическими методами за-
водских сварных соединений;
- полиэтиленовые трубы, проложенные в защитном футляре, без свар-
ных соединений или соединенные деталями с закладными нагревателя-
ми (ЗН), или соединенные сваркой встык при 100 %-ном контроле сты-
ков физическими методами.
При прокладке газопроводов на расстояниях, соответствующих
СНиП 2.07.01, но менее 50 м от железных дорог общего пользования на
участке сближения и по 5 м в каждую сторону глубина заложения должна
быть не менее 2,0 м. Стыковые сварные соединения должны пройти
100 %-ный контроль физическими методами, при этом толщина стенки
стальных труб должна быть на 2-3 мм больше расчетной, а полиэтилено-
вые трубы должны иметь коэффициент запаса прочности не менее 2,8.
Соединения труб следует предусматривать неразъемными. Разъем-
ными могут быть соединения стальных труб с полиэтиленовыми и в мес-
тах установки арматуры, оборудования и контрольно-измерительных
приборов (КИП). Разъемные соединения полиэтиленовых труб со сталь-
ными в грунте могут предусматриваться только при условии устройства
футляра с контрольной трубкой.
Полиэтиленовые трубы, применяемые для строительства газопро-
водов, должны иметь коэффициент запаса прочности по ГОСТ Р 50838
не менее 2,5.
При проектировании распределительной системы с применением
полиэтиленовых труб следует учесть следующее:
1 . Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:
в наземном и надземном исполнении;
на территории поселений при давлении свыше 0,3 МПа;
137
6.1. Наружные газопроводы
вне территории поселений при давлении свыше 0,6 МПа;
для транспортирования газов, содержащих ароматические и хлори-
рованные углеводороды, а также жидкой фазы СУГ;
при температуре стенки газопровода в условиях эксплуатации ниже
минус 15 "С
2 . При применении труб с коэффициентом запаса прочности не менее
2,8 разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением свы-
ше 0,3 до 0,6 МПа на территориях поселений с преимущественно одно-
двухэтажной и коттеджной жилой застройки. На территории малых сель-
ских поселений разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов
давлением до 0,6 МПа с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5.
При этом глубина прокладки должна быть не менее 0,8 м от верха трубы.
Для районов города со старой планировкой, когда кварталы имеют
сплошную застройку по периметру и состоят из отдельных строений,
газопроводы прокладывают по каждому проезду и улице. Пересекаясь
между собой, они образуют кольцо. От уличных газопроводов в каждое
строение прокладывают вводы. В городских районах с новой планиров-
кой газопроводы располагают внутри кварталов.
Глубина прокладки газопровода зависит от почвенно-климатичес-
ких условий, величины динамических нагрузок. Минимальная глубина
заложения газопровода должна быть 0,8 м до верха газопровода или фут-
ляра. В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубину
заложения газопроводов допускается уменьшать до 0,6 м.
Грунт и дорожный покров защищают газопроводы от механичес-
ких повреждений и служат теплоизоляцией от резких колебаний тем-
пературы. Динамические нагрузки, возникающие на газопроводах от
интенсивного движения автотранспорта, не должны создавать в трубах
опасных напряжений. Напряжения, возникающие в грунте от движу-
щегося транспорта, рассеиваются на глубине 0,7 м при усовершенство-
ванных мостовых и 0,75...0,8 м при булыжном покрове. При прокладке
газопроводов в зоне промерзания грунтов необходимо учитывать свой-
ства грунтов. Их отрицательным свойством является пучение. Им обла-
дают пылеватые грунты, которые при замерзании за счет рыхления ле-
дяными кристаллами увеличиваются в объеме. В результате вспучива-
ния грунт поднимает газопровод, который, испытывая большие напря-
жения, может деформироваться и разорваться в стыковых соединениях.
138
6. Наружные газопроводы. Трубы и арматура
Достоинство подземной прокладки газопроводов — создание отно-
сительно постоянного температурного режима. Напряжения, возникаю-
щие в газопроводах за счет изменения температуры, находятся в прямой
зависимости от разности температуры тела трубы. Величина напряже-
ния может увеличиваться на открытых участках газопроводов. Понятно,
насколько важно уменьшение температурных изменений газопроводов
за счет правильного выбора глубины их заложения.
При заложении газопровода в грунт следует:
- для восприятия и уменьшения напряжений, возникающих под дей-
ствием температурных изменений, устанавливать на газопроводе ком-
пенсирующие устройства (компенсаторы);
- при прокладке газопроводов в зонах с повышенными динамичес-
кими нагрузками (железнодорожные и трамвайные пути, автомобиль-
ные дороги и т. д.) глубину укладки увеличивать и газопроводы заклады-
вать в специальные защитные устройства (футляры);
- сварочные работы на газопроводах проводить в самое холодное вре-
мя дня летом и в самое теплое время дня зимой;
При наличии подземных вод предусматривают мероприятия по пре-
дотвращению всплытия газопроводов, если это подтверждается расчетом.
Надземные газопроводы в зависимости от давления следует прокла-
дывать на опорах из негорючих материалов или по конструкциям зданий
и сооружений в соответствии с таблицей 3 (СНиП 42-01-2002) или по
тексту книги табл. 6.1.
Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать в
соответствии с требованиями СНиП П-89-80*.
6.1.2. Пересечения газопроводов с различными препятствиями
При проектировании пересечений газораспределительными сетями
водных препятствий, железнодорожных полотен, автодорог, оврагов и т.п.
следует учесть требования СНиП 42-01-2002 и СНиП 32-01-95.
Переходы газопроводов всех давлений через реки, каналы, овра-
ги, и т.п. могут быть подводными (дюкерными), подземными или над-
земными. При подземном пересечении газопроводы оборудованы фут-
лярами.
139
6.1. Наружные газопроводы
Таблица 6.1
Размещение надземных газопроводов Давление газа, в газопроводе. МПа, не более
1. На отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах и этажерках 1,2 (для природного газа); 1,6 (для СУГ)
2. Котельные, производственные здания с помещениями категорий В, Г и Д и здания ГНС (ГНП), общественные и бытовые здания производственного назначения, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним:
а) по стенам и кровлям зданий I и II степеней огнестойкости класса пожарной опасности СО (по СНиП 21-01) 1,2*
II степени огнестойкости класса С1 и III степени огнестойкости класса СО 0,6*
б) по стенам зданий III степени огнестойкости класса Cl, IVстепени огнестойкости класса СО 0,3*
IV степени огнестойкости классов С1 и С2 0,005
3. Жилые, административные, общественные и бытовые здания, а также встроенные, присгроенные и крышные котельные к ним
по стенам зданий всех степеней огнестойкости 0,005
в случаях размещения ШРП на наружных стенах зданий (только до ШРП) 0,3
Примечание. * Давление газа в газопроводе, прокладываемом по конструкциям зданий, не должно превышать величин, указанных в таблице 2.10, для соответствующих потребителей.
Пример оборудования пересечения газопровода с каналом тепло-
трассы представлен на рисунке 6.1.
В местах пересечения подземными газопроводами каналов комму
никативных коллекторов, каналов различного назначения с проходом
над или под пересекаемым сооружением следует предусмотреть прокладку
газопровода в футляре, выходящем на 2 м в стороны от наружных стенок
140
6. Наружные газопроводы. Трубы и арматура
пересекаемых сооружений, а также проверку неразрушающими метода-
ми контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и по 5 м в сто-
роны от наружных стенок пересекаемых сооружений.
Рис 6.1. Пересечение газопровода с каналом теплотрассы:
1 -- газопровод, 2 — футляр, 3 — контрольная трубка, 4 — ковер,
5 — подушка под ковер, 6 — трубы теплотрассы, 7 — канал теплотрассы,
8 — перекрытие теплотрассы
а)
Рис. 6.2. Контрольная трубка с футляром:
а) — устройство конца футляра: 1 — битумная эмаль. 2 — промасленная пенька,
3 — опора, 4 — ковер, 5 — подушка под ковер, 6 — контрольная трубка;
б) — контрольная трубка
141
6 2 Трубы и их соединения
Газопроводы должны иметь отключающие устройства, устанавлива-
емые на расстоянии не более I 000 м от места пересечения. Причем если
газопровод кольцевой, то отключающие устройства ставят с обеих сто-
рон; если тупиковый, то со стороны входа газа. На газопроводах внутри
футляра должно быть минимальное количество сварных соединений,
которые проверяют физическими методами контроля. Участок газопро-
вода покрывают весьма усиленной изоляцией и укладывают на центри-
рующих диэлектрических прокладках. В конце футляра устанавливают
контрольную трубку (рис. 6.2), с ее помощью можно обнаружить нали-
чие газа в футляре. Нижняя часть трубки приваривается к футляру, а про-
странство между футляром и газопроводом засыпается мелким гравием
или слоем щебня. Конец трубки выводится под ковер и заканчивается
пробкой.
6.2. Трубы и их соединения
Для строительства газораспределительных систем должны приме-
няться материалы, изделия, газоиспользующее и газовое оборудование
по действующим стандартам и другим нормативным документам на их
поставку, сроки службы, характеристики, свойства и назначение (облас-
ти применения) которых, установленные этими документами, соответ-
ствуют условиям их эксплуатации.
Пригодность для применения в строительстве систем газораспреде-
ления новых материалов, изделий, газоиспользующего и газового обору-
дования, в том числе зарубежного производства, при отсутствии норма-
тивных документов на них должна быть подтверждена в установленном
порядке техническим свидетельством Госстроя России.
Для подземных газопроводов следует применять стальные трубы Для
наземных и надземных газопроводов следует также применять стальные
трубы. Для внутренних газопроводов низкого давления разрешается при-
менять стальные трубы и медные трубы. Стальные бесшовные, сварные
(прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительные детали для
газораспределительных систем должны быть изготовлены из стали, со-
держащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.
Выбор материала труб, трубопроводной запорной арматуры, соеди-
нительных деталей, сварочных материалов, крепежных элементов и дру-
142
6 Наружные газопроводы. Трубы и арматура
гих следует производить с учетом давления газа, диаметра и толщины
стенки газопровода, расчетной температуры наружного воздуха в районе
строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых
и природных условий, наличия вибрационных нагрузок. Внутренние
диаметры газопроводов должны определяться расчетом из условия обес-
печения газоснабжения всех потребителей в часы максимального потреб-
ления газа.
Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежнос-
ти по ответственности, нормативные и расчетные значения нагрузок и
воздействий и их сочетания, а также нормативные и расчетные значения
характеристик материалов следует принимать в расчетах с учетом требо-
ваний ГОСТ 27751 и СНиП 2.01.07.
Полиэтиленовые трубы, применяемые для строительства газопро-
водов, должны иметь коэффициент запаса прочности ГОСТР Р 50838 не
менее 2,5.
Трубы из полиэтилена относят к 4-му классу опасности по
ГОСТ 12.1.005 и к группе “горючие” по ГОСТ 12.1.044 (температура вос-
пламенения 265 °C).
Размеры труб характеризуются внутренним и наружным диаметра-
ми, толщиной стенки, длиной и условным проходом. Под условным про-
ходом Z>y понимают номинальный наружный диаметр трубы. Этой вели-
чиной пользуются при подборе арматуры, фасонных частей и соответст-
вующих расчетах.
Для подземных газопроводов применяют трубы с минимальным ус-
ловным диаметром 50 мм и толщиной стенки 3 мм.
Изготовленные на заводах трубы имеют сертификаты (паспорта), в
которых указываются: номинальный размер труб, ГОСТ, по которому
изготовлены трубы, марка стали, результаты гидравлических и механиче-
ских испытаний, номер партии труб, отметка ОТК завода о соответствии
труб ГОСТу
Стальные трубы для подземных газопроводов защищают противо-
коррозионной изоляцией.
Величина ударной вязкости металла труб и соединительных деталей
с толщиной стеки 5 мм и более должна быть не ниже 30 Дж/см2 для газо-
проводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой ниже
минус 40 °C, а также независимо от района строительства для газопрово-
143
6.2. Трубы и их соединения
дов с давлением свыше 0,6 МПа и D>620 мм; подземных, прокладыва-
емых в районах сейсмичностью свыше 6 баллов; испытывающих виб-
рационные нагрузки; подземных, прокладываемых в особых грунто-
вых условиях (кроме слабопучинистых, слабонабухающих, просадоч-
ных I типа); на переходах через естественные преграды и в местах пе-
ресечений с железными дорогами общей сети и автодорогами
I-III категорий.
Для сооружения подземных газопроводов могут также применяться
неметаллические трубы.
Эксплуатация газопроводов из асбестоцементных труб выявила их
недостатки, связанные с газопроницаемостью стенок и повышенной хруп-
костью, поэтому асбестоцементные трубы не получили широкого рас-
пространения.
В настоящее время широкое применение нашли полиэтиленовые
трубы. Неметаллические трубы начали применять около 35 лет назад,
сначала на экспериментальных газопроводах. Общая протяженность та-
ких газопроводов по стране к концу 1985 г. не превышала 500 км. Несмо-
тря на незначительную протяженность неметаллических, и в частности
полиэтиленовых, газопроводов, опыт их применения позволил сделать
инженерную оценку по широкому кругу вопросов, связанных с их внед-
рением. Внедрение полиэтиленовых труб в строительство систем газо-
снабжения сопровождалось проведением научных исследований по проч-
ностным характеристикам труб, влиянию на эти свойства кристаллично-
сти материала.
Внедрение полиэтиленовых труб — одно из актуальных направле-
ний повышения эффективности капитального строительства за счет сни-
жения его материале- и трудоемкости. Из 1 т металлических труб диаме-
тром 100 мм можно проложить трубопровод длиной до 80 м, а из 1 т
полиэтиленовых труб наружным диаметром 110 мм можно смонтировать
трубопровод длиной более 1 км. Замена металлических труб в системах
газораспределительных сетей позволит экономить 5...7 т металлических
труб на 1 т пластмассовых.
Полиэтиленовые газопроводы обладают рядом положительных ка-
честв:
-увеличение срока службы при правильной эксплуатации (на 10 лет
больше, чем у стальных):
144
6. Наружные газопроводы. Трубы и арматура
- коррозионной стойкостью почти во всех кислотах (кроме органи-
ческих) и щелочах, что делает их почти незаменимыми в условиях живот-
новодческих предприятий;
- отсутствием необходимости в изоляции и электрохимической за-
щите; стойкостью против биокоррозии;
- повышенной пропускной способностью на 10-15 % благодаря глад-
кой внутренней поверхности;
- снижение трудозатрат при сварочно-монтажных работах.
Вместе с тем необходимо учитывать и особенности полиэтиленовых
газопроводов, связанные со спецификой материала. Прочность поли-
этиленовых конструкций при статических и динамических нагрузках
ниже, чем прочность конструкций из углеродистых сталей. Предел дли-
тельной прочности при одноосном растяжении полиэтилена низкой и
высокой прочности как правило не превышает 10 МПа, в то время как
предел прочности сталей на порядок выше. Полиэтиленовые газопрово-
ды могут работать в относительно небольшом интервале температур.
Полиэтиленовые трубы со временем стареют. Этот процесс ус-
коряется под воздействием света, повышенных температур, напря-
жений и поверхностно-активных сред. Срок службы полиэтилено-
вых груб около 50 лет. Для строительства распределительных газо-
проводов применяют трубы, изготовленные из полиэтилена низкого
давления (ПНД).
В настоящее время трубы для газопроводов выпускают
из полиэтилена ПЭ 80 Б 275 по ГОСТ Р 50838 в соответствии с
ТУ 2243-046-00203521-98.
С внедрением полиэтиленовых труб появились новые термины и
определения, такие как:
- стандартное размерное отношение SDR - отношение номиналь-
ного наружного диаметра трубы d к номинальной толщине стенки 8 (SDR
11 SDR 17,6). Стандартный ряд наружных диаметров в соответствии с
ГОСТ Р 50838 или табл. 6.2;
- минимальная длительная прочность MRS в МПа: Напряжение,
определяющее свойство полиэтилена марок, применимых для изготов-
ления труб, полученное путем экстраполяции на срок службы 50 лет при
температуре 20 °C данных испытаний труб на стойкость к внутреннему
145
6.2. Трубы и их соединения
Таблица 6.2
Наружный диаметр (мм) SDR Овальность труб, не более, мм
17,6 | 11
Толщина стенки, мм в отрез- ках в бухтах, катушках для SDR
Номин. Пред. откл. Номин. Пред, откл. Номин. Пред. ОТКЛ. 17,6 и
20 +0,3 - - 3,0 +0,4 0,5 - 1,2
25 +0,3 - - 3,0 +0,4 0,6 - 1,5
32 +0,3 - - 3,0 +0,4 0,8 - 2,0
40 +0,4 - 3,7 +0,5 1,0 - 2,4
50 +0,4 - - 4,6 +0,6 1,2 - 3,0
63 +0,4 - - 5,8 +0,7 1,5 - 3,8
75 +0,5 4,3 +0,6 6,8 +0,8 1,6 11,3 4,5
90 +0,6 5,2 +0,7 8,2 + 1,0 1,8 13,5 5,4
110 +0,7 6,3 +0,8 10,0 + 1,1 2,2 16,5 6,6
125 +0,8 7,1 +0,9 И,4 + 1,3 2,5 18,8 7,5
140 160 +0,9 + 1,0 8,0 9,1 +0,9 +1,1 12,7 14,6 + 1,4 + 1,6 2,8 3,2 21,0 24,0 8,4 9,6
180 + 1,1 10,3 + 1,2 16,4 + 1,8 3,6 27,0 10,8
200 + 1,2 11,4 +1,3 18,2 +2,0 4,0 - -
225 + 1,4 12,8 +1,4 20,5 +2,2 4,5 -
гидростатическому давлению с нижним доверительным интервалом
97,5 % и округленное до ближайшего нижнего значения ряда К10
по ГОСТ 8032;
- коэффициент запаса прочности С выбирают при проектировании
газораспределительных трубопроводов из ряда R20 по ГОСТ 8032 с уче-
том условий эксплуатации в соответствии с табл. 6.3 (ГОСТ Р 50838-95);
- максимальное рабочее давление МОР в мегапаскалях: Максималь-
ное давление газа в трубопроводе, допускаемое для постоянной эксплуа-
тации рассчитывают по формуле:
146
6. Наружные газопроводы. Трубы и арматура
МОР =
2 MRS
C(SDR-\},
где MRS— минимальная длительная прочность, МПа;
С — коэффициент запаса прочности.
Таблица 6.3
Коэффициент запаса прочности С Максимальное рабочее давление МОР, 105 Па (бар) при использовании труб из
ПЭ 80 (MRS 8,0) ПЭ 100 (MRS 10,0)
SDR 17,6 SDRH SDR 17,6 SDRH
2,00* - - - -
2,50 3,9 6,4 4,8 8,0
2,80 3,4 5,7 4,3 7,1
3,15 3,1 5,1 3,8 6,3
3,95 2,5 4,1 3,0 5,0
* Только для межпоселковых газопроводов
Условное обозначение труб состоит из слова “труба”, сокращенного
наименования материала (ПЭ 80, ПЭ 100, где цифры обозначают десяти-
кратное значение MRS), слова “ГАЗ”, стандартного размерного отноше-
ния SDR, тире, номинального диаметра, толщины стенки трубы и обо-
значения настоящего стандарта.
Примеры условного обозначения трубы из полиэтилена SDRH но-
минальным диаметром 110 мм с предельным отклонением +0,7 мм и
номинальной толщиной стенки 10 мм:
Труба ГАЗ SDRH - 110x10 ГОСТ Р 50838-95
Трубы изготовляют из полиэтилена минимальной длительной проч-
ностью MRS 8,0 МПа (ПЭ 80) и MRS 10,0 МПа (ПЭ 100) в соответствии
с технологической документацией, утвержденной в установленном по-
рядке. При этом трубы должны соответствовать характеристикам, ука-
занным в табл. 6.4.
Полиэтиленовые трубы для строительства газопроводов применя-
ются в зависимости от давления и состава газа с учетом некоторых требо-
ваний, указанных в СНиП 42-01-2002 и других нормативных документах
на которые данные СНиП делает ссылки.
147
6.2. Трубы и их соединения
Таблица 6.
Наименование пока- зателя Значение показателя для труб из Метод испытания
ПЭ 80 | ПЭ 100
1. Внешний ввд по- верхности Трубы должны иметь гладкие на- ружную и внутреннюю поверхно- сти. Допускаются незначительные продольные полосы и волнистость, не выводящие толщину стенки трубы за пределы допускаемых отклонений. На наружной, внут- ренней и торцовой поверхностях труб не допускаются пузыри, тре- щины, раковины, посторонние включения. Цвет труб — желтый или черный с желтыми продольными маркиро- вочными полосами в количестве не менее трех, равномерно распреде- ленными по окружности трубы. Допускается по согласованию с потребителем изготовление труб без желтых полос. Внешний вид поверхности труб и торцов должен соответствовать контрольному образцу по прило- жению Е По 8.3 ГОСТ Р 50838-95
2. Относительное удлинение при раз- рыве, %, не менее 350 350 По ГОСТ 11262 и по 8.5 ГОСТ Р 50838-95
3. Изменение дайны труб после прогрева, %, не более 3 3 По ГОСТ 27078 и по 8.6 ГОСТ Р 50838-95
4. Стойкость при постоянном внут- реннем давлении при 20 °C, ч, не ме- нее При начальном напряжении в стенке трубы 10,0 МПа 100 При начальном напряжении в стенке трубы 5,5 МПа 100 По ГОСТ 27078 и по 8.7 ГОСТ Р 50838-95
148
6 Наружные газопроводы Трубы и арматура
Окончание табл. 6 4
Наименование пока- зателя Значение показателя для труб из Метод испытания
ПЭ 80 ПЭ 100
5 Стойкость при постоянном внут- реннем давлении при 80 °C, ч, не менее При начальном напряжении в стенке трубы 4,6 МПа 165 При начальном напряжении в стенке трубы 5,5 МПа 165 По ГОСТ 27078 и по 8 7 ГОСТ Р 50838-95
6 Стойкость при постоянном внут- реннем давлении при 80 °C, ч, не менее При начальном напряжении в стенке трубы 4,0 МПа 1000 При начальном напряжении в стенке трубы 5,0 МПа 1000 По ГОСТ 27078 и по 8 7 ГОСТ Р 50838-95
7 Стойкость к газо- вым составляющим при 80 °C и началь- ном напряжении в стенке трубы 2 МПа, ч, не менее 20 20 По ГОСТ 27078 и по 8 8 ГОСТ Р 50838-95
8 Термостабиль- ность труб при 200 °C, мин, не менее 20 20 По 8 9
9 Стойкость к быст- рому распростране- нию трещин при 0 °C для труб номи- нальной толщиной стенки ботее 5 мм или при максималь- ном рабочем давле- нии трубопровода более 0,4 МПа для всех диаметров, кри- тическое давление, МПа, не менее МОР/2,4-0,072 МОР/2,4-0,072 По 8 10
10 Стойкость к мед- ленному распро- странению трещин при 80 °C для труб номинальной тол- щиной стенки более 5 мм, ч, не менее При начальном напряжении в стенке трубы 4,0 МПа 165 При начальном напряжении в стенке трубы 4,6 МПа 165 По ГОСТ 24157 и по 811 ГОСТ Р 50838-95
149
6.3. Газовая арматура и оборудование
Трубы должны быть длинномерные в бухтах, катушках или на бара-
банах; если будут применяться трубы мерной длины, то соединение труб
должно выполняться муфтами с закладными нагревателями с проверкой
всех соединений физическими методами контроля.
Трубы из полиэтилена не относят к категории опасных грузов в соот-
ветствии с ГОСТ 19433 и транспортируют любым видом транспорта в
соответствии с правилами перевозки грузов, действующими на данном
виде транспорта, хранят по ГОСТ 15150, гарантийный срок хранения -
два года со дня изготовления.
Соединение труб. Основной способ соединения стальных труб при
сооружении газопроводов — сварка, обеспечивающая прочность, плот-
ность, надежность и безопасность эксплуатации газопроводов.
При этом применяют только такие методы сварки, которые обеспе-
чивают надежную плотность сварного соединения; предел прочности
сварного соединения не менее нижнего предела прочности металла труб;
угол загиба не менее 120° при всех видах электродуговой сварки и не ме-
нее 100° при газовой и контактной сварке.
Для сооружения распределительных и внутриобъектовых газопро-
водов наибольшее распространение получила ручная электродуговая и
газовая сварка.
Газовая сварка применяется при сварке труб диаметром до 50 мм и
толщиной стенок не более 5 мм и осуществляется за счет тепла, выделя-
ющегося при сгорании ацетиленово-кислородной смеси.
Помимо сварных соединений на газопроводах применяют разъем-
ные соединения, которые используют в местах установки отключающих
устройств, компенсаторов, регуляторов давления, контрольно-измери-
тельных приборов и другой арматуры.
К соединительным частям и деталям газопроводов и газового обору-
дования относят отводы, тройники, переходы, фланцы, заглушки, муф-
ты, контргайки, стоны и др.
Изолирующие фланцы устанавливают на газопроводах для предот-
вращения движения блуждающих токов из одной части трубопровода в
другую. Во фланцевом соединении, состоящем из свободных фланцев на
приварных кольцах, устанавливают диэлектрические прокладки из па-
ронита, текстолита, клингерита и др. Между приварными кольцами по-
мещают текстолит, а для изоляции болтов используют изолирующие гиль-
зы и шайбы.
150
6. Наружные газопроводы. Трубы и арматура
Для соединения полиэтиленовых труб применяют контактную свар-
ку встык или враструб. Соединяемые поверхности нагревают до 200°С,
после чего концы труб сближают и осаживают под давлением.
Рекомендуемые способы сварки труб в зависимости от их наружного
диаметра указаны в табл. 6.5. Соединительные детали, используемые при
сварке, должны соответствовать нормативным документам, утвержден-
ным в установленном порядке.
Для разъемных соединений полиэтиленовых труб, а также для их
соединения с металлическими газопроводами используют фланцы.
Таблица 6.5
Номинальный наружный диаметр d, мм Тип материала Способ сварки
20-225 ПЭ 80 ПЭ 100 С помощью соединительных деталей с закладными нагревателями
20-100 ПЭ 80 Нагретым инструментом враструб
63-225 ПЭ 80 ПЭ 100 Нагретым инструментом встык
6.3. Газовая арматура и оборудование
Газовой арматурой называют различные приспособления и устройства,
монтируемые на газопроводах, аппаратах и приборах, с помощью которых
осуществляются включение, отключение, изменение количества, давления
или направления газового потока, а также удаление газа.
Требования к выбору газовой арматуры. При выборе газовой армату-
ры необходимо учитывать следующие свойства металлов и сплавов:
- природный газ не воздействует на черные металлы, поэтому газо-
вая арматура может быть изготовлена из стали и чугуна;
- из-за более низких механических свойств чугунной арматуры она
может применятьсяЪри давлениях не более 1,6 МПа;
- при выборе чугунной арматуры необходимо создать такие условия,
чтобы ее фланцы не работали на изгиб;
151
6 3 Газовая арматура и оборудование_ ___________________________
- при существующих допустимых нормах содержания сероводорода
в газе (2 г на каждые 100 м1) последний практически не воздействует на
медные сплавы, поэтому арматура для внутридомового газового оборудо-
вания может бьп ь из медных сплавов.
Классификация газовой арматуры. По назначению существующие
виды газовой арматуры подразделяются:
- на запорную — для периодических герметичных отключений от-
дельных участков газопровода, аппаратуры и приборов;
- предохранительную — для предупреждения возможности повыше-
ния давления газа сверх установленных пределов;
- арматуру обратного действия — для предотвращения движения газа
в обратном направлении;
- аварийную и отсечную — для автоматического прекращения дви-
жения газа к аварийному участку при нарушении заданного режима.
Вся арматура, применяемая в газовом хозяйстве, стандартизирована.
По принятому условному обозначению шифр каждого изделия армату-
ры состоит из четырех частей.
На первом месте стоит номер, обозначающий вид арматуры (табл. 6.6).
На втором — условное обозначение материала, из которого изготовлен
корпус арматуры (табл. 6.7). На третьем — указывается порядковый но-
мер изделия. На четвертом месте — условное обозначение материала уп-
лотнительных колец: Б — бронза или латунь; нж — нержавеющая сталь;
р - резина; э - эбонит; бт - баббит; бк - в корпусе и на затворе нет
специальных уплотнительных колец.
Например, обозначение крана типа 11Б10бк можно расшифровать
так: 11 - вид арматуры (кран), Б - материал корпуса (латунь), 10 - поряд-
ковый номер изделия, бк — тип уплотнения (без колец).
Большинство видов арматуры состоит из запорного или дроссельного
устройства. Эти устройства представляют собой закрытый крышкой кор-
пус, внутри которого перемещается затвор. Перемещение затвора внутри
корпуса относительно его седел изменяет площадь прохода газа, что со-
провождается изменением гидравлического сопротивления.
Запорная арматура. К запорной арматуре относятся различные уст-
ройства, предназначенные для герметичного отключения отдельных уча-
стков газопровода. Они должны обеспечивать герметичность отключе-
ния, быстроту открытия и закрытия, удобство в обслуживании и малое
гидравлическое сопротивление.
152
6. Наружные газопроводы. Трубы и арматура
Таблица 6.6
Условные обозначения видов арматуры
Виды арматуры Обозначение вида Виды арматуры Обозначение вида
Краны пробно-пропускные Краны для газопроводов Запорные устройства указателей уровня Вентили запорные Клапаны обратные подъемные Клапаны предохранительные 10 11 12 14и 15 16 17 Клапаны обратные поворотные Клапаны запорные и отсечные Клапаны регулирующие Задвижки Затворы 19 22 25 30 и 31 32
Таблица 6.7
Условные обозначения материалов корпуса
Материалы корпуса Обозначение материала Материалы корпуса Обозначение материала
Сталь углеродистая с Латунь и бронза Б
Сталь кислостойкая и Винипласт вп
нержавеющая нж Сталь легированная лс
Чугун серый ч Алюминий а
Чугун ковкий кч
При проектировании стальных и полиэтиленовых газопроводов важ-
ное значение имеет правильный выбор соответствующей арматуры.
В качестве запорной арматуры на газопроводах применяются задвижки,
краны, вентили, гидравлические затворы.
Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа и
паровой фазы СУГ давлением до 0,005 МПа рекомендуется оснащать
кранами конусными натяжными. На наружных и внутренних газопрово-
дах природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ
давлением до 0,6 МПа рекомендуется применять краны конусные саль-
никовые, краны шаровые, задвижки и вентили.
На подземных газопроводах низкого давления, кроме прокладывае-
мых в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на подрабатываемых и
153
6.3. Газовая арматура и оборудование
карстовых территориях в качестве запорных устройств допускается при-
менять гидрозатворы.
За температуру эксплуатации запорной арматуры принимается тем-
пература, до которой может охладиться газопровод при температуре на-
ружного воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92
по СНиП 23-01-99*
Запорная арматура из чугуна может применяться при температуре
эксплуатации не ниже минус 35 °C, из углеродной стали — не ниже ми-
нус 40 °C, а из легированных сталей и сплавов на основе меди без ограни-
чения по температуре.
Наиболее распространенным видом запорной арматуры являются
задвижки (рис. 6.3), в которых поток газа или полное его прекращение
регулируют изменением положения затвора вдоль уплотняющих поверх-
ностей. Это достигается вращением шпинделя. Шпиндель может быть
выдвижным или невыдвижным. Невыдвижной шпиндель при вращении
маховика помещается вокруг своей оси вместе с маховиком.
В зависимости от того, в какую сторону вращается маховик, нарезная
втулка затвора перемещается по резьбе на нижней части шпинделя вниз
или вверх и соответственно опускает или поднимает затвор задвижки.
Задвижки с выдвижным шпинделем обеспечивают перемещение шпин-
деля и связанного с ним затвора путем вращения резьбовой втулки, за-
крепленной в центре маховика.
Для газопроводов с давлением до 0,6 МПа используют задвижки из
серого чугуна, а для газопроводов с давлением более 0,6 МПа — из стали.
Затворы задвижек могут быть параллельными и клиновыми.
У параллельных уплотнительные поверхности расположены параллельно,
между ними находится распорный клин: при закрытии задвижки клин
упирается в дно задвижки и раздвигает диски, которые своими уплотни-
тельными поверхностями создают необходимую плотность. В клиновых
затворах боковые поверхности затвора расположены не параллельно, а на-
клонно. Причем эти задвижки могут быть со сплошным затвором и затво-
ром, состоящим из двух дисков. На подземных газопроводах целесообраз-
но устанавливать параллельные задвижки.
Однако задвижки не всегда обеспечивают герметичность отключе-
ния, так как часто уплотнительные поверхности и дно задвижки загряз-
няются. Кроме того, при эксплуатации задвижек с не полностью откры-
тым затвором диски истираются и приходят в негодность.
154
6 Наружные газопроводы Трубы и арматура
Рис 6 3 Задвижки
а — параллельная с выдвижным шпинделем I — корпус, 2 — запорные диски,
3 — клин, 4 — шпиндель, 5 — сальниковая набивка, 6 — маховик,
7 — уплотняющие поверхности корпуса, б — клиновая с невыдвижным шпинделем:
1 — клин, 2 — крышка, 3 — втулка, 4 — гайка, 5 — маховик,
б — сальник, 7 — буртик, 8 — шпиндель
На подземных газопроводах задвижки монтируют в специальных
колодцах из сборного железобетона или красного кирпича.
Перекрытие колодца должно быть съемным для удобства его разбор-
ки при производстве ремонтных работ.
В местах пересечения газопроводами стенок колодца устанавливают
футляры, которые для плотности заделывают битумом. Колодцы долж-
ны быть водонепроницаемыми.
Удобнее обслуживать краны (рис 6 4) с принудительной смазкой.
Герметизация в кране достигается за счет введения между уплотняющи-
ми поверхностями специальной консистентной смазки под давлением.
Заправленная в пустотелый канал верхней части пробки смазка завинчи-
ванием болта 1 нагнетается по каналам 4 в зазор между корпусом и проб-
кой Пробка несколько приподнимается вверх, увеличивая зазор и обес-
155
6 3 Газовая арматура и оборудование
печивая легкость поворота Шариковый клапан 2 и латунная прокладка 3
предотвращают выдавливание смазки и проникновение газа наружу
Помимо кранов со смазкой применяют простые поворотные краны,
которые подразделяются на натяжные, сальниковые и самоуплотняю-
щиеся Эти краны устанавливают на надземных и внутриобъектовых га-
зопроводах и вспомогательных линиях (импульсные и продувочные га-
зопроводы, головки конденсатосборников, вводы)
В натяжных кранах взаимное прижатие уплотнительных поверхнос-
тей пробки и корпуса достигается навинчиванием натяжной гайки на
резьбовой конец пробки, снабженный шайбой
Гидравлические затворы (рис 6 5 ) являются простым и плотным
запорным устройством для подземных газопроводов низкого давления
Рис 6 4 Чугунный кран со смазкой под давлением
1 — болт, 2 — шариковый клапан 3 - прокладка, 4 — каналы,
5 — основание пробки
156
6 Наружные газопроводы Трубы и арматура
Преимущества гидрозатвора отсутствие необходимости в сооружении
колодца, надежность и плотность отключения, возможность использо-
вания в качестве сборников конденсата
Как видно из рис 6 5, через верхнюю часть горшка проходит трубка
диаметром 25 мм, нижняя часть трубки скошена для увеличения ее пло-
щади и предотвращения засорения В гидравлических затворах высота
столба воды должна быть на 200 мм больше, чем максимальное рабочее
давление газа
Для отключения подачи газа пробку на стояке отвертывают и зали-
вают в затвор воду или другую жидкость, уровень которой зависи г от дав-
ления газа Уровень воды в гидравлическом затворе замеряют металличе-
ским прутиком, опущенным через трубку Для возобновления подачи
газа жидкость из гидрозатвора удаляют ручным насосом или приводным
насосом
Рис 6 5 Гидравлические затворы
1 — корпус, 2 — трубка, 3 — подушка под ковер железобетонная, 4 — муфта,
5 — пробка, 6 — прокладка, 7 — продувочный патрубок, 8 — кожух,
9 — внутренняя трубка, 10 — газопровод, 11- электрод заземления
157
6.3. Газовая арматура и оборудование
В гидрозатворе усовершенствованной конструкции установлена до-
полнительная продувочная трубка диаметром 40 мм, к которой прива-
рен отвод диаметром 20 мм. Трубка для откачки воды проходит через
продувочный стояк. Трубку выводят под ковер и закрывают дюймовой
пробкой. Подключение плечей гидрозатвора на разных уровнях обеспе-
чивает одновременное отключение газопровода и продувку газа. В этом
случае достаточно залить водой только нижнюю часть горшка и вывер-
нуть пробку для продувки газа.
На газопроводах часто применяют шаровые краны, которые имеют
все преимущества кранов с коническими пробками. Их конструкция ис-
ключает возможность заедания шара-пробки в гнезде корпуса. Уплотни-
тельный контакт сохраняется по окружности вокруг прохода в случаях
неизбежной технологической разности углов корпуса и пробки за счет
разности давлений. Пробка и корпус крана благодаря сферической фор-
ме имеют меньшие габаритные размеры и массу, а также большую проч-
ность и жесткость. Шаровые краны менее чувствительны к неточностям
изготовления и обеспечивают лучшую герметичность. Изготовление их
менее трудоемко.
Конструкция шарового крана с ручным приводом типа КЩ приве-
дена на рис. 6.6. Такой кран размещается в корпусе 1 и имеет поворотный
затвор 2, уплотняемый двумя седлами 3. Поворот затвора осуществляет-
ся с помощью шпинделя 4. Шпиндель уплотняется резиновыми кольца-
ми 7 и 8. Поворот шпинделя 4 с затвором 2 осуществляется рукояткой 6.
Корпус 1 с обеих сторон закрывается фланцами 5 и 11, уплотняемыми
резиновыми кольцами 9. Соединение фланцев с корпусом обеспечива-
ется болтами 10. Уплотнения крана обеспечиваются уплотнительными
кольцами, изготовленными из фторопласта-4, полиэтилена, капрона и др.
Усилие на уплотняющих кольцах создается действием давления сре-
ды на пробку крана. Наибольшее распространение имеет шаровой кран с
плавающей пробкой. Давление в нем может создаваться вследствие раз-
ности давлений до и после затвора, а также с помощью затяжки крышки
натяжными болтами.
Выпускают также краны с плавающими кольцами. В них давление
на уплотнительные кольца частично воспринимается подшипниками.
Конденсатосборники. Опыт эксплуатации подземных газопроводов
показывает, что в них часто обнаруживаются вода и конденсат.
158
6 Наружные газопроводы Трубы и арматура
Рис 6 6. Шаровой кран с ручным приводом для трубопроводов
небольших диаметров
В составе конденсата преобладает вода, которая выделяется из влажных
газов при понижении их температуры Помимо воды из газа конденсиру-
ются тяжелые углеводороды Иногда в газопроводах обнаруживается вода,
оставшаяся в них при производстве строительных работ Для сбора и уда-
ления конденсата и воды в низких точках газопроводов сооружаются кон-
денсатосборники (рис 6 7/
В зависимости от влажности транспортируемого газа они могут быть
большей емкости — для влажного газа и меньшей — для сухого газа
В зависимости от величины давления газа они разделяются на конденса-
тосборники низкого, среднего и высокого давления
Конденсатосборник низкого давления представляет собой емкость,
снабженную дюймовой трубкой Как и у гидрозатвора, эта трубка выведе-
на под ковер и заканчивается муфтой и пробкой Через трубку удаляют
конденсат, продувают газопровод и замеряют давление газа
Эксплуатация конденсатосборников низкого давления и гидравли-
ческих затворов в условиях низких температур представляет определен-
ные трудности
Конденсатосборники среднего и высокого давления по конструк-
ции несколько отличаются от конденсатосборников низкого давления
159
6 3 Газовая арматура и оборудование
Рис б 7 Конденсатосборники
а — высокого давления, б — низкого давления, 1 — кожух, 2 — внутренняя трубка,
3 — контакт, 4 — контргайка, 5 — кран, 6 — ковер, 7 — пробка, 8 — подушка под
ковер железобетонная, 9 — электрод заземления, 10 — корпус
конденсатосборника, 11 — газопровод, 12 — прокладка, 13 — муфта, 14 — стояк
В них имеется дополнительная защитная трубка, а также кран на внут-
реннем стояке. Отверстие в верхней части стояка служит дня выравнива-
ния давления газа в стояке и футляре. Если бы отверстия не было, то
конденсат под давлением газа постоянно заполнял бы стояк, что при
пониженных л емпературах вызывает замерзание конденсата и разрыв сто-
яков.
Под действием давления газа происходит автоматическая откачка
конденсата.
При закрытом кране газ оказывает противодействие на конденсат,
который под действием своей массы опускается вниз При открывании
крана противодействие прекращается и конденсат выходит на поверх-
160
6 Наружные газопроводы Трубы и арматура
ность. Чем больше давление газа, тем быстрее и лучше будет опорож-
няться конденсатосборник.
Компенсаторы. Газопровод длиной в 1 км при нагревании на i °C уд-
линяется в среднем на 12 мм. Под действием температурных напряжений
возникают усилия, которые могут привести ксжатию или растяжению га-
зопроводов. Если газопровод не имеет возможности свободно изменять
свою длину, то в стенках газопровода возникнут дополнительные напря-
жения. В процессе эксплуатации наземных газопроводов величина изме-
нения температуры может достигать нескольких десятков градусов, что
вызывает напряжения в несколько десятков М Па. Поэтому для предотвра-
щения разрушения газопроводов от температурных усилий необходимо
Рис 6.8. Линзовый компенсатор:
1 — патрубок, 2 — фланец, 3 — рубашка, 4-5 — ребро, 6 — лапа,
7 — гайка, 8 — тяга
обеспечить его свободное перемещение. Устройствами, обеспечивающи-
ми свободное перемещение труб, являются компенсаторы — линзовые,
лиро- и П-образные Наподземных газопроводах наибольшее распростра-
нение получили линзовые компенсаторы (рис. 6.8).
Компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою
длину в зависимости от температуры газопровода и предохраняет его от
деформаций.
161
6.4. Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию
Линзовые компенсаторы изготовляют сваркой из штампованных
полулинз. Для уменьшения гидравлических сопротивлений и предот-
вращения засорения внутри компенсатора устанавливают направляющий
патрубок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора со сто-
роны входа газа. Нижняя часть линз через отверстия в направляющем
патрубке заливается би гумом для предупреждения скопления и замерза-
ния в них воды. При монтаже компенсатора в зимнее время его необхо-
димо немного растянуть, в летнее - сжать стяжными тягами. После мон-
тажа тяги надо снять.
Компенсаторы при установке их рядом с задвижками или другими
видами запорных и регулирующих устройств обеспечивают возможность
свободного демонтажа фланцевой арматуры и замены прокладок.
Компенсаторы при наличии чугунной арматуры необходимо уста-
навливать в колодцах и на газопроводах, проложенных по мостам и эста-
кадам.
Лиро- и П-образные компенсаторы устанавливают в малогабарит-
ных колодцах и наружных газопроводах.
Большим достоинством обладают резинотканевые компенсаторы
(рис. 6.9).
Рис. 6.9. Резинотканевый компенсатор
Они способны воспринимать деформации не только в продольном,
но и в поперечном направлениях. Это позволяет использовать их для
газопроводов, прокладываемых на территориях горных выработок, и в
районах с явлениями сейсмичности.
162
6. Наружные газопроводы. Трубы и арматура
6.4. Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию
Приемка заказчиком законченного строительством объекта систе-
мы газораспределения, сооруженного в соответствии с проектом и требо-
ваниями СНиП 3.01.01 и СНиП 42-01-2002, должна производиться при-
емочной комиссией. В состав приемочной комиссии включают предста-
вителей: заказчика (председатель комиссии), проектной и эксплуатаци-
онной организации (предприятия газового хозяйства или газовой служ-
бы предприятия). Представителя органов Госгортехнадзора Российской
Федерации включают в состав приемочной комиссии при приемке объ-
ектов, подконтрольных этим органам.
Генеральный подрядчик на каждый законченный объект газораспре-
делительной системы предъявляет приемочной комиссии в одном эк-
земпляре следующую документацию:
- комплект рабочих чертежей (исполнительную геодезическую до-
кументацию по ГОСТ Р 51872) на строительство предъявляемого к при-
емке объекта с надписями, сделанными лицами, ответственными за про-
изводство строительно-монтажных работ, о соответствии выполненных в
натуре работ этим чертежам или внесенным в них проектной организа-
ции изменениям;
- сертификаты заводов-изготовителей (их копии; извлечения из них,
заверенные лицом, ответственным за строительство объекта) на трубы,
фасонные части, сварочные и изоляционные материалы;
- технические паспорта заводов-изготовителей или их копии на обо-
рудование, узды, соединительные детали, изоляционные покрытия, изо-
лирующие фланцы, арматуру диаметром свыше 100 мм, а также другие
документы, удостоверяющие качество оборудования (изделий);
- строительные паспорта: наружного газопровода, газового ввода,
внутридомового газооборудования, ГРП, СУГ;
- протокол проверки сварных стыков газопровода радиографичес-
ким методом, протоколы механических испытаний сварных стыков сталь-
ного и полиэтиленового газопроводов; протокол проверки сварных сты-
ков газопровода ультразвуковым методом и протокол проверки качества
стыков, выполненных контактной сваркой и пайкой;
- акт разбивки и передачи трассы (площадки) для подземного газо-
провода и резервуаров СУГ;
163
6.4. Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию
- журнал учета работ (для подземных газопроводов протяженностью
свыше 200 м и резервуаров СУГ) - по требованию заказчика;
- акт приемки предусмотренных проектом установок электрохими-
ческой защиты (для подземных газопроводов и резервуаров СУГ);
- акты приемки скрытых и специальных работ, выполненных в соот-
ветствии с договором подряда (контрактом), для ГРП, котельных;
- акт приемки газооборудования для проведения комплексно! о оп-
робования (для предприятий и котельных);
- акт приемки очищенной внутренней полости подлежащего восста-
новлению газопровода;
- акт приемки внутренней полости газопровода, восстановленного
тканевым шлангом или другими материалами, пригодность которых (при
отсутствии нормативных документов на них) подтверждена в установ-
ленном порядке;
- гарантийное обязательство на восстановленный газопровод (на срок,
оговоренный контрактом);
- техническое свидетельство на примененные в строительстве им-
портные материалы и технологии.
Приемочная комиссия должна проверить соответствие смонтиро-
ванной газораспределительной системы проекту и представленной ис-
полнительной документации, требованиям настоящих строительных
норм и правил.
Приемка заказчиком законченного строительством объекта газорас-
пределительной системы должна быть оформлена актом по форме обяза-
тельного приложения Б СНиП 42-01-2002. Данный акт подтверждает
факт создания объекта и его соответствия проекту и обязательным требо-
ваниям нормативных документов. Он является окончательным для от-
дельно возводимого объекта газораспределительной системы Для газо-
распределительной системы, входящей в состав здания или сооружения,
он включается в состав приемосдаточной документации по этому зда-
нию (сооружению).
Приемка заказчиком законченного строительством объекта газорас-
пределительной системы может производиться в соответствии с требова-
ниями территориальных строительных норм (ТСН) по приемке, утверж-
денных в установленном порядке.
164
6 Наружные газопроводы. Трубы и арматура
Испытание на герметичность
Законченные строительством или реконструкцией газопроводы пе-
ред приемкой в эксплуатацию следует испытывать на герметичность воз-
духом. Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испы-
тательное давление, то вмесго них на период испытаний следует устанав-
ливать катушки, заглушки. Газопроводы жилых, общественных, бытовых,
административных, производственных зданий и котельных следует ис-
пытывать на участке от отключающего устройства на вводе в здание до
кранов газоиспользующего оборудования.
Испытания газопроводовдолжна производить строительно-монтаж-
ная организация в присутствии представителя эксплуатационной орга-
низации. Результаты испытаний следует оформлять записью в строитель-
ном паспорте.
Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопро-
вода должна быть очищена в соответствии с проектом производства ра-
бот. Очистку полости внутренних газопроводов и газопроводов ГРП (ГРУ)
следует производить перед их монтажом продувкой воздухом.
Испытания подземных газопроводов следует производить после их
монтажа в траншее и присыпки выше верхней образующей трубы не ме-
нее чем на 0,2 м или после полной засыпки траншеи
Сварные стыки стальных газопроводов должны быть закодированы.
Испытания газопроводов на герметичность проводят путем подачи
в газопровод сжатого воздуха и создания в газопроводе испытательного
давления. Значения испытательного давления и время выдержки под дав-
лением стальных подземных газопроводов принимают в соответствии с
таблицей 6.8 (СНиП 42-01-2002).
Нормы испытаний полиэтиленовых газопроводов, стальных
надземных газопроводов, газопроводов и оборудования ГРП, а также вну-
тренних газопроводов зданий следует принимать по табл. 6.9
СНиП 42-01-2002. Температура наружного воздуха в период испытания
полиэтиленовых газопроводов должна быть не ниже минус 15 °C.
Результаты испытания на герметичность следует считать положи-
тельными, если за период испытания давление в газопроводе не меняет-
ся, то есть нет видимого падения давления по манометру класса точнос-
ти 0,6, а по манометрам класса точности 0,15 и 0,4, а также по жидкост-
ному манометру падение давления фиксируется в пределах одного деле-
ния шкалы.
165
6.4. Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию
Таблица 6.8
Рабочее давление газа, МПа Вид изоляционного покрытия И спытательное давление, МПа Продолжи- тельность испытаний, ч
До 0,005 Независимо от вида изоляцион- ного покрытия 0,6 24
Св. 0,005 до 0,3 Битумная мастика, полимерная лип- кая лента 0,6 24
Экструдированный полиэтилен, стек- лоэмаль 1,5 24
Св. 0,3 до 0,6 Битумная мастика, полимерная лип- кая лента 0,75 24
Экструдированный полиэтилен, стеклоэмаль 1,5 24
Св. 0,6 до 1,2 независимо от вида изоляционного покрытия 1,5 24
Св. 0,6 до 1,6 для СУГ 2,0
Газовый ввод до 0,005 при их раздельном строительстве с рас- пределительным газо- проводом Тоже 0,3 2
При завершении испытаний газопровода давление следует снизить
до атмосферного, установить автоматику, арматуру, оборудование, кон-
трольно-измерительные приборы и выдержать газопровод в течение
10 мин под рабочим давлением. Герметичность разъемных соединений
следует проверить мыльной эмульсией.
Дефекты, обнаруженные в процессе испытаний газопроводов, сле-
дует устранять только после снижения давления в газопроводе до атмо-
сферного.
166
6. Наружные газопроводы. Трубы и арматура
Таблица 6.9
Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Продолжительность испытания, ч
Полиэтиленовые газопроводы
До 0,005 03 24
Св. 0,005 до 0,3 0,6
Св. 0,3 до 0,6 0,75
Надземные газопроводы
До 0,005 03 1
Св. 0,005 до 0,3 0,45
Св. 0,3 до 0,6 0,75
Св. 0,6 до 1,2 1,5
Св. 1,2 до 1,6 (для СУГ) 2,0
Газопроводы и оборудование ГРП
До 0,005 03 12
Св. 0,005 до 0,3 0,45
Св. 0,3 до 0,6 0,75
Св. 0,6 до 1,2 1,5
Газопроводы внутри зданий, газопроводы и оборудование ГРУ
Газопроводы жилых зданий давлением до 0,003 0,01 5 мин
Газопроводы котельных, общественных, админист- ративных, бытовых и про- изводственных зданий дав- лением:
до 0,005 0,01
Св. 0,005 до 0,1 0,1
Св. 0,1 до 0,3 1,25 от рабочего, но не более 0,3 1
Св. 0,3 до 0,6 1,25 от рабочего, но не более 0,6
Св. 0,6 до 1,2 1,25 от рабочего, но не более 1,2
Св. 1,2 до 1,6 (для СУГ) 1,25 от рабочего, но не более 1,6
167
6.4. Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию
После устранения дефектов, обнаруженных в результате испытания га-
зопровода на герметичность, следует повторно произвести это испытание.
Стыки газопроводов, сваренные после испытаний, должны быть
проверены физическим методом контроля
Результаты испытания газопровода на герметичность считают по-
ложительными, если за период испытания давления в газопроводе не
меняется, то есть нет видимого падения давления по манометру класса
0,6, апо манометрам класса точности 0,15 и 0,4, а также по жидкостно-
му манометру падение давления фиксируется в пределах одного деле-
ния шкалы.
168
7 Внутренние устройства системы газораспределения
7. ВНУТРЕННИЕ УСТРОЙСТВА
СИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
7.1. Устройство внутренних газопроводов
Жилые здания, коммунально-бытовые и промышленные предприя-
тия снабжаются газом от газопроводов низкого или среднего давления
через ГРП Схема газораспределения включает ответвления от распреде-
лительного газопровода, ввод к потребителю газа, вводный газопровод в
кожухе через стену здания, внутренние газопроводы
Проект газификации дома включает в себя поэтажный план дома и
схему газораспределительной сети (рис 7 1) На поэтажный план нано-
сят внутренние газовые сети и места установки газовых стояков с обозна-
чением их диаметров На схеме обозначают все внутренние газопроводы
от вводов до отпусков на газовые приборы с указанием места расположе-
ния отключающих устройств
Газопроводы вводят в жилые и общественные здания через нежилые
помещения, доступные для осмотра труб На вводе газопровода в здания
устанавливают отключающее устройство, которое монтируется снаружи
здания Место установки должно быть доступно для обслуживания и
быстрого отключения газопровода
Участки вводных газопроводов, пересекающие стены и перегородки,
следует заключать в стальные футляры В пределах футляра газопровод
не должен иметь стыковых соединений, а пространство между ними фут-
ляром необходимо заделывать просмоленной паклей, резиновыми втул-
ками или другим эластичным материалом
Разводящие газопроводы прокладывают по верху стен первого этажа
169
7.1. Устройство внутренних газопроводов
Рис. 7.1. Поэтажный план и схема газовой сети дома:
а — поэтажный план; б — схема
170
7. Внутренние устройства системы газораспределения
Газовые стояки представляют собой вертикально расположенный
газопровод, проходящий через все этажи. Стояки прокладывают в кух-
нях, лестничных клетках или коридорах. Нельзя прокладывать стояки в
жилых помещениях, ванных комнатах и санитарных узлах. Стояки про-
кладываются через перекрытия также внутри футляров, которые заде-
лываются под перекрытием заподлицо, а сверху выступают не менее
чем на 5 см.
Газопроводы в зданиях выполняются из стальных труб и прокла-
дываются открыто. При соответствующем обосновании допускают
скрытую прокладку газопроводов в штрабе стены, которые закрывают
щитами с отверстиями для вентиляции в полах монолитной конст-
рукции и в каналах полов. Скрытая прокладка газопроводов СУГ не
допускается.
Все соединения квартирной разводки выполняют сварными, за ис-
ключением мест присоединения приборов и кранов; их выполняют на
резьбе.
Установку’отключающих устройств на газопроводах, прокладывае-
мых в жилых и общественных зданиях (за исключением предприятий
общественного питания и предприятий бытового обслуживания произ-
водственного характера) следует предусматривать: для отключения стоя-
ков, обслуживающих более пяти этажей; перед газовыми счетчиками (если
для отключения счетчика нельзя использовать отключающее устройст-
во на вводе); перед бытовыми газовыми приборами, плитами, пищева-
рительными котлами, отопительными печами, газовым оборудованием
и КИП; перед горелками и запальниками газоиспользующего оборудо-
вания; на продувочных газопроводах; на вводе газопровода в помещение
при размещении в нем ГРУ или газового счетчика с отключающим уст-
ройством на расстоянии более 10 м от места ввода.
Количество отключающих устройств на подводящих газопроводах
зависит от вида газоиспользующего оборудования. Одно отключающее
устройство ставится у оборудования, в конструкции которого предусмо-
трено отключающее устройство перед горелками и два (последователь-
но) перед пищеварочными котлами, ресторанными плитами, отопитель-
ными печами и другим аналогичным оборудованием. При этом одно ис-
пользуется для отключения прибора, второе для отключения горелок.
171
7.2. Бытовые газовые приборы
7.2. Бытовые газовые приборы
В жилых домах устанавливают газовые плиты различной конструк-
ции, емкостные и проточные водонагреватели, газовые малометражные
котлы и газифицированные отопительные печи. Реже можно встретить
газовые камины и калориферы, газовые холодильники. В общественных
зданиях и коммунально-бытовых предприятиях устанавливают также га-
зовые плиты ресторанного типа, пищеварочные котлы, газовые кипя-
тильники и др.
Газовые приборы характеризуют следующими показателями: номи-
нальной тепловой нагрузкой (в Вт); коэффициентом полезного действия
(в %); расходом газа (в м3/ч); давлением газа перед прибором
(в кПа); содержанием оксида углерода в продуктах сгорания газа (в %).
Тепловая нагрузка газового прибора Qn — полученное при сжигании
газа в единицу времени количество теплоты
Q = В Q ,
где 5 — расход газа, м3/ч; QH — низшая теплота сгорания газа, приведен-
ная к нормальным условиям, кДж/м3.
Теплопроизводительность газового прибора Q. - количество тепло-
ты, воспринятое нагреваемым телом в единицу времени, Вт
0т = /ис(Г2- Г,),
где т — масса нагреваемого тела, кг; с — удельная массовая теплоемкость
нагреваемого тела, кДж/(кг К); , Т2 — температура тела до начала нагре-
ва и после его окончания, К.
Коэффициент полезного действия (КПД) газового прибора — отно-
шение теплопроизводительности к тепловой нагрузке газового прибора
100 .
Qn
Для бытовых газовых плит КПД должен быть не менее 56 %, для
водонагревателей — не менее 80 %.
Номинальной нагрузкой прибора считается нагрузка, при которой
получают наибольшую полноту сгорания газа при максимальном КПД
прибора. Номинальная теплопроизводительность определяется при но-
минальной нагрузке.
172
7 Внутренние устройства системы газораспредел е н и я
При номинальной тепловой нагрузке прибора содержание оксида уг-
лерода в продуктах сгорания газовых плит не должно превышать 0,01 %
7.2.1. Бытовые газовые плиты
Плиты различают напольные и настольные (переносные) Настоль-
ные титы не имеют духового шкафа, их называют таганами
В эксплуатации находятся плиты четырех-, трех- и двухконфорочные
По исполнению плиты выпускают обычной и повышенной ком-
фортности
Таблица? 1
Номинальные диаметры (в мм) сопел горелок газовых плит
Характеристика горелок Природным газ Сжиженный газ
Давление газа, Па
1 300 2 000 3 000
Мощность горелки, кВг пониженная 0,7 нормальная 1,9 повышенная 2,8 Мощность основной горелки духовки 3,9 кВт 0,73 1,25 1,48 1 78 0,65 1,1 1.33 1,65 0,48 0,75 0,93 1.1
Плиты изготовляют шля работы на природном газе с номинальным
давлением 1 300, 2 000 Па и на сжиженном газе — 3 000 Па (табл 7 1).
Газовые плиты рассчитаны на сжигание газа с теп лотой сгорания (в кДж/м3)
природного газа — 35 530, сжиженною углеводородного газа — 96 140
Газовые плиты повышенной комфортности имеют освещение духов-
ки, горелку стола повышенной мощности, краны горелок стола с фиксиро-
ванным положением ’‘малое пламя”, устройство шля регулирования юри-
зонтального положения стола Кроме того, они могут быть оборудованы
горелкой стола пониженной мощности, электророзжигом горелок стола и
духовки, жарочной горелкой духовки, вертелом с электрическим или руч-
ным приводом, терморегулятором, автоматикой контроля горелок
Конструкция горелок газовых плит одинакова шля всех типов плит и
обеспечивает горение газа без проскока и отрыва пламени при измене-
173
7.2 Бытовые газовые приборы
нии тепловой мощности горелок стола от 0,25 до 1,2, а горелок духовки от
0,3до 1,2 от номинального значения. Мощность основной горелки духов-
ки должна обеспечивать нагрев духовки до температуры : на 230 °C превы -
шающей температуру помещений, не более чем за 20 мин; до максималь-
ной температуры не ниже 270 °C; до минимальной — не выше 165 °C
(ГОСТ 10798-85).
Газовые плиты должны устанавливаться в соответствии с требовани-
ями в паспортах или инструкциях заводов-изготовителей, а при отсутст-
вии таковых — у стены из несгораемых материалов на расстоянии не ме-
нее 6 см от стены (в том числе боковой стены). Допускается установка
плиты у стен из трудносгораемых и сгораемых материалов, изолирован-
ных несгораемыми материалами (кровельной сталью по листу асбеста
толщиной не менее 3 мм, штукатуркой и т.п.), на расстоянии не менее
7 см от стен. Изоляция стен предусматривается от пола и должна высту-
пать за габариты плиты на 10 см с каждой стороны и не менее 80 см сверху.
7.2.2. Газовые плиты предприятий общественного питания
Для предприятий общественного питания выпускают секционные
газовые плиты с жарочным шкафом типа ПГС-2МА. По заявке заказчи-
ка плиту П ГС-2 МА могут поставлять с водогрейным устройством для
получения при работе плиты горячей воды с температурой 70...80 °C для
технологических и санитарных нужд, а также комплектовать в двухсекци-
онные блоки с общей сплошной жарочной поверхностью.
Дымоход плиты, установленный в середине верхней части каркаса
плиты, разделен на три канала, обеспечивающих раздельную вытяжку
продуктов сгорания от горелок настила и жарочного шкафа. Дымоход
оборудован заслонками для регулирования тяги. На плите установлены
инжекционные горелки. Расположенные под плитным настилом горел-
ки имеют регулировочную шайбу первичного воздуха, а горелка жароч-
ного шкафа снабжена заслонкой для регулирования вторичного воздуха
и шайбой для регулирования первичного воздуха.
Плита ПГС-2МА оборудована автоматикой безопасности типа АБ
(АРБ-18) (табл. 7.2). Клапан-отсекатель автоматики отключает подачу газа
к горелкам при погасании пламени запальника и падении давления газа.
174
7 Внутренние устройства системы газораспределения
Таблица 7.2
Технические характеристики плиты ПГС-2МА
Площадь жарочного настила, м2 0,84
Число жарочных шкафов 1
Номинальное давление газа перед горелкой, Па:
природного 1300
сжиженного 3000
Тепловая мощность горелок, кВт:
жарочного настила 18,2
жарочного шкафа 15
Средняя номинальная температура жарочного настила, °C 400
Время разогрева настила до номинальной температуры, мин 60
Средняя температура жарочного шкафа при номинальном расходе газа, °C 350
Разрежение в дымоходе, Па 10
7.2.3. Аппараты горячего водоснабжения
Водонагреватели проточные газовые изготовляют в соответствии с
ГОСТ 19910-74. Проточные водонагреватели снабжаются автоматикой
безопасности, обеспечивающей доступ газа к запальной и основной го-
релкам при наличии запального пламени и протока воды; отключение
запальной и основной горелок при отсутствии разрежения в дымоходе
(табл. 7.3).
Основными узлами проточных водонагревателей являются газовая
горелка инжекционного типа, теплообменник с огневой камерой, блок
автоматики, система отвода продуктов сгорания.
Наряду с выпускаемыми унифицированными моделями ВПГ в экс-
плуатации находятся и другие, снятые с производства типы водонагрева-
телей: КГ - колонка газовая; КГИ-56 - усовершенствованная модель,
КГ; ВВК-3 и ВВК-5 - водогрейная ванная колонка; ГВА-1 и
ГВА-3 — газовый водонагреватель автоматический; Л-1 и Л-3 — водона-
греватели завода “Ленгазаппарат” [13].
175
7.2. Бытовые газовые приборы
Таблица 7.3
Техническая характеристика проточных газовых
водонагревателей типа ВПГ
Показатели Типы водонагревателей
ВПГ-20 ВПГ-23 ВПГ-29
Тепловая мощность основной горелки, кВт Номинальный расход природного газа, м /ч с числом Воббе от 41 460 до 57 780 кДж/м ’ Коэффициент полезного действия, %, не менее Расход воды при нагреве на 45 °C, л/мин, не менее 20 2,34...1,81 82 5.4 23 2,58. .2,12 82 6,1 29 2,94 83 7.6
Давление воды перед аппаратом, МПа- минимальное номинальное максимальное Разряжение в дымоходе для нормальной работы аппарата, Па Объемная доля оксида углерода в продуктах сгорания, %, не более 0,05 0,15 0,60 2 0,05
Примечание. Время нагрева воды до 90 °C - 60...70 мин; диапазон регули-
рования нагрева воды — 40.. 90 °C
7.2.4. Аппараты емкостные газовые бытовые типа АГВ
Аппараты газовые водонагревательные АГВ-80 и АГВ-120 предназ-
начены для местного отопления помещений и горячего водоснабжения
(ГОСТ 11032-80). Они работают по принципу нагрева воды в емкости без
принудительной циркуляции. Емкостные водонагреватели оборудова-
ны системой отвода продуктов сгорания в дымоход, газогорелочным уст-
ройством и автоматикой регулирования, отключающей газ при нагрева-
нии воды до заданной температуры. Термоэлемен г терморегулятора вве-
ден внутрь бака. На газопроводе установлен электромагнитный клапан,
который срабатывает при погасании запального пламени и прекраще-
нии тяги в дымоходе (отдатчика тяги).
176
7. Внутренние устройства системы газораспределения
В крышку аппарата встроен предохранительный клапан, представ-
ляющий собой цилиндр с колпачком, под которым помещена мембрана
из медной фольги толщиной 0,04...0,05 мм. В центре мембраны имеется
отверстие, залитое сплавом Вуда (температура плавления 105 °C). При
давлении в баке более 600 кПа мембрана разрывается, а при перегреве
воды свыше предельной температуры расплавляется сплав Вуда. Герме-
тичность системы восстанавливают, заменяя мембрану. В крышке бака
устанавливают термометр.
Аппарат АГВ-120 принципиально повторяет конструкцию АГВ-80.
(табл. 7.4) Он отличается большей тепловой мощностью и блоком авто-
матики регулирования, элементами которой являются сильфонный тер-
морегулятор и заполненный керосином термобаллон.
Таблица 7.4
Технические характеристики аппаратов типа АГВ
Аппарат АГВ-80 АГВ-120
Тепловая мощность, кВт 7 14
Теплопроизводительность, кВт 5,7 и,з
Вместимость бака, л 80 120
Площадь отапливаемых помещений, м2 до 60 85...100
7.2.5. Аппараты отопительные газовые с водяным контуром
бытовые типа АОГВ
Аппараты АОГВ являются развитием моделей емкостных водона-
гревателей типа АГВ (табл. 7.5). Они предназначены для местного водя-
ного отопления жилых помещений с номинальным давлением природ-
ного газа 1300 Па. Применение подогретой аппаратом воды для приго-
товления пищи не разрешается.
Система отопления — с верхней разводкой магистрали горячей воды
и нижней разводкой обратной магистрали. Циркуляция воды в системе
естественная.
Основные узлы аппарата АОГВ: котел-теплообменник, топочное
устройство с основной и запальной горелками, стабилизатор тяги, авто-
матика безопасности и регулирования.
177
7.2. Бытовые газовые приборы
Таблица 7.5
Технические характеристики аппаратов типа АОГВ
Показатели АОГВ-11,6 (2216) АОГВ-17,5 (2216-01) АОГВ-23,2 (2216-02) АОГВ-29 (2216-03)
Площадь отапливаемого помещения, м2 Тепловая мощность, кВт Расход природного газа, м’/ч 80 11,6 1,17 12, 17,5 1,76 160 23,2 2,34 200 29 2,93
Примечания 1 Коэффициент полезного действия - не менее 83 % 2 Диапазон регу- лирования температуры воды — 5 90 °C 3 Объемная доля окиси углерода в продуктах сгорания — не более 0,04 % 4 Минимальное разряжение в дымоходе 3 Па
Терморегулятор закрывает клапан, отсекающий доступ газа к ос-
новной горелке в случае, если температура воды достигла заданного зна-
чения. Аппарат переходит на режим “малого горения”. При пониже-
нии температуры на 5... 10 °C от заданной терморегулятор автоматичес-
ки открывает газ на основную горелку. Аппараты выпускают с терморе-
гулятором, настроенным на максимальную температуру нагрева воды
90 °C. При этом ручка терморегулятора установлена против отметки
шкалы “ГОР”. Во втором крайнем положении ручки против отметки
“ХОЛ” температура воды на выходе из водонагревателя будет поддер-
живаться на уровне 75 °C.
Настройка терморегулятора на температуру воды свыше 95 °C не до-
пускается. При необходимости снизить температуру воды на выходе ап-
парата ниже 75 °C следует уменьшить расход газа на основную горелку
прикрытием крана.
В случае падения давления газа, погасания пламени запальника или
отсутствия тяги в дымоходе электромагнитный клапан перекрывает по-
ступление газа к запальной и основной горелкам.
По окончании отопительного сезона по рекомендации завода-
изготовителя необходимо промыть систему отопления раствором щело-
чи (0,5 кг кальцинированной соды на Юл воды). Для этого заполненную
раствором систему нужно выдержать в течение двух суток, затем раствор
слить и промыть систему водой. На летнее время систему отопления ос-
тавляют заполненной водой.
178
7. Внутренние устройства системы газораспределения
7.2.6. Комбинированные аппараты типа АКГВ
Аппараты комбинированные газовые с водяным контуром (АКГВ)
предназначены для отопления помещений и горячего водоснабжения.
Аппарат снабжен тягостабилизирующим устройством, датчиком тяги, бло-
ком автоматики безопасности и регулирования, основной и запальной го-
релками, теплообменником и змеевиком в верхней его части (табл. 7.6).
В летнее время аппарат может быть использован только для горячего
водоснабжения. Нагрев воды автоматический — по мере открывания во-
доразборного крана.
Таблица 7.6
Технические характеристики аппаратов АКГВ
Показатели АКГВ-11,6 (2215) АКГВ-23,2 (2213)
Площадь отапливаемых помещений, м2 <80 <160
Тепловая мощность основной горелки, кВт 11,6 23,2
Расход природного газа, м3/ч Объемная доля оксида углерода в 1,17 2,36
продуктах сгорания, %, не более 0,04 0,05
Примечания 1 Коэффициент полезного действия (в %), не менее в режиме отопления — 82, в режиме горячего водоснабжения 75
2 Диапазон регулирования температуры воды в теплообменнике — 50...90 °C
7.2.7. Печные газовые горелки
Печные газовые юрелки устанавливают в бытовых отопительных
печах при переводе их на сжигание газа.
ГипроНИИгаз (г. Саратов) разработал для печей горелочное устрой-
ство УГОП-НП-9 (табл. 7.7) с теплоотдачей до 6 кВт. Устройство приме-
няют в печах без шиберов, оборудованных тягостабилизаторами, с режи-
мами непрерывной и периодической топки.
В устройство УГОП-НП-9 входят: основная и запальная горелки,
тягостабилизатор, датчики контроля тяги, горения, электромагнитный
клапан. Основная и запальная горелки — инжекционного типа Основ-
ная горелка имеет специальную насадку, которая обеспечивает предва-
рительный подогрев горючей смеси в горелке и ее двухстадийное сжига-
179
7.2. Бытовые газовые приборы
ние. Это обеспечивает высокий КПД печи и минимальное содержание
вредных примесей.
Таблица 7.7
Техн ич ески е характер истикиУГОП-НП-9
Тепловая мощность горелок, кВт: основной и запальной запальной 9 2,5
Номинальное давление природного газа, кПа 1,3; 2
Содержание оксида углерода в сухих неразбавленных продуктах сгорания, %, не более 0,05
Время отключения при прекращении подачи газа, отсутствии пламени на запальнике или тяги, с, не более 60
Автоматика безопасности обеспечивает прекращение подачи газа к
основной горелке при срыве пламени с запальной горелки или отсутст-
вии газа в газопроводе, а также при отсутствии или недостатке тяги в
топке и дымоходе печи. Устройство имеет два режима работы — нормаль-
ный, когда работают основная и запальная горелки, и пониженный, ког-
да работает только запальная горелка. При работе на пониженном режи-
ме кран основной горелки должен быть закрыт.
Отопительные печи могут быть также оборудованы другими типами
горелочных устройств и автоматики безопасности.
180
8. Хранилища природного газа и газозаправочные станции
8. ХРАНИЛИЩА ПРИРОДНОГО ГАЗА
И ГАЗОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ
8.1. Методы компенсации сезонных, суточных и часовых
колебаний потребления газа
Потребление газа бытовыми, коммунальными и промышленными
потребителями носит неравномерный характер.
Сезонные колебания потребления газа вызываются увеличением рас-
хода газа на отопительные нужды в зимнее время.
Суточные колебания расхода газа по дням недели происходят в ре-
зультате изменения потребления газа в воскресные, праздничные дни, а
также из-за изменения расхода газа на отопительные нужды.
Часовая неравномерность расхода газа по часам суток вызывается:
уменьшением потребления газа на бытовые нужды в ночное время; зна-
чительным сокращением погребления газа на промышленные нужды из-
за сменности их работы; неравномерностью потребления газа объектами
коммунального хозяйства в течение суток.
В качестве способов покрытия пика неравномерности потребления
можно отметить следующие:
- подземное хранение газа;
- использование буферных потребителей;
- использование баз сжиженного газа (пропана и бутана) для полу-
чения пропан-воздушной смеси в часы пик;
- использование баз сжиженного природного газа (метана);
- создание резерва пропускной способности магистральных газопро-
водов и газовых промыслов;
181
8 2 Аккумулирующая способность магистрального газопровода
- использование аккумулирующей емкости последних участков ма-
гистральных газопроводов,
- использование аккумулирующей способности самого магистраль-
ного газопровода на всей его протяженности
Для каждого из этих способов имеется определенная область, в ко-
торой газ используется наиболее эффективно
Для покрытия сезонной неравномерности потребления используют -
сти подземные хранилища При резких понижениях температуры возду-
ха в отопительный период эффективно используется перевод крупных
буферных потребителей на альтернативное топливо Вблизи городов мож-
но также сооружать подземные хранилища для сжиженных газов Часо-
вая неравномерность потребления газа компенсируется использованием
аккумулирующей способности последних участков газопроводов, отво-
дов магистральных газопроводов к крупным потребителям и промыш-
ленным районам Значительная часть неравномерного расхода газа ком-
пенсируется за счет аккумулирующей способности разветвленной газо-
распределительной сети высоко! о давления в сельской местности
Для хранения газа в газообразном состоянии можно применять газ-
гольдеры Газгольдерные станции, служащие для выравнивания часовой
неравномерности потребления газа, в настоящее время не строят ввиду
их высокой стоимости и большой металлоемкости
8.2. Аккумулирующая способность магистрального газопровода
Конечный участок магистрального газопровода работает в нестаци-
онарном режиме из-за изменяющегося отбора газа на ГРС При отборе
газа меньше его подачи на КС давление на участке будет возрастать с
одновременным увеличением количества газа, те конечный участок
аккумулирует (накапливает) избыток газа При достижении максималь-
ного рабочего давления в газопроводе его аккумулирующая способность
исчерпывается
С погрешностью до 20% аккумулирующую способность конечного
участка газопровода можно определить при режимах, соответствующих
моменту окончания накопления газа в газопроводе, когда среднее давле-
ние будет максимальным Р ч, и при режимах, когда потребление газа
уменьшается и становится равным среднечасовой подаче, когда среднее
давление будет минимальным Р
J ср min
182
8 Хранилища природного газа и газозаправочные станции
Разница между количествами газа (ДМ, кг), находящимися в газо-
проводе в первом и во втором случаях, равна аккумулирующей способно-
сти газопровода
V (р -Р )
дду . У1 У ср пзах ср mm '
ZRT
где И , — геометрический объем участка газопровода, м3.
Аккумулирующий объем газопровода (ЛКк) при нормальных усло-
виях будет равен
\М Т (р ~Р )
д у _ _ У ‘ О V срmax СР™ > (8 1)
Ро У' Т Ро Z
где Р и Рсрт|п — среднее давление в газопроводе, соответственно от-
носящееся к режимам с максимальным и минимальным давлением.
Среднее давление в газопроводе находится как
Лр=7^)^, (82)
L о
где Р(х) = ^н2-(Р„2-Л2)|. (8 3)
После интегрирования (8 2) с учетом (8 3) получим
2 Р3-Р3 2 Г Р1 \
ср 3 р2_ р2 3 » р р . (8.4)
8.3. Подземные хранилища газа
Дзя подземного хранения газа используются естественные порис-
тые и проницаемые коллекторы, мощные тасты каменной соли, в кото-
рых методом размыва создаются герметичные емкости, а также непорис-
тые и непроницаемые породы Подземное хранение газа является наи-
более приемлемым и основным средством аккумулирования значитель-
183
8 3. Подземные хранилища газа
ных объемов газа и регулирования подачи газа в соответс гвии с сезонной
неравномерностью газопотребления.
В процессе подземного хранения газа могут быть решены следую-
щие основные задачи:
- удовлетворение спроса на газ в период наибольшего газопотребле-
ния (пиковые нагрузки), связанного с отопительной нагрузкой в зимнее
время;
- уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и
компрессорные станции;
- обеспечение благоприятных условий для наиболее экономично! о
режима работы источников газа и магистрального газопровода с посто-
янной пропускной способностью;
- создание необходимых запасов газа в определенных районах страны.
Наилучшими с точки зрения экономики и аккумулирующей спо-
собности являются хранилища, созданные в истощенных газовых и неф-
тяных месторождениях, так как отпадает необходимость детального изу-
чения этого уже эксплуатируемого ранее месторождения и сооружения
большего числа эксплуатационных скважин.
Это объясняется тем, что нефтяное или газовое месторождение ча-
стично имеет необходимое оборудование для выдачи газа (скважины,
технологические трубопроводы, сепараторы и др.). Поэтому переобору-
дование истощенного месторождения в хранилище принципиально воз-
можно. Основные затраты при этом приходятся на ремонт скважин, пе-
реоборудование и дооснащение промысла, бурение дополнительных
разведочных, контрольных и эксплуатационных скважин.
Перед началом эксплуатации газохранилищ в истощенных нефтя-
ных пластах необходимо решить вопросы, связанные с контактировани-
ем нефти и газа в пласте. Исследовать взаимодействие нефти и газа, оп-
ределить наилучший режим хранения газа с добычей нефти, разработать
технологию сепарации нефти и улавливания ее фракций при выкачке
газа из хранилища.
Соотношение затрат на сооружение подземных хранилищ различ-
ных типов составляет:
в истощенных пластах......1
в водоносных пластах......1,2-2
в отложениях каменной соли....3-7.
184
8. Хра н и л ища природного газа и газозаправочные станц и и
Циклической эксплуатацией такого хранилища является промыш-
ленное заполнение его газом, преимущественно в летний период, и по-
следующий отбор, проектного объема в зимнее время.
Сооружение подземных хранилищ в водоносных пластах связа-
но с детальным изучением самого пласта и разведывательно-промы-
шленной закачкой газа после строительства большого числа новых
скважин. Подземные хранилища в водоносных пластах создаются при
вытеснении пластовой жидкости из пор породы и накоплении газа
под непроницаемой кровлей. Ее размеры должны исключать пере-
ток газа в другие пласты или выход его на поверхность. При большой
мощности водоносного пласта вытеснение воды из хранилища про-
исходит за счет упругих свойств системы «вода—порода», при малой
мощности пласта используют принудительную откачку воды через
специальные разгрузочные скважины. В процессе заполнения хра-
нилища необходимо контролировать положение границы раздела фаз
«газ-жидкость», чтобы исключить возможность ухода газа за грани-
цы ловушки.
При эксплуатации хранилища граница раздела газа и воды имеет
“размытый” характер из- за наличия зоны капиллярности, которая умень-
шает полезный объем хранилища. При отборе газа зона капиллярности
может достигнуть эксплуатационной скважины Чтобы этого не случи-
лось и не произошло попадания воды в скважины, ограничивают уровень
отбора газа, тем самым уменьшая активный объем хранилища.
При создании хранилищ газа в водоносных пластах бурение сква-
жин ведут оборудованием и методами, аналогичными бурению скважин
для добычи нефти, и используют такое же оборудование.
При эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах
приходится сталкиваться с изменением продуктивности скважин в про-
цессе отбора газа, что связано с разрушением призабойной части пласта-
коллектора, ухудшением фильтрационных характеристик призабойной
зоны, обводнением скважины, выносом жидкости и песка в скважину и др.
Для снижения негативного влияния этих причин применяют различные
методы: осушку, очистку призабойной зоны скважин и восстановление
ее коллекторных свойств, укрепление призабойной зоны в рыхлых и сла-
босцементированных коллекторах и др.
На стадии планового задания на строительство магистрального га-
зопровода рассматривается вопрос о наиболее приемлемых способах обес-
185
8 3 Подземные хранилища газа
печения равномерной работы газопровода независимо от сезонной не-
равномерности газопотребления В связи с этим решается вопрос о необ-
ходимости, возможности и целесообразности строительства подземного
хранилища газа (ПХГ) Решение этого вопроса связано с определением
графика потребления газа по месяцам, неделям, суткам и часам На ос-
новании этих данных определяется объем газа, необходимый для вырав-
нивания сезонной неравномерности газопотребления, который может
быть определен тремя методами
- по числу градусной недостаточности и температуре и количеству
тепла, необходимого на один градусодень недостатка температуры,
- по нормам расхода газа на отопление по всем категориям потреби-
телей,
- по коэффициентам месячной неравномерности газопотребления
Наиболее надежным способом определения активной емкости
ПХГ является определение ее по коэффициентам месячной неравно-
мерности При отсутствии данных о годовом потреблении газа для
ориентировочных расчетов активной емкости газохранилища исполь-
зуют формулу
0а=0Гот « Р + Сгио П, (8 5)
где 01от — годовое потребление газа на отопление, 0ГИО — годовая потреб-
ность в газе, за исключением отопления, а — коэффициент, учитываю-
щий, что не весь газ, идущий на отопление, входит в активный объем
газохранилища (а = 0,4 0,8), |3 — коэффициент, учитывающий измене-
ния климата в рассматриваемом районе (0=1,2 1,5), г] - коэффициент,
учитывающий повышение расхода газа на технологические нужды зимой
(г) = 1,01 1,02)
Производительность газохранилища определяется графиком годо-
вого потребления газа При этом максимальная производительность
q =(1,5 2,0) Q /пп,
где пй - число дней отбора газа из газохранилища
При определении общего объема газохранилища необходимо учи-
тывать наличие буферного (остаточного) газа, постоянно находящегося в
хранилище в период его эксплуатации, количество которого зависит от
режима работы ПХГ
186
8. Хранилища природного газа и газозаправочные станции
При газовом режиме эксплуатации, когда во время работы вода в
хранилище не поступает, объем буферного газа можно определить по
формуле
О 7 Р
О =___ZSL. Г™п.6.
^6 р 7 , (8.6)
гст ^6
где 26 — объем буферного газа, приведенный к стандартному давлению
Рст и пластовой температуре Т1ш, Q — объем парового пространства газо-
насыщенного коллектора; Р — минимальное (буферное) рабочее дав-
ление в конце периода отбора газа; Z6 — коэффициент сжимаемости
природного газа при Pm)n6 и Tm; = 1.
С учетом технических и экономических факторов объем буферного
газа лежит в пределах 60... 120 % от объема газа, подлежащего хранению.
Максимально допустимое давление в хранилище определяется по
формуле
Р <Р=х\Р, (8.7)
где Р& г - боковое горное давление; т|1 — коэффициент, зависящий от угла
внутреннего трения (р горной породы; Рс — горностатическое давление;
Лс = Рср^'^о’ Рер _ средняя плотность горных пород, рср = 2 650 кг/м3;
Но — общая мощность пород разреза под кровлей газохранилища.
Для пластичных пород с <р < 60,4
= J,73-tg<p. (88)
1,73 + 2-tgcp
При наличии глинистой покрышки мощностью более 3 м макси-
мально допустимое давление можно определять исходя из нормального
гидростатического давления, соответствующего глубине залегания хра-
нилища, по формуле
Р =Пп-Р g Н, (8-9)
где Г|о - коэффициент, зависящий от степени надежности покрышки,
доброкачественности цементажа и технологии хранения газа,
и = 1,3...1,5; р - плотность воды.
187
8 3 Подземные хранилища газа
Закачка газа происходит при переменном давлении и расходе зака
чиваемого газа Компрессорные с ганции на ПХГ с компрессорными за-
качкой и отбором должны иметь большой диапазон регулирования по-
дачи — от 5 % в период первоначального заполнения до 100 % при про
ектной приемистости коллектора Диапазон рабочих давлении КС опре
деляется пластовым давлением давлением в подводящем газопроводе и
потерями давления в пласте, скважинах и штейфах В зависимости от
степени подвижности пластовых вод режим пласта приближается к газо-
вому (для истощенных месторождений) или к водонапорному Высокое
давление закачки увеличивает эффективность ПХГ Следует учитывать,
что давление в призабойной зоне в период хранения может значительно
падать
Газ закачивается в сводовую часть куполообразной структуры и об-
разует там газовый “пузырь” а вода оттесняется к краям структуры При
вытеснении воду из пласта можно удалить через разгр\ зочные скважины,
а при оттеснении — перемещать но водоносной системе Кровля может
быть представлена плотными пластичными глинами или крепкими из-
вестняками и доломитами при отсутствии трещин и разломов, что при
толщине кровли 5 15 м на глубине 300 1 000 м достаточно для предот-
вращения утечек газа В настоящее время ПХГ стремятся создать при
каждом крупном районе потребления газа
Технологическая схема подземного хранилища газа до 1жна позво-
лять производить сбор, замер количества, распределение и обработку
газа при отборе и закачке его в хранилище Перед закачкой газ подверга-
ется компримированию до необходимого давления При использовании
поршневых компрессорных агрегатов, при сжатии газ нагревается и за-
грязняется парами компрессорного масла При попадании масла на за
бой скважины уменьшается сечение поровых каналов и снижается Фазо-
вая проницаемость для закачиваемого газа, что приводит к увеличению
давления закачки и уменьшению расхода i аза Поэтому газ перед закач
кой необходимо очищать от примесей компрессорного масла При при
менении многоступенчатых центробежных компрессоров очистка газа
от масла не требуется Для уменьшения дополнительных температурных
напряжении в металлической фонтанной арматуре обсадной колонне и
другом оборудовании скважины нагретый газ охлаждается
В процессе хранения газ обогащается парами ьоды При отборе его
из хранилища с потоком газа выносятся твердые примеси (частицы гли-
188
Гл 8 Хранилища природного газа и газозаправочные станции
ны, песка и др) Поскольку газ должен подаваться в газопровод очищен-
ным, необходимо производить очистку и осушку газа.
Рассмотрим технологическую схему ПХГ (рис. 8.1). В состав под-
земного хранилища входят компрессорные цеха, блоки очистки и осуш-
ки газа и ГРП На газораспределительных пунктах выполняется индиви-
дуальный замер закачиваемого и отбираемого газа из скважин, а также
очистка газа при отборе. Очистка газа осуществляется в газовых сепара-
торах, которые установлены на открытых площадках Расходомеры и кла-
паны на каждой скважине смонтированы в специальном помещении. При
закачке газ подается по отводу из магистрального газопровода, проходит
очистку в системе пылеочисз ки 1 и направляется в компрессорный цех 2
на компримирование до давления в соответствии с проектом.
Поскольку при сжатии температура газа резко возрастает, то его ох-
лаждают в воздушных холодильниках 3 или градирнях. После этого газ
поступает на очистку от компрессорного масла Очистка производи гея в
Рис 8 1 Технологическая схема закачки и отбора газа из подземного
хранилища в водоносном пласте
I — закачка газа, II — откачка воды, III — отбор газа
189
8.4. Газонаполнительные станции сжатого природного газа
несколько ступеней: циклонные сепараторы 4 (обычно две ступени),
угольные адсорберы 5 и, наконец, керамические фильтры 6.
В первой ступени циклонных сепараторов улавливаются сконденсиро-
ванные тяжелые углеводороды и масло, во второй ступени — сконденси-
рованные легкие углеводороды и скоагулированные частицы масла. Уголь-
ные адсорберы предназначены для улавливания более мелких частиц
масла (диаметром 20...30 мкм). В качестве сорбента используются активи-
рованный уголь в виде цилиндриков диаметром 3...4 мм и длиной 8 мм.
Сорбент регенерируют паром. Тонкая очистка от масляной пыли прово-
дится в керамических фильтрах, состоящих из трубок, изготовленных из
фильтрующих материалов, один конец которых закрыт.
Газ, пройдя все стадии очистки, содержит 0,4...0,5 г компрессорного
масла на I 000 м3 газа. Необходимость в этих процессах вызвана опаснос-
тью забивания газовых трактов гидратами при положительных темпера-
турах (288 К) и уменьшением проницаемости поровых каналов у забоя
скважины за счет попадания в них частиц масла, что приводит к необхо-
димости увеличения давления закачки и одновременно уменьшению про-
изводительности при росте энергозатрат. Поэтому целесообразно при-
менение поршневых компрессоров без смазки цилиндров, т. е. тех же
газомотокомпрессоров или компрессоров с электроприводом, но обору-
дованных фторопластовыми кольцами с графитовым наполнением или с
использованием центробежных нагнетателей высокого давления с при-
водом от газотурбинных двигателей.
После очистки от масла и охлаждения газ по газосборному коллек-
тору поступает на ГРП 7, где направляется по отдельным шлейфам в сква-
жины ПХГ 8 с предварительным замером количества закачиваемого газа
в каждую нагнетательно-эксплуатационную скважину и накапливается в
пористых структурах, оттесняя воду в случае водоносных пластов к краям
структуры. Для ускорения процесса оттеснения воды и в случае геологи-
ческих особенностей структуры целесообразно отбирать воду с краев
структуры по разгрузочным скважинам 9 и закачивать ее после дегазации
через поглотительные скважины в другие горизонты. ПХГ в истощенных
залежах в результате депрессии давления также подвержены обводнению,
но здесь обводнение может играть положительную роль, так как умень-
шает буферный объем газа в ПХГ. Поэтому в процессе эксплуатации свой-
ства коллектора систематически исследуются через газовые и наблюда-
тельные скважины.
190
Гл. 8. Хранилища природного газа и газозаправочные станции
В процессе хранения газ насыщается парами воды, поэтому при его
выдаче, происходящей со снижением температуры газа и его охлаждени-
ем, в шлейфах необходимо вводить в скважины 8 и шлейфы-ингибиторы
гидратообразования. При отборе газ из эксплуатационных скважин по-
ступает на ГРП по индивидуальным шлейфам. Редуцируют давление
газа с помощью редуцирующих штуцеров 16. Газ из скважин, поступаю-
щий на ГРП по индивидуальным шлейфам, выносит с собой песок и
влагу, которые отделяются в сепараторах первой ступени 17, установлен-
ных до штуцера по ходу движения газа, и в сепараторах второй ступени
15, установленных после штуцера. После сепараторов газ поступает на
установку осушки 14, откуда направляется в магистральный газопровод
при температуре точки росы. Осушка газа производится и диэтиленгли-
колем. Для ПХГ, приуроченного к водоносному пласту и эксплуатирую-
щегося с технологией разгрузки, вытесненная вода при закачке газа на-
правляется в трапы высокого 13 и низкого 12 давления и далее насосом
10 в бассейн 11, откуда направляется для закачки через поглотительные
скважины в более удаленные пласты.
8.4. Газонаполнительные станции сжатого природного газа
Применение компримированного природного газа (КП Г) в качест-
ве моторного топлива в России началось в 1938 г., когда на газовое топли-
во была переведена автоколонна более чем из 200 автомашин. В 50-х п.
прошлого столетия на КПГ работало 25000 автомобилей. С середины
60-х гг. в развитии транспорта на КПГ наступил спад, вызванный увели-
чением производства бензинов и дизельных топлив, возросшим потреб-
лением газа химической промышленностью, главным образом, для про-
изводства азотных удобрений.
Опыт использования КПГ во всех видах транспорта: автомобиль-
ном, железнодорожном, водном и воздушном показал, что несмотря на
более низкую теплотворную способность природного газа по сравнению
с жидкими топливами мощность двигателя снижается незначительно
(в пределах 5...7 %) за счет большей полноты сгорания природного газа.
Следует отметить положительную сторону природного газа как мотор-
ного топлива — уменьшение загрязнения окружающей среды продукта-
ми сгорания.
191
8.4. Газонаполнительные станции сжатого природного газа
Основная задача в развитии системы заправки автотранспорта КПГ
принадлежит ОАО “Газпром”, предприятия которого проводят работы
по увеличению масштабов применения сжатого газа автотранспортом,
расширение сети АГНКС путем строительства станций нового поколе-
ния, внедрения АГН КС новых типов [32]: без потребления энергии, ре-
ализующих перепад давления на ГРС; на базе регазификации СНГ; с
приводом компрессоров от газовых двигателей; со свободнопоршневы-
ми двигатель-ком прессорами; многотопливных станций (газ-бензин-диз-
топливо).
В 1990 г. в России действовало 176 АГНКС, в 2003 г. — 208. Парк
газобаллонных автомобилей составляет 40 000 ед., а реализация КПГ
автомобильному транспорту — 140 666,4 тыс.м3. В пользу дальнейшей
газификации автомобильного транспорта в нашей стране, как и во всем
мире, можно привести следующие причины [33]:
- рост потребления нефтепродуктов на фоне истощения нефтяных
месторождений;
- рост цен на моторное топливо при продолжающемся росте парка
автомобилей;
- необходимость снижения зависимости экономики от нефтепро-
дуктов, особенно в транспортном секторе;
- возрастание негативного воздействия автотранспортного комплекса
на окружающую среду.
В целях стимулирования перевода автомобилей, автобусов и сель-
хозтехники на заправку КПГ, сокращения сроков окупаемости
затрат I ia приобретение и монтаж газобаллонного оборудования ОАО “ Газ-
пром” поддерживает стоимость 1 м3 КПГ — моторного топлива не более
50% стоимости 1 л бензина марки А-76, а также поставку сырьевого газа
на АГНКС польготным ценам, устанавливаемым ФЭК РФ [33].
Тип АГН КС и ее производительность зависят от условий и места ее
размещения, от объема и стабильности потока машин в месте размеще-
ния станции, а также от моделей машин в обслуживаемых автохозяйст-
вах. При размещении, определении типа и производительности стан-
ции важно обеспечить минимальные затраты как по времени на пробег
автомобиля к месту заправки и простой его в ожидании заправки, так и
на подводку к станции питающего i азопровода и других внешних инже-
нерных сетей и коммуникаций.
192
Гл 8 Хранилища природного газа и газозаправочные станции
По назначению и характеру эксп пуатании АГН КС подразделяют на:
- стационарные, общего пользования, предназначенные для заправ-
ки КПГавтомобилей индивидуальных владельцев и различных предпри-
ятий и ведомств. Они размещаются в городах, населенных пунктах и вбли-
зи межгородских автомагистралей рядом с источниками газоснабжения,
имеют производительность 5...50 тыс.м3/сутки;
- гаражные, для заправки автомобилей одного предприятия (авто-
бусного парка, таксопарка и др.), подлежащие размещению на террито-
рии автохозяйства вблизи мест размещения автотранспорта. Их произ-
водительность-до Ютыс. м3/сутки;
- бескомпрессорные газонаполнительные станции (пункты) для
заправки автомобилей сжатым газом до давления, имеющегося в
источнике этого газа. Они подлежат размещению на объектах газо-
вой промышленности, которые располагают сжатым природным
газом. Такими объектами могут быть: компрессорные станции ма-
гистральных газопроводов, дожимные КС, КС подземных храни-
лищ газа и др.;
- передвижные, смонтированные на шасси автомобиля, предназна-
ченные для перевозки КП Г от АГН КС и заправки автотранспорта непо-
средственно в автопарках или на маршрутах движения автотранспорта.
К основным технологическим процессам, обязательным для каж-
дой станции, относятся:
- подготовка поступающего газа;
- измерение количества поступающего газа;
- компримирование (сжатие) газа;
- осушка сжатого газа;
- создание оперативного запаса сжатого газа;
- редуцирование сжатого газа;
- распределение сжатого газа к заправляемым автомобилям;
- заполнение передвижных автомобильных газозаправщиков;
- компрессорная дозарядка ПАГЗ.
Кроме того, должна быть обеспечена возможность выполнения вспо-
могательных процессов:
- регенерации адсорбента установки осушки газа;
- циркуляции и подготовки охлаждающей жидкости;
- продувки (опорожнения) технологических аппаратов от жидкости;
193
8.4. Газонаполнительные станции сжатого природного газа
- приготовления сжатого воздуха для работы контрольно-измери-
тельных приборов и автоматики (при наличии пневмоавтоматики);
- подачи чистого масла к компрессорам.
Стационарные АГН КС оборудуются компрессорными установками
производительностью 500... 1 000 м3/ч и обеспечивают заправку любого
автомобиля не более чем за 10 мин. Гаражные АГНКС предназначены
для медленной, в течение нескольких часов (т. е. за время нахождения в
гараже) заправки группы автомобилей (50...100 автомашин). Два ком-
прессора АГНКС имеют часовую подачу 250 и 500 м3/ч. Суточная подача
составляет 5 000 и 10 000 м3/сут. Передвижные АГНКС применяют для
заправки 1 -6 автомобилей за 4-15 минут.
Параметры компримирования определяются условиями на всасыва-
нии и требуемым давлением нагнетания. Анализ давления в сетях газо-
снабжения и магистральных газопроводах показывает, что давление на вса-
сывании колеблется от 0,4 до 5 МПа, а давление нагнетания должно со-
ставлять 24,7 МПа (максимальное давление в аккумуляторах — избыточ-
ное). Следовательно, степень сжатия компрессора должна регулироваться
в пределах 5...64, что, конечно, в одной модификации машины неосуще-
ствимо. Для обеспечения всего диапазона давления всасывания необходи-
мо создавать несколько модификаций компрессора со следующими усло-
виями всасывания 0,4...0,6 МПа; 1...1,2 МПа; 2,5...3,5 МПа.
Природный газ, используемый как моторное топливо, должен быть
тщательно очищен от механических примесей, осушен до такой степе-
ни, которая исключает замерзание топливных коммуникаций и выпаде-
ние гидратов в них. Поэтому в состав АГНКС входят фильтрующее и се-
парационное оборудование, осушительные устройства и система стаби-
лизации давления (аккумуляторы). АГНКС оснащена устройствами за-
мера поступающего и отпускаемого газа. Могут использовать схемы с двумя
и более ступенями компримирования газа при заправке автомобильных
баллонов.
Применение двухступенчатой заправки обеспечивает снижение энер-
гозатрат на 10...20 %, а трехступенчатой — на 15...27 %. Это объясняется
тем, что часть газа сжимается до более низкого давления, а при заполне-
нии автомобильных баллонов этот газ меньше нагревается. Схема АГНКС
с двухступенчатой заправкой изображена на рис. 8.2. Закачка газа осуще-
ствляется в два аккумулятора 8 и 9 от компрессора или группы компрес-
соров 4. В каждом аккумуляторе поддерживается свое давление, а балло-
194
Гл 8 Хранилища природного газа и газозаправочные станции
Рис 8 2. Схема АГНКС
1 — фильтр, 2 - расходомер механических примесей , 3 — сепаратор; 4 — группа
компрессоров, 5 - межступенчатые и концевые холодильники; 6 — адсорбер для
осушки газа, 7 — подогреватель газа регенерации; 8 — аккумулятор высокого
давкния, 9 — аккумулятор низкого давления, 10 — автомобильная заправочная
колонка с измерителем расхода, 11 — заправочный шланг
195
8.4. Газонаполнительные станции сжатого природного газа
ны автомобилей заправляются вначале из аккумулятора низкого давле-
ния, затем — высокого.
Рассмотрим особенности типовых АГНКС.
Стационарная АГНКС на 500заправок в сутки (табл. 8.1)
Таблица 8.1
Технические характеристики стационарной АГНКС
Производительность (заправка 100 м3), заправок/сут 500
Потребляемая мощность одним компрессором, кВт 125
Число компрессоров 5 (1 резервный)
Число газозаправочных колонок 8
Объем аккумуляторов газа (два аккумулятора), м3 18
Численность персонала (трехсменная работа) при различном теплоснабжении:
автономном 20
централизованном 15
Площадь территории, га 0,67
Коэффициент загрузки компрессоров 0,5
Списочное число обслуживаемых автомобилей 1 122
АГНКС комплектуются технологическим оборудованием двух ви-
дов: оборудованием для производства и хранения газомоторного топли-
ва, размещенным в производственно-технологическом корпусе и вне его
на площадке, а также оборудованием для раздачи газа, установленным на
автозаправочной площадке.
Технологический цикл заправки с учетом всех операций и освобожде-
ния бокса для грузового автомобиля составляет 10... 12 мин, а легкового —
6...8 мин. Для охраны окружающей среды технологией АГНКС предус-
мотрено снижение до минимума выбросов газа через свечи рассеивания.
При нарушениях технологического процесса и в аварийных ситуациях
системой автоматики обеспечивается отключение компрессоров и под-
водящего газопровода. Основное технологическое оборудование устанав-
ливается в производственно-технологическом корпусе, в состав которого
входят компрессорное отделение, отделение охлаждения воды с насос-
ным оборудованием, воздушная компрессорная, вентиляционная каме-
196
8. Хранилища природного газа и газозаправочные станции
ры, щитовая, КТП, отделение запорно-регулирующей арматуры, меха-
ническая мастерская и операторская.
Малогабаритная гаражная АГНКС
Гаражная АГНКС состоит из автоматизированной компрессорной
станции (один и более блоков с КС, размещенными в контейнерах) и
рампы с постами заправки автомобилей. Компрессорные установки ра-
ботают в автоматическом режиме. В особых случаях возможно ручное
управление. Станцию обслуживает один оператор. Газ, поступающий
через кран 1 из городской сети, очищается в фильтрах 2, затем компри-
мируется в компрессоре 3 и поступает через аккумуляторы газа 4, краны
5 и рампу 6 в баллоны автомобилей (рис. 8.3). Как правило, компрессоры
ведут закачку газа в баллоны автомобиля непосредственно до давления
20 МПа. Аккумуляторы газа выполняют при этом роль гасителей пульса-
ции и дополнительно могут использоваться для быстрой заправки одного-
двух автомобилей при возникновении экстренной необходимости.
АГНКС снабжена предохранительными клапанами 7 и свечой 8.
АГНКС монтируются без стационарного фундамента на стандары
ных железобетонных плитах.
Для заполнения баллонов до давления 20 МПа принципиально мо-
гут применяться три режима работы: прямая перекачка в баллоны; закач-
ка в аккумуляторную емкость с последующим опорожнением ее в балло-
ны автомобилей (режим с накоплением); непрерывная подача в акку-
Рис 83 Принципиальная технологическая схема гаражной АГНКС
197
8.4. Газонаполнительные станции сжатого природного газа
муляторную емкость газа в количестве, компенсирующем в основном рас-
ход из нее газа для заправки автомобилей (буферный режим). Прямая за-
качка газа, исключая несовершенство газозаправочных колонок, является
наиболее экономичным способом заправки, так как при этом затрачивает-
ся ровно столько работы, сколько нужно для заполнения баллонов. Этот
режим совершенно неприемлем на стационарных АГНКС для массовой
заправки автомобилей из-за значительной продолжительности наполне-
ния. Автозаправочная рампа обычно имеет 5...10 постов. Каждый пост
оснащен трехходовым краном и гибким шлангом с заправочной головкой.
Линия раздачи газа снабжена предохранительным клапаном.
Передвижные автогазозаправщики (ПАГЗ)
ПАГЗ представляет собой автопоезд, составленный из автомобиля
тягача и прицепа (или полуприцепа), на котором находится газобаллон-
ная установка с системой заправки автомобилей и самого автозаправщи-
ка. Газобаллонная установка состоит, как правило, из трех секций балло-
нов для ступенчатой заправки бескомпрессорным способом. Наиболь-
шее давление в баллоне 32 МПа, вместимость 400 л. Общее число балло-
нов для автопоезда с тягачом КамАЗ-5410 составляет 14 (объем 2 490 м3),
тягачом МАЗ-6422 — 33 (объем газа 4 693 м3). Число заправочных уст-
ройств — 2. Заправка ПАГЗ происходит на стационарных АГНКС со спе-
циального заправочного блока, оснащенного дополнительным компрес-
сором (с 22 до 32 МПа). Общий недостаток рассматриваемых ПАГЗ -
значительное количество остаточного газа в газовых баллонах (до 50 %)
заправщика, который нельзя использовать для заправки баллонов авто-
мобилей.
Используемый для повышения степени опорожнения баллонов ком-
прессорный способ требует специальных компрессорных установок, труб-
ной обвязки. Рекомендуется для повышения использования запаса газа
при одновременном повышении степени заполнения автомобильных
баллонов использовать эжекторный способ путем последовательного
подключения к баллонам ПАГЗ эжекторов с регулируемым отношением
площади сечения активного и пассивного сопел в пределах 0,2...5.
Во всех основных схемах заправки автомобилей используется двух- и
более ступенчатая заправка. Ее применение обусловливается следующим.
При заправке из одного аккумулятора газа, где давление создают путем
закачки газа компрессорами, могут наблюдаться два недостатка: пере-
расход энергии на компримирование газа и недозаправка газобаллонных
198
8. Хранилища природного газа и газозаправочные станции
установок автомобилей. Сущность первого эффекта состоит в том, что
весь газ сжимается до давления, превышающего максимальное давление
в баллонах, установленных на автомобиле, в то время как для заполнения
газобаллонной установки только последняя порция газа должна сжимать-
ся до рабочего давления. Весь остальной газ требуется сжимать до более
низкого давления. Недозаправка возможна вследствие перегрева газа. В
начале заправки наблюдается влияние дроссель-эффекта при заправке,
из-за чего температура газа в баллоне при резком расширении газа сни-
жается до 203...213 К. Однако далее приуменьшении перепададавлений
дроссельный эффект снижается, температура между стенкой баллона и
газом за счет интенсивного теплообмена вследствие торможения струи
постепенно возрастает и в конце заправки теплосодержание газа в балло-
не становится выше теплосодержания единицы газа в аккумуляторе, что
и является источником перегрева газа.
Экспериментальные исследования показали, что при заправке имеет
место перегрев газа относительно температуры заправляемого газа на ве-
личину от 10 до 55 К, что приводит к недозаправке до 10 %. Заправка авто-
мобилей в несколько ступеней, вначале из аккумулятора с меньшим давле-
нием, затем с большим давлением уменьшает недостатки прямой заправ-
ки из одного аккумулятора. Например, применение двухступенчатой за-
правки с давлением в первом аккумуляторе 13... 14 МПа и во втором —
22 МПа позволяет уменьшить затраты энергии на 27. ..30 % и практически
ликвидировать недозаппавку автомобилей.
199
9.1. Основные понятия о СУГ
9. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
О СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗАХ
9.1. Основные понятия о СУГ
На практике и в технической литературе сжиженными углеводород-
ными газами принято называть низшие углеводороды, которые в чистом
виде или в виде смесей при сравнительно небольшом давлении и темпе-
ратуре окружающей среды переходят в жидкое состояние. К таким угле-
водородам относятся пропан - С3НЬ, бутан - САН10 (и-бутан и н-бутан),
пентан СзН|2, пропилен - С3Н6, бутилен - C4HS. Для удобства хранения
и транспортировки эффективно сжижать метан, этан и этилен. Сжиже-
ние, хранение и транспортировка метана, этана и этилена осушествля-
Ю1ся обычно под давлением, близким к атмосферному, но при отрица-
тельных температурах (от-161 до -90 °C).
Разделение сжиженных газов на сжиженные углеводородные газы
(СУГ) и сжиженный природный газ (СПГ — метан) чисто условно.
Алканы (СпН,п+2) — насыщенные углеводороды открытого строения.
Пропан и бутан в нормальных условиях находятся в газовом состоя-
нии. Пентан — летучая жидкость.
Алканы являются достаточно сильными наркотиками, но их дейст-
вие ослабляется слабым растворением в крови. Поэтому при обычных
условиях они являются физиологически индифферентными. Они вызы-
вают удушье только при очень сильных концентрациях из-за уменьше-
ния содержания кислорода.
Эт илен, пропилен, бутилен — ненасыщенные углеводороды откры-
того строения — алкены (СпН,п)
Основные достоинства СУГ — жидкость при транспортировке и хра-
нении и 1аз — при использовании и сжигании.
200
9 Общие сведения о сжиженных углеводородных газах
9.2. Источники получения СУГ
Основными источниками для производства СУГ являются:
- попутные газы нефтяных месторождений;
- газы стабилизации нефти;
- жирные природные газы газоконденсатных месторождений;
- газы нефтепереработки
Попутные газы и газы стабилизации нефти получают при добыче неф-
ти. Обычно в верхней части нефтяных залежей находится газовая шапка,
газ которой частично растворен в нефти.
Газы ог нефти отделяются в трапе-разделителе, и затем на газопере-
рабатывающей установке методом абсорбции извлекаются все легкосжи-
маемые газы.
Жирные газы газоконденсатных месторождений содержат и более тя-
желые компоненты C3-Cg, которые должны быть отделены потому, что
при повышении давления в магистральном газопроводе они выпадают в
виде конденсата и могут привести к уменьшению эффективного диамет-
ра трубопровода. Отделяют от метана и этана на установках низкотемпе-
ратурной сепарации.
Нефтезаводские газы являются одним из важных источников произ-
водства СУГ Их доля составляет до 50 % от всего производства СУГ. Ко-
личество сжиженных газов (в % мае.), полученных из 1 т нефти, зависит
от технологической схемы нефтепереработки-
каталитический крекинг нефти 8...12
термический реформинг нефти 15...20
крекинг в газовой фазе нефти 20...25
двухфазный крекинг нефти 10...12
термический крекинг газойля 9. .10
термический реформинг лигроина 25...26
каталитический крекинг газойля 14...15
9.3. Состав СУГ
Во избежание повышенной упругости паров сжиженный газ не дол-
жен содержать значительных количеств этана, а для недопустимого сни-
жения упругости паров - значительных количеств пентана. Состав СУГ,
201
9.3. Состав СУГ
используемых для коммунально-бытового газоснабжения, должен соот-
ветствовать нормам (ГОСТ 20448-90. СУГдля коммунально-бытового и
промышленного потребления).
В табл.9.1 использованы следующие сокращения: СПБТЗ — смесь
пропана-бутана технических зимняя;
СПБТЛ — смесь пропана-бутанатехническихлетняя,
БТ — бутан технический.
Таблица 9.1
Состав СУГ по ГОСТ 20448-90
Показатель Марка сжиженных газов
СПБТЗ СПБТЛ БТ
Компонентный состав, %, не менее сумма метана, этана, этилена, не более сумма пропана и пропилена, не менее 4 75 6 не норм 6 ируется
Сумма бутанов и бутиленов: не менее не более не норм. не норм. 60 60
Жидкий остаток (С5 и выше) при t = 20 °C 1 2 2
Давление насыщенных паров избыточное, МПА при +45 °C, не более при -20 °C, не менее 1,6 0,16 1,6 1,6
Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более 0,015 0,015 0,015
В том числе сероводорода, %, не более 0,003 0,003 0,003
Содержание свободной воды отсутствует
В табл. 9.2 приведены области применения СУГ для коммунально-
бытовых нужд.
Для заправки автотранспорта используется СУГ двух марок: ПА —
пропан автомобильный и П БА - пропан-бутан автомобильный, которые
должны соответствовать требованиям ГОСТ 27578-87.
Марка газа П БА допускается к применению во всех климатических
районах при температуре окружающего воздуха не ниже минус 20 °C.
Марка ПА применяется в зимний период в тех климатических районах,
где температура воздуха опускается ниже минус 20 °C, и рекомендуемый
температурный интервал ее применения от минус 20 °C до минус 35 °C.
202
9. Общие сведения о сжиженных углеводородных газах
Таблица 9.2
Области применения различных марок сжиженных газов
Система газоснабжения Зоны страны по ГОСТ 16350 80
За исключением холодной зоны Холодная зона
Летний период Зимний период Летний период Зимний период
Газобаллонная: с наружной установкой баллонов СПБТЛ СПБТЗ СПБТЛ СПБТЗ
с внутриквартирной установкой баллонов СПБТЛ СПБТЛ СПБТЛ СПБТЛ
портативные баллоны БТ БТ БТ БТ
Групповые установки: без испарителей СПБТЛ СПБТЗ СПБТЗ СПБТЗ
с испарителями СПБТЛ СПБТЗ СПБТЛ СПБТЗ СПБТЗ
БТ СПБТЛ БТ СПБТЛ СПБТЛ
Примечания.
1. Все зоны, за исключением холодной и очень холодной: летний период —
с 1 апреля по 1 октября; зимний период — с 1 октября по 1 апреля.
2. Холодная зона: летний период — с I июня по 1 октября; зимний период —
с 1 октября по 1 июня.
3. Очень холодная зона: летний период — с 1 июня по 1 сентября; зимний
период — с 1 сентября по 1 июня,
В соответствии с ГОСТом на сжиженные углеводородные газы
для автотранспорта СУГ должны соответствовать требованиям и нормам,
приведенным в табл. 9.3.
9.4. Свойства СУГ. Смеси газов
Основные физико-химические свойства газов приведены в табл. 1.3.
Плотность сжиженного газа существенно зависит от температуры.
203
9 4 Свойства СУГ Смеси газов
Таблица 9 3
Требования к качеству СУГ для автомобильного транспорта
Наименование показателя Норма для марки
ПА ПБА
Массовая доля компонентов, % сумма метана, этана пропан сумма углеводородов С4 и выше сумма непредельных углеводородов, не более не норм 85± 10 не норм 6 не норм 50± 10 не норм 6
Содержание жидкого остатка при 40°C, свободной воды и щелочи отсутствует отсутствует
Давление насыщенных паров, избыточное, МПа, при температуре плюс 45 °C, не более минус 20 °C, не менее минус 35 °C, не менее 0,07 1,6 0,07
Массовая доля серы и сернистых соединений, % не более в том числе сероводорода не более 0,01 0,003 0,01 0,003
Для технических расчетов плотность сжиженных газов можно опре-
делять по формуле
Рт=Рт0+« (.Т-То) (9 1)
В табл 9 4 даны значения параметров, входящих в эту формулу, и
диапазоны температур их применения для расчета плотности сжижен-
ного газа Плотность смеси сжиженных газов определяется по формуле
(1 6) или по формуле
1
Pl Р2 Р, Рп
где р м — плотность смеси СУГ, х,, х2, , хп - концентрации компонентов
сжиженного газа (в долях массовых), р,, р2, , рп - плотности компонен-
тов, входящих в состав сжиженного газа
204
9 Общие сведения о сжиженных углеводородных газах
Таблица 9 4
Значения величин Рт0 и а для расчета плотности жидкой фазы
сжиженных углеводородных газов (при Т=21Ъ К)
в интервале температур
Газ Рт» > кг/м’ а, кг/(м3 К) Температура Т, К
Этилен 345,5 3,076 233 280
Пропан 529,7 1,354 205 301
Пропилен 543,5 1,477 233 313
н-Бутан 601,1 1,068 227 331
Изобутан 581,0 1,145 223 289
н Бутилен 638,6 1,160 223 289
Изобутилен 618,1 1 096 203 273
н-Пентан 645,5 0,950 150 332
Пропан промышленный 533,8 1,730 273 328
Бутан промышленный 603,6 1,210 273- 28
Конденсат углеводородный 602,8 1,160 273 328
По общепринятым данным, в практике плотность жидкого остатка
утлеводородов С5 и выше, входящих в состав сжиженного газа, принимают
700 кг/м3
УЭельньш объем сжиженных газов — величина, образ ная плотности
(9 3)
Следует отметить, что жидкая фаза сжиженного газа резко увеличива-
ет свой объем при повышении температуры, что необходимо учитывать
205
9 4 Свойства СУГ Смеси газов
при проектировании и эксплуатации сосудов для сжиженных газов Изме-
нение объема жидкой фазы сжиженного газа определяется по формуле
= И +₽(Г2-Г,)], (94)
где V — объем жидкости при температуре Т, И — объем жидкости при
температуре Т, р — коэффициент объемного расширения, который зави-
сит от природы газа и пределов изменения температуры (табл 9 5)
Таблица 9 5
Значения коэффициента объемною расширения р жидкой фазы
сжиженных углеводородных газов
Газ Диапазон изменения температуры, °C
от 20 до +10 от +10 до +15 от +15 до +40
Пропан 0,00290 0,00331 0,00372
Бутан 0,00209 0,00215 0,00220
Определение вязкости СУГ необходимо для расчета массопереда-
чи, потерь давления в трубопроводах, теплопереносаидр
Динамическая вязкость паровой и жидкой фазы газов р может быть
рассчитана по формуле Ватсона
г| = Лкр Ппр,Пас (9 5)
где ркр — динамическая вязкость газа в критической точке, определяемая
по формуле
Лкр=36,2 10
(9 6)
в которой величины имеют размерность молекулярная масса М
(кг/кмоль), критическое давление Р(МПа), критическая температура (К)
ц — приведенная вязкость, определяемая по графику на рис 9 1
в зависимости от приведенных температуры и давления, определяемых
по формулам (1 13)-(1 14)
206
9 Общие сведения о сжиженных углеводородных газах
Приведенная вязкость, т> = г)/т|
Рис. 9.1. Зависимость изменения приведенной вязкости от приведенных
параметров газа (газовой смеси)
207
9 4 Свойства СУГ Смеси газов
Формула (9 5) позволяет вычислять вязкость паров по данным
вязкости жидкостей Для этого по известному значению вязкости при
данных условиях т| и найденному по рис 9 ( Значению для этих же у сло-
П
вий находят значение вязкости в критической точке ~ „
Чпр
Зная значение т)кр для данного вещества или смеси, определяют
их вязкость для любых других условий путем обратного пересчета при
помощи рис 9 1
Значения динамической вязкости паровой фазы различных газов при
нормальных условиях приведены втабл 1 3
Динамическую вязкость смеси газов определяют по формуле (9 7),
если известны вязкости компонентов смеси, либо по формуле (9 5)
гдех — массовая концентрация компонента смеси
Кинематическая вязкость v представляет отношение динамической
вязкости к плотности
П
v^p (9 8)
Упругость насыщенных паров сжиженных углеводородных газов прояв-
ляется, когда система “жидкая фаза — газ” находится в равновесии, при
этом пары над жидкостью называются насыщенными, а давление, кото-
рое они оказывают на стенки сосуда, называется упругостью паров при
данной температуре
Точное определение упругости насыщенных паров очень важно для
процессов получения, хранения и транспорта сжиженных yi леводород-
ных газов Давление насыщенных паров является основной величиной
для расчета резервуаров, танкеров и баллонов сжиженного газа, испари-
тельной способности установок, а также состава газа в зависимости от
климатических и сезонных условий
При расчете трубопроводов для сжиженных i азов необходимо, что-
бы давление подлине превышало упругость насыщенных паров во избе-
208
9 Общие сведения о сжиженных углеводородных газах
жание газовых полостей в трубопроводе, что может привести к резкому
сокращению его пропускной способности Необходимо так подбирать
состав сжиженного газа, чтобы при низкой температуре упругость его па-
ров быладостаточнадля работы регуляторов, те быта не менее 0,15МПа
Общее давление, создаваемое смесью газов или паров согласно зако-
ну Дальтона является суммой парциальных давлений газов или паров,
входящих в состав этой смеси,
Л
(9.9)
где Р^У\РМ (9Ю)
у — молярная доля компонента в паровой фазе
По закону Рауля парциальное давление определяется давлением (уп-
ругостью) насыщенных паров каждого компонента Р при данной темпе-
ратуре и молярной доле каждого компонента в жидкой фазе „у ж
Л = (9 11)
С учетом равновесия системы можно записать
У,ж ps, =У, р. или -^-=У±- = к , (9 12)
Рсм Ум
где к — константа фазового равновесия
Зависимость давления насыщенных паров в жидкой фазе от тем-
пературы описывается уравнением Антуана
1ёЛ = 4-
А,+Т
(9 13)
Значение постоянных коэффициентов А,, Av А3 для разли .ных газов
приведены в табл 9 6
Скрытая теплота превращения показывает количество выделенного
или поглощенного тепла при фазовых переходах При определенной тем-
209
9.4. Свойства СУГ. Смеси газов
Значения постоянных
Таблица 9.6.
Компоненты Пределы температуры, К А, А, А, Точность уравнения
ОТ до
Метан 111,6 154,9 437,085 2,94973 -0,486 ±0,3
154,9 190,9 600,175 3,44082 25,272 ±0,1
Этан 189,7 243 722,955 3,10102 -7,995 ±0,3
243 305,3 1030,628 3,67841 39,083 ±0,3
Этилен 204 282,8 768,260 3,33160 9,280 ±1,5
Пропан 232 302 1048,900 3,43368 5,610 ±2,0
302 370 1578,210 4,73870 87,498 ±2,0
Пропилен 226 273 712,188 2,77287 -36,354 ±1,0
273 364 1220,330 3,70437 36,650 ±1,0
и-Бутан 135 272 968,098 3,00522 -30,595 +0,3
272 348 1030,340 3,11808 -22,109 ±1,0
Изобутан 183 261 926,054 2,95313 -29,367 ±0,2
261 407 1120,115 3,31173 -1,297 ±1,0
«-Бутилен 154 318 961,437 3,05000 -29,173 ±1,0
Примечание. Агрегатное состояние всех веществ жидкое.
пературе вещество может быть переведено из твердого состояния в жид-
кое или из жидкого в газообразное.
Испарением называется процесс парообразования, происходящий
на свободной поверхности жидкости.
Кипением называется процесс интенсивного испарения не только с
поверхности, но и со всего объема жидкости.
Теплота испарения находится в функциональной зависимости от
абсолютной температуры. Наиболее простой метод ее расчета основыва-
ется на правиле Трутона, согласно которому мольная энтропия испаре-
ния (теплота превращения) при атмосферном давлении одинакова для
всех жидкостей:
-^— = 88 кДжДкмоль-К).
^кип
210
9. Общие сведения о сжиженных углеводородных газах
При расчете мольной теплоты испарения для произвольной темпе-
ратуры может быть использована формула Ватсона:
где Т — приведенная температура кипения.
Энтальпия (теплосодержание) насыщенной жидкой фазы — это ко-
личество тепла, необходимого для нагрева 1 кг или 1 м3 жидкости от О К
до заданной температуры при постоянном давлении. Теплосодержание
насыщенной жидкости равняется сумме теплоты нагрева и скрытой теп-
лоты плавления.
Теплосодержание насыщенного пара - это количество тепла, необхо-
димого для повышения 1 кг или 1м3 насыщенного пара от О К до заданной
температуры при заданном давлении. Оно является суммой теплосодер-
жания насыщенной жидкости и скрытой теплоты парообразования.
9.5. Диаграмма состояния индивидуальных углеводородов
Диаграмма состояния - это графики зависимости между давлени-
ем, температурой, удельным объемом, теплоемкостью, теплосодержа-
нием для сжиженных газов, полученные экспериментально, так как эти
зависимости не подчиняются законам идеальных газов. Диаграммы со-
стояния включают две фазы существования вещества - жидкую и газо-
образную.
Линии, разделяющие параметры, соответствующие двум различным
фазам, называются пограничными кривыми. Чаще всего диаграммы со-
стояния строят в системах координат Т - s (температура — энтропия) и
р - i (давление — энтальпия).
С помощью диаграмм состояния с достаточной для практических
расчетов точностью можно проследить за изменением параметров угле-
водородов при следующих процессах:
- охлаждение или подогрев;
- конденсация или испарение;
- адиабатическое испарение или сжатие;
- дросселирование и др.
211
9 5 Диаграмма состояния индивидуальных углеводородов
При расчетах применяют главным образом р i диаграммы (рис 9 2)
На сетку диаграммы нанесены следующие точки и линии
- точка критического состояния К данного углеводорода,
- кривая ПКЖ делит диаграмму на три части (зона! слева от линии
КЖ характеризует жидкую фазу, зона II внутри кривой ПКЖ -
парожидкостьую смесь и зона Ш справа от кривой ПК — газовую фазу),
кривая ЖК показывает состояние насыщенной жидкости при различ-
ных давлениях, кривая ПК — состояние насыщенного пара при различ-
ных давлениях,
- кривая внутри зоны III показывает степень сухости пара X,
- линия изотерм ТЕМЛ (участок ЕМ горизонтален, так как при кипе
нии жидкой фазы наблюдается постоянное давление и температура, а при
температуре выше критической линией изотерм является кривая Т'Е')
212
9 Общие сведения о сжиженных углеводородных газах
- линии постоянных удельных объемов v в области жидкой фазы
ОБ, в области парожидкостной смеси О'Б' и в области газовой фазы
Б'Б" (удельный объем жидкой фазы определяется точкой О на линии
КЖ, паровой фазы -- точкой Б' на линии КП);
- линии постоянной энтропии АД и А'Д' (адиабаты)
При пересчетах по диаграмме можно определить
- давление жидкой и паровой фаз в замкнутом объеме при заданной
температуре путем определения точки пересечения Е изотермы ТЕМЛ
с кривой сухого пара КП или насыщенной жидкости КЖ (точка М).
Если изотерма не пересекает область 11, то это означает, что газ не перей-
дет в жидкое состояние при этой температуре, toi да давление определя-
ют по точке пересечения изотермы Т'Е' изохорой Б'Б";
- удельный объем насыщенной жидкости или пара при данном дав-
лении или данной температуре определяют по точке пересечения задан-
ной изобары или изотермы с кривыми КЖ и КП (удельный объем газо-
вой фазы для данной температуры и данного давления определяют в
точке пересечения соответствующих изобар и изотерм),
- теплосодержание газа i, парожидкостной смеси (п или жидкой фазы
/ж определяется по оси абсцисс при заданном давлении и заданной тем-
пературе в точке пересечения изобар с изотермами кривыми КП и КЖ
или линиями постоянной сухости пара;
- теплота парообразования г при заданном давлении определяется
разностью теплосодержания точек пересечения данной изобары с кри-
выми КП (точка Е) и КЖ (точка М) (г= /Б - /м),
- степень сухости пара определяется точкой пересечения изобар и
кривой постоянной сухости при заданном теплосодержании
С помощью диаграмм можно анализировать следующие тепловые
процессы
- дросселирование жидкой фазы от давления Рн до Рк отображается
прямой линией МС (процесс без подвода или отвода тепла) Пересече-
ние кривой сухости с изобарой дает значения количества пара при
дросселировании,
- сжатие газа при помощи адиабаты Теоретическая работа сжатия
определяется разностью теплосодержания в начальной В и конечной А',
например Д/= iB - /л
213
10.1. Перевозка СУГ в железнодорожных цистернах
10. ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
От места производства до потребителей СУГ доставляется в сосудах
под давлением или в изотермических емкостях, а также по трубопроводам,
для этого используются:
1. Железнодорожные цистерны (или вагоны для перевозки баллонов).
2. Автомобильные цистерны (или специальные машины для пере-
возки баллонов или “скользящих” емкостей).
3. Морские и речные суда.
4. Самолеты и вертолеты.
Крупные промышленные потребители СУГ обычно расположены
рядом с газоперерабатывающим заводом (ГПЗ) или нефтеперерабатыва-
ющим заводом (НПЗ) и получают газ по трубопроводам.
СУГ, предназначенные для бытовых потребителей, для автотранс-
порта и мелких промышленных потребителей, отпускаются через систе-
му газонаполнительных станций (ГНС) и кустовые базы (КБ), которые, в
свою очередь, снабжаются по трубопроводам, железнодорожными цис-
тернами, автомобильными цистернами или танкерами.
С ГНС или КБ сжиженные газы доставляются потребителям в ос-
новном автотранспортом или непосредственно или через промежуточ-
ные склады — районные пункты (РП), организуемые для обеспечения
газом отдаленных зон района обслуживания.
Производительность ГНС-от 3 тыс. т/год до 12тыс.т/год. Произ-
водительность КБ - от 25 тыс. т/год до 100 тыс. т/год. Назначением
кустовых баз служат также экспорт и импорт сжиженных газов. В этом
случае транспортировка сжиженных газов осуществляется в основном по
морю на специальных судах-газовозах.
214
10. Транспорт сжиженных углеводородных газов
ю.1. Перевозка СУГ в железнодорожных цистернах
Для перевозки сжиженных газов, легкого углеводородного сырья и
углеводородов группы пентанов используются железнодорожные цистер-
ны специальной конструкции с полной вместимостью котла от 51 до 86 м3.
Втабл. 10.1 приведены характеристики четырехосной цистерны моделей
15-1407 и 15-1200 повышенной грузоподъемности.
Таблица 10.1
Технические характеристики цистерн для сжиженных углеводородных
газов и легкого углеводородного сырья
Модель вагона 15-1407 15-1200
Грузоподъемность, т 23 40,8
Масса тары вагона, т 35,9 39,1
Нагрузка: - от оси колесной пары на рельсы, кН - на один погонный метр пути, кН/м 144,35 48 196,8 66,16
Габарит 02-Т 01-Т
База вагона, м 7,8 7,8
Длина, м - по осям автосцепок - по концевым балкам рамы 12,02 10,8 12,02 10,8
Ширина максимальная, м 3,075 3,01
Высота от уровня головок рельсов максимальная, м 4,6 5,1
Количество осей, шт. 4 4
Диаметр котла внутренний, м 2,6 3,0
Длина котла наружная, м 10,8 11,008
Количество верхних люков, шт. 1 1
Давление в котле, МПа - условное рабочее по регулировке предохранительного клапана ^создаваемое при гидравлическом испытании 2,08 3,0 2,0 3,0
-Наличие парообогревающей рубашки Нет Нет
_Наличие теплоизоляции Нет Нет
Наличие течевой защиты Есть Нет
215
10.1. Перевозка СУГ в железнодорожных цистернах
Продолжение табл. 10.1
Наличие предохранительного клапана Есть Есть
Наличие предохранительно-впускного клапана Нет Нет
Способ налива и слива Верхний передав- ливанием Налив закрытым способом через вентиль Слив- откачиванием насосом или передавливанием
Наличие лестниц, шт. - наружных - внутренних Есть Нет Есть Нет
Толщина котла, мм 26 24
Толщина днища, мм 32 24
В настоящее время начали использоваться железнодорожные цис-
терны полным объемом до 161,5 м3для перевозки аммиака.
Цистерна, рис. 10.1, представляет собой сварной цилиндрический
резервуар со сферическими днищами 2, расположенный на четырехос-
ной железнодорожной тележке 1. Крепление резервуара к раме осуще-
ствляется стяжными болтами 5. В верхней части цистерн по их верти-
кальной оси имеется горловина люка-лаза с фланцем, на котором кре-
пится крышка. Люк-лаз имеет диаметр 450 мм, на крышке которого рас-
положена арматура. Люк вместе с арматурой закрывается предохрани-
тельным колпаком 3 диаметром 685 мм и высотой 340 мм. Для обслужи-
вания арматуры вокруг колпака сделана площадка с поручнями 4 и лест-
ницами 6 по обе стороны цистерны.
На крышке люка размещены сливоналивная и предохранительная
арматура (рис. 10.2) и арматура для контроля сливоналивных операций
(рис. Ю.Зирис. 10.4). В центре крышки люка смонтирован пружинный
предохранительный клапан 11 диаметром 32 мм (рис. 10 2), предназна-
ченный для сброса паров сжиженного газа в атмосферу в случае, если в
цистерне повысится давление сверх допустимого (для пропана 20, для
бутана 8 кг/см2).
По обе стороны предохранительного клапана по продольной оси
цистерны установлены два угловых сливоналивных вентиля 7 и 9 диаме-
216
Рис 10 1 Железнодорожный вагон-цистерна для перевозки сжиженных углеводородных газов.
1 - четырехосная тележка, 2 — резервуар со сферическим днищем, 3 - предохранительный колпак;
4 — площадка с поручнями, 5 — стяжные болты с хомутами,
6 — лестницы; 7 — узел манометродержателя; 8 — опорный башмак
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
10.1. Перевозка СУГ в железнодорожных цистернах
Рис. 10.2. Расположение арматуры на крышке люка железнодорожной цистерны:
1 — вентиль для удаления воды; 2, 3 — вентили для контроля уровня наполнения;
4 — вентиль для контроля опорожнения; 5 — вентиль сброса газа;
6 — угловой вентиль для отбора (подачи) паровой фазы сжиженного газа;
7,9 — угловые вентили для наполнения и слива сжиженного газа;
8 — карман для термометра, 10 — предохранительный клапан
тром40мм, которые через скоростные клапаны 1, рис. 10.4, автоматиче-
ски прекращающие выход сжиженного газа в случае обрыва шланга, со-
единены с трубами, доходящими почти до дня цистерны.
Для отбора из цистерны или подачи в нее паров сжиженного газа
служит угловой вентиль 6 диаметром 40 мм, соединенный через скорост-
ной клапан с паровым пространством цистерны.
Для контроля за правильностью заполнения сжиженным газом слу-
жат вентили 2 и 3, заканчивающиеся внутри цистерны трубками на уров-
не максимального наполнения (рис. 10.3). При этом трубка вентиля 2,
маховик которого окрашен в зеленый цвет, заканчивается на уровне мак-
218
10. Транспорт сжиженных углеводородных газов
Рис. 10.3. Схема расположения вентилей контроля за уровнем сжиженного газа
в железнодорожной цистерне:
1 — вентиль слива воды из сосуда цистерны (дренажный вентиль);
2 — сигнальный вентиль»; 3 — вентиль контроля предельного наполнения;
4 — вентиль контроля за опорожнением сосуда цистерны; 5 — вентиль удаления
жидкости из трубки вентиля 4
симально допустимого заполнения сосуда цистерны сжиженным газом,
а трубка вентиля 3, маховик которого окрашен в красный цвет, — на 50 мм
выше. Таким образом, вентиль 2 является вентилем-сигналом, а слой
жидкости в 50 мм (находящийся между концами вентилей- трубок 2 и 3)
представляет собой допустимое контролируемое переполнение желез-
нодорожной цистерны сжиженными газами.
219
10 1 Перевозка СУГ в железнодорожных цистернах
Рис 10 4 Схема расположения сливоналивных и уравнительных
вентилей на крышке люка железнодорожной цистерны
1 — скоростные клапаны, 2 — крышка люка, 3 — люк, 4 — труба для отбора
(подачи) паров сжиженного газа, 5 — трубка удаления воды, 6 — угловой вентиль
отбора (подачи) паров сжиженного газа, 7,9 — сливоналивные угловые вентили,
8 — сливоналивные трубы, 10 — приямок для сбора воды
Контроль за опорожнением цистерны осуществляется вентилем 4,
трубка которого установлена на уровне нижней плоскости сливоналив-
ных трубок При этом вентиль 1 предназначен для удаления столба жид-
кости из трубки вентиля 10 после его закрытия
Термометр для замера температуры сжиженных газов помешается в
кармане 8, представляющим собой трубку длиною 2 550 мм Конец этой
трубки, опущенный в цистерну, заварен, а верхний конец, ввинченный
во фланец люка, открыт
220
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
Вентиль 1 диаметром 12 мм служит для удаления из сосуда цистерны
отстоявшейся воды и тяжелых неиспаряющихся остатков сжиженных га-
зов Конец трубки этого вентиля заканчивается на расстоянии
5 мм от низа цистерны (рис 10.4)
Цистерна должна быть окрашена в светло-серый цвети иметь соот-
ветствующие надписи
Низ сосуда цистерны по всей его длине на высоту 400 мм окрашива-
ется в черный цвет. Вдоль оси сосуда наносится красным цветом отличи-
тельная полоса шириной 300 мм.
Расчет сосудов железнодорожных цистерн на прочность произво-
дится с учетом действия нагрузок от упругости паров жидкости при
температуре плюс 55 °C и давления жидкости в результате толчка или
торможения цистерны.
При температуре +55 °C упругость паров (давление насыщения) для
пропана составляет 19,6 кг/см2 (1, 933 МПа), для н-бутана - 5,6 кг/см2
(0,549 МПа) и для и-бутана - 7,7 кг/см2 (0,755 МПа). Давление, создава-
емое в сосуде цистерны при толчке и торможении, определяются из со-
отношений'
а) при толчке — Р ,
Лд1=Рж^/, (Ю.1)
б)при торможении - Р
п Рж I Vn
Лд2=— —° (Ю.2)
гдеРх-плотность жидкости, кг/м3;
I — длина емкости, м;
vo ~ скорость цистерны в момент начала торможения, м/с;
t - время торможения, с; ,
g~ ускорение свободного паления, м/с2.
Расчетное давление Рдля сосуда цистерны выбирается по большему
из уравнений
(ЮЗ)
221
10.1. Перевозка СУГ в железнодорожных цистернах
р = Р35 + р
' rS Гуд2 ’
(Ю.4)
где PS5S — давление насыщенных паров сжиженного газа при температуре
+55 °C.
По расчетному давлению определяется толщина стенки. Расчет ве-
дется, как и для стационарных сосудов, по ГОСТ 14249-89.
За рубежом в настоящее время строятся и эксплуатируются железно-
дорожные цистерны безрамной конструкции с объемом котла более
100 м3 (табл. 10.2).
Таблица 10.2
Технические характеристики цистерн, применяемых за рубежом
Показатели ФРГ США Франция
Емкость котла, м’ 100 ИЗ 228
Длина котла, м 16,3 18,6 20
Диаметр котла, м 3,00 3,00 3,00
Толщина стенки обечайки, мм 13,6 23,8 19
Число осей 4 4 8
Конструкция рамная безрамная безрамная
Для налива в железнодорожные цистерны сжиженного газа и его слива
заводы-поставщики имеют наливные эстакады, а газонаполнительные
станции — приемно-сливные. Стояки имеют линии паровой и жидкой
фаз продукта и, как правило, располагаются по обе стороны эстакады.
Наливные (сливные) стояки оборудованы гибкими резино-тканевыми
напорными рукавами для присоединения к цистернам. Для налива каж-
дого продукта подведен индивидуальный коллектор, в результате чего
можно одновременно производить налив разных видов сжиженного газа,
например пропана, н-бутана и и-бутана.
Установлены следующие нормы времени налива сжиженного газа в
железнодорожные цистерны: на пропан и пропан-бутановую смесь -
5 часов, на н-бутан и и-бутан - 3 часа.
Началом налива считается время подачи железнодорожных цистерн
на наливную эстакаду.
222
10. Транспорт сжиженных углеводородных газов
Перевозка сжиженных газов по железной дороге в крытых вагонах
Кроме специальных цистерн доставка СУГ потребителям осуществ-
ляется в крытых вагонах, груженных баллонами. Такой вид транспорта
применяется при снабжении газом бытовых потребителей, расположен-
ных в районах, значительно удаленных от КБ и ГНС. В некоторых случа-
ях доставка сжиженного газа в баллонах по железной дороге экономиче-
ски эффективнее, чем доставка газа автотранспортом.
В каждом конкретном случае выбирается оптимальный вариант путем
сравнения тарифов и затрат.
По железной дороге баллоны со сжиженным газом перевозятся в
двух- и четырехосных крытых вагонах. Обычно перевозятся баллоны вме-
стимостью 27 и 50 л. Они должны быть полностью исправны и снабжены
двумя защитными резиновыми кольцами толщиной не менее 25 мм.
10.2. Перевозка сжиженных газов в автомобильных цистернах
В практике газоснабжения для перевозки сжиженных газов на не-
большие расстояния (до 300 км) используют автоцистерны. Автомобиль-
ные цистерны, как и железнодорожные, состоят из горизонтального ци-
линдрического сосуда, в заднее днище которого вварен люк с прибора-
ми. В зависимости от предназначения и конструкции автоцистерны бы-
вают транспортные и раздаточные.
Транспортные автоцистерны предназначены для перевозки и хране-
ния больших количеств сжиженных газов с заводов-производителей до
КБ и ГНС или до крупных потребителей и групповых установок со сли-
вом газа в подземные и (или) наземные резервуары, рис. 10.5.
Автоцистерны заправочные предназначены для транспортирования,
хранения и заправки СУГ газобаллонных автомобилей и наполнения
бытовых баллонов с помощью установки УНБН-1 на специальных пло-
щадках. Автоцистерны оборудуются насосом, работающим от коробки
передач автомобиля через коробку отбора мощности или с приводом от
электродвигателя, установкой измерения СУГ, весовым устройством,
предохранительной и запорной арматурой, КИП. В табл. 10.3 приведе-
ны характеристики автомобильных цистерн, выпускаемых «КУЗПОЛИ-
МЕРМАШ.
Резервуар автоцистерны выполнен в виде горизонтально располо-
женного цилиндрического сосуда со сферическими днищами, закреп-
223
Технические характеристики автоцистерн для транспортирования СУГ
225
Таблица 10.3
Обозначение автоцистерны АППЦТ-12-885М, АППЦЗ-12-885М АППЦТ-20, АППЦЗ-20 АЦТ-8-МУ АП ЦТ-10
Вместимость геометрическая, м3 12,45 20,55 6,76 10,0
Вместимость полезная, м1 10,5 17,46 - 8,2
Масса транспортируемого газа, кг, не более 5300 10030 3300 4800
Рабочее давление, МПа, не более Гб 1,6 1,6 1,8
Нагрузка на седельно- сцепное устройство тягача, кг 6633 11750 - -
Тип тягача ЗИЛ-442160 МАЗ-5432, КАМАЗ-54112 ЗИЛ-433362 КАМАЗ-5320
Габаритные размеры, м - с тягачом - без тягача 10,4x2,45x3,15 8,65x2,5x3,5 7,1x2,5x2,76 7,43x2,5x3,2
Производительность при заправке автомобильного баллона, л/м (min-max) 16-40 16-40 20-30 -
Количество заправляемых баллонов, шт./час, не менее 35 35 -
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
10.2. Перевозка сжиженных газов в автомобильных цистернах
Рис 10 5. Автоцистерна заправочная АППЦЗ-20
224
10 2 Перевозка сжиженных газов в автомобильных цистернах
ленного на шасси автомобиля на четырех опорах В верхней передней
части резервуара установлен пружинный предохранительный клапан
В центре заднего днища расположен люк для внутреннего осмотра резер-
вуара Крышка люка выполнена в виде фланца с вваренным в него вогну-
тым днищем Узел сливо-наливных коммуникаций и арматуры состоит
из трубопроводов, запорных вентилей, присоединительных патрубков и
дюритовых шлангов Схема узла приведена на рис 10 6 Наполнитель-
ный трубопровод жидкой фазы 4 размещен под цистерной и заканчива-
ется вентилем 1 для сброса давления На трубопроводе находится огра-
ничитель налива 5, предохраняющий цистерну от переполнения, запор-
ный вентиль 2 и обратный пружинный клапан 3, автоматически отклю-
чающий цистерну от линии в случае обрыва шланга, разрыва трубы или в
подобных аварийных случаях
23
Рис 10 6 Узе 1 сливо-наливных коммуникаций и арматуры
автоцистерны АЦ-15-377С
1 — вентиль угловой цапковыи, 2, 6, 9,10 — вентиль запорный, 3 — обратный
клапан, 4 — наполнительный трубопровод жидкой фазы, 5 — ограничитель
налива, 7 —трубопровод паровой фазы, 8 — байпасная шния, 11 — сливнои
трубопровод жидкой фазы, 12 — вентиль запорный сливнои линии, 13 — клапан
скоростной, 14 — патрубок наполнительный, 15, 22, 24 — вентиль сбросной,
16, 21 — напорная линия сливного трубопровода, 17 — фильтр,
18 — электронасос, 19 — всасывающая линия с швного трубопровода,
20 — манометр, 23 — линия с шва
226
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
Сливной трубопровод жидкой фазы 11 также размещен под цистер-
ной и состоит из всасывающей и напорной линий 21 Напорная линия
подразделяется на линию слива и байпасную линию 8 На всасывающей
линии установлен запорный вентиль 10 и фильтр 17 На байпасной ли-
нии установлен запорный вентиль 9 Линия слива включает в себя запор-
ный вентиль 12, скоростной клапан 13, сбросной вентиль22и манометр 20
Коммуникация паровой фазы включает в себя трубопровод 7, за-
порный вентиль 6 и сбросной вентиль 24 Для сброса давления через
сбросной тройник на свечу к автоцистерне придается сбросной шланг
длиной 20 м
Цистерна заполняется сжиженным газом с помощью электронасоса
18, установленного на автоцистерне, через всасывающую линию 4, на
которой предусмотрен наполнительный патрубок 14 с левой резьбой
М60Ч4
Заполнение баллонов сжиженным газом от автоцистерны произво-
дится с помощью специального приспособления (рис 10 7), соединен-
ие 10 7 Приспособление для заполнения балзонов
1,3— шланг, 2 - троиник 4 — гайка, 5 — накидная гайка,
6 — зажим dw баллона
227
10 3. Перевозка сжиженного газа автотранспортом
ного с напорной линией сливного трубопровода. Приспособление рас-
считано для одновременного заполнения двух баллонов на весах и состо-.
ит из двух наполнительных зажимов. Наполнительный зажим рассчитан
для установки на баллоне и представляет собой быстросъемную конст-
рукцию.
10.3. Перевозка сжиженного газа автотранспортом в баллонах
и контейнерах-цистернах
Индивидуальные и групповые потребители, расположенные вблизи
кустовых баз или газонаполнительных станций (до 30...50 км), получают
сжиженные газы непосредственно с КБ или ГНС в баллонах. Баллоны
доставляются специальными автомобилями, приспособленными для
перевозки баллонов.
Специальные автомобили предназначены для перевозки бытовых
баллонов вместимостью 50 л в ячейках кузова. Кузов такой машины пред-
ставляет собой клетку, сваренную из металлических труб и уголков. Кузов
укрепляется на шасси автомобиля. Баллоны укладываются в ячейки гори-
зонтально к середине кузова. Для облегчения погрузки и разгрузки балло-
нов их укладывают в ячейки на подвижные ролики, обтянутые резиновы-
ми трубками, смягчающими удары. Баллоны в ячейках запираются специ-
альной штангой. Кузов автомобиля сверху покрыт теневым кожухом, кото-
рый предохраняет баллоны от прямых солнечных лучей.
В таблице 10.4 приведены технические характеристики автомаши-
ны АСТБ-3307-12 для перевозки бытовых баллонов.
При больших расстояниях от индивидуальных потребителей до КБ и
ГНС непосредственная доставка сжиженных газов становится нерацио-
нальной. В таких случаях организуются промежуточные пункты обмена
баллонов (ПОБ). Баллоны, заправленные на КБ и ГНС, доставляются на
такие промежуточные пункты в большегрузных автомобилях.
На промежуточных пунктах может производиться также и разлив
сжиженных газов в баллоны, куда сжиженные газы с КБ и ГНС доставля-
ются в автоцистернах.
В последние годы получил развитие способ транспортирования и
хранения СУГ в контейнерах-цистернах и съемных резервуарах. Контей-
нер-цистерна, рис. 10.8, может транспортироваться по железной дороге
на открытых железнодорожных платформах, грузовым автотранспортом
228
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
Таблица 10 4
Технические характеристики АСТБ-3307-12
Производительность резервуара для пропана, кг/ч °C
2,7 -30
6,6 -20
'— 10,4 ю
Го 0
17,5 + 10
21,8 "I +20
Рис 10 8 Контеинер-цистерна модели КЦ-25/2,0для перевозки
и хранения смеси пропана и бутана
229
10 3 Перевозка сжиженного газа автотранспортом
Таблица 10 5
Технические характеристики резервуара PC-1600
и контейнера-цистерны КЦ-25/2,0
Показатель PC-1600 КЦ-25/2ДГП
Толщина стенки обечайки, мм 8
Толщина эллиптических днищ, мм 10
Рабочее давление, МПа 1,8 2,0
Давление при гидравлическом испытании, МПа 2,3 3,0
Вместимость, м’ 1,6 25
Габаритные размеры, мм 3300x820x1130 6058x2438x2591
Количество груза (пропана), т 0,68 24,0
Масса резервуара с пропаном, т 0,135 33,6
Таблица 10 6
Производительность резервуара PC-1600 в зависимости
от температуры в условиях 12-часовой работы при минимальном
заполнении (25 % объема)
Производительность резервуара для пропана, кг/ч °C
2,7 -30
6,6 -20
10,4 -10
14,0 0
17,5 + 10
21.8 +20
и морским транспортом Контейнер-цистерна может использоваться для
газификации отдаленных поселков, на АГНКС и в качестве емкостей-
хранилищ на складах СУГ Он представляет собой горизонтальный сталь-
ной резервуар, заключенный в металлический каркас
Съемный резервуар представляет собой сварной сосуд, состоящий
из цилиндрической обечайки и двух эллиптических днищ, изготовлен-
ных из листовой малоуглеродистой стали
230
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
Внизу к корпусу приварены четыре опоры для горизонтальной уста-
новки в центре корпуса - бобышки с нарезными отверстиями для уста-
новки арматуры и приборов
Установленные на резервуаре арматура и приборы предназначены
для наполнения сжиженным газом, для контроля за давлением, расхо-
дом и наполнением, атакже для редуцирования газа Для защиты резер-
вуара от чрезмерного повышенного давления установлен предохранитель-
ный клапан Имеется штуцер для слива остатков жидкости Арматура и
приборы закрываются предохранительным кожухом
10.4. Перевозка сжиженных углеводородных газов по морю
Важнейшей проблемой международной торговли сжиженными га-
зами как сырьем для химической промышленности и топливом является
способ доставки их из районов добычи в районы потребления Страны,
не имеющие собственных значительных месторождений газа и разделен-
ные морскими бассейнами, например Япония, страны Западной Европы
и другие, вынуждены прибегать к услугам морского транспорта В неко-
торых случаях морские перевозки сжиженных газов и в пределах одной
страны являются наиболее целесообразным и экономичным видом транс-
порта Проблема доставки сжиженных газов морем стала особенно акту-
альной в последние годы в связи с бурным ростом потребления газов в
областях, достаточно удаленных от мест добычи
Первые сведения о перевозках сжиженных газов по морю относятся
к 1929 1931 гг, когда некоторые европейские и американские компании
начали переоборудовать суда под танкеры для транспортировки сжижен-
ных газов
Первое судно для транспортировки бутана “Агнита” было построе-
но в Англии в 1931 году В 40-х годах со стапелей сошли танкеры гречес-
кий “Медгаз” в 1944 году и японский “Too Со Мару” в 1945 году
Широкое развитие морские перевозки сжиженных газов получили
после Второй мировой войны В Западной Европе танкеры для сжижен-
ных углеводородных газов появились в 1953 году Первым специально спро
ектированным газовозом явилось построенное в 1953 году в Швеции для
Датских судовладельцев судно “Размус Толстрап” С этого времени начал-
ся быстрый рост морского транспорта сжиженных углеводородных газов
231
10.4 Перевозка сжиженных углеводородных газов по морю
— —
Развитие морского транспорта природного газа (содержание ме-
тана до 98 %), который может находиться в сжиженном состоянии
лишь в условиях глубокого охлаждения (до -162 °C), началось значи-
тельно позже, чем перевозки морем СУГ. Исследования по выявле-
нию возможности транспортировки сжиженного природного газа
(СПГ) на судах начались в 1950 году, когда американскими специали-
стами был разработан проект перевозки СПГ на специальных баржах
по реке Миссисипи из Луизианы к холодильникам скотобоен в Чика-
го. В 1954 году были построены первые две баржи. Однако разрешение
на их эксплуатацию получено не было, и они в течение почти пяти лет
использовались для проведения экспериментов и испытаний по про-
грамме, включающей морские перевозки сжиженного природного газа.
Первое судно для перевозки СПГ морем “Метан Пионер” с грузом
около 2 000 т сжиженного газа на борту вышло в рейс из США в Англию
в начале 1959 года. После успешного завершения опытных рейсов нача-
лось широкое строительство танкеров для перевозки СПГ морем во Фран-
ции, Англии и других странах.
В Советском Союзе перевозки сжиженных углеводородных газов
морем начались в декабре 1960 года на танкере “Фрунзе”, переоборудо-
ванном для одновременной перевозки нефтепродуктов и аммиака. По-
зднее в составе Новороссийского пароходства стали работать газовозы
“Кегумс” и “Краслава”, построенные по заказу Советского Союза в Япо-
нии в 1 965 году. Каждое судно перевозило в четырех сферических резер-
вуарах примерно по 1 000 т сжиженного пропана и бутана.
В последующие годы число танкеров, используемых для морских
перевозок сжиженных газов, увеличивается. Мировой флот танкеров-га-
зовозов уже в 1968 году исчислялся цифрой 216с суммарной вместимос-
тью 1 025 тыс. м3.
Существуют три типа судов для транспорта сжиженных углеводо-
родных газов.
1 . Газовозы с резервуарами под давлением. Резервуары этих танкеров
рассчитываются на максимальную упругость паров продукта при +45 °C,
что составляет около 16кгс/см3.
2 Газовозы с теплоизолированными резервуарами под пониженным
давлением (полуизотермические). Сжиженный газ транспортируется при
промежуточном охлаждении (от -5 до +5 °C) и пониженном давлении
(3...6 кгс/см2).
232
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
3 Газовозы с теплоизолированными резервуарами под давлением,
близким к атмосферному (изотермические). В изотермических газовозах
сжиженные газы транспортируются при давлении, близком к атмосфер-
ному, и низкой отрицательной температуре (-40 °C для пропана,
аммиака, -103 °C для этилена и -161 °C для сжиженного природного газа).
По форме устанавливаемых на танкере резервуаров газовозы могут
быть разделены на танкеры, оборудованные сферическими, цилиндри-
ческими и прямоугольными резервуарами.
Газовозы с резервуарами под давлением. Вес грузовых резервуаров зна-
чительно превышает вес аналогичных устройств при других способах пе-
ревозки сжиженных газов, что соответственно увеличивает резервы и сто-
имость судна. Грузоподъемность резервуаров до 2 000 м3. Производи-
тельность налива-слива 30...200 т/ч. Применяются при сравнительно не-
больших грузопотоках и отсутствии специального оборудования на бере-
говых базах и танкерах.
Полуизотермические газовозы характеризуются универсальностью
приема с береговых баз сжиженного газа при разнообразных температур-
ных параметрах. В связи с уменьшением массы грузовых резервуаров и
возможностью придания им прямоугольной формы уменьшаются раз-
меры танкера и улучшается использование объема резервуаров. Вмести-
мость резервуаров 2 000-13 000 м3. Производительность налива-слива
100...420 т/ч. Применяются эти танкеры при значительных грузооборо-
тах и при наличии соответствующего оборудования на береговых базах и
газовозах.
Изотермические газовозы являются наиболее совершенными, они
позволяют увеличить производительность налива-слива и соответствен-
но пропускную способность береговых баз и оборачиваемость флота. Вме-
стимость резервуаров свыше 10000 м3. Производительность налива-слива
500... 1 000 т/ч и более. Характеризуются большими размерами и приме-
няются при значительных грузооборотах.
Выбор способа транспортировки газа зависит от целого ряда техничес-
ких и экономических факторов, связанных не только с размерами и конструк-
цией судна, но и с условиями хранения сжиженного газа на берегу.
Опыт эксплуатации газовозов выявил несоответствие между типами
газовозов и способами хранения газа на берегу. Так, в случае хранения
сжиженного газа на берегу при положительной температуре и высоком
•Давлении суда, перевозящие газ в теплоизолированных резервуарах при
233
10 4 Перевозка сжиженных углеводородных газов по морю
._____——__
пониженном давлении, оказываются в невыгодном положении Чтобы
погрузить газ на эти суда, необходимо с помощью береговой или судовой
холодильной установки привести температуру и давление газа, храняще-
гося на берегу, в соответствие с условиями перевозки его на судне Это
вызывает увеличение времени простоя и энергозатрат по сравнению с су-
дами, перевозящими сжиженный газ в резервуарах высокого давления
Полуизотермические танкеры имеют ряд преимуществ перед газо-
возами, перевозящими газ в резервуарах высокого давления Так как плот-
ность сжиженного газа увеличивается с понижением его температуры
объем резервуаров у полуизотермических газовозов при заданной грузо-
подъемности будет меньше Из-за уменьшения расчетного давления газа
снизится вес резервуаров Резервуар для пропана вместимостью 1 000 м3,
рассчитанный на перевозку сжиженного газа под давлением, весит около
300 т Полуизотермическии резервуар такой же вместимости с темпера-
турой газа +5 °C и при пониженном давлении весит 120 т, и стоимость его
примерно на 40 % меньше Кроме того, на полуизотермических газово-
зах лучше используется объем трюма, так как теплоизолированным ре-
зервуарам, находящимся при пониженном давлении, можно придавать
форму, в наибольшей степени соответствующую обводам судна
Для изотермических газовозов указанные показатели выше, чем для
полуизотермических Однако перевозка газа в изотермических газовозах
требует оборудования портов отправления и приема низкотемператур-
ными резервуарами для хранения сжиженного газа и теплоизолирован-
ными трубопроводами для его перекачки Затраты на такое оборудова-
ние эффективны при больших грузопотоках сжиженного газа
Конструкция газовоза зависит от способа транспортировки сжижен-
ного газа, который, в свою очередь, диктует выбор типа резервуаров, уста-
навливаемых на газовозе
При перевозке газа под давлением и в полуизотермическом состоя-
нии применяются цилиндрические вертикальные, горизонтальные и
сферические резервуары, а в случае транспортировки газа в изотермиче-
ском состоянии обычно используют прямоугольные резервуары, так как
они позволяют лучше использовать подпалубный объем судна При од-
ной и той же вместимости (2 000 м ) на судне размещается значительно
меньшее количество горизонтальных цилиндрических или сферических
резервуаров, чем вертикальных
234
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
Уменьшение изолируемой поверхности приводит к уменьшению
хода дорогостоящей теплоизоляции и снижению стоимости всего га-
зовоза в целом Вертикальные цилиндрические резервуары характеризу-
ются удобством размещения и установки их на судне, простотой монта-
жа трубопроводов и арматуры Крепление вертикальных резервуаров не
вызывает затруднении, установка же горизонтальных резервуаров требу-
ет большого числа опор, поэтому на газовозах, перевозящих сжиженный
газ под повышенным давлением, используются в основном вертикаль-
ные цилиндрические резервуары, а при полуизотермическом способе
перевозки применяются горизонтальные цилиндрические и сферичес-
кие резервуары (рис 10 9)
Рис 10 9 Полуизотермические газовозы для перевозки сжиженных
углеводородных газов
а ~ со сферическими резервуарами, установленными на грузовой палубе,
б ~ со сферическими резервуарами, установленными в грузовых трюмах,
в ~ с цичиндрическими резервуарами, установленными в грузовых трюмах
и на верхней падубе
235
10.4. Перевозка сжиженных углеводородных газов по морю
Расчет резервуаров на прочность производится по выбранному рас-
четному давлению с учетом давления, возникающего в результате ударов
сжиженного газа в стенки резервуаров. Удары могут возникать в результа-
те резкой остановки газовоза и при резонансе между колебаниями сжи-
женного газа в резервуаре и колебаниями самого судна.
Первые газовозы с резервуарами высокого давления рассчитывались
при р0 = 25 кгс/см2 и могли перевозить сжиженный углеводородный газ
при температуре до +65 °C. Эти расчеты оказались завышенными, и в
настоящее время нормами предусматривается максимальная температу-
ра перевозки сжиженных газов +45 °C, при которой давление паров про-
пана достигает 17,5 кгс/см2.
Для уменьшения давления, возникающего в результате колебаний
транспортируемого сжиженного газа и достигающего значительных ве-
личин, длинные горизонтальные цилиндрические резервуары обычно
оборудуются несколькими поперечными перегородками, а иногда для
уменьшения свободной поверхности жидкости устанавливают и продоль-
ную перегородку
Фундаменты резервуаров должны проектироваться с учетом допол-
нительных динамических нагрузок, направленных вертикально вниз и
при ни маем ых равны м и в оконечностях танкера полуторному весу резер-
вуара с грузом, а в средней части газовоза — одинарному весу резервуара с
грузом.
На резервуарах и технологических коммуникациях газовозов уста-
навливаются арматура и приборы, аналогичные применяющимся при
хранении сжиженных газов
Типы и конструкция теплоизоляции резервуаров полуизотермичес-
ких и изотермических газовозов также аналогичны применяющимся при
низкотемпературном хранении сжиженных газов.
Первым в мире газовозом, предназначенным для перевозки сжи-
женных газов полуизотермическим способом, является французский тан-
кер “Декарт” - одновинтовое однопалубное двухтрюмное судно с баком
и ютом с двойным дном по всей длине, в котором находятся пресная
вода, топливо и балласт
Сжиженный газ (пропан, бутан) перевозился в восьми цилиндриче-
ских горизонтальных резервуарах, из которых шесть были установлены в
грузовых трюмах, а два - на верхней палубе Два нижних кормовых и
верхние резервуары предназначены для перевозки бутана и рассчитаны
236
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
абочее давление 9 кгс/см2 Остальные рассчитаны на перевозку бута-
НЭ и пропана. При перевозке пропана резервуары охлаждались холодиль-
ной установкой, состоящей из трех компрессоров, причем в качестве хла-
дагента использовался сжиженный пропан. Разгрузка газовоза осуществ-
лялась с помощью двух центробежных насосов производительностью по
85 м3/ч и компрессора, установленных в специальном помещении в но-
совой части судна.
Газовоз “Декарт” был оборудован автоматической системой обнару-
жения утечки газа, которая при помощи звуковой и световой сигнализа-
ций оповещала команду о появлении газа в трюмах или помещении элек-
тродвигателей. Главным двигателем судна служил 12-цилиндровый четы-
рехтактный реверсивный дизель 12РА2 мощностью 1 000 л. с. (максималь-
ная мощность 1 200 л.с.). Экипаж судна - 12 человек.
На полуизотермических газовозах применяются разл ичные системы
охлаждения:
- конденсация газовой фазы в конденсаторах рассолом (рис 10.10 а);
- охлаждение с помощью помещенных в жидкую фазу змеевиков, по
которым пропускается рассол;
- использование рабочих компрессоров для охлаждения, причем в
этих случаях хладагентом является сам продукт (рис 10.10 б).
Рис 10 10 Принципиальная схема системы охлаждения сжиженных
газов на морском танкере
1 — резервуар, 2 — сжиженный газ, 3 — рассол, 4 — теп зообменник,
5 — дроссельный вентиль, 6 — компрессор, 7 - конденсатор
237
10 4 Перевозка сжиженных углеводородных газов по морю
Холодильные установки газовоза во всех случаях обеспечивают сле-
дующие операции
доведение температуры сжиженного газа, отбираемого из резервуа-
ров берегового хранилища, до температуры, определенной для резервуа-
ров газовоза,
поддержание в процессе транспортировки постоянной температу-
ры продукта в резервуарах газовоза или понижение температуры, если
продукт должен сливаться в порту назначения в резервуары с более низ-
кой температурой хранения
Температурный режим рассчитывается на то, чтобы не нарушились
пределы ударной вязкости стали, из которой изготовлены резервуары
На полуизотермических газовозах применяются не только холодиль-
ные установки, но и установки подогрева сжиженных газов для того, что-
бы избежать понижения температуры сжиженного газа ниже минус 1 °C в
зимнее время
Изотермические газовозы, как уже отмечалось, характеризуются боль-
шой грузоподъемностью и производительностью грузовых работ Пер-
вый крупный изотермический танкер-газовоз “Гошу Мару”, построен-
ный в Японии в 1961 году, был предназначен для одновременной пере-
возки примерно 5 000 т сжиженного углеводородного газа и 38 000 т неф-
ти Грузовое пространство судна было разделено двумя продольными и
одиннадцатью поперечными плоскими переборками на 36 прямоуголь-
ных танков, причем в пяти центральных танках установлены изолиро-
ванные пенополиуретаном резервуары для сжиженного газа, изготовлен-
ные из никелевой стали Главным двигателем судна служил 8-цилиндро-
вый дизель “Бурмейстер и Вайи” типа 84-УТВ мощностью 14 300 л с
при 104 об/чин Танкер-газовоз совершал рейсы со скоростью 29 км/ч,
протяженностьюЗЗ ООО км при вместимости топливных цистерн 3 220 м3
Экипаж судна состоял из 60 человек
Одним из самых больших газовозов для перевозки сжиженных уг-
леводородных газов в те годы являлся шведский газовоз “Поль Энда-
кот”, построенный в 1964 году Он мог одновременно перевозить че-
тыре вида различных сжиженных газов ботее 14 тыс т Длина газовоза
180 м, скорость свыше 30 км/ч Этот газовоз был способен совершать
плавание во льдах Для сжиженных газов на газовозе были смонтиро-
ваны пять основных стальных емкостей, изолированных пенополиу-
238
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
вым материалом Газ в емкостях хранился при атмосферном
р6Т инн чтопозволяетиспользоватьболеелегкуюстальдлярезерву-
давлении,
по сравнению с другими конструкциями Стоимость перевозки
аР°Вной единицы сжиженного газа значительно ниже, чем в газовозах,
где газ перевозится в емкостях под давлением На верхней палубе были
сположены четыре горизонтальные емкости на 1 200 м3 сжиженного
газа каждая В носовой части газовоза имелись два цилиндрических
резервуара, содержащих сжиженный газ под давлением, который слу-
жил для охлаждения основных емкостей перед их загрузкой и выгруз-
кой Скорость загрузки и выгрузки газовоза 1 ОООт/ч сжиженного уг-
леводородного газа
Технология производства грузовых работ на каждом из перечислен-
ных типов газовозов (с резервуарами под давлением, полуизотермичес-
ких, изотермических) различна и зависит не только от типа газовоза, но и
от условий хранения сжиженного углеводородного газа на берегу
Грузовая система газовозов, перевозящих сжиженный газ в резервуа-
рах высокого давления, состоит из жидкостных и паровых трубопрово-
дов, насосов, компрессоров и промежуточного резервуара
При хранении сжиженного газа на берегу в резервуарах под повы-
шенным давлением погрузка газовозов осуществляется следующим об-
разом
Из промежуточного резервуара пары газа отбираются компрессора-
ми и после сжатия подаются в береговой резервуар-хранилище, из кото-
рого жидкая фаза СУГ насосами перекачивается в грузовые резервуары -
танкеры-газовозы По мере поступления сжиженного газа с берега и за-
полнения резервуаров танкера-газовоза пары газа из них отводятся в про-
мужуточный береговой резервуар
Полуизотермические газовозы наливаются так же, как и газово-
зы, перевозящие сжиженный газ только под давлением, т е при усло-
вии создания перепада давления между грузовыми резервуарами суд-
на и береговыми резервуарами В грузовую технологическую схему по-
луизотермических газовозов включены установки повторного сжиже-
ния газа, образовавшегося вследствие нагрева грузовых резервуаров
Согласно предписаниям классификационных обществ суточная про-
изводительность компрессоров должна обеспечить сжижение всего ис-
паряющегося газа
239
10 4 Перевозка сжиженных углеводородных газов по морю
Производительность налива этих танкеров находится в пределах
250...500 т/ч. Подача сжиженного газа на изотермический газовоз про
изводится обычно береговыми средствами со скоростью до 1 000 т/ч и
выше. Загрузка танкеров сжиженными газами производится через насос-
ную станцию, расположенную на базе.
Загрузочные трубопроводы соединяются с трубопроводами газовоза
при помощи гибких шлангов и шлангоподъемного оборудования, уста-
новленного на причале.
Погрузочные работы всех типов газовозов производятся в следую-
щей последовательности.
Перед началом работ по заполнению газовоза ответственное лицо -
диспетчер оформляет наряд на газоопасную работу.
Бригада операторов товарного цеха базы подсоединяет наливные
шланги к газовозу. До подсоединения шлангов сбрасывается давление
с трубопроводов жидкой и паровой фаз путем отсоса компрессорами
через перемычку по паровому трубопроводу до нуля. Убедившись по
манометру, что давление сброшено, приступают к снятию заглушки у
фланца шланга или переходника для подсоединения шланга. Подни-
мают шланг лебедкой танкера и производят подсоединение к пере-
ходнику жидкой фазы танкера, аналогично подсоединяют шланг па-
ровой фазы. Одновременно с подсоединением шлангов производят
их заземление.
После затяжки всех шпилек фланцевых соединений открывают бай-
пас и опрессовывают их на плотность паровой фазой по паровому трубо-
проводу. Убедившись, что пропуска газа во фланцевых соединениях нет,
приступают к заполнению танкера.
В процессе грузовых работ за количеством поступающего сжижен-
ного газа устанавливается постоянный контроль, который осуществляет-
ся как на базе, так и непосредственно на судне.
При наливе газовоза диспетчер базы совместно с представителем
танкера производит отбор арбитражных проб. Отбор проб производится
в баллончики вместимостью не более 320 г из вентиля на жидкостной
линии. Наполненные баллончики пломбируются пломбами базы и суд-
на. Для каждого коносамента наполняется по четыре баллончика, из ко-
торых два передаются на судно и два остаются на базе. Арбитражные про-
бы хранятся на базе в течение двух месяцев.
240
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
Количество погруженного продукта на газовоз определяется соглас-
о данным судна, после чего диспетчер оформляет соответствующие до-
Н°менты (сертификат количества, паспорт качества и т. д.).
' После окончания грузовых работ снижают давление в заправочных
шлангах до нуля. Убедившись по манометру в отсутствии давления в шлан-
гах бригада операторов товарного цеха базы, предварительно закрыв со-
ответствующие задвижки, устанавливает заглушки на фланцах и лебед-
кой опускает их на причал.
При перегрузке и перевозке сжиженных газов предъявляются жесткие
меры предосторожности, определяемые “Требованиями техники безопас-
ности и производственной санитарии при перевозке сжиженных газов”.
Причал, на котором производятся грузовые операции со сжижен-
ными газами, должен отвечать следующим требованиям.
Расстояние от причала до ближайших зданий и сооружений — не
менее 100 м.
Необходим телефон общего пользования и взрывобезопасная сис-
тема освещения (прожекторы) на расстоянии не менее 50 м от места сто-
янки танкера.
При производстве грузовых работ остальное электрическое освеще-
ние должно быть выключено.
Привальные бруски на причале должны бытьдеревянными, без ме-
таллических шин и выступающих металлических штырей, причалы долж-
ны иметь мягкие кранцы.
Причал необходимо укомплектовать первичными средствами пожа-
ротушения. Во время подсоединения и отсоединения шлангов устанав-
ливается дежурство пожарной машины на причале.
Опасная зона должна быть огорожена временным ограждением с
надписями: “Не курить!”, “Посторонним вход воспрещен”.
Во время стоянки газовоза у причала с морской стороны выставля-
ются временные буи с красными флагами или огнями на расстоянии не
менее 50 м от причала. Запрещается посещение всякими плавсредствами
зоны, огражденной буями.
Не занятая на грузовых работах часть судового экипажа должна нахо-
диться на берегу вне опасной зоны.
Суда, проходящие на расстоянии 500 м от стоящего под сливом-
наливом газовоза, должны иметь малый ход.
241
10.5. Перевозка СУГ речным транспортом
. —
Дежурный диспетчер порта (береговой базы) обязан не позднее чем
за 1 ч до прибытия газовоза известить об этом пожарную охрану, указав
название судна, род груза и номер причала.
Причал, на котором производятся грузовые операции, должен круг-
лосуточно находиться под наблюдением пожарной охраны со всеми не-
обходимыми средствами пожаротушения.
Запрещается: работа портовых механизмов и агрегатов; разведение
огня, производство сварочных работ; проезд автомобилей и других транс-
портных и перегрузочных средств; погрузка и выгрузка сжиженных газов
во время грозы.
Руководитель работ по перегрузке сжиженных газов на берету обязан:
- обеспечить готовность оборудования, инструмента и береговой
бригады к производству перегрузочных работ;
- согласовать со вторым штурманом и механиком газовоза порядок и
схему грузовых работ;
- обеспечить надежное заземление трубопроводов и шлангов;
- руководить работами по ликвидации аварий на берегу во время
перегрузки сжиженного газа.
При возникновении пожара на судне либо в опасной зоне во время
грузовых работ необходимо:
- объявить тревогу и действовать по расписанию “Пожарная тревога”;
- прекратить перегрузочные операции.
По окончании налива газовоз должен выйти на внешний рейд. Гру-
женому судну стоянка у причала не разрешается.
10.5. Перевозка СУГ речным транспортом
В настоящее время для снабжения сжиженным газом некоторых рай-
онов нашей страны применяют речной транспорт. Сжиженный газ от-
места поставки к потребителю перевозят водным путем на баржах, гру-
женных баллонами или резервуарами типа PC-1600. Для этой цели при-
меняются сухогрузные баржи грузоподъемностью 100, 200 и 300 т, кото-
рые транспортируются катерами типа Т 63 мощностью 150 л. с., а также
самоходные баржи грузоподъемностью 60 т. По периметру площадки
баржи под погрузку баллонов и резервуаров привариваются стойки из
металлических труб диаметров 57 мм, толщиной не менее 5 мм на рас-
стоянии 2 м друг от друга и 0,6... 1 м от края баржи. К стойкам по периме-
242
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
погрузочной площадки проволочными хомутами укрепляются доски
,,ипй 50 мм. На высоте 1,5...2 м от палубы до верха по периметру
толшиноп
ки соединяются стальными стяжками (полосовыми
4х°200 мм или круглыми диаметром 12 мм) при помощи сварки. Из этой
е стали привариваются диагональные и угловые связи.
Ж Площадка палубы, на которую грузят баллоны и резервуары, высти-
лается досками толщиной 15...50 мм, с просветом между досками
150 мм, без крепления. По бортам палубы для прохода обслуживающего
персонала делается дощатый настил.
Скорость буксировки барж с грузом зависит от скорости течения
реки и фактически составляет: по течению 12... 15 км/ч, против течения
8...10 км/ч на реках Обь и Иртыш.
Для приема барж сооружаются специальные причалы. При отсутст-
вии причала для разгрузки барж оборудуются естественные берега, и в
этом случае при разгрузке резервуаров применяют плавучие краны, кото-
рые за счет большого вылета стрелы (до 30 м) обеспечивают одновремен-
но погрузку резервуаров на автомобили. В качестве причала использует-
ся также аппорель (паром для переправы механизмов и транспортных
средств, укомплектованный откидным трапом). Выгрузку баллонов и
резервуаров производят с носовой части баржи в сторону кормы. Снятие
брезента, отвязку баллонов и резервуаров производят партиями от стой-
ки к стойке.
Доставка сжиженного газа водным путем является наиболее эконо-
мичным видом транспорта.
По данным треста Союзтюменгаз, стоимость доставки газа из
г. Тюмени на север Тюменской области в баллонах и резервуарах 1 т сжи-
женного газа на 1 км речного пути в баллонах составила 3,1 коп., в резер-
вуарах - 2,7 коп. (в ценах 1975 г.).
Можно снизить стоимость доставки сжиженного газа речным транс-
портом на 20 %, применив в качестве тары под газ резервуары объемами
100 и 200 м3. Резервуары устанавливаются на баржах грузоподъемностью
200 и 300 т. Резервуары, установленные на баржах, заполняются сжижен-
ным газом, после чего водным путем транспортируются в пункт назначе-
ния, где при помощи находящегося на берегу насосно-компрессорного
оборудования сжиженный газ перекачивается в мелкие резервуары типа
-1600. Перевозки СУГ речным транспортом в Советском Союзе были
начаты в 1966 г. За рубежом этот вид транспорта относительно развит и
243
10.5. Перевозка СУГ речным транспортом
используется в широком масштабе. Впервые перевозку СУГ наречных
судах стали осуществлять в США. Обычно там для этого используют реч-
ные баржи с цилиндрическими резервуарами высокого давления или с
изотермическими низкотемпературными емкостями, содержащими газ
при давлении, близком к атмосферному. В качестве примера можно при-
вести американский речной толкаемый состав из трех наливных барж
который может перевозить до 2 500 т сжиженных нефтяных газов (про-
пан, бутан, аммиак) при низкой температуре. Головная баржа состава
имеет длину 89,37 м, средняя - 85,40 м и кормовая — 85,71 м. В каждой
барже по два цилиндрических изотермических резервуара длиной
74,42 м, диаметром 5,49 м, общей вместимостью 800 м3. В резервуарах
может поддерживаться температура до минус 51 °C. В качестве тепло-
изоляционного материала применены блоки пеностекла размером
60,9 х 15,2 х 15,2 см, а стыки и пазы между ними заполняются специаль-
ной мастикой, стойкой к низким температурам. Блоки заключены в ко-
жух из стальной нержавеющей ленты, покрытой поливиниловой крас-
кой и сеткой из стекловолокна.
В начале 60-х гг. перевозка сжиженных углеводородных газов стала
практиковаться и на реках Западной Европы. В некоторых странах нача-
ли строить суда с применением металлов повышенной антикоррозион-
ной стойкости (алюминий, нержавеющие стали) и стойких синтетичес-
ких покрытий.
Во Франции впервые в Западной Европе в 1966 г. транспортная фир-
ма “Сожестран” начала эксплуатировать на р Сене речной толкаемый
состав, перевозящий пропан и бутан под высоким давлением. Перевозки
сжиженных газов осуществлялись на 210-километровом участке от неф-
теперерабатывающего завода в Пти-Куроне до ГРС фирмы “Манюгаль” в
Нантере. Толкаемый состав включал в себя буксир-толкач “Вижилян” и
две наливные баржи “Нантер” и “Марсель” и имел общую грузоподъем-
ность до 4 100 т. Наливная баржа “Нантер” была приспособлена для од-
новременной перевозки сжиженных газов и легких нефтепродуктов, ее
длина - 72 м, ширина - 11,44 м, осадка - 2,40 м. Баржа была разделена на
восемь отсеков, внутри которых установлены по одному резервуару высо-
кого давления (всего на барже имеется четыре резервуара вместимостью
по 125 м3, рассчитанных на давление 5 кгс/см2 для бутана и четыре резер-
вуара такой же вместимости, но под давлением 18 кгс/см2 - для пропа-
на). В оставшееся пространство отсеков заливались газойль, легкий ма-
244
10. Транспорт сжиженных углеводородных газов
и бензин. Полная грузоподъемность баржи составила
। 000*2 сжиженных газов и 1 350 т нефтепродуктов.
При этом баржа “Марсель” использовалась только для перевозки
подогретого мазута.
Налив сжиженных газов в баржу у причала завода производился через
х насосом, а слив осуществлялся путем выдавливания жидкой фазы бу-
тана или пропана парами этих же газов, подаваемых компрессором из ре-
зервуаров берегового хранилища (производительность слива - 200 м3/ч).
Толкаемые составы имеют ряд преимуществ по сравнению с само-
ходными баржами:
- непрерывность использования дорогостоящего оборудования
(в данном случае —буксира-толкача). Буксир может поставить баржи под
разгрузку или погрузку и сразу же брать другие, готовые к отправке. Не-
которое количество лишних барж можно также использовать как не очень
дорогое средство временного хранения сжиженных газов, что делает не-
нужной в некоторых случаях промежуточную перевалку СУГ с одного
вида транспорта на другой через газонаполнительные станции;
- возможность увеличить грузоподъемность транспортной едини-
цы, чего нельзя сделать в отношении самоходных барж из-за непригод-
ности судов больших размеров к плаванию на узких реках.
Ленгипроречтранс разработал проект переоборудования судов для
перевозок сжиженного газа.
10.6. Транспортировка СУГ по трубопроводам
Сжиженные газы транспортируются по трубопроводам при достав-
ке их с заводов-изготовителей крупным потребителям, в основном пред-
приятиям нефтехимии.
По магистральным трубопроводам сжиженные газы (пропан, бутан)
перекачиваются как совместно с другими нефтепродуктами (бензина-
ми), так и без них по специальным пропан-бутановым трубопроводам.
При последовательной перекачке бензина, бутана, пропана и пропан-
бутановых смесей по одному и тому же трубопроводу смешение этих про-
дуктов незначительно. Отличительной особенностью трубопроводного
транспорта сжиженных газов является зависимость транспортируемой
среды от характера изменения давления и температуры по длине трубо-
провода. Если давление в трубопроводе упадет ниже давления насыще-
245
10.6. Транспортировка СУГ по трубопроводам
ния сжиженного газа при имеющейся температуре, то жидкость закипа-
ет и образующаяся паровая фаза заполняет часть сечения трубопровода
что приводит к резкому снижению его пропускной способности. Для
надежной работы следует принимать минимальное значение давления в
трубопроводе на 0,5 МПа больше давления насыщенных паров СУГ при
рабочей температуре.
Трубопроводы для транспортировки СУГ должны быть I категории
по СНиП 2.05.06-85* независимо от их диаметра и вида прокладки, за
исключением участков категории В, к которым относятся: переходы че-
рез железные дороги общей сети, автомобильные дороги I и II категорий
и водные судоходные преграды с примыкающими к этим переходам по
обеим сторонам участками длиной не менее значений, приведенных в
табл. 10.7; трубопроводы в пределах территории НПС, в том числе внут-
ри зданий; трубопроводы на участках, где в соответствии с нормами до-
пускается сокращать нормативные расстояния. Расстояния от подзем-
ных трубопроводов СУГ до городов и других населенных пунктов, зда-
ний и сооружений принимается по СНиП 2.05.06-85* и не менее значе-
ний, указанных в табл. 10.7.
Таблица 10.7
Объекты, здания и сооружения Минимальное расстояние, м, до оси трубопроводов условным диаметром, мм
до 150 включ. св. 150 до 300 включ. св. 300 до 400 включ.
1. Города и поселения городского типа 2000 3000 5000
2. Сельские поселения, коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки, отдельные промышленные и с/х предприятия, тепличные комбинаты и хозяйства, птицефабрики, молокозаводы, карьеры разработки полезных ископаемых, индивидуальные гаражи и открытые стоянки (более 20 автомобилей), отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, вокзалы и т.д.), жилые 2 -этажные здания и выше 1000 2000 3000
246
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
Окончание табл. 10.7
"зТжёлёзные дороги общей сети и автомобильные дороги общего пользования I категории 1000 2000 3000
4. Мосты железных дорог общей сети, автомобильных дорог общего пользования I и П категорий 1000 2000 3000
5. Склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения более 1000 м3 1000 2000 3000
6. Автозаправочные станции, наливные станции и железнодорожные эстакады 1000 2000 3000
7. Автомобильные дороги общего пользования II, III категорий 300 500 800
8. Железные дороги промышленных предприятий, автомобильные дороги общего пользования IV, V категорий 150 200 300
Глубину заложения трубопровода до верха трубы принимают не ме-
нее 1,5 м.
В качестве линейной запорной арматуры необходимо предусматри-
вать арматуру бессальниковой конструкции, предназначенную для бес-
колодезной установки. Запорная арматура должна быть стальной и пред-
назначаться для соединения с трубопроводами при помощи сварки.
Применение фланцевой арматуры допускается только для подключения
трубопроводов к оборудованию, а также к устройствам, используемым
при производстве ремонтных работ. Затворы запорной арматуры должны
отвечать первому классу герметичности по ГОСТ 9544-93. Расстояние
между линейной запорной арматурой, устанавливаемой на трубопрово-
де, должно быть не более 10 км. Линейная запорная арматура, а также
запорная арматура, устанавливаемая у границ участков категории В, долж-
на иметь дистанционное управление согласно нормам технологического
проектирования. Каждый узел линейной запорной арматуры должен
иметь обвязку трубопроводами диаметром 100-150 мм, обеспечивающую
возможность перепуска и перекачки СУГ с одного участка на другой и
подключения инвентарного устройства утилизации.
247
10.6. Транспортировка СУГ по трубопроводам
Не допускается для трубопроводов сжиженных углеводородных га
зов устройство колодцев для сбора продукта из футляров, предусматри
ваемых на переходах через железные и автомобильные дороги. Трубопро
воды диаметром 150 мм и более должны оснащаться узлами приема и
пуска очистных устройств. Места расположения этихузловгустанавлива-
ются проектом в зависимости от конкретного профиля трассы трубопро-
вода, но не более 100 км друг от друга.
Насосные станции, размещенные на расстоянии менее 2 000 м от зда-
ний и сооружений, должны располагаться на более низких отметках по
отношению к этим объектам. Головные насосные станции следует распо-
лагать на площадках заводов-поставщиков, используя емкости, системы
энерго- и водоснабжения и другие вспомогательные службы этих предпри-
ятий. Минимальное расстояние от насосных станций до населенных пунк-
тов, отдельных зданий и сооружений следует принимать по табл. 10.7 как
для трубопровода, к которому относится насосная станция.
Трубопроводы насосных станций в пределах промышленных пло-
щадок следует прокладывать надземно на отдельно стоящих опорах или
эстакадах. При этом всасывающие трубопроводы необходимо проклады-
вать с уклоном к насосам, а нагнетательные — от насосов. На трубопрово-
дах не должно быть изгибов в вертикальной плоскости, препятствующих
свободному стоку продукта
Технологическая схема магистральных трубопроводов СУГ не отли-
чается существенно от схемы обычных нефтепродуктопроводов.
Потери давления в трубопроводах определяются по формуле:
Н=).———р, (10.5)
где X — коэффициент гидравлического трения; L — длина трубопровода
СУГ; м; v — средняя скорость движения сжиженного газа, м/с.
С учетом противокавитационного запаса средние скорости движе-
ния жидкой фазы принимаются:
- во всасывающих трубопроводах - не более 1,2 м/с;
- в напорных трубопроводах — не более 3 м/с.
По формуле (10.5) можно рассчитать необходимый диаметр трубо-
провода, задаваясь располагаемым перепадом давления и выражая сред-
нюю скорость движения v через весовой расход сжиженного газа G.
248
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
4G
В табл. Ю 8 приведены технические показатели трубопроводов для
перекачки сжиженного углеводородного газа.
Таблица 10.8
Технические показатели трубопроводов
для перекачки сжиженного пропана
Длина трубо- провода, км Объем транспортируемого газа, тыс. т в год/Число насосных станций, шт.
10 50 100 500 1000 2000
Оптимальный диаметр, мм
50 89x5/1 89x5/1 114x6/1 245x7/1 325x8/1 377x8/1
100 89x5/1 114x6/1 133x6/1 273x7/1 325x8/1 377x8/1
500 89x5/2 133x6/2 159x6/2 273x7/2 325x8/2 426x10/2
1000 89x5/3 133x6/2 189x6/3 273x7/3 325x8/4 426x10/4
2000 89x5/6 133x6/4 159x6/5 273x7/5 325x8/7 426x10/7
По перекачке сжиженных газов совместно с другими нефтепродукта-
ми целесообразно закачивать партию бутана в виде буфера между двумя
партиями нефтепродуктов. При перекачке бутана последовательно с про-
паном бутан закачивается в виде буфера между двумя партиями пропана.
При откачке сжиженных газов из наземных резервуаров возникают
затруднения, связанные с тем, что освобождающийся от жидкой фазы
объем резервуара немедленно насыщается парами, часть которых кон-
денсируется на поверхностном слое жидкости. При этом температура
продукта, поступающего во всасывающую линию насоса, будет несколь-
ко выше, чем в верхнем слое жидкости, что может вызвать образование
газовых пробок на всасывании насоса. Поэтому откачку из наземных хра-
нилищ целесообразно производить погружными насосами.
Механические уплотнения насосов, применяемых при перекачке
светлых нефтепродуктов по магистральным трубопроводам, достаточно
надежны также в условиях перекачки пропана Следует предусматривать
249
10.6. Транспортировка СУГ по трубопроводам
оснащение насосов продувочными свечами для сброса остатков пропана
перед ремонтом.
При последовательной перекачке пропана по продуктопроводам
напор насосов в период перекачки пропана будет уменьшаться, однако
это компенсируется уменьшением гидравлического сопротивления тру-
бопровода при прохождении пропана. Поэтому регулирование числа
оборотов насоса с целью экономии расхода энергии при последователь-
ной перекачке пропана наряду со светлыми нефтепродуктами не являет-
ся необходимым, хотя в некоторых случаях и применяется.
Характер смесеобразования при последовательной перекачке пропана
идентичен условиям перекачки двух светлых нефтепродуктов. В том случае,
когда смесь не может быть использована, применяются разделители, позво-
ляющие значительно сократить интенсивность смесеобразования.
В трубопроводах возможно скопление воды и механических приме-
сей в нижних точках трассы, что увеличивает смесеобразование и являет-
ся причиной коррозии. Чтобы избежать этого, по некоторым продукто-
проводам перекачивают только дегидрированные продукты, что значи-
тельно уменьшает внутреннюю коррозию труб. При вероятности обвод-
нения пропана в процессе его продвижения по трубопроводу предусмат-
ривается осушка пропана на конечном пункте.
Большую опасность представляет образование гидратных пробок
из-за присутствия влаги. Поэтому к трубопроводам сжиженного газа
предъявляются следующие требования: полная герметичность арма-
туры, постоянное применение ингибиторов, поддержание давления в
трубопроводе не ниже 0,8^1,0 МПа, осушка трубопровода перед за-
качкой продукта.
На трубопроводных системах с несколькими разветвлениями дис-
петчер должен, определяя время появления “головы” партии пропана на
приемном пункте, учитывать колебания объема указанной партии вслед-
ствие переменного давления и температурных изменений по мере ее про-
движения в трубопроводе. Установлено, что изменению объема партии
сжиженного пропана на 1 % соответствует изменение температуры на 3 °C
или уменьшение давления до 1,8 МПа.
Точный расчет позволяет отличить изменения объема вследствие
указанных факторов от сокращения объема при утечках из магистраль-
ного трубопровода.
250
10 Транспорт сжиженных углеводородных газов
Сравнительно небольшие протяженности магистральныхтрубопро-
сжиженных углеводородных газов в нашей стране объясняются в
водов но„ степени тем, что крупные потребители сжиженных газов
°ПР приы в непосредственной близости от газонефтеперерабатываю-
и X заводов и других производителей этой продукции. Одним из магис-
ныхтрубопроводов, характеризующихся наибольшей протяженно-
стью является газопровод “Миннибаево-Казань”. Сжиженный газ с га-
зоперерабатывающего завода перекачивается на Казанский завод орга-
нического синтеза. Протяженность трубопровода 288 км, диаметр 300 мм.
Параллельная нитка трубопровода “Миннибаево-Казань” соединена
перемычками Л = 50 мм (через каждые 20x25 км) с трубопроводом. На
перемычках установлена запорная арматура. При ремонтных работах про-
дукт передавливается в соседний участок сухим газом через перемычки.
На трубопроводе в высоких точках профиля трассы установлены ван-
тузы для выпуска паровой фазы и сухого газа. Для выпуска газа сделаны
разборные свечи длиной по 150 м, через которые газ выбрасывается на
безопасное расстояние и затем сжигается.
Транспортировка продукта по трубопроводу “Миннибаево-Казань”
производится с постоянной заливкой метилового спирта (2 л на 1 т), что
исключает гидратообразование в трубопроводе в течение всего года.
Опыт эксплуатации трубопровода для перекачки сжиженных газов
показал, что этот метод обходится вдвое дешевле перевозки газа по же-
лезной дороге, при этом не требуется операций по сливу и наливу цис-
терн, значительно повышается культура производства.
Для трубопроводов СУГ применяют бесшовные трубы из сталей ма-
рок 10Г2 по ГОСТ 4543, 10 и 20 по ГОСТ 1050, 12ХМФ, 12X1 МФ по
МРТУ-14-4-21, X18Н1 ОТ, X17Н13М2Т по ГОСТ 5632, адля трубопрово-
дов СПГ из сталей марок 03X10АГЗН10 по ТУ 14-3-415-75 и 12X18Н1 ОТ,
08Х18Н12Б по ГОСТ 9940
Расчет трубопроводов сжиженных газов ведут по СНиП 2.04.12-86.
251
11.1. Определение объемов хранилищ сжиженных углеводородных газов
11. ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
11.1. Определение объемов хранилищ
сжиженных углеводородных газов
Непрерывный рост производства и потребления сжиженных газов
требует увеличения общего объема хранилищ и усовершенствования
способов хранения. Хранилища сжиженных газов необходимы на газо-
и нефтеперерабатывающих заводах, установках стабилизации нефти,
газоприемораздаточных и газонаполнительных станциях, на химичес-
ких предприятиях, для нормальной эксплуатации трубопроводов сжи-
женного газа и регулирования сезонной неравномерности газопотреб-
ления. Мелкие емкости сжиженного газа используют для коммуналь-
но-бытовых нужд, в сельской местности и на транспорте. Без хранилищ
сжиженного газа невозможна непрерывная и надежная работа транс-
портно-распределительной системы газоснабжения. Это объясняется
неравномерностью производства и потребления сжиженных газов. Ра-
бота транспорта становится оптимальной только при равномерной на-
грузке в течение года. Для обеспечения таких условий работы транс-
порта с учетом создания резервов на случай аварий в отдельных звеньях
транспортной системы необходимо иметь крупные хранилища сжижен-
ных газов. Для обеспечения бесперебойного производства, транспорта и
потребления сжиженных газов необходимо иметь не менее 0,5...0,55 м3
резервной вместимости на 1 т годовой производительности.
Хранилища для сжиженных углеводородных газов по своему на-
значению можно разделить на следующие основ ше группы.
252
11 Хранение сжиженных углеводородных газов
па А- хранилища, находящиеся на газо- и нефтеперерабатыва-
ИХ заводах. Объем резервуарного парка таких хранилищ определяют
по формуле
у
А 365-р-Аг
ц - годовой объем производства СУГ; т - время хранения, сут (2...20),
^педеляется в зависимости от принятого для промышленного предпри-
ятия норматива; р - плотность хранимого продукта; £ - коэффициент
заполнения резервуаров хранилищ (не более 0,85).
Группа Б - хранилища на перевалочных кустовых и портовых ба-
зах СУГ, резервуарные парки ГНС. Необходимую емкость резервуар-
ного парка следует определять в зависимости от суточной производи-
тельности хранилища, степени заполнения резервуаров и количества
резервируемого для хранения СУГ. Количество резервируемого газа
целесообразно рассчитать в зависимости от времени работы хранили-
ща без поступления газа т . Величину тр определяют по формуле
/
т =-----ГТ +т ,
Р у пр ’
Ктр
где /-расстояние от завода-поставщика СУГ до хранилища; И - норма-
тивная суточная скорость доставки грузов (для железной дороги при по-
вагонной отправке принимается 330 км/сут); тпр — время, затрачиваемое
на операции, связанные с отправлением и прибытием груза (принимает-
ся 1 сут); тз - время, на которое следует предусматривать эксплуатацион-
ный запас сжиженных газов в хранилище (в зависимости от местных ус-
ловий принимается 3...5 сут).
При соответствующем обосновании (ненадежности транспортных
связей и др.) допускается увеличивать^, но не более чем на 10 суток.
При расположении объекта в непосредственной близости от пред-
приятия по производству СУГ, транспорт которых осуществляется ав-
тоцистернами или по трубопроводам, допускается сокращать запас газа
до 2 сут.
Группа В - хранилища у потребителей (крупные промышленные
предприятия, населенные пункты). Необходимый объем этих хранилищ
253
11 1 Определение объемов хранилищ сжиженных углеводородных газов
рассчитывают из годовой потребности и характера потребления сжижен
ного углеводородного газа
Группа Г— хранилища для сглаживания неравномерности потребле
ния газа Они обеспечивают бесперебойную и непрерывную подачу газа
при колебаниях (сезонных, суточных, часовых) его потребления Объем
хранилищ V для сглаживания неравномерности с применением СПГ
определяют по формуле
v=KJL,
100 <р
где М~ годовое потребление газа, П— величина пиковой нагрузки (в % от
всего потребляемого газа), <р — количество паровой фазы, получаемой
при регазификации из 1 м3 сжиженного природного газа
В некоторых случаях для сглаживания неравномерности газопотреб-
ления эффективнее применять сжиженные газы (пропан, бутан) При
этом объем необходимого количества резервного сжиженного газа стано-
вится меньше, так как его теплота сгорания примерно в 3 раза больше
теплоты сгорания метана
Объем хранилищ для регулирования неравномерности газопотребле-
ния И с применением пропан-бутановых смесей определяют по формуле
у _ £ Ко .
' 2.
где 2, — теплота сгорания природного газа, Vrn - объем хранилища при-
родного газа, Qrc — теплота сгорания газовоздушной смеси сжиженного
газа(пропан,бутан)
Способность сжиженных газов переходить в жидкое состояние при
нормальной температуре и невысоком давлении значительно облегчает
их хранение Условия хранения сжиженных газов и их смесей в емкостях
определяют физико-химическими и термодинамическими свойствами
сжиженных газов
В зависимости от давления и температуры, при которых хранятся
сжиженные газы, существуют два основных способа хранения
1. При температуре окружающей среды Т и повышенном давлении,
равном давлению насыщенных паров продуктов хранения при этой тем-
пературе В этом случае расчетное давление резервуара соответствует дав-
254
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
пподукта над жидкостью при абсолютной максимальной
пению паров up"-'? „ „
Л атуре окружающей среды, характерной для района строительства,
темп р суг под делением применяют стальные резервуары, под-
Лляхранения
е хранилища шахтного типа и хранилища в соляных пластах.
зеМ 2 fjpu постоянном давлении Рхр значительно меньшем, чем давления
ышенных паров продукта хранения при окружающей температуре
" < 1 МПа) (изотермическое хранение). Температура в хранилище Гр
’ ' ет постоянна и равна температуре насыщенных паров продукта хране-
ния при Р • Обычно Рхрблизкокатмосферному (Рр = 0,105...0,11 МПа) и
для большинства СУГ Г, <273 К. Например, температура кипения жид-
кого изобутана при атмосферном давлении составляет 283 К, бутана -
272 5 К, пропилена — 226 К, пропана 231 К, этилена — 170 К, этана —
164,5 К, метана - 114 К.
11.2. Хранение СУГ под давлением
в металлических резервуарах
Стальные резервуары бывают цилиндрические и сферические, а в
зависимости от монтажа — наземные, подземные и с засыпкой (рис. 11.1).
В первом случае внешняя среда обусловливает температурный режим
хранимого сжиженного газа: изменение температуры воздуха вызывает
соответствующие изменения температуры сжиженного газа. Разница втем-
пературах сжиженного газа и атмосферы незначительная - порядка
1...2 К. Максимальная температура сжиженного газа в наземных резервуа-
рах определяется максимальной температурой воздуха в летний период.
При заглублении резервуаров температура газа мало зависит от ко-
лебаний температуры воздуха и больше зависит от температуры окружа-
ющей среды. Давление СУГ в резервуарах изменяется в зависимости от
температуры хранимого в них продукта. Максимальное давление в резер-
вуаре обусловливается упругостью насыщенных паров при максимальной
температуре внешней среды. Максимальная температура в надземных ре-
зервуарах и транспортных емкостях для территории России принимается
порядка 328 К. При этой температуре упругость насыщенных паров про-
пана 1,92 МПа, н-бутана0,62 МПа и изобутана 0,8 МПа. Минимальная
температура в надземных резервуарах для территории России может до-
стигать 233 К. При этой температуре упругость паров пропана составляет
’ Ml 1а, бутана 0,04 МПа, т. е. в резервуаре для хранения бутана может
255
11 2 Хранение СУГ под давлением в металлических резервуарах
Рис 11 1 Стальные резервуары
а — цилиндрический наземный, б — цилиндрический подземный,
в — цилиндрический с засыпкой, г — шаровой, 1 — резервуар,
2 — площадка для обслуживания, 3 — опоры
наблюдаться вакуум На глубине! 1,5 м Гтах = 293 298 К, что обуслов-
ливает давление упругих паров пропана 0,95 МПа, н-бутана 0,265 МПа и
изобутана 0,35 МПа В зимне-весенний период года tmm = 271 К, тогда
давление упругих паров пропана 0,45 МПа, н-бутана - 0,11 МПа и изо-
бутана — 0,15 МПа Таким образом, при хранении сжиженных углеводо-
родных газов при переменной температуре давление в резервуаре колеб-
лется в значительных пределах Для хранения СУГ при повышенных дав-
лениях затрачивается много металла, а также требуется оснащать резер-
вуары арматурой высокого давления при повышенных эксплуатацион-
ных расходах Резервуары под высоким давлением имеют сравнительно
небольшой объем и являются весьма пожаро- и взрывоопасными По-
этому к устройству складов сжиженных газов, оборудованных этими ре-
зервуарами, предъявляются повышенные требования по технике безо-
пасности Недостаток этих резервуаров - их большая стоимость и ме-
таллоемкость (около 320 кг металла на 1 м3 объема для СУГ) Хранение
продуктов значительно усложняется, если необходимо хранить газы (на-
пример, этилен), которые при нормальной температуре технологичес-
ки трудно перевести из газообразного состояния в жидкое
256
И. Хранение сжиженных углеводородных газов
Сжиженные газы хранят в цилиндрических и шаровых резервуарах.
Вместимость цилиндрического резервуара должна быть не более 200 м3
для СУГ и 250 т для аммиака, вместимость шарового резервуара для СУГ,
входящих в состав газонаполнительных станций, — не более 600 м3, для
СУГ, хранящихся на сырьевых и товарных складах нефтехимических пред-
приятий, - не более 2 000 м3. Вместимость шарового резервуара для хра-
нения аммиака не должна превышать 2 000 т при Рр до 1 М Па, 950 т при
Р от 1 до 1,6 МПа и 500 т при Р от 1,6 до 2 МПа включительно.
Металлические (стальные) резервуары для сжиженных газов изго-
товляют четырех типов:
- цилиндрические передвижные объемом 0,6, 1,0 и 1,6 м3 для назем-
ной установки;
- цилиндрические стационарные объемом 2,5, 5 и 10 м3 для подзем-
ной установки;
- цилиндрические стационарные объемом 25, 50, 100, 160 и 200 м3
для наземной и подземной установки;
- шаровые объемом 600 и 2 000 м3 для наземной установки.
Резервуары для сжиженных газов изготовляют из стали ВСт.З, спо-
койной, предназначенной для хранения продуктов при температурах
стенки емкости до 243 К и не выше 323 К и из стали 16ГС для хранения
продуктов с температурой стенки не выше 323 Кине ниже 233 К. Основ-
ные характеристики цилиндрических резервуаров даны в табл. 11.1.
На газобензиновых, нефтеперерабатывающих, химических и других
заводах, а также на крупных базах хранения и распределения сжиженных
газов применяют шаровые резервуары. Основные технические характе-
ристики шаровых резервуаров даны в табл. 11.2, на их изготовление рас-
ходуется меньше металла на единицу объема.
Наземные резервуары для защиты от действия солнечных лучей ок-
рашивают в светлый цвет и оборудуют теневыми кожухами или распола-
гают под навесами. Подземные резервуары покрывают противокоррози-
онной изоляцией и засыпают песком. Каждая емкость оборудуется люка-
ми. Люк-лаз имеет диаметр 0,45 м, алюк вентиляции — 0,2 м. От люка-лаза
внутрь горизонтального резервуара установлена стремянка для спуска по
ней рабочего во время осмотра емкости. Штуцер для спуска воды должен
оборудоваться незамерзающим клапаном.
Резервуары базы хранения оборудуют следующими КИП и армату-
рой: указателями уровня жидкой фазы, указателями явления паровой
257
Таблица 11.1
Основные характеристики цилиндрических резервуаров для сжиженных углеводородных газов
Показатели Условная вместимость, м3
25 50 100 160 175 200
Вместимость, м
действительная 27,8 49,8/49,8 93,3/93,3 152,3/154,3 175 192,6/192,6
полезная 23,2 41,6/44,8 77,8/83,4 128,9/139,2 146,2 160,6/173,5
Внутренний диаметр, м 2,0 2,4/2,4 3,0/3,0 3,2/3,2 3,0 3,4/3,4
Общая длина, м 9,1 11,3/11,3 13,6/13,6 19,7/19,7 25,5 21,8/21,8
Длина цилиндрической части, м 8,0 10,0/10,0 12,0/12,0 18,0/18,0 23,8 20,0/20,0
Расстояние между опорами, м 5,5 6,6/6,6 8,0/8,0 11,5/11,5 15,1 12,8/12,8
Наибольшее рабочее давление, кг/см2 18 18/7 18/7 18/7 16 18/7
Толщина стенки, мм
Ст 3 (спокойная)
корпус 24 28/14 34/16 36/18 22 38/18
днише 24 28/16 34/16 36/18 24 38/18
СтЗН
корпус 20 24/12 28/14 30/14 - 32/16
днище 20 24/12 28/16 30/20 - 32/20
Расстояние между штуцерами, м 1,1 1,4/1,4 1,1/1,1 1,4/1,4 0,9 1,1/1,1
Расстояние между штуцером и 1,4 1,4/1,4 1,4/1,4 1,7/1,7 3,15 1,4/1,4
люком, м
Общая масса, т
Ст 3 (спокойная) 11,7 20,2/10,4 37,2/19,1 60,1/31,9 44,6 73,9/55,8
Ст ЗН 9,7 17,4/9,2 30,5/16,8 50,4/25,5 - 62,7/32,4 1
Удельный расход металла (Ст 3) на 1 м’, т 0,42 0,405/0,209 0,399/0,205 0,395/0,200 0,255 0,384/0,168 1
11 2 Хранение СУГ под давлением в металлических резервуарах
И. Хранение сжиженных углеводородных газов
Таблица 11.2
Технические характеристики шаровых резервуаров для хранения СУГ
Ен, м’ К, М3 D, м Р, МПа 3, мм М, т Материал ГОСТ, ТУ
600 606 10,5 0,25 16,0 46,0 09Г2С-12-15 ГОСТ 5520-79
~~боо~! 606 10,5 0,6 16,0 46,0 То же
600 606 10,5 0,8 16,0 46,0 Тоже
600 606 10,5 1,0 20,0 57,5 Тоже
600 606 10,5 1,2 24,0 69,0
600 606 10,5 1,8 28,0 80,5 16Г2АФ ГОСТ 19281-89
600 606 10,5 1,8 34,0 97,75 ГОСТ 5520-79 09Г2С-12-15
600 606 10,5 0,6 22,0 63,0 10X17H13M3T ГОСТ 7350- 77*
2000 2145 16,0 0,25 16,0 104 09Г2С-12-15 ГОСТ 5520-79
2000 2145 16,0 0,6 20,0 134 Тоже
2000 2145 16,0 0,6 20,0 134 Тоже
2000 2145 16,0 1,2 36,0 241 Тоже
фазы, предохранительными клапанами, термометрами для замера тем-
пературы жидкой фазы, люками-лазами и вентиляционным люком, уст-
ройствами для продувки резервуара паром или инертным газом и удале-
ния из него воды, тяжелых остатков, устройством для отбора проб жид-
кой и паровой фазы. Кроме того, на наполнительно-расходном трубо-
проводе 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 трубо-
провод, то на нем должен быть установлен обратный клапан, предотвра-
щающий возможность выхода жидкой фазы.
259
11.2. Хранение СУГ под давлением в металлических резервуарах
Для оперативного определения уровня СУГ в резервуаре использу-
ют указатели уровня (уровнемеры). Применяют уровнемеры следующих
типов: с постоянными трубками, с мерным стеклом, с поворотной или сколь-
зящей трубкой, поплавковые, магнитные, электронные, радиоактивные и
др. Уровнемеры используют также для оценки учета количества газа. Наи-
более распространен уровнемер с постоянными трубками, погруженными
внутрь резервуара на разную глубину, одна из них—трубка предельного уровня.
Во время заполнения резервуара вентиль на трубке предельного уровня каж-
дые 3... 5 мин открывают полностью и жидкость наливается до тех пор, пока
изтрубки не появится туманообразная струя жидкости. Считается, что жид-
кая фаза не должна полностью занимать объем надземного резервуара при
температуре 55 °C, а подземного резервуара - при температуре 41 °C. Прак-
тически степень заполнения принимают для наземных резервуаров <р = 0,85,
для подземных резервуаров ср = 0,9. Остальные трубки ставят через 25 %
заполнения или через 10 % заполнения.
Цилиндрические резервуары на прочность рассчитываютподавле-
нию, которое определяется по компоненту сжиженного углеводородно-
го газа с большей упругостью паров, если его количество в смеси превы-
шает 5 %, при абсолютной максимальной температуре окружающей сре-
ды для определенного района строительства.
Резервуары, предусматриваемые для районов со средней температу-
рой наиболее холодной пятидневки до 233 К включительно, должны быть
изготовлены из стали с гарантируемой ударной вязкостью при этой тем-
пературе не менее 0,3 МПа м.
Подземные резервуары рассчитывают по ГОСТ 14249-89 на рабочее
давление, соответствующее давлению насыщенных паров сжиженного газа
при максимальной температуре грунта в летнее время, но не ниже 298 К.
Толщину стенки цилиндрической части резервуара (обечайки) определя-
ют по формуле
8Ц
2 кс [о]
+ + .Su
где Р - расчетное давление; - средний диаметр резервуара;
к — коэффицент прочности сварного шва; [о] — допускаемое напряжение
материала обечайки (для стали 09Г2С 188,5 МПа); 5к - запас толщины
на коррозию, который принимается для наземных резервуаров 0,1 см,
260
11 Хранение сжиженных углеводородных газов
для подземных резервуаров 0,3 см; 5м - минусовый допуск на толщину
проката (0,08 см).
Толшину стенок эллиптических днищ цилиндрических резервуаров
определяют из соотношения
Р
Л =--------------- •
ян 2 кс [ст]-0,5 Р
Наполнительные, сливные и парофазные патрубки резервуаров об-
вязаны общими трубопроводами (коллекторами). Парофазный коллек-
тор используют для выравнивания давлений или для создания избыточ-
ного давления в резервуарах для их опорожнения. Технологическая схема
хранилища сжиженного газа высокого давления изображена на рис. 11.2.
Она предусматривает выполнение следующих операций:
- слив сжиженного газа из железнодорожных цистерн в резервуары
хранения;
- хранение запасов сжиженного газа;
- заполнение сжиженным газом подвижных емкостей — баллонов,
цистерн;
- если имеется регазификационная установка — обеспечение воз-
можности подачи сжиженного газа на установку ре газификации и далее в
газораспределительную сеть.
В данной схеме парофазный объем железнодорожных цистерн ис-
пользуется для создания дополнительного давления при подаче компрес-
сором 15 паров пропана и бутана, забираемых из парофазного объема
резервуаров хранилища и подаваемых по технологическим трубопрово-
дам 12 и 9. Слив сжиженных газов из железнодорожных цистерн проис-
ходит через коллектор сливных устройств 2 по трубопроводу 8. Разность
давлений между цистерной и резервуаром может достигать (1,5...2) 105
Па, что обеспечивает слив цистерн в течение 3 ч. Слив производится при
температуре СУГ, находящегося в цистерне, которая близка к температу-
ре окружающего воздуха. При выдаче сжиженных газов они по трубопро-
воду 17 подаются на вход насосных агрегатов 18 и далее на налив пере-
движных автоцистерн 19 — по трубопроводу 20, для налива баллонов 22 —
по трубопроводу 21, на установку регазификации 24 — по трубопроводу
23 Пары сжиженных газов от автоцистерн по трубопроводу 16 поступают
на компрессор 15 и далее в паровое пространство резервуара 4.
261
11.2. Хранение СУГ под давлением в металлических резервуарах
Рис 112. Технологическая схема хранилища сжиженного углеводородного газа высокого давления
11 Хранение сжиженных углеводородных газов
11.3. Подземные газохранилища
В соответствии со СНиП 34-02-99 подземные хранилища подразде-
ляются по виду хранимого топлива на хранилища:
- природного газа и гелия (далее - газа);
- сжиженных углеводородных газов, этана, этилена, нестабильного
газового конденсата (далее — СУГ);
- нефти, нефтепродуктов, стабильного газового конденсата (далее —
нефти и нефтепродуктов).
Подземные резервуары, входящие в состав подземного комплекса
хранилищ, подразделяются на следующие типы:
- бесшахтные, сооружаемые через буровые скважины геотехнологи-
ческим способом в каменной соли или вечномерзлых горных породах;
- шахтные, сооружаемые горным способом в породах с положитель-
ной температурой и в вечномерзлых горных породах;
- траншейные, сооружаемые открытым способом в вечномерзлых
горных породах;
- низкотемпературные ледопородные, сооружаемые открытым спо-
собом в искусственно замороженных горных породах.
В табл. 11.3 показаны типы подземных резервуаров и области их при-
менения.
Таблица 11.3
Области применения подземных резервуаров различного типа
Тип резервуара Газ СУГ Нефть и нефтепродукты
Бесшахтный в каменной соли + + +
Шахтный в породах с положительной - + +
температурой Шахтный в вечномерзлых породах - - +
В состав подземных хранилищ входят:
- подземные сооружения, включающие подземные резервуары, вскры-
вающие и вспомогательные горные выработки, буровые скважины и под-
земные рассолохранилища;
- наземные сооружения, включающие здания и сооружения (назем-
ные резервуары и оборудование, железнодорожные и сливоналивные
263
11.3. Шахтные хранилища сжиженных углеводородных газов
эстакады, причалы и пирсы, расфасовочные и раздаточные пункты, на-
сосные и компрессорные станции, объекты осушки и очистки газа, ад-
министративно-хозяйственные здания и помещения и др.), внутрипло-
щадочные сети, инженерные системы (противопожарный водопровод,
факелы и свечи, установки пожаротушения, системы обнаружения и ту-
шения пожаров, канализации, электроснабжения, связи, сигнализации
и др.), наземные рассолохранилища.
Рекомендуемые правила проектирования и строительства подзем-
ных хранилищ изложены в СП 34-106.
Подземные хранилища должны располагаться на обособленной пло-
щадке вне территории городов и других поселений за пределами II пояса
зон санитарной охраны действующих и проектируемых подземных и по-
верхностных источников водоснабжения с учетом перспектив их развития
в соответствии с СанПиН 2.1.4.027. Минимальные расстояния от устьев
эксплуатируемых скважин, шахтных стволов, эксплуатационных шурфов
подземных резервуаров всех типов для хранения СУГ и газов до различных
зданий и сооружений следует принимать по табл. 11.4 и 11.5.
Таблица 11.4
Минимальные расстояния от устьев эксплуатационных скважин
и стволов подземных резервуаров до зданий и сооружений,
не входящих в состав хранилища газа и СУГ
Здания и сооружения Расстояние, м
от устьев скважин бесшахтных резервуаров в каменной соли от устьев стволов и скважин шахтных резервуаров
для газа для СУГ
Общественные здания и сооружения 300 500 375
Здания и сооружения соседних предприятий 200 250 200
Лесные массивы' а) хвойных пород б) лиственных пород 50 20 100 30 75 25
264
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
Окончание табл. 11.4
-— Здания и сооружения Расстояние, м
от устьев скважин бесшахтных резервуаров в каменной соли от устьев стволов и скважин шахтных резервуаров
для газа для СУГ
Железные дороги:
а) станции 300 500 375
б) разъезды и платформы; 100 100 75
в) перегоны 40 80 60
Автодороги:
а) I-II категории 60 60 50
б) IV и V категории 25 50 40
Склады лесных материалов, торфа, сена, волокнистых веществ, соломы, а также участки открытого залегания торфа 100 100 100
Воздушные линии электропередачи По ПУЭ
Примечания.
1. Расстояния от стволов и скважин шахтных резервуаров необходимо от-
считывать от их центральных осей
2. Расстояния от устьев эксплуатационной скважины бесшахтных резер-
вуаров в каменной соли следует отсчитывать от внутренней поверхности греб-
ня обвалования вокруг оголовка скважины
Не допускается размещать подземные и наземные сооружения хра-
нилища без специального обоснования на территориях с сейсмичнос-
тью выше 9 баллов, а также на участках развития физико-геологических и
криогенных процессов (карст, оползни, сели, термокарст и пр.).
Минимально допустимая глубина залегания горных пород, пригод-
ных для размещения выработок-емкостей, определяется расчетом, исхо-
дя из типа резервуара, внутреннего давления в резервуаре, плотности
пород, залегающих выше кровли выработки-емкости, и гидрогеологиче-
ских условий.
265
11.3. Шахтные хранилища сжиженных углеводородных газов
Таблица 11.5
Минимальные расстояния отустьев эксплуатационных скважин
и стволов подземных резервуаров до зданий и сооружений,
входящих в состав хранилища газа и СУГ
Здания и сооружения Расстояние, м
от устьев скважин бесшахтных резервуаров в каменной соли от устьев стволов и скважин шахтных резервуаров
для газа для СУГ
Сливоналивные причалы 50 100 75
Железнодорожные сливоналивные эстакады, складские здания для нефтепродуктов в таре 20 40 30
Сливоналивные устройства для автоцистерн, продуктовые насосные станции, компрессорные, канализационные насосные станции производственных сточных вод, разливочные, расфасовочные и раздаточные, установки для испарения и смешения газов 20 40 30
Водопроводные и противопожарные насосные станции, пожарное депо и посты, противопожарные водоемы (до люка резервуара или места забора воды из водоема) 40 40 30
Здания и сооружения I и II степеней огнестойкости с применением открытого огня 50 60 50
Прочие здания и сооружения 40 40 40
Рассолохранилища (открытые) 40 40 -
Ограждение резервуара 15 15 15
Воздушные линии электропередачи По ПУЭ
Примечания 1 и 2 к табл 11 2 распространяются и на данную таблицу
266
11 Хранение сжиженных углеводородных газов
Минимальная глубина заложения кровли выработки-емкости под-
земного резервуара Нтт, эксплуатирующегося в условиях избыточного дав-
ления и сооружаемого в непроницаемых породах, находят по формуле:
Н (11.1)
min ’ ' '
УгЯРг
где Рт.1Х — максимально допускаемое эксплуатационное давление, Па,
принимаемое: для бесшахтных резервуаров в каменной соли — на уровне
башмака основной обсадной колонны; для шахтных резервуаров в породах
с положительной температурой — на уровне кровли выработки-емкости;
у — коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый: 0,85 —
для бесшахтных резервуаров в каменной соли при спокойном или плас-
тово-линзообразном залегании соли, когда надсолевая толща представ-
лена непроницаемыми породами; 0,75 — в остальных случаях;
а - длина необсаженной части скважины, м, (только для бесшахт-
ных резервуаров в каменной соли);
рг — усредненная плотность пород, залегающих выше башмака ос-
новной обсадной колонны, для бесшахтныхрезервуаров и выше кровли
выработки для шахтных резервуаров, кг/м3;
g- ускорение свободного падения, м/с2.
£р>™,
Рг=~Л (11.2)
i=i
где п — число слоев;
pt-плотность пород z-гослоя, кг/м3;
mi — мощность z'-го слоя, м.
Подземные резервуары допускается сооружать в соляных залежах всех
морфологических типах горных пород. При этом мощность соляной за-
лежи должна быть не менее 10 м при сооружении через вертикальные
скважины и 5 м при использовании вертикально-горизонтальных и на-
клонно-горизонтальных скважин.
Площадка, на которой предусматривается размещение подземных
резервуаров в вечномерзлых породах, должна быть надежно защищена от
267
11.3. Шахтные хранилища сжиженных углеводородных газов
временных поверхностных водотоков искусственными сооружениями
(обвалования,водоотводы).
Выработки-емкости подземных резервуаров следует размещать в
массивах горных пород, способных обеспечить устойчивость и герметич-
ность выработок на весь период эксплуатации резервуаров, а горные по-
роды, в которых размещаются выработки-емкости подземных резервуа-
ров, не должны содержать включений, ухудшающих качество хранимых
продуктов.
Бесшахтные резервуары в каменной соли
Каменная соль (галит) характеризуется пределами прочности на сжа-
тие 25-30 МПа, на растяжение 0,5-1,6 МПа, на изгиб 2,5-4 МПа. Важное
свойство каменной соли — способность резко увеличивать пластические
свойства при повышении давления (до 27,5 МПа). Пластичность камен-
ной соли возрастает при смачивании. При этом капиллярные трещины в
кристаллах закрываются, что приводит к значительному повышению пре-
дела прочности на растяжение. Пластичность каменной соли зависит от
фактора времени. При большой продолжительности действия давления
даже небольшие нагрузки могут вызвать текучесть каменной соли. Поэто-
му отложения каменной соли в толще земной коры имеют весьма малую
проницаемость и пористость. Указанные свойства каменной соли весьма
благоприятны для создания в ее отложениях подземных емкостей.
Площадь распространения соляной залежи в плане должна обеспе-
чивать размещение заданного количества резервуаров с оставлением це-
ликов соли между выработками, а также между выработками и боковыми
поверхностями соляной залежи.
Образование подземных хранилищ в отложениях каменной соли
осуществляется циркуляционным выщелачиванием — растворением соли
водой, нагнетаемой через скважину с одновременным выдавливанием
образующегося при этом рассола на земную поверхность. В среднем в
1 м3 воды при температуре 20 “С может раствориться 360 кг соли.
Для управления формообразованием емкости при выщелачивании
солей в пласт вводят жидкий нерастворитель. Подавая нерастворитель
строго фиксированными порциями, меняя расстояние между точками
подачи воды, отбора рассола и нерастворителя, можно добиться задан-
ной конфигурации подземного резервуара.
268
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
В интервале отметок (по глубине) почвы и кровли резервуара соля-
ная залежь, как правило, не должна содержать прослоев калийно-магни-
евых и других солей, легко растворяющихся в воде и хлоридно-натриевых
рассолах, а также прослоев нерастворимых пород, препятствующих про-
цессу создания выработки заданной формы и объема.
Расстояние между устьями соседних эксплуатационных скважин бес-
шахтных резервуаров в каменной соли определяется по формуле 11.3, но
должно быть не менее 15 м:
а = 2-ad +г(4+л + к), (11.3)
где ал — допустимое отклонение оси скважины от вертикали на отметке
кровли выработки-емкости, м; г— радиус выработки-емкости резервуа-
ра, м; п — коэффициент, учитывающий погрешности формообразования
в зависимости от принятой технологической схемы строительства, при-
нимаемый равным для схемы растворения соли (сверху вниз — 0,1, снизу
вверх — 0,5, для комбинированных и иных схем — 0,2); к — коэффициент,
учитывающий возможную асимметричность формы выработки-емкости
по геологическим условиям (к = 0,2-1,5).
Существует несколько методов выщелачивания каменной соли во-
дой в пластах большой мощности: снизу вверх с перемещением внешней
подвесной колонны на каждом этапе, рис. 11.3 а; снизу вверх без переме-
щения внешней подвесной колонны; с подачей растворителя через пер-
форированную колонну; сверху вниз без перемещения внешней подвес-
ной колонны с постепенным накоплением нерастворителя в верхней ча-
сти растворяемой выработки, рис. 11.36; “комбинированная” схема, когда
нижняя часть выработки создается по схеме “снизу вверх”, а верхняя -
по схеме “сверху вниз”; с применением энергии “затопленных струй” с
вводом растворителя в нижнюю часть выработки через специальные на-
садки.
При технологической схеме сооружения подземного резервуара сту-
пенями сверху вниз скважину оборудуют тремя колоннами труб (обсад-
ной - 1, внешней подвесной — 2, внутренней рабочей - 3), рис. 11.3, б.
Перед началом выщелачивания межтрубное пространство обсадной и
внешней подвесной колонн заполняют жидким нерастворителем. На
первом этапе сооружения резервуара при прямоточном режиме выщела-
чивания в скважину по внутренней рабочей колонне 3 подают пресную
269
11.3. Шахтные хранилища сжиженных углеводородных газов
Рис. 11.3. Технологические схемы сооружения бесшахтных подземных резервуаров
в отложениях каменной соли:
а) снизу вверх без перемещения внешней рабочей колонны;
б) сверху вниз без перемещения внешней подвесной колонны с постепенным
накоплением нерастворителя в верхней части растворяемой выработки
I- VII — ступени сооружения резервуара
воду, а отбор рассола из полости ведут по межтрубному пространству между
внешней подвесной и внутренней рабочей колоннами. В процессе со-
здания выработки-емкости для управления процессом формообразова-
ния выработки осуществляют измерения: уровня раздела нерастворитель-
рассол и количества нерастворителя; почасовой производительности по-
дачи в скважину воды и ее количества в смену; температуры воды рассола
и нерастворителя с точностью 0,5 °C; производительности выхода из сква-
жины рассола, его концентрации (плотность с точностью не менее
0,001 г/см3) и количества в смену; количества выносимых с рассолом не-
растворимых включений; давления в трубопроводах подачи воды, рассо-
270
И. Хранение сжиженных углеводородных газов
ла и нерастворителя. Точность измерения расхода воды и рассола должна
быть не более 1 %.
Растворение соли может осуществляться также минерализованной
водой с одновременным вытеснением образующегося при этом рассола
на поверхность земли, а при соответствующем обосновании допускается
растворение соли промстоками.
В начальный момент размыва поступающая вода интенсивно рас-
творяет соль у забоя скважины. Концентрация соли по мере поднятия
раствора возрастает, и скорость растворения соли уменьшается по на-
правлению от забоя к замку свода кровли резервуара, поэтому форма раз-
мытой полости резервуара до определенного момента имеет вид усечен-
ного конуса с большим основанием внизу. За счет разности плотностей и
концентрации соли в рассоле при выщелачивании в полости возникают
два встречных потока: плотный рассол стекает вниз в пристенной зоне, а
слабоминерализованный раствор у колонны поднимается вверх. Это при-
водит к перемещению зоны интенсивного растворения соли вверх и вы-
равниванию формы резервуара к цилиндрической. Ограничения размы-
ва полости по высоте добиваются введением нерастворителя.
В качестве нерастворителя могут применяться нефтепродукты или
газы, химически нейтральные к соли и хранимому продукту. При соот-
ветствующем обосновании допускается применение технологии соору-
жения выработки-емкости без нерастворителя.
На втором этапе сооружения резервуара при размыве на следующей
ступени внешнюю подвесную колонну 2 опускают на 3-5 метров, а верх-
нюю часть полости резервуара до среза подвесной колонны заполняют
нерастворителем.
При комбинированном способе сооружения подземных резервуаров
процесс размыва начинают с создания кольцевого паза в окрестности баш-
мака скважины — гидровруба, необходимого для естественного осаждения
нерастворимых включений каменной соли, которые, осаждаясь на поверх-
ности резервуара, могут сильно снизить, а при толщине слоя в 2-4 см пол-
ностью прекратить выщелачивание. Как правило, размыв гидровруба осу-
ществляют при противоточном режиме, если соль содержит от 8
до 10 % нерастворимых включений, и при прямоточном режиме при со-
держании включений от 10 до 15 %. После создания гидровруба размыв
соли проводят при противоточном режиме ступенями снизу вверх до об-
271
11 3 Шахтные хранилища сжиженных углеводородных газов
разования полости заданных размеров. После этого, установив уровень
нерастворителя на отметке замка свода резервуара, продолжают размыв
соли уже ступенями сверху вниз, добавляя при этом определенные пор-
ции нерастворителя для окончательного формирования верхней части
полости заданной формы, рис. 11.4.
Наряду с жидкими нерастворителями для управления процессом
размыва применяют и газообразные нерастворители, из которых наи-
большее распространение получил воздух. Воздух подают в размывае-
мую полость совместно с водой, из которой он выделяется и собирается в
верхней части полости. Воздух может инжектироваться в воду до центро-
бежного насоса, закачивающего ее в полость, либо при применении двух
насосов низкого и среднего давления — после первого насоса.
К преимуществам газообразных нерастворителей относятся: просто-
та получения заданных давлений и расходов и легкость их регулирова-
ния; доступность и невысокая стоимость; отпадает необходимость в за-
чистке емкости перед заполнением продуктом и создании наземного
хранилища для хранения нерастворителя. К недостаткам — возможность
разрушения верхней части кровли резервуара и утечка нерастворителя в
атмосферу при подъеме труб.
В пластах малой мощности (5-20 м) и значительного простирания
создают емкости галерейного типа, располагаемые вдоль пласта. Для стро-
ительства таких емкостей бурят наклонную скважину с выходом парал-
лельно пласту, по возможности в нижнюю его часть, рис. 11.5, при этом
используют двухколонные системы без применения нерастворителя. Для
обеспечения прочности кровли и нижней части резервуара необходимо
оставлять в этих местах целики соли толщиной 2-3 м
Выщелачивание галерейной емкости осуществляют двумя способами.
По первому способу, применяемому в основном при наличии в соли
5-10 % нерастворимых включений, выщелачивание проводят частями.
Вследствие разности плотностей рассола и воды подаваемая в забой вода
занимает верхнее положение, а рассол опускается вниз. Для полного на-
сыщения воды при этом способе создается движение вдоль стенки плас-
та. Поэтому первоначально камера вытянута вдоль пласта. Как показал
опыт строительства таких хранилищ, сначала выщелачивается соль во-
круг трубы, затем постепенно возрастает тенденция развития камеры
вверх, в результате чего она приобретает определенную форму После вы-
щелачивания первой части эксплуатационную трубу поднимают изсква-
272
Рис 114 Схема сооружения подземной емкости комбинированным способом
а — сооружение гидровруба, б — сооружение полости ступенями снизу вверх, в — сооружение полости
ступенями сверху вниз (завершающий этап); 1, II, III, IV — стадии развития емкости,
1, 2, 3 — соответственно обсадная, водоподающая и рассолоподъемная колонны труб
273
11.3. Шахтные хранилища сжиженных углеводородных газов
Рис. ] 1.5. Схема емкости галерейного типа.
а — через одну скважину; б — через две скважины; 1 — пласт соли;
2 — вмещающие породы, 3 — обсадные трубы для отбора рассола;
4 — водоподающая колонна; 5 — камера, образованная размывом (первая захватка)
жины на заданную величину, укорачивают горизонтальный участок и
начинают выщелачивание следующей части пласта.
По второму способу каменная соль размывается одновременно по
всей длине галерейной емкости, что достигается периодичной работой
на прямоточном и противоточном режимах. Подземных резервуары боль-
шого объема (300 000-500 000 м3), размещаемые на глубине 500-1 000 м,
эффективно сооружать при помощи двух скважин: наклонно-горизон-
тальной и вертикальной. Выщелачивание соли ведут поэтапно. После
сбойки в наклонно-горизонтальную скважину закачивают воду, а по вер-,
тикальной скважине отводят рассол. После размыва первого участка по-
лости технологическую колонну наклонно-горизонтальной скважины
укорачивают на длину этого участка и продолжают процесс.
Струйный метод размыва подземных емкостей, основанный на ис-
пользовании гидродинамических свойств водяных струй при растворе-
нии соли, значительно интенсифицирует процесс и повышает надеж-
ность управления формообразованием емкости. Размыв осуществляется
методом орошения стенок камеры струями воды (рис. 11.6). Вода пода-
ется через серию насадок, расположенных на внешней рабочей колонне
в скважине в пределах интервала глубины заложения емкости. Колонне
придается медленное вращательное движение, благодаря которому каж-
дая струя воды равномерно растворяет соль по всей окружности камеры.
274
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
Рис. 11.6. Схема струйного метода размыва подземных емкостей с отбором
рассола сжатым воздухом:
1,2,3,4 — отверстия диаметром 5...10 мм
Количество рассола примерно соответствует объему подаваемой на раз-
мыв воды. На поверхность земли рассол может подаваться гидроэлевато-
ром, эрлифтом, погружным электронасосом или вытесняться сжатым
воздухом.
Применение механических мешалок и перемешивающих устройств,
приводимых в движение энергией поступающей в камеру воды, оказа-
лось нецелесообразным из-за больших объемов камер. Более положи-
тельные результаты получены при использовании высоковольтных ис-
кровых разрядов, при этом достигалось увеличение концентраций в
1,3...2,7 раза. При исследовании явления было установлено, что основ-
ной причиной интенсификации процесса растворения являются акусти-
ческие колебания, возбуждаемые в жидкости электрическими разрядами.
Поэтому были использованы более простые источники акустического из-
лучения - ультразвуковые и гидродинамические излучатели.
Положительный эффект получается при использовании пульсаци-
онного или колебательного движения жидкости, что достигается термо-
275
11.3. Шахтные хранилища сжиженных углеводородных газов
динамическим частичным или полным перекрытием потока воды. Для
этого используют многоступенчатую гидравлическую турбину осевого
типа, приводимую во вращение водой, поступающей в скважину под дав-
лением. Чередование совмещения и несовмещения отверстий ротора и
статора приводит к возникновению пульсации давления жидкости. При
использовании частоты пульсации 10...60 Гц для подземной емкости
объемом 10 000 м3 время размыва может быть сокращено с 554 до 294 сут.
Существуют различные методы определения формы и объема под-
земных емкостей, из которых наиболее надежным следует считать метод
ультразвуковой локации.
При создании подземных емкостей методом выщелачивания необхо-
димо соблюдать условия, важнейшими из которых являются: наличие до-
статочно мощного соляного пласта на необходимой глубине, источника
пресной воды, необходимых транспортных средств и путей сообщения;
благоприятное расположение емкостей по отношению к местам произ-
водства и сбыта СУГ, возможность сброса или использования рассола.
Выполнение последнего условия сопряжено с некоторыми труднос-
тями, которые могут быть преодолены следующими способами: соору-
жением специальных емкостей-рассолохранилиш объемом, равным объ-
ему размываемой емкости; сбросом рассола в подземные пористые и про-
ницаемые структуры покрывающих или подстилающих пород; создани-
ем кустов рассолозаборных скважин.
При решении проблемы рассола следует иметь в виду, что количест-
во сбрасываемого рассола должно приниматься из расчета использова-
ния части его при эксплуатации подземных емкостей, а также для подъ-
ема на поверхность СУГ.
На рассолопроводах хранилищ СУГ следует предусматривать уст-
ройство для отделения и отвода на свечу растворенного в рассоле и по-
павшего в него сжиженного газа.
Создание выработки-емкости в процессе выщелачивания происхо-
дит в течение времени, продолжительность которого зависит от раство-
римости соли, геологической структуры залежи, технологии размыва и
других факторов, не поддающихся строгому учету и контролю. Поэтому
размеры емкости в процессе выщелачивания постоянно контролируют
путем определения количества вытесненной на поверхность земли соли,
фактического объема выработки при условии полного насыщения рас-
творителя в ней.
276
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
В соответствии с СП 34-106-98, количество соли, выданной с рассо-
лом из выработки на поверхность земли Q, т, определяется по формуле:
с.,
(11.4)
где п — число отработанных смен;
у и С — соответственно объем и концентрация рассола, выданного из
выработки в /-ю смену, м3 и т/м3.
Фактический объем выработки на любой момент растворения Иг, м3,
определяется по формуле:
v _ (g-0,7CmKb) (Сг-ирг)| QCr
f (ps-0,7Cm) Cz(l-«) CzCm’
(И.5)
где 0,7 — коэффициент, учитывающий разность между среднесменной и
средней концентрацией рассола в выработке;
Ст — среднесменная концентрация выходящего рассола, т/м3;
ps — плотность соли, т/м3;
1/ — объем нерастворителя в выработке, м3;
С — концентрация нерастворимых включений в осадке, т/м3;
рг — плотность нерастворимых включений, т/м3;
С - концентрация взвешенных нерастворимых включений в рассоле, т/м3;
п — среднее объемное содержание нерастворимых включений в мас-
сиве каменной соли, м3/м3.
Достигаемый объем выработки , м3, определяется по формуле:
у JQ-CX) (Cz-»pr) i QCr
₽ (ps-Cs) Cz(l-n) CzCm’
(И.6)
Вокруг устьев скважин бесшахтных резервуаров в каменной соли при
хранении СУГ следует предусматривать обвалование, при этом уровень
разлившейся жидкости при максимальном объеме аварийного выброса
следует принимать ниже верхней отметки гребня обвалования на 0,2 м.
высота обвалования должна быть не менее 1 м и ширина по верху насыпи —
не менее 0,5 м.
277
11.3. Шахтные хранилища сжиженных углеводородных газов
Оборудование устьев скважин бесшахтных резервуаров должно обес-
печивать:
- при строительстве - раздельную закачку в скважины растворителя
(воды, промстоков) и нерастворителя, выдачу рассола, возможность из-
менения направления потоков жидкостей (прямоток—противоток);
- при эксплуатации резервуаров для СУГ — взаимозамещение хра-
нимого продукта рассолом, водой или газом, аварийный сброс на свечу
через продуктовую или рассольные линии обвязки;
- при эксплуатации резервуаров для газа — вытеснение рассола газом
при первоначальном заполнении, закачку и отбор газа за счет измене-
ния давления в резервуаре.
Подземные резервуары всех типов должны оснащаться системами
контроля следующих эксплуатационных параметров: количества посту-
пающего и выдаваемого продукта; давления и температуры в линии за-
качки — отбора продукта; качества продукта.
Дополнительно в бесшахтных резервуарах должен осуществляться
контроль устьевого давления и температуры продукта, давления, темпе-
ратуры, расхода, плотности и химсостава рассола в линии закачки — от-
бора, формы и размеров выработки-емкости, а также уровня границы раз-
дела фаз в выработке-емкости.
Конструктивные решения бесшахтных резервуаров для газа должны
обеспечивать скорость течения газа по скважине не более 35 м/с и темп
снижения давления в резервуаре при отборе газа в процессе эксплуата-
ции не более 0,5 МПа/ч.
Вместимость бесшахтных резервуаров для газа определяется из рас-
чета хранения активного и буферного объемов газа исходя из технологи-
ческих параметров и горно-геологических условий размещения резерву-
аров, при этом коэффициент использования вместимости резервуара при
хранении СУГ при наличии внешней подвесной колонны (в долях вмес-
тимости подземного резервуара выше башмака внешней колонны) сле-
дует принимать не более 0,95, а при отсутствии внешней подвесной ко-
лонны (выше башмака центральной подвесной колонны) — 0,9.
Шахтные резервуары в породах с положительной температурой
Шахтные резервуары для хранения СУГ позволяют обеспечить боль-
шую безопасность по сравнению с надземными резервуарами, и их вмес-
278
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
тимость может быть более 100 000 м3. Возможность сооружения шахт-
ных хранилищ обусловлена наличием определенных геологических и
гидрогеологических условий, поэтому их следует размещать в горных
породах ниже уровня грунтовых вод. По этому принципу шахтные хра-
нилища, сооружаемые в специально создаваемых и отработанных гор-
ных выработках, можно подразделить на сооружаемые: в непроницае-
мых горных породах с напорными водами и обводненных проницаемых
горных породах. Наиболее пригодны для строительства подземных шахт-
ных емкостей осадочные породы (плотные известняки, доломиты, гипс,
мел, алевриты, аргиллиты и др.), а также вечномерзлые грунты.
Степень обводненности породных массивов и положение уровня
грунтовых вод должны отвечать условию, при котором давление воды на
поверхности выработок превышает внутреннее давление продукта в ре-
зервуаре при постоянно действующем водоотливе. Горные породы долж-
ны обладать высокой экранирующей способностью по отношению к
сжиженным углеводородным газам (жидкостям) в целях сокращения
утечек от фильтрации.
В качестве выработок-емкостей следует предусматривать, как пра-
вило, подземные горизонтальные выработки камерного типа, рис. 11.7.
Коэффициент использования вместимости резервуара для СУГ следует
принимать не более 0,9.
Размеры и формы (круглая, трапециевидно-арочная (подковооб-
разная), прямоугольная и др.) поперечного сечения выработок-емкос-
тей должны приниматься максимальными для конкретных горно-гео-
логических условий.
Подземные шахтные газонефтехранилища имеют различные гор-
ные выработки. Для обеспечения строительных подходов предусматри-
вают сооружение вскрывающих выработок в виде вертикальных и на-
клонных стволов и штолен, которые используют для размещения по-
стоянного эксплуатационного и горнопроходческого оборудования и
вентиляции. Чтобы в хранилище не попадали поверхностные воды, ус-
тье стволов и скважин располагают на 0,2 м выше планировочной от-
метки территории. Для горизонтальных вскрывающих выработок от
перемычки к порталу делают уклон не менее 0,003, а для исключения
утечки СУГ отметка перемычки должна превышать максимальный уро-
вень взлива не менее чем на 0,5 м.
279
11.3. Шахтные хранилища сжиженных углеводородных газов
Рис. 11.7. Схема подземного резервуара с погружными или стационарными насосами
1 — выработка-емкость; 2 — зумпф; 3 — герметичная перемычка;
4 — стационарные насосы; 5 — насосная камера; б — подходная выработка;
7 — коллекторная выработка; 8 — трубопроводы для залива продукта;
9 — трубопроводы для отбора продукта; 10 — ствол; 11 — технологическая
скважина; 12 — погружной насос
Выработки-емкости в устойчивых горных породах следует проекти-
ровать, как правило, без крепи или с применением анкерной крепи.
Сплошную постоянную крепь следует предусматривать на участках гео-
логических нарушений в комбинации с тампонажем породного массива
в целях его укрепления и снижения проницаемости. В неустойчивых
горных породах выработки емкости следует проектировать с примене-
нием сплошной постоянной крепи.
При расчете размеров и устойчивости незакрепленных выработок-
емкостей следует руководствоваться требованиями СНиП П-94-80 и
СНиП 2.01.07-85*; при расчете выработок-емкостей с крепью следует
руководствоваться требованиями СНиП 2.06.09-84.
280
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
Расстояния между сбойками в спаренных выработках-емкостях долж-
ны приниматься в зависимости от технологии проходки, но быть не ме-
нее удвоенной ширины целиков между выработками-емкостями. Погруж-
ные насосы следует располагать непосредственно в стволах или эксплуа-
тационных скважинах, пробуренных с поверхности земли в заборные
зумпфы выработок-емкостей.
К выработкам вспомогательного назначения относятся коллектор-
ные выработки, эксплуатационные скважины и камеры подземных на-
сосных станций. Околоствольные (коллекторные) выработки сооружа-
ются в комплексных хранилищах и соединяют выработки-емкости со
вскрывающей выработкой. В коллекторных выработках размещают тех-
нологические, вентиляционные, кабельные и другие трубопроводные
коммуникации, оборудование. Сечение коллекторных выработок про-
ектируют с учетом обеспечения прохода людей и транспортировки обо-
рудования при его ремонте или замене, а в период горностроительных
работ — горизонтального транспорта породы в вагонетках в соответствии
с действующими правилами безопасности и требованиями ППР. Кол-
лекторные выработки сооружают с уклоном 0,003-0,005 в направлении к
стволу для обеспечения стока просочившихся подземных вод.
На период эксплуатации шахтных резервуаров выработки и эксплу-
атационные скважины должны быть оборудованы трубопроводами для
отбора 9 и закачки 8 СУГ (рис. 11.7). Заборные зумпфы подземного ре-
зервуара следует располагать в наиболее низких точках профиля вырабо-
ток-емкостей. Для отбора хранимых продуктов и воды из шахтных резер-
вуаров следует предусматривать подземные насосные станции или по-
гружные насосы.
Если выкачку продукта из хранилища проводят непогружными на-
сосами, то в этом случае для их размещения сооружают специальные под-
земные насосные камеры. При этом отметка пола насосной камеры, как
правило, должна быть выше максимального уровня продукта в выработ-
ках-емкостях с учетом всасывающей способности устанавливаемых бес-
сальниковых насосов с приводом во взрывозащищенном исполнении. В
хранилищах на один продукт насосы размещают непосредственно во
вскрывающей выработке. Высоту насосных камер принимают в зависи-
мости от вертикальных размеров насосов и подъемно-транспортного обо-
рудования, но не менее 3 м. Выработки насосных камер укрепляют сплош-
ной постоянной крепью. В этом случае под агрегатом предусматривается
281
11.3. Шахтные хранилища сжиженных углеводородных газов
выравнивающая бетонная или железобетонная подушка. Коллекторные
и вскрывающие выработки и насосные камеры оборудуют приточно-вы-
тяжной вентиляцией с обязательным резервированием вентиляторов.
Вытяжка воздуха предусматривается из нижней зоны камеры для 2/j все-
го объема и из верхней зоны для 1/з всего объема.
Заполнение шахтных хранилищ СУГ может осуществляться с помо-
щью насосов типа 4НГ-5Х4, 4НГ-5Х2 (для пропана, бутана и сетевого
газа) и4НГК-5Х1 или самотеком за счет разности давлений. Для выдачи
СУГ на поверхность используют погружные многоступенчатые насосы с
забойным двигателем типа ЭЦГ-16-200, ЭЦГ-63-260 и ЭЦГ-160-260 (пер-
вая цифра в обозначении насоса — напор в м, вторая — подача в м3/ч), или
непогружные насосы с горизонтальным валом типа 12НА-22ХЗ, 20НА-
22X3 с подачей 150 и 600 м3/ч и напором 54 и 65 м соответственно, а
также типа НК-560/335-180, НК560/335-330.
Часовая кратность воздухообмена в подземных насосных камерах и
зонах перемычек должна быть не менее 20, а в стволах и коллекторных
выработках — 6.
Эксплуатационные (буровые) скважины предназначены для прове-
дения сливо-наливных операций, прокладки дыхательных и сливо-на-
ливных трубопроводов, размещения погружных насосов и замера уровня
СУГ. Их сооружают, если откачку СУГ из хранилища ведут погружными
насосами. В скважину вставляют обсадную трубу с последующей цемен-
тацией затрубного пространства.
Проходку вертикальных стволов и горных выработок в устойчивых
горных породах и водопритоке в забой меньше 8 м3/ч производят обыч-
ными способами при помощи комплекса передвижного проходческого
оборудования. Устья вертикальных стволов на глубину 6-8 м проходят
котлованом, а на глубину 20-30 м — в соответствии со специальным ППР.
Для выемки породы крепостью до категории III применяют пнев-
молопаты, пневмоломы или отбойные молотки, а для породы большей
крепости используют буровзрывной способ.
Проходку стволов, имеющих угол наклона до 15°, ведут драглайна-
ми, скрепером, бульдозером или погрузочными машинами. При угле
наклона ствола до 45° используют скреперные установки и грейферы.
Стволы и их сопряжения с горизонтальными и наклонными выра-
ботками в рыхлых и неустойчивых породах независимо от водопритока в
забой проходят специальными способами, которые обеспечивают повы-
282
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
щение водопроницаемости и прочности горной породы. В качестве спе-
циальных способов следует применять предварительный тампонаж (це-
ментацию, глинизацию, битумизацию), искусственное замораживание
горных пород, опускные конструкции (опускные крепи, опускные ко-
лодцы, вертикальные щиты), забивную крепь, водопонижение или соче-
тание нескольких специальных способов. При выборе специального спо-
соба проходки стволов следует руководствоваться требованиями СНиП
11-94-80 “Подземные горные выработки”.
Горизонтальные и наклонные выработки в породах крепостью до
категории VII проходят, как правило, проходческими комбайнами, а в
породах выше категории VII используют буровзрывной способ с приме-
нением погрузочных машин, скреперных установок и других средств ме-
ханизации. В сложных гидрогеологических условиях проходку ведут с
применением специальных способов.
Для изоляции выработок-емкостей друг от друга или от внешней
среды следует предусматривать герметичные перемычки, Перемычки
должны: выдерживать давление, создаваемое хранимым продуктом; быть
непроницаемыми для хранимых продуктов, в том числе и в местах кон-
такта с вмещающими породами; обеспечивать пропуск необходимых тех-
нологических трубопроводов и коммуникаций; сооружаться из материа-
лов, не подвергающихся агрессивному воздействию со стороны храни-
мых продуктов и не оказывающих влияния на их товарные качества. Ре-
комендуется использовать следующие конструкции герметичных пере-
мычек: бетонная с контурным гидрозатвором (рис. 11.8); двойная бетон-
ная с гидрозатвором; двойная металлическая; одинарная металлическая.
В перемычках следует предусматривать проем диаметром не менее
600 мм, перекрываемый герметичным люком. Бетоны для сооружения
герметичных перемычек должны иметь прочность на сжатие класса В35,
прочность на осевое растяжение по классу Bt2,4, марку по морозостойко-
сти не ниже F 100, марку по водонепроницаемости не ниже W12, коэф-
фициент проницаемости по газу не более 10'8 мкм2 и коэффициент агрес-
сивной стойкости к углеводородным средам не ниже 0,8. Для тампонажа
затрубного пространства скважин, закрепного пространства выработок,
- трещиноватых зон, контура перемычек следует применять растворы, при-
готовленные на основе цементов, удовлетворяющих следующим требо-
ваниям: прочность при изгибе в возрасте 2 суток - не менее 2,7 МПа по
ГОСТ 1581; коэффициент проницаемости по газу — не более 10-7 мкм2;
283
11.3. Шахтные хранилища сжиженных углеводородных газов
Рис. 11.8. Бетонная перемычка с контурным гидрозатвором
I — выработка-емкость; 2 — напорная стенка; 3 — полость контурного
гидрозатвора, 4, 5 — система трубопроводов для залива и перемешивания
изолирующей жидкости; 6 — металлический лист
деформации расширения - не менее 3 и не более 10 мм/м, атакже коэффи-
циент агрессивной стойкости к углеводородным средам — не менее 0,86.
На заключительной стадии строительства следует осуществлять ис-
пытание резервуаров на герметичность.
Испытание шахтных резервуаров в породах с положительной темпе-
ратурой производят на герметичность по результатам наблюдений за уров-
нем подземных вод в гидронаблюдательных скважинах на этапах строи-
тельства и эксплуатации.
Резервуары считаются выдержавшими испытание на герметичность,
если в результате наблюдений в скважинах установлено, что после завер-
шения строительства резервуаров положение статического или пьезоме-
трического уровня водоносного горизонта, залегающего над кровлей вы-
работок-емкостей, обеспечивает напор на кровлю, превышающий мак-
симальное проектное давление хранимых продуктов в резервуаре не ме-
нее чем на 0,05 МПа.
Испытания бесшахтных резервуаров в каменной соли на герметич-
284
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
ность производят путем создания избыточного давления испытательной
среды, в качестве которой могут быть использованы газы или рассол.
При испытаниях проверяется раздельно герметичность подвесных
колонн труб, устьевой обвязки скважины с зацементированной обсад-
ной колонной и выработки-емкости. Герметичность устьевой обвязки
устанавливается по отсутствию утечек испытательной среды в ее элемен-
тах в период проведения испытаний, герметичность подвесных колонн —
по отсутствию перетоков испытательной среды между трубными прост-
ранствами, а герметичность скважины с зацементированной обсадной
колонной и резервуара в целом — компенсационным методом, основан-
ным на сохранении количества нерастворителя в системе, или методом
контроля уровня жидкости в межтрубном пространстве.
Скважины бесшахтных резервуаров для хранения СУГ следует испы-
тывать бензином прямой гонки или хранимым продуктом. Бесшахтные
резервуары для СУГ в целом следует испытывать рассолом, при этом допу-
скается наличие в межтрубье обсадной и внешней подвесной колонн ис-
пытательной среды, используемой для испытания скважины бесшахтного
резервуара. Бесшахтные резервуары для хранения газа следует испытывать
газом, подлежащим хранению, или газом, нейтральным по отношению к
хранимому продукту. Испытательное давление на устье скважины не долж-
но превышать значения, допустимого по условиям прочности элементов
устьевой обвязки и обсадных труб в соответствии с ГОСТ 632.
Бесшахтный резервуар считается выдержавшим испытание на гер-
метичность, если темп ежечасового падения давления со временем сни-
жается, стремясь к постоянной величине, а среднее падение давления за
час в течение последних 12 часов выдержки не превышает 0,05 % испыта-
тельного давления. В случае, если темп ежечасового падения давления со
временем снижается, а среднее падение давления в течение последних
12 часов превышает вышеуказанную величину, испытания продолжают
до стабилизации темпа падения давления. Окончательное решение о гер-
метичности бесшахтного резервуара принимается по установившемуся
темпу падения давления, если он не превышает 0,05 % испытательного
давления за час в течение последних 12 часов испытаний.
Особое значение как в процессе сооружения, так и в период эксплу-
атации подземных хранилищ необходимо уделять экологическому мо-
ниторингу сред, подверженных воздействию СУГ, для выявления техно-
генной миграции загрязняющих веществ и оценки реальных изменений
285
11.4. Изотермическое хранение сжиженных газов
в окружающей среде. Контролю подлежат: охраняемые, в том числе пи-
тьевые воды; водоносные горизонты, предназначенные для закачки рас-
сола; водоносные горизонты, предназначенные для технического водо-
снабжения; первый надсолевой водоносный горизонт; почвы; геодина-
мическое состояние геологической среды; смещения земной поверхнос-
ти; состав атмосферного воздуха.
Для контроля за режимом водоносных горизонтов, влияния закачки
строительного рассола в зоне размещения подземных сооружений хра-
нилищ, а также наземных рассолохранилищ и выпарных карт рассола
следует предусматривать гидронаблюдательные скважины, которые долж-
ны быть пробурены, оборудованы и опробованы до начала сооружения
подземных резервуаров.
Дополнительно в шахтных резервуарах должен осуществляться кон-
троль следующих параметров: давления и температуры продукта в резерву-
аре; уровня продукта; уровня границы раздела “продукт - вода” и давле-
ния в герметичных перемычках (в породах с положительной температу-
рой).
11.4. Изотермическое хранение сжиженных газов
Изотермические хранилища характеризуются постоянством темпе-
ратурного режима хранимого продукта и являются одной из разновидно-
стей хранилищ сжиженных газов. В изотермических хранилищах давле-
ние незначительно отличается от атмосферного, а температура хранимо-
го продукта ниже температуры окружающей среды. Низкое давление хра-
нимых продуктов позволяет: сооружать резервуары с небольшой толщи-
ной стенки, делая их более экономичными по сравнению с резервуарами
для хранения продуктов под повышенным давлением; уменьшать рас-
стояние между резервуарами и другими зданиями и сооружениями, со-
кращая площадь хранилища и затраты на подготовку площадки и внут-
рибазовые коммуникации.
Для того чтобы давление в резервуаре не превышало атмосферного,
температура сжиженного газа, например, пропилена, не должна превы-
шать минус 47 °C, а метана — минус 162 “С.
На рис. 11.9 а приведена технологическая схема изотермического
хранения сжиженного пропана, в которой хладагентом используется сам
сжиженный газ, а на рис. 11.96 - i-P диаграмма процесса охлаждения.
286
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
Рис. 11. 9. Технологическая схема изотермического хранения сжиженного
пропана
Паровая фаза, образовавшаяся за счеттеплопритока к сжиженному
газу из окружающей среды (прямая 0-1, рис. 11.96) отводится из резерву-
ара I и подается через теплообменник 11, где нагревается от температуры
Tj до температуры Т2 (прямая 1-2) в компрессор III. В компрессоре газ
адиабатически сжимается до давления Р3 с повышением температуры до
Т3 (кривая 2-3). Необходимая величина давления сжатия газа в компрес-
соре зависит от термодинамических свойств хранимого газа. Далее газ
подается в теплообменник IV, где охлаждается водой до температуры Т3
при постоянном давлении для снятия перегрева при сжатии (прямая 3-
4-5) и конденсации пара при Р3 = const. Сконденсированный газ допол-
нительно переохлаждается за счет более низкой температуры встречного
газа в теплообменнике II (кривая 5-6) и затем дросселируется в вентиле V
(прямая 6-0) до давления Ро, соответствующего режиму хранения сжи-
женных газов в резервуаре.
При эксплуатации изотермических хранилищ сжиженного газа при-
меняют три технологические схемы, отличающиеся только способом за-
лива сжиженного газа в изотермический резервуар и, как следствие это-
го, имеющие различные энергозатраты и мощность компрессорно-холо-
дильной установки: с комплексной холодильной установкой; с буфер-
ной емкостью; с промежуточным хладоносителем.
При использовании технологической схемы с комплексной холо-
дильной установкой сжиженный газ подается непосредственно в резер-
287
11.4. Подземные хранилища СУГ в отложениях каменной соли
вуар через дроссельный вентиль, обеспечивающий снижение его давле-
ния и температуры до параметров сжиженного газа в резервуаре. В зави-
симости от теплопритока при заполнении резервуара и хранении ком-
прессорно-холодильное оборудование можно устанавливать в виде одно-
го или нескольких агрегатов.
Применение буферной емкости позволяет резко снизить произво-
дительность заполнения изотермического резервуара по сравнению с
производительностью приема сжиженного газа в буферную емкость. Это
позволяет применять компрессорно-холодильное оборудование меньшей
мощности и сокращает энергозатраты при эксплуатации. Производи-
тельность заполнения резервуара принимают равной производительно-
сти холодильной установки. В качестве буферной емкости используют
стальные резервуары (вертикальные и горизонтальные цилиндрические,
шаровые и др.), рассчитанные на давление жидкой и паровой фаз данно-
го сжиженного газа.
В схеме с промежуточным хладоносителем поступающий в изотер-
мический резервуар сжиженный газ предварительно охлаждается в теп-
лообменнике промежуточным хладоносителем, а затем дросселируется
до заданной температуры и давления. Промежуточный хладоноситель,
химически нейтральный к хранимому СУГ, хранится в резервуаре вместе
с продуктом. При выкачке СУГ из резервуара хладоноситель закачивает-
ся в него через теплообменник, в котором охлаждается. Эта схема позво-
ляет снизить мощность холодильной установки при закачке продукта в
резервуар, так как при предварительном охлаждении количество испа-
рившегося газа в резервуаре будет меньше.
Количество тепла на 1 кг поступающего в резервуар с жидкой фазой
из трубопровода, транспортной или промежуточной емкости, определя-
ется по формуле
Q'=vmcm(T-Tp),
где vm — массовая скорость заполнения резервуара; ст — массовая тепло-
емкость жидкой фазы; Т, Г—температура жидкой фазы, соответственно
подаваемой в резервуар и хранящейся в резервуаре.
Количество тепла, отбираемого от жидкой фазы за счет испарения
при хранении:
288
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
2, = (0,003 0,005) тжЛ ——
‘ ж* 86400 ’
где ^жф ~ масса жидкой фазы; г — скрытая теплота испарения.
Необходимая мощность холодильной установки
2=2,+ е2
Величину 22 можно рассчитать по формуле
Q2 = FK(T-T),
где F- внутренняя поверхность стенок резервуара; К— полный коэффи-
циент теплопередачи от наружного воздуха к сжиженному газу; Тн - тем-
пература наружного воздуха.
Д ля изотермического хранения сжиженных углеводородных газов при-
меняют стальные и железобетонные теплоизолированные резервуары.
Металлические теплоизолированные резервуары
При температурах ниже температуры кипения сжиженные углево-
дородные газы можно хранить при давлениях, близких атмосферному
(обычно равных 0,1-0,15 МПа). Поэтому при изотермическом хранении
сжиженных углеводородных газов используют вертикальные цилиндри-
ческие резервуары, железобетонные и шаровые резервуары.
В наземных вертикальных цилиндрических резервуарах бутан хра-
нят под атмосферным давлением при температуре минус 10 °C, пропан
при температуре минус 45 °C. Емкость таких резервуаров достигает
100 000 м3.
При строительстве и эксплуатации наземных изотермических ре-
зервуаров возникают проблемы, связанные с выбором металла для резер-
вуара, теплоизоляции и обеспечением безопасности при эксплуатации.
Для изготовления изотермических резервуаров могут применяться
алюминий и его сплавы, сохраняющие ударную прочность и вязкость
при температурах до минус 240 °C, но в основном применяют стали с
высокими механическими свойствами, табл. 11.6. Для уменьшения веро-
ятности хрупкого разрушения при отрицательных температурах стали
должны иметь достаточную ударную вязкость, по которой судят о их хлад-
ноломкости.
289
11.4. Подземные хранилища СУГ в отложениях каменной соли
Таблица 11.6
Теплоизоляционный материал
Теплоизоля- ционный материал Материал Аи„ Вт/м К Р> кг/м3 Водо- поглощение, %
Волокнистый Минеральная вата 0,03-0,05 100-150 64-84
Стеклянная вата 0,02-0,05 130-160 40
Зернистый Циатомит 0,03-0,07 350-950 -
Вспученный перлит 0,03 40-300 -
Ячеистый Пеностекло 0,06-0,10 100-400 6-9
Пенополиуретан 0,02-0,05 60-250 5-15
Одним из важных элементов в сооружении резервуаров является пра-
вильный выбор материала теплоизоляции, от которого зависит не толь-
ко экономичность, но и прочность конструкции. С увеличением толщи-
ны теплоизоляции возрастает стоимость резервуара, но одновременно
снижаются потери тепла и, как следствие этого, мощность холодильной
установки. Теплоизоляционные материалы по своей структуре делятся
на волокнистые, зернистые и ячеистые. Волокнистые материалы для изо-
ляции получают из отходов производства (шелковые очесы) или искус-
ственно (стеклянная вата), вытягиванием или выдуванием волокон из
расплава материала. Такие материалы используют для теплоизоляции
установок сжижения и разделения газов. Зернистые и ячеистые материа-
лы получают из растительных материалов (пробка), естественных мине-
ралов (диатомит) и искусственным путем при помощи термической об-
работки (вспученный перлит, пеностекло) или химических реакций (пе-
нополиуретан). Такие материалы используют для изоляции резервуаров
сжиженных газов.
Коэффициент теплопроводности теплоизоляционных материа-
лов возрастаете повышением температуры, плотности и увлажнения. В
низкотемпературных хранилищах при большой влажности изоляции
возможно обмерзание пор с образованием ледяной пленки, которая мо-
жет увеличить коэффициент теплопроводности в 10-40 раз. Поэтому стой-
кость теплоизоляционного материала к увлажнению во многих случаях
является более ценным свойством, чем низкий коэффициент тепло-
проводности. Увлажнение материала характеризуется гигроскопичное-
290
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
тью, водопоглошением и коэффициентом диффузии водяного пара. От-
ношение теплопроводностей при температуре 190 и 293 К находится для
большинства материалов в пределах 0,65-0,75. Теплообмен в изоляцион-
ных материалах зависит от интенсивности конвективных токов воздуха в
их порах. Откачав воздух и создав вакуум в порах, получают вакуумно-
порошковую или вакуумно-волокнистую теплоизоляцию, обладающую
меньшей теплопроводностью.
В таблице 11.7 представлены свойства сталей для изготовления изо-
термических резервуаров.
Таблица 11.7
Характеристика свойств сталей, применяемых для изготовления
изотермических резервуаров
Марка стали Толщина стенки, 6ст, мм Предел текучести, ат, МПа Временное сопротивление, ст , МПа вр’ Интервал температур, °C Технические требования
09Г2С 10-20 330 480 От -40 до +200 ГОСТ 5520, ГОСТ 19282
20-32 310 470
16ГС 10-20 320 490
21-32 300 480
10Г2С1 10-20 340 490
21-32 330 480
12МХ 20-130 236 412 ГОСТ 20072
10Х14Г14Н4Т 4-50 206 509 От-196 до 400 ГОСТ 7350, ТУ 14-1- 2261-77
08Х18Н10Т 4-50 206 509
Наземный низкотемпературный резервуар состоит из перекрытия,
стен, фундамента, герметизирующей оболочки и теплоизоляции
(рис. 11.10).
Наземный резервуар обычно состоит из двух самостоятельных обо-
лочек: внутренней (несущей и герметизирующей) и наружной, играю-
щей роль защитного кожуха, обеспечивающей защиту теплоизоляции от
атмосферных осадков, солнечной радиации и влаги, содержащейся в воз-
духе. Внутреннюю оболочку изготавливают из алюминиево-магниевого
сплава или легированной стали.
291
11.4. Изотермическое хранение сжиженных газов
Рис. 11.10. Наземный низкотемпературный стальной изотермический резервуар
1 — анкерное устройство; 2 — оболочка резервуара; 3 — тепловая изоляция; 4 —
кровля; 5 — дыхательный клапан; б — предохранительный клапан; 7 — подающий
трубопровод; 8 — лестница; 9 — трубопровод отбора жидкого газа; 10 — днище
резервуара; 11 — блоки из пеностекла; 12 — система обогрева; 13 — песчаная
подушка
Так как стоимость ее велика, то иногда в качестве несущей конструк-
ции применяют стеку из предварительно напряженного бетона, а тонкая
металлическая оболочка лишь герметизирует пространство. Наружная
оболочка выполняется из обычной стали.
Основание наземного резервуара бывает двух типов: опирающееся
непосредственно на грунт или же на плиту, уложенную на забитые в грунт
сваи. Для уменьшения промерзания грунта и замерзания влаги, вызыва-
ющей его вспучивание, между днищем и грунтом укладывают теплоизо-
ляцию из твердых пористых силикатных (типа пеностекла) или крупно-
зернистых материалов с мягким наполнителем (например, керамзит с
перлитом), защитную оболочку, песчаную подушку и бетонное основа-
ние. В некоторых случаях под днищем резервуара сооружают устройство
для обогрева грунта до температуры 4-5 °C с помощью водного раствора
этиленгликоля. Подогретый паром в теплообменнике водный раствор
этиленгликоля закачивают насосом в змеевиковый подогреватель, уло-
женный под днищем резервуара.
292
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
Резервуары СПГ можно сооружать и на свайных фундаментах.
Перекрытие резервуара представляет собой двустенный купол с по-
мешенной между оболочками теплоизоляцией. Для снижения теплопо-
терь в пространство между оболочками пропускается сухой азот, кото-
рый также осушает теплоизоляцию. Перекрытие обычно не имеет опор,
но в некоторых конструкциях предусматривается центральная опора,
которая при монтаже резервуара может использоваться для установки
мостового крана.
При сооружении стальных низкотемпературных резервуаров важное
значение имеет их правильное опирание. Глубина промерзания грунтов
под резервуарами зависит от температуры хранимого сжиженного газа и
температуры грунта, диаметра резервуара, коэффициента теплопередачи
изоляции и коэффициента теплопроводности грунта. Крупнозернистые
грунты (гравий, песок) не чувствительны к промерзанию. При замерза-
нии они увеличивают свой объем приблизительно на 9 %. При отсутст-
вии систем капилляров такие грунты не способны подсасывать дополни-
тельную влагу из соседних пластов и, даже несмотря на образование ле-
дяных линз, вспучивания, как правило, не наблюдается. Связанные грун-
ты (суглинки, илы, глины, а также гравий и песок в плотной смеси с
суглинками) чувствительны к действию холода. Из-за разветвленной ка-
пиллярной системы влага подтягивается к ядру замерзания из соседних
пластов, что ведет к вспучиванию грунта, при котором возможен подъем
и потеря устойчивости даже очень тяжелых сооружений. Прежде чем рас-
считывать основание, определяют, необходимо ли предотвратить про-
никновение холода в грунт, находящийся под основанием. Иногда пре-
дусматривается система обогрева под днищем резервуара или специаль-
ная конструкция фундамента с вентиляционными каналами. В резервуаре
без изоляции днища глубина промерзания определяется по формуле
нпр = R/tg
2-^Ф-7’хр)
(И.7)
где R — радиус резервуара; Т — температура грунта; Гр — температура
хранящегося сжиженного газа.
Теплоизоляция днища резервуара предотвращает непосредственное
проникание холода в грунт. В этом случае глубина промерзания значи-
293
11.4. Изотермическое хранение сжиженных газов
тельно меньше и определяется по формуле (11.7), в которой Г необхо-
димо заменить на температуру на уровне изоляции Т
Изотермические резервуары для сжиженных газов должны быть ос-
нащены средствами контроля и автоматизации, с помощью которых обес-
печивается измерение необходимых параметров (расхода и поступления
продукта, давления, температуры и уровня); сигнализацией давления и
уровня, а также поддержания заданного эксплуатационного режима и
защиты резервуара от переполнения, повышения уровня, вакуума, для
измерения напряжений в корпусе хранилища. На трубопроводах для входа
и выхода продукта из резервуара следует устанавливать соответствующие
счетчики-расходомеры. Резервуар должен быть снабжен уровнемером,
позволяющим в любой момент времени определить уровень жидкости в
сосуде. Данные о давлении паров передаются на щит операторной, где
постоянно регистрируются записывающим прибором. Температура вну-
три резервуара должна измеряться постоянно с выводом показаний на
щит операторной. Изотермический резервуар должен быть снабжен сле-
дующими технологическими трубопроводами: для поступления жидко-
сти, удаления жидкости, удаления паров хранимого продукта, поступле-
ния продувочного азота или другого инертного газа в межстенное прост-
ранство либо во внутренний сосуд резервуара, поступления паров храни-
мого продукта для гашения вакуума. Все вводы в резервуар и выводы из
него должны быть снабжены компенсаторами температурных напряже-
ний, рассчитанными на работу в условиях максимально возможной раз-
ности температур хранимого продукта и окружающей среды.
На рис. 11.11 приведена технологическая схема перевалочной базы
СУГ с изотермическим хранилищем с буферными емкостями.
Железобетонные низкотемпературные резервуары
Применение железобетонных резервуаров для хранения сжиженных
газов позволяет сократить расход металла и увеличить срок службы хра-
нилища в 2-3 раза по сравнению со сроком службы стальных резервуаров.
Стенка железобетонного резервуара может быть изготовлена сбор-
ной или монолитной. Стыки между панелями в случае сборной стенки
заполняют плотным бетоном, проектная марка которого не ниже про-
ектной марки бетонов стеновых панелей. Для обеспечения надежной и
экономичной эксплуатации низкотемпературных хранилищ сжиженного
294
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
Рис 1111. Технологическая схема перевалочной базы СУГ с изотермическим
хранилищем с буферными емкостями [58]
углеводородного газа необходимо правильно выбирать материалы для
стенки, днища и теплоизоляции резервуара.
Особенность заглубленных резервуаров состоит в том, что резервуар
обычно имеет большой диаметр при небольшой высоте. Кроме того, на
боковые стенки действует довольно значительное давление грунта. Тонкие
стальные конструкции не выдерживают такого давления, поэтому при со-
оружении заглубленных резервуаров все стенки сооружают из преднапря-
женного железобетона, адля герметизации используют тонкую металли-
ческую оболочку. Поскольку для резервуара требуется большая площадь, а
окружающие породы не должны быть обводненными, то для сооружения
заглубленного резервуара необходимы определенные геологические усло-
вия. От воздействия воды пенополиуретановую изоляцию покрывают ка-
проновой пленкой. В настоящее время широко применяют монтаж за-
глубленного резервуара из секций заводского изготовления. Заглубленные
резервуары имеют меньшую пожаро- и взрывоопасность, но для их соору-
жения требуется большая площадь и нет возможности использовать водо-
насыщенные грунты. Кроме того, необходимы значительные затраты на
постоянный подогрев для при эксплуатации этих резервуаров.
На рис. 11.12 приведена конструкция стенки бетонного резервуара
для хранения сжиженного газа, а на рис. 11.13 общий вид низкотемпера-
турного резервуара для хранения СПГ японской фирмы Tokyo Electric
Power Со, Inc.
295
11.4. Изотермическое хранение сжиженных газов
11 12
Рис. 11 12 Конструкция стенки железобетонного резервуара
Рис. 11.13. Общий вид низкотемпературного резервуара для хранения СПГ
296
11. Хранение сжиженных углеводородных газов
Основание резервуара, рис. 11.12, включает песчаную подушку 2, бе-
тонную плиту 3, слой теплоизоляции 4, цементную стенку 5 и внутрен-
нюю металлическую оболочку 6, свободно уложенную на стяжке. Внут-
ренняя оболочка стены 8 имеет металлическую облицовку, соединенную
с облицовкой дна на сварке. С внутренней стороны резервуар покрыт
слоем армированной изоляции 7, а с наружной стороны стенки металли-
ческая оболочка плотно прижата к железобетонной преднапрягающей
навивкой 9 и слоем торкретбетона 10. Между железобетонными стенка-
ми 8 и 11 находится гранулированная теплоизоляция 12. Положительная
температура подстилающих пород поддерживается электронагревателем 1.
Несущий купол перекрытия выполняется из сборных железобетонных
плит-секторов. К куполу на тягах подвешивают металлическую мембра-
ну, несущую на себе слой теплоизоляции. Для сохранения свойств тепло-
изоляции и сокращения теплопритока отбираемая паровая фаза пропу-
скается в межстенном пространстве перекрытия и стен. Снаружи резер-
вуар обсыпается грунтом 13.
297
12.1. Устройство газонаполнительной станции сжиженного углеводородного газа
12. КУСТОВЫЕ БАЗЫ
И ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ
12.1. Устройство газонаполнительной станции сжиженного
углеводородного газа
12.1.1. Назначение и организационная структура ГНС
Газонаполнительные станции (ГНС) сжиженного углеводородного газа—
это стационарные хранилища для приема от поставщиков, хранения и
отпуска (в баллоны, емкости и автомобильные цистерны) сжиженного
углеводородного газа. ГНС обеспечивают сжиженным углеводородным
газом определенный экономический регион. Помимо этого, они осуще-
ствляют транзитную передачу сжиженных углеводородных газов неболь-
шим ГНС, не имеющим собственных подъездных железнодорожных пу-
тей, крупным промышленным и сельским потребителям и т п.
Газонаполнительные станции — объекты городского газового хозяй-
ства. Они обеспечивают газом отдельный населенный пункт или несколь-
ко таких пунктов, расположенных близко друг от друга, и имеют следую-
щую организационную структуру.
Цех слива-налива СУГ Его назначение — прием от поставщиков железно-
дорожных цистерн со сжиженными углеводородными газами, слив газа из
них в резервуары парка хранения, подача СУГ из резервуаров парка хранения
в наполнительный цех. В состав цеха входят сливоналивная железнодорож-
ная эстакада и подъездные железнодорожные пути, насосно-компрессорное
отделение и парк хранения сжиженных углеводородных газов.
Наполнительный цех. Здесь осуществляют налив СУГ в баллоны и
автоцистерны, отпуск их потребителям, ремонт баллонов и заправку га-
зобаллонных автомашин. В состав цеха входят наполнительное отделе-
298
12. Кустовые базы и газонаполнительные станции
ние, отделение слива тяжелых неиспарившихся остатков газа из балло-
нов и их дегазации, отделение ремонта баллонов, погрузочно-разгрузоч-
ные площадки, колонки для наполнения автоцистерн и заправки газо-
баллонных автомашин
Ремонтно-механический цех. В нем проводят профилактические ме-
роприятия и ремонт, обеспечивающие безопасность и бесперебойную
работу ГНС, следят за исправностью ремонтных машин, оборудования.
Рабочие цеха участвуют в ликвидации аварий во всех цехах и службах стан-
ции. В ведении цеха находятся ремонтно-механическая мастерская, ма-
шины, оборудование и механизмы для выполнения ремонтных работ.
Служба энерговодоснабжения. Основные задачи этой службы — бес-
перебойное обеспечение электроэнергией, водой и теплом (отопление)
служб ГНС и удаление с ее территории сточных вод, содержание в техни-
чески исправном состоянии оборудования и коммуникаций.
К службе энерговодоснабжения относятся все электрооборудование, сети
и электроизмерительные приборы, мастерская по ремонту электрообо-
рудования, котельная и теплосети, водонасосная и сети водопроводов,
градирня, резервуары для воды, установка по очистке и смягчению воды,
установка по очистке сточных вод и сети канализации.
В отдельных случаях служба энерговодоснабжения может быть разделена
на несколько служб.
Служба связи обеспечивает бесперебойную прямую связь со станци-
ей железной дороги и городской телефонной станцией, а также местную
телефонную связь на территории станции. В ее ведении находятся сети и
оборудование местной и внешней связи.
Транспортная служба. Основные задачи ее — обеспечение беспере-
бойных перевозок СУГ потребителям и содержание в технически исправ-
ном состоянии транспортных средств и оборудования гаража.
В ведении службы находятся гараж, автомашины, открытая стоянка и
мойка для автомашин.
Служба автоматики и КИП предназначена для обеспечения техни-
чески исправного состояния и бесперебойной работы имеющихся уст-
ройств автоматики, сигнализации и КИП. В ее ведении находятся мас-
терская для ремонта приборов и приборы для контрольных поверок.
Химическая лаборатория Основные задачи лаборатории — выполне-
ние химических анализов СУГ, смазочных масел, воды, определение сте-
пени одоризации газов, постоянный контроль за загазованностью поме-
299
12.1. Устройство газонаполнительной станции сжиженного углеводородного газа
щений, а также за загазованностью резервуаров и колодцев (канализа-
ции и др.) при выполнении ремонтных работ. В ведении лаборатории
находятся приборы, оборудование и реактивы для выполнения химичес-
ких анализов.
Ремонтно-строительная служба осуществляет надзор за технически
правильным содержанием производственных зданий и сооружений ГНС
и их ремонт, поддерживает в надлежащем состоянии дороги на террито-
рии, выполняет работы по благоустройству площадки ГНС.
Основные задачи газоспасательной службы — наблюдение за выпол-
нением правил и инструкций по технике безопасности, противопожар-
ных правил и мероприятий, участие в ликвидации аварий и спасении
пострадавших. В ведении этой службы находятся индивидуальные спа-
сательные средства, применяемые при ликвидации аварий.
Газонаполнительные станции располагают преимущественно вне
черты города и других населенных пунктов на специально отведенных
спланированных площадках, желательно с подветренной стороны гос-
подствующих ветров, чтобы возможные выделения газов не попадали в
зону жилых, общественных и производственных зданий и сооружений.
Площадки для ГНС планируют с уклоном для отвода ливневых вод в
открытый коллектор, так как пары СУГ, которые значительно тяжелее
воздуха, скапливаются в закрытых канализационных коллекторах.
Территорию ГНС ограждают железобетонным забором высотой 2 м
и противопожарной полосой шириной Юм. При выборе площадки не-
обходимо, чтобы минимальное расстояние до лесных массивов составля-
ло: хвойных пород - 50 м, лиственных пород — 20 м, смешанных пород -
30 м. Производственную зону отделяют от вспомогательной легкой огра-
дой. Подъезды и подходы к зданиям и сооружениям асфальтируют, а ос-
тальные участки озеленяют.
Учитывая, что сжиженный углеводородный газ тяжелее воздуха, ре-
зервуары для его хранения располагают на более низких, чем ближайшие
жилые и общественные здания и сооружения, отметках. Резервуары для
хранения СУГ на ГНС размешают с учетом определенных разрывов от
зданий и сооружений в соответствии со СНиП 42-01-2002.
Вариант генплана газонаполнительной станции производительно-
стью 6 000 т/год показан на рис. 12.1.
Территории ГНС и газонаполнительных пунктов подразделяются
на производственную и вспомогательную зоны, в пределах которых в за-
300
12. Кустовые базы и газонаполнительные станции
Рис. 12 1 Генеральный план ГНС
1 — наполнительный цех; 2 — база хранения сжиженного газа, 3 — эстакада для
слива сжиженного газа из железнодорожных цистерн, 4 — сливные резервуары;
5 — автоколонки; 6 — блок вспомогательных помещений, 7 — автовесы;
8 — трансформаторная подстация; 9 — резервуары для воды; 1 — водонапорная
башня; 11 — генераторная, 12 — закрытая стоянка автомобилей;
13 -- материальный склад
висимости от технологического процесса, транспортирования, хранения
и поставки потребителям СУГ могут предусматриваться следующие ос-
новные здания, помещения и сооружения:
а) в производственной зоне:
- железнодорожный путь с эстакадой и сливными устройствами для
слива СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения;
301
12.1. Устройство газонаполнительной станции сжиженного углеводородного газа
- база хранения с резервуарами для СУГ;
- насосно-компрессорное отделение;
- испарительное отделение;
- наполнительный цех;
- отделение технического освидетельствования баллонов;
- отделение окраски баллонов;
- колонки для наполнения автоцистерн, слива газа из автоцистерн
при доставке газа на ГНС автомобильным транспортом, заправки газо-
баллонных автомобилей;
- теплообменные установки для подогрева газа;
- резервуары для слива из баллонов неиспарившегося газа и газа из
переполненных и неисправных баллонов;
- прирельсовый склад баллонов и другие здания и сооружения, тре-
буемые по технологии ГНС;
б) во вспомогательной зоне:
- цех вспомогательного назначения с размещением в нем админист-
ративно-хозяйственных и бытовых помещений, лабораторий, насосной,
механических мастерских по ремонту оборудования ГНС, баллонов и
вентилей, аккумуляторной и других помещений;
- котельная (при невозможности подключения к существующим ис-
точникам теплоснабжения);
- трансформаторная подстанция;
- резервуары для противопожарного запаса воды с насосной станцией;
- водонапорная башня; складские и другие помещения;
- очистные сооружения;
- мойка для автомобилей;
- здание для технического обслуживания автомобилей;
- пункттехнического контроля;
- автовесы и другие здания и сооружения, связанные с функциональ-
ностью ГНС.
Во вспомогательной или производственной зоне допускается пре-
дусматривать воздушную компрессорную и железнодорожные и автомо-
бильные весы или заменяющие их весовые устройства. В насосно-ком-
прессорном и испарительном отделениях допускается предусматривать
газорегуляторную установку для собственных нужд.
302
12. Кустовые базы и газонаполнительные станции
12.1.2. Принцип работы газонаполнительной станции
Технологическая схема ГНС с наземной установкой резервуаров при-
ведена на рис. 12.2. [59]. Сжиженные углеводородные газы поступают на
плошадку ГНС в железнодорожных цистернах и через стояки сливной
эстакады подаются в резервуары парка хранения. Слив СУГ осуществля-
ют при помощи компрессоров, работающих как тепловые машины, ко-
торые повышают температуру и упругость насыщенных паров сжижен-
ных газов в опорожняемых железнодорожных цистернах и снижают тем-
пературу и упругость насыщенных паров СУГ в резервуарах парка хране-
ния.
Из резервуаров парка хранения СУГ насосами подаются в наполни-
тельный цех для заполнения баллонов на автоматизированных карусель-
ных агрегатах или весовых установках, оборудованных отсекателями на-
лива, или на специальные колонки для заполнения автоцистерн и за-
правки газобаллонных автомашин. Эти же насосы осуществляют пере-
качку сжиженного углеводородного газа из одного резервуара в другой
для компаундирования, а также перекачку газа по трубопроводу на дру-
гие предприятия.
В наполнительном цехе тяжелые неиспарившиеся остатки сливают
из баллонов по двум схемам:
- баллоны устанавливают в специальные станки, заполняют их пара-
ми СУГ, опрокидывают вниз вентилями и подключают к сливной линии
при одновременном удалении паровой фазы из емкостей для тяжелых
неиспарившихся остатков;
- баллоны устанавливают на сливную карусель и отсасывают из них
тяжелые неиспарившиеся остатки вакуум-насосом.
На ГНС наибольшее распространение получили насосно-компрес-
сорные схемы перемещения сжиженных углеводородных газов.
Прием и хранение СУГ, наполнение им баллонов и автоцистерн
предусматриваются при наличии хранилищ сжиженного газа, подъезд-
ного железнодорожного тупика с эстакадой для слива из железнодорож-
ных цистерн сжиженного газа в емкости-хранилища, насосно-компрес-
сорного отделения, цеха наполнения баллонов и автоцистерн сжижен-
ного газа. Высокая упругость паров СУГ и различие температур в разных
точках приемо-раздаточной системы создают условия для работы при
непрерывно меняющемся давлении. Все основные сооружения станции
303
12.1. Устройство газонаполнительной станции сжиженного углеводородного газа
- насос центробежный самовсасывающим
Н
К
С
- компрессор
- сборник конденсата
— обратный клапан
— скоростной клапан
— фильтр сетчатый
— кран вентиль
— трехходовой кран
— сброс в атмосферу
О - манометр технический
§
fl
б
— счетчик количества жидкости объемный
— весы медицинские
— наполняемые и опорожняемые баллоны
- баллоны с пропаном
Рис 12 2 Технологическая схема газонаполнительной станции с наземной
установкой резервуаров
304
12. Кустовые базы и газонаполнительные станции
объединены жидкостными коллекторами и трубопроводами паровой
фазы, соединяющими разгружаемые и заполняемые емкости, что обес-
печивает необходимый режим работы всей системы и отдельных ее эле-
ментов, разделение жидкой и паровой фаз сжиженного газа. Для напол-
нения емкостей хранилища коллектор жидкой фазы соединен трубопро-
водом с жидкостным коллектором эстакады слива железнодорожных ци-
стерн и двумя трубопроводами с напорным коллектором насосов, а по-
следний — с коллектором колонок для налива автоцистерн и коллекто-
ром для наполнения баллонов. Расходный коллектор жидкой фазы ем-
костей хранилища соединен двумя трубопроводами со всасывающим кол-
лектором насосов, который, в свою очередь, трубопроводом связан с ем-
костью для слива тяжелых остатков сжиженного газа, не испарившихся из
баллонов потребителей. Все трубопроводы жидкой фазы связаны между
собой, образуя единую жидкостную систему.
Коллектор паровой фазы емкостей хранилища двумя трубопровода-
ми связан со всасывающим и напорным коллекторами компрессоров,
которые соединены с коллектором паровой фазы эстакады слива желез-
нодорожных цистерн. Всасывающий и напорный коллекторы компрес-
соров связаны также с коллекторами паровой фазы колонок для напол-
нения автоцистерн. Такая обвязка трубопроводов не только создает еди-
ную транспортную систему паровой фазы, но и позволяет использовать
эти трубопроводы в качестве всасывающих и напорных. С помощью ком-
прессоров паровую фазу можно забирать из любой емкости или секции
хранилища и подавать ее в другие емкости, железнодорожные и автомо-
бильные цистерны, и наоборот.
Использование указанных коммуникаций трубопроводов жидкой и
паровой фаз с размещенными на них запорными органами позволяет
проводить следующие операции: опорожнение железнодорожных цис-
терн, наполнение и опорожнение емкостей хранилища, наполнение бал-
лонов и автоцистерн, перекачку в специальные емкости слитых из балло-
нов тяжелых неиспарившихся остатков и перемещение сжиженного газа
из одних емкостей в другие.
Слив сжиженного газа из железнодорожных цистерн в емкости хра-
нилища осуществляют перетоком за счет повышения давления паров в
парофазном объеме железнодорожных цистерн при одновременном сни-
жении давления паров в емкостях. Автоцистерны и баллоны можно на-
полнять за счет создания в расходных емкостях повышенного давления
305
12 2. Анализ методов перемещения сжиженных углеводородных газов
, — - --------------------------.--—_
путем подачи в них компрессором паров, отбираемых из других емкостей
(прямой переток).
При подаче насосами многократная циркуляция в них жидкой фазы
недопустима, так как это приводит к ее перегреву, образованию паровых
пробок и нарушению работы насосов. В схеме предусмотрен автоматичес-
кий сброс избытков жидкой фазы через предохранительный перепускной
клапан в напорные трубопроводы, а через них - в емкости хранилища.
Передача СУГ из одних резервуаров хранилища в другие может про-
водиться перекачкой жидкой фазы насосами или с помощью компрессо-
ров аналогично опорожнению железнодорожных цистерн.
Поскольку трубопроводы паровой фазы работают при переменных
температурах и давлениях, то в них может образовываться конденсат (жид-
кая фаза), который попадает в цилиндры компрессоров. Для предотвра-
щения этого недопустимого явления в схеме предусмотрена установка
сборников конденсата на трубопроводах паровой фазы.
Безопасность работы станции обеспечивается установкой на обору-
довании и трубопроводах запорной предохранительной арматуры и кон-
трольно-измерительных приборов. На всех участках трубопроводов сжи-
женного газа, ограниченных запорными устройствами, устанавливают
предохранительные клапаны. На трубопроводах паровой фазы, идущих
ко всасывающему и напорному коллекторам компрессоров, ставят кон-
денсатосборники, предотвращающие попадание жидкости в цилиндры
компрессоров. В качестве основной запорной арматуры применяют флан-
цевые краны типа КСР, а в качестве предохранительной арматуры — сталь-
ные предохранительные пружинные клапаны.
12.2. Анализ методов перемещения сжиженных
углеводородных газов
На газонаполнительных и газоприемораздаточных станциях (ГПРС)
операции, связанные с приемом, хранением, перемещением и раздачей
сжиженных газов, являются основными технологическими операциями.
Они могут осуществляться путем использования гидростатического на-
пора жидкости между освобождаемым и приемным резервуарами, насо-
сами, компрессорами, нагревом верхнего слоя жидкости в освобождае-
мом резервуаре и охлаждением жидкости в наполняемом резервуаре, со-
зданием избыточного давления газа в паровом пространстве освобожда-
306
12 Кустовые базы и газонаполнительные станции
емого резервуара путем закачки в него инертного газа. Наряду с этим в
настоящее время используются комбинированные методы перемещения:
насосно-компрессорный, насосно-испарительный и перемещение насо-
сами с помощью инжекторов.
Использование гидростатического напора. Слив сжиженных углево-
дородных газов осуществляется за счет разности уровней жидкости в опо-
рожняемом и наполняемом резервуарах следующим образом. Опорож-
няемый и наполняемый резервуары соединяются по линиям паровой и
жидкой фаз, и сжиженный пропан-бутан переливается за счет гидроста-
тического напора столба жидкости, определяемого по формуле
Р -Р -\Р
АН = —----
Рж'Я
где Рр, Ри — давление паровой фазы в резервуаре и цистерне; ДР — потери
давления в трубопроводе жидкой фазы при скорости течения
СУГ 1 м/с.
Для обеспечения достаточной скорости слива при одинаковых дав-
лениях в емкостях необходимо, чтобы за счет гидростатического напора
создавалась разность давлений не менее 0,7...! кгс/см2. При сливе про-
пан-бутановых смесей эта величина будет составлять 13...20 м. Если па-
ровые пространства резервуаров не соединены уравнительной линией,
то в наиболее худших условиях, когда температура в транспортной цис-
терне будет на 10... 15 °C ниже, чем в стационарной емкости, необходи-
мо, чтобы разность геометрических уровней резервуаров компенсирова-
ла и эту предельно возможную разность температур, и соответствующую
ей разность давлений.
Преимущества перемещения газа за счет разности уровней следую-
щие: исключительная простота конструктивного оформления, отсутст-
вие механических агрегатов, надежность работы всех устройств, готов-
ность схемы к работе в любое время, вне зависимости от наличия посто-
ронних источников энергии.
Недостатки: возможность использования этого метода только в ме-
стностях с гористым рельефом, увеличенные размеры площадки, боль-
шие потери газа при отправлении его в виде остатков паров в цистернах,
продолжительный слив. Поэтому указанный метод, несмотря на свою
простоту, не может быть широко развит на практике.
307
12.2. Анализ методов перемещения сжиженных углеводородных газов
Использование сжатого газа. При наличии вблизи ГНС или ГНП
источника инертного газа необходимого давления выгодным методом
перемещения сжиженного газа из резервуара в резервуар является за-
качка инертного газа в паровое пространство освобождаемого резервуа-
ра. Причем инертный газ можно подавать через регулятор давления или
компрессором.
Если температура в сливаемой и наполняемой емкостях равна, то
парциальное давление инертного газа в сливаемой емкости должно толь-
ко компенсировать гидравлические потери в системе слива, составляю-
щие 1,5...2,0 кгс/см2.
По окончании слива смесь паров и газа необходимо выпустить в ат-
мосферу или, если эта смесь горючая, — в городской газопровод.
Для перемещения сжиженного газа по рассмотренному методу не-
обходимо учитывать растворимость в нем инертного газа. В качестве ра-
бочей среды перемещения рекомендуются газы: технический азот, дву-
окись углерода и природный газ. При все более увеличивающейся плот-
ности газопроводной сети наиболее выгодным для этих целей мог бы
быть природный газ, состоящий на 98,5 % из метана. Наличие же в при-
родном газе значительного количества этана, хорошо растворяющегося в
пропане и бутане, особенно в зимнее время, может привести к переходу
этана в жидкость и к увеличению упругости паров сжиженного газа в ем-
кости (баллоне) выше допустимых норм при последующем нагреве бал-
лона до нормальной температуры. Поэтому при сливе содержание этана
в природном газе не допускается выше 3...5 %.
Использование природного газа на обычных насосно-компрессор-
ных ГПРС также выгодно, поскольку из-за высокой упругости и отсутст-
вия конденсации паров природного газа резко сокращается расход пода-
ваемого газа на вытеснение сжиженного. К недостаткам следует отнести
большие потери сжиженных газов при выходе их в атмосферу и необхо-
димость снабжения сжатым газом.
Выбор оптимальных режимов проводится с учетом производитель-
ности и технологических особенностей ГНС и ГНП. Принципиальная
технологическая схема слива и налива сжиженных газов заключается в
том, что парциальное давление природного газа в опорожняемом сосуде
поддерживается постоянным. При этом природный газ из магистраль-
ного газопровода под давлением Рт >1,7 МПа через узел редуцирования
подается в паровое пространство опорожняемой емкости (железнодо-
308
12. Кустовые базы и газонаполнительные станции
рожной цистерны, автоцистерны) и создает там давление, необходимое
для вытеснения жидкости в резервуары базы хранения или непосредст-
венно в наполнительное отделение Используемый в системе дифферен-
циальный регулятор давления автоматически поддерживает парциаль-
ное давление природного газа, превышающее упругость паров в опорож-
няемом сосуде на 0,2...0,5 МПа. Для ускорения процесса слива давление
газа-вытеснителя может быть увеличено.
Перемещение сжиженных углеводородных газов созданием разности
температур в опорожняемом и наполняемом сосудах (нагревается сжи-
женный газ в освобождаемом резервуаре и охлаждается в наполняемом
резервуаре). Из-за трудности его осуществления широкого применения
этот метод не нашел, так как нужно прогревать всю массу сжиженного
газа.
Подогреватель выполняется в виде змеевика и обогревается водой
или паром.
Для создания разности температур можно охлаждать сжиженный
газ в наполненном резервуаре. Для этого жидкий газ пропускается че-
рез специальный теплообменник, охлаждаемый холодной водой или
охлаждающим раствором. Охлаждать наполняемый резервуар можно
также интенсивным испарением газа с отводом паров в газовые сети
или в атмосферу.
Для поддержания перепада давления 1,5...2 кг/см2 необходимо со-
здать перепад температуры для пропана 5... 12 °C. Особенно выгодно при-
менить данную схему, когда доставка сжиженного газа осуществляется по
магистральному газопроводу и есть источник тепловых отходов (горячая
вода, пар).
Перемещение сжиженных газов насосами. Перемещение сжиженных
газов с помощью насосов является надежным, удобным способом, име-
ющим малые энергетические затраты и капитальные вложения, однако
для этого необходимы специальные самовсасывающие насосы или на-
сосы, которые всегда находились бы под действием гидростатического
напора столба жидкости Кстати, железнодорожные цистерны только с
верхним сливом сжиженного газа затрудняют применение чисто насос-
ной схемы слива.
Для надежной работы насосов необходимо разработать такую техно-
логическую схему, чтобы непосредственно у входного патрубка насоса
жидкость имела некоторый запас удельной энергии (напора) сверх упру-
309
12.2. Анализ методов перемещения сжиженных углеводородных газов
гости паров. Только в этом случае будет обеспечена бескавитационная
работа насоса.
Перемещение сжиженных газов насосно-инжекторным способом. Схема
перемещения сжиженного газа насосно-инжекторным способом представ-
лена на рис. 12.3. Инжектор работает с помощью жидкости (до 40...60 %),
подаваемой насосом 4. В схему включен напорный сосуд 2, который слу-
жит для постоянного залива жидкостью всасывающего патрубка насоса и
сепарации паровой и жидкостной фаз после инжектора. Данная схема имеет
замкнутое кольцо циркуляции сжиженного газа по пути: резервуар ин-
жектор — напорный сосуд - насос — наполнительная рампа (другой резер-
вуар, куда перекачивается жидкость) — резервуар. В этой схеме насос рабо-
тает в области относительно постоянного и поэтому устойчивого режима,
независимо от интенсивности отбора сжиженною газа на рампе.
Перемещение сжиженных газов компрессором. Компрессор отсасы-
вает паровую (газовую) фазу из заполняемого резервуара и нагнетает ее в
паровое пространство опорожняемой емкости. Таким образом создается
разность давлении и сжиженный газ перекачивается в емкость с мень-
шим давлением. Нагнетаемые компрессором пары сжиженного газа с
повышенной температурой, соприкасаясь с поверхностью, подогревают
верхний слой жидкости и способствуют испарению и дополнительному
повышению давления в опорожняемой емкости. Отсасывание паров из
Рис. 12.3. Насосно-инжекторная технологическая схема с расположением
инжектора в подземном резервуаре (а) или вне его (б):
I — резервуар; 2 — сепаратор-газоотделитель, 3 — вентиль для сброса паровой
фазы; 4 — насос; 5 — инжектор; 6 — линия для сброса паров
310
12. Кустовые базы и газонаполнительные станции
заполняемого резервуара усиливает испарение и охлаждение жидкости,
что тоже ускоряет процесс перемещения. Для эффективного ведения
процесса слива необходимо поддерживать перепад давления между ре-
зервуарами в пределах от 0,15 до 0,3 МПа.
Преимущества компрессорного способа перемещения сжиженных
газов: конструктивная простота схемы, полнота опорожнения емкос-
тей, возможность регулирования скорости слива изменением перепада
давлений в емкостях, высокая производительность (0,3... 1,0 м3/мин).
Недостатки: большой расход энергии, наличие в эксплуатации слож-
ного агрегата, необходимость в трубопроводах паровой и жидкой фаз.
Перемещение сжиженных газов с помощью насосов и компрессоров. На
ГНС и ГНП главным образом применяют насосно-компрессорные техно-
логические схемы, при работе по которым все сливоналивные операции
осуществляют с помощью насосов и компрессоров. Слив сжиженного газа
из железнодорожных цистерн, заполнение автоцистерн, удаление оста-
точных паров из опорожненных резервуаров производятся компрессора-
ми, заполнение баллонов сжиженным газом — насосами и компрессора-
ми. Компрессоры создают в опорожняемом резервуаре давление, превы-
шающее упругость паров сливаемой жидкости, что является необходимым
условием нормальной работы насосов. Достоинствами насосно-компрес-
сорной технологической схемы являются высокая производительность,
надежность, полное опорожнение резервуара, широта технологического
диапазона. К недостаткам следует отнести большие эксплуатационные
расходы по ремонту и содержанию технологического оборудования.
Перемещение сжиженных газов с помощью насосов и испарителей.
В районах Крайнего Севера, Сибири и Дальнего Востока, где преоблада-
ет низкя среднегодовая температура, в зимний период упругость паров
пропан-бутана в резервуарах меньше 0,15 МПа, те. избыточное давление
меньше 0,05 МПа. При этом отбирать пары из резервуаров базы хране-
ния компрессором невозможно, так как снижается давление. Перемеще-
ние сжиженных газов в этих случаях осуществляется с помощью испари-
телей. При работе по рассматриваемой технологической схеме резервуа-
ры хранилища и испарители соединяются трубопроводами по жидкой и
паровой фазам. Повышение давления в паровом пространстве опорож-
няемого резервуара достигается с помощью испарителей объемного или
проточного типа. При этом пары сжиженных газов перегреваются за счет
теплоты, принесенной извне.
311
12.3. Заправка автомобилей сжиженными углеводородными газами
Механизм операций слива с помощью объемных испарителей
дующий. Пропан-бутаном наполняется один из испарителей ли 6
жидкой фазы от резервуаров отключается, подается теплоноситель Сжи*
женный газ в теплообменнике (объемном испарителе) подогревается'
упругость паров повышается, затем пары с высокой упругостью подаютс ’
в опорожняемый резервуар, в котором создается повышенное давление
за счет чего и производится слив пропан-бутана.
В насосно-испарительной технологической схеме повышение дав
ления в паровом пространстве опорожняемого резервуара достигается с
помощью испарителей объемного типа.
Они создают подпор, обеспечивающий нормальную работу насоса
Схема с использованием объемных испарителей применяется на ГНС
большой производительности. На ГНС малой производительности и на
ГРП слив сжиженного газа производят с помощью проточных испарите-
лей (рис. 12.3). Опорожняемый резервуар по жидкой и паровой фазам
соединяется с испарителем трубопроводами. Теплоноситель подводится
к испарителю, где происходит испарение сжиженного газа и перегрев
паров. Перегретые пары из испарителя поступают в опорожняемый ре-
зервуар. Подача теплоносителя регулируется в зависимости от давления
в опорожняемом резервуаре. Повышение давления в резервуаре способ-
ствует нормальной работе насоса при сливе сжиженного газа и наполне-
нии им баллонов.
12.3. Заправка автомобилей сжиженными углеводородными газами
Автогазозаправочные станции (АГЗС) служат для заправки газобал-
лонных автомобилей сжиженным углеводородным газом (табл. 12. Г).
АГЗС (рис. 12.5) включает в себя хранилище сжиженного газа из четы-
рех резервуаров, насосно-компрессорное отделение, колонки для перекач-
ки газа из автоцистерн в резервуары станции, колонки для заправки газом
газобаллонных автомобилей, систему автоматической сигнализации опас-
ности, сантехнические, электрические и другие системы.
При размещении оборудования АГЗС следует обеспечить следую-
щие требования.
Резервуары для хранения СУГ должны быть расположены подземно
с обеспечением толщины засыпки грунтом не менее 0,5 м.
312
12 Кустовые базы и газонаполнительные стагяции
Рис 12 4 Насосно-испарительная технологическая схема
1,3 — резервуары, 2 — проточный испаритель, 4 — фильтр, 5 — насос,
6 — наполнительная рампа, 7 — баллоны, 8 — теплоноситель, Ж — трубопровод
жидкой фазы, П — трубопровод паровой фазы
Техническая характеристика АГЗС
Таблица 12 1
Показатели Проект
503-1'36 3895
Номинальная производительность, заправок/сут 600 750
Средняя заправочная доза, л 200 200
Площадь земельного участка, мг 5 500 6 400
Число резервуаров для газа вместимостью, м3
25 4 4 *
2,5 1 1
Число колонок
для слива газа из автоцистерн 2 2
для заправки автомобилей 4 5
Число компрессоров 2 2
Максимальное давление в трубопроводе, МПа 1,6 1,6
Потребляемая электроэнергия, кВт 65,2 40,3
313
12 3 Заправка автомобилей сжиженными углеводородными газами
Рис 12 5 Принципиальная технологическая схема А ГЭС БКИ-600
I — резервуар, 2 — насосы, 3 — испарители, 4 — колонки для наполнения СУГ автомобильных баллонов,
5 — колонки для слива СУГ из баллонов, 6 — колонки для слива СУГиз автоцистерн
12 Кустовые базы и газонаполнительные станции
К подземным допускается приравнивать резервуары (трубопрово-
ды), полностью или частично расположенные над поверхностью земли,
засыпаемые грунтом на высоту не менее 0,5 м и выше их верхней образу-
ющей, и ширину, обеспечивающую предотвращение разрушения насы-
пи вусловиях эксплуатации, или защищенные иным негорючим материа-
лом, обеспечивающим такую же теплоизоляцию от воздействия пожара
На многотопливных АЗС, размещаемых в черте населенных пунк-
тов, общая вместимость резервуаров для СУГ не должна превышать
20 м3, а единичная - Юм3
Общую и единичную вместимость резервуаров для СУГ на АЗС, раз-
мещаемых вне территории населенных пунктов, допускается увеличи-
вать не более чем в 2 раза
Общую и единичную вместимость резервуаров для СУГ на АГЗС
допускается увеличивать не более чем в 2 раза при обеспечении подачи
воды на наружное пожаротушение и орошение с требуемым настоящими
нормами расходом в течение времени полного выгорания СУГ из наи-
большего резервуара (в том числе АЦ), применяемого на этой АГЗС
Технологическая система АГЗС должна обеспечивать возможность
безопасного перекрытия любой вероятной утечки жидкой и паровой фаз
из резервуаров и трубопроводов в окружающую среду, предотвращающе-
го выход за территорию АГЗС газопаровоздушных смесей с концентра-
цией указанных паров более 20% от нижнего концентрационного преде-
ла распространения пламени с вероятностью выше 10 6 в год |60]
Для этого рекомендуется использовать двухстенные резервуары, а
трубопроводы СУГ, проходящие по территории АГЗС, должны быть вы-
полнены двустенными по всей длине (включая разъемные соединения)
и оснащены системами постоянного контроля герметичности их меж-
трубного пространства, обеспечивающими автоматическую сигнализа-
цию (световым и звуковым сигналами), позволяющими автоматически
прекратить подачу СУГ и его паров в разгерметизированный участок
трубопровода с одновременным его перекрытием, отключить компрес-
сорное оборудование и прекратить операции по наполнению резервуа
ров топливом и выдачу его потребителю на всех технологических участ-
ках многотопливной АЗС На рис 12 6 приведена схема АГЗС, выпус
каемая Гагаринским машиностроительным заводом
Наполнение резервуаров должно осуществляться только изавтоцис-
терн с обязательным оснащением линиеи аварийного опорожнения в АЦ
315
12.3 Заправка автомобилей сжиженными углеводородными газами
Установка
управления
пневматическими
клапанами
Рис 12 6 Автомобильная газозаправочная станция сжиженным нефтяным газом
с погружным насосом
Минимальные расстояния от раздаточных колонок до зданий и со-
оружений газонаполнительной станции или пункта, с которого осуще-
ствляется подача СУГ на раздаточные колонки АГЗС, следует опреде-
лять в соответствии с табл. 12 2.
Таблица 12.2
Наименование объектов, до которых определяется расстояние Расстояние, м, от зданий, сооружений и оборудования технологических систем АГЗС
многотоп- ливных, с двустен- ными резер- вуарами с подземными резервуарами с СУГ с надземными резервуарами с СУГ
одностен- ными двустен- ными одностен- ными двустен- ными
1 Производственные, складские и административно-бытовые здания и сооружения промыш- ленных предприятий (за исклю- чением указанных в строке 10) 40 80 15 100 25
316
12 Кустовые базы и газонаполнительные станции
Продолжение табл. 12.2
Наименование объектов, до которых определяется расстояние Расстояние, м, от зданий, сооружений и оборудования технологических систем АГЗС
МНОГОТОП- ЛИВНЫХ, с двустен- ными резер- вуарами с подземными резервуарами с СУГ с надземными резервуарами с СУГ
одностен- ными двустен- ными одностен- ными двустен- ными
2 Лесные массивы хвойных и смешанных пород лиственных пород 50 25 60 40 25 10 100 60 40 15
3 Жилые и общественные здания 60 100 25 300 50
4 Места массового пребывания людей 60 100 25 300 50
5 Индивидуальные гаражи и открытые стоянки для автомоби- лей 40 50 18 100 50
6 Торговые киоски 60 60 20 100 30
7 Автомобильные дороги общей сети (край проезжей части) I, II и III категории IV и V категории маршруты электрифициро- ванного городского транс- порта (до контактной сети) 25 20 25 50 30 50 12 9 15 100 60 100 25 20 12
8 Железные дороги общей сети (до подошвы насыпи или бровки выемки) 40 80 25 100 30
9 Очистные канализационные сооружения и насосные станции, не относящиеся к АГЗС 60 100 15 100 30
10 Технологические установки категорий А,, Бн, Г„, здания и сооружения с наличием радиоак- тивных и вредных веществ I и II классов опасности по ГОСТ 12 1 007 100 100 100 100 100
11 Линии электропередачи, электроподстанции (в т ч транс- форматорные подстанции) По ПУЭ
317
12.3. Заправка автомобилей сжиженными углеводородными газами
Окончание табл. 12.2
Наименование объектов, до которых определяется расстояние Расстояние, м, от зданий, сооружений и оборудования технологических систем АГЗС
многотоп- ливных, с двустен- ными резер- вуарами с подземными резервуарами с СУГ с надземными резервуарами с СУГ
одностен- ными двустен- ными одностен- ными двустен- ными
12. Склады лесных материалов, торфа, волокнистых горючих веществ, сена, соломы, а также участки открытого залегания торфа 50 50 20 100 40
Примечания. 1. Расстояния от заглубленного или подземно расположенного технологического оборудования с наличием сжатого природного газа, указанные в строках 1,5 и 12, допускается уменьшать не более чем на 50 %. 2. При размещении АГЗС рядом с лесными массивами хвойных и смешанных пород расстояние между ними и технологическим оборудованием с наличием сжатого при- родного газа допускается сокращать не более чем в два раза, если указанное оборудо- вание расположено подземно или заглублено При этом вдоль границ лесного массива и прилегающей территории АГЗС должны предусматриваться наземное покрытие, выполненное из материалов, не распространяющих пламени по своей поверхности, или вспаханная полоса земли шириной не менее 5 м. 3. Минимальное расстояние от сбросной трубы паров СУГ до объектов, не относя- щихся к АГЗС, определяется расчетом в соответствии с требованиями НПБ Ш-98*.
На АГЗС с одностенными резервуарами в целях безопасности нель-
зя размещать здания и сооружения сервисного обслуживания водителей,
пассажиров и их транспортных средств, за исключением магазина сопут-
ствующих товаров без торгового зала. Размещать одностенные резервуа-
ры для СУГ допускается только на АГЗС, размещаемых вне территории
населенных пунктов и предприятий.
318
13, Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
13. РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ
УСТАНОВКИ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
13.1. Регазификация сжиженных углеводородных газов
Сжиженные углеводородные газы для подачи в газораспределитель-
ные сети или сразу непосредственно в газовые приборы подвергаются
регазификации. Под регазификацией понимают обратный процесс пе-
рехода углеводородов из жидкого состояния в газообразное путем испа-
рения или кипения жидкой фазы и дальнейший перегрев полученных
насыщенных паров. Для непрерывного протекания процесса регазифи-
кации необходим непрерывный приток теплоты к жидкой и паровой
фазам. Отбор паров осуществляется через регулятор давления. Мини-
мальное давление в испарителе обусловливается потерей давления в ре-
гуляторе и распределительном газопроводе с учетом номинального дав-
ления необходимого для работы газоиспользующего оборудования. Так,
для пропана минимальное давление в испарителе при давлении за регу-
лятором 2 500...3 000 Па может быть в пределах 0,2... 1 МПа, что соответ-
ствует температуре жидкой фазы для пропана от 248 до 303 К. При этой
температуре теплоносителем может быть жидкость или газ, имеющие
более высокую температуру.
Различают естественную и искусственную регазификации сжижен-
ных углеводородных газов. Естественное испарение сжиженных углево-
дородных газов происходит обычно в тех же резервуарах и баллонах, где
хранится газ. В качестве теплоносителя могут быть использованы воз-
душная окружающая среда или грунт. Минимальная испаряющая спо-
собность резервуаров, расположенных на открытом воздухе, наблюдает-
ся в ночные часы или в наиболее холодные сутки года. Минимальная
319
13.1. Регазификация сжиженных углеводородных газов
испаряющая способность заглубленных резервуаров наблюдается в ве
сенние месяцы. Минимальное количество испаряемого газа оценивают
на основе многолетних замеров температуры воздуха или грунта. При ес-
тественном испарении вначале испаряются легкие, затем тяжелые ком-
поненты смеси сжиженных углеводородов. Потребитель получает газ пе-
ременного состава и теплоты сгорания, а в резервуаре могут накапливать-
ся тяжелые неиспаряющиеся остатки. В северных районах установки с
естественным испарением монтируют в отапливаемых помещениях, по-
этому в этом случае испарение будет происходить более равномерно. При
испарении или кипении сжиженных углеводородных газов в специаль-
ных теплообменниках путем подачи “горячего” теплоносителя количе-
ство испаряемого газа возрастает. Такой метод регазификации называет-
ся искусственным. В качестве теплоносителя широко используют водя-
ной пар или горячую воду, а также продукты сгорания газа. Может быть
использован также электрический метод подогрева. К регазификацион-
ным установкам сжиженного углеводородного газа с естественным испа-
рением относятся: баллонные установки сжиженного газа, резервуарные
установки с естественным испарением, регазификационные и резерву-
арные установки с искусственным испарением, установки для получе-
ния газовоздушных смесей, регазификационные установки большой про-
изводител ьности.
Естественная регазификация
Производительность установок с естественным испарением зависит
от состава сжиженных углеводородных газов, температуры окружающей
среды, параметров теплообмена, степени заполнения резервуаров газом,
числа и характера взаимного расположения резервуаров, а также от режи-
ма отбора газа из резервуаров. При расчете газобаллонных установок не-
обходимо учитывать также повышенную влажность воздуха, так как в за-
висимости от запотевания резервуара изменяются параметры теплооб-
мена. Это приводит к увеличению интенсивности испарения жидкой
фазы, так как теплопередача жидкости значительно выше теплопереда-
чи воздуха. Такое же явление наблюдается при смывании резервуаров
или баллонов дождем. Зимой при обмерзании резервуара теплопередача
ухудшается, так как слой инея является своего рода изоляцией,
Хии = 0,105 Вт/(м- К). При обледенении резервуара тепловой приток уве-
личивается, \ = 2,5 Вт/(м К). Режимы работы подземных резервуаров
320
13. Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
имеют свою специфику, обусловленную процессами теплообмена между
грунтом и резервуаром с учетом влияния температуры поверхности грун-
та. Тепловые потоки для резервуаров, находящихся на определенной глу-
бине, изменяются в зависимости от времени года. При работе резервуа-
ров на бытовое газоснабжение газ ночью практически не отбирается, и
теплота грунта идет на нагревание жидкой фазы в резервуаре. Поэтому
ночью наблюдается наиболее высокая температура жидкости в резервуа-
ре. Днем и вечером расход газа превышает среднечасовой. Процесс испа-
рения газа происходит большей частью за счет теплоты, которая аккуму-
лируется системой. Разность в подводе теплоты к резервуару в период
максимального и минимального отборов паров должна соответствовать
количеству аккумулируемой теплоты. Таким образом, необходимое для
испарения дополнительное количество газа компенсируется снижением
внутренней энергии, накопленной в ночные часы.
Производительность резервуаров при естественном испарении сле-
дует определять:
при подземном расположении — по номограмме, рис. 13.1;
при надземном расположении — расчетом, исходя из условий теп-
лообмена с окружающей средой.
Для учета теплового воздействия рядом расположенных подземных
резервуаров полученную по номограмме производительность следует
умножить на коэффициент теплового взаимодействия т в зависимости
от числа резервуаров в установке:
Число резервуаров Значение коэффициента
в установке теплового воздействия т
2 0,93
3 0,84
4 0,74
6 0,67
8 0,64
Тепло для испарения Мисп, кг, СУГ в баллоне или надземном резерву-
аре можно определить по формуле:
О —Q+Q+Q—гЛ/ ,
*-ИС1Г с *~ж йен’
где Q. ~ количество тепла, подаваемое от окружающей среды; Qx и Qm —
количество тепла, отдаваемое соответственно жидкостью и металлом за
счет снижения температуры.
321
Рис. 13.1. Номограмма для определения производительности резервуара сжиженного газа
вместимостью 2,5 и 5м ! (подземного)
I — резервуар 5м\ заполнение 85%; 11 — резервуар 5 м\ заполнение 50%; III — резервуар
5 м\ заполнение 35%> и резервуар 2,5 м1, заполнение 50%; IV-резервуар 2,5 м\ заполнение 85%; V - резервуар
2,5 м3, заполнение 35%
13.1. Регазификация сжиженных углеводородных газов
13. Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
Используя основные зависимости тепломассопереноса, можно за-
писать:
Q ==kF(T -Т)г,
v ср Ж7 '
Q =(М -М )с (Т -Т);
^ж ' ж йен' ж' к н7 ’
Q =М с (Т-Т),
где Т и Тн — конечные и начальные значения температуры, F— площадь
внешней поверхности резервуара.
В резервуарах под давлением, когда не отбирается пар сжиженного
углеводородного газа, температуры окружающей среды Т и жидкости Тж
равны между собой. В этом случае (7. = 0, и испарения не происходит.
При отборе паров из резервуара давление в паровом пространстве не-
сколько понижается, и происходит испарение жидкой фазы для восста-
новления равновесия фаз приданной температуре. Тепло отбирается как
от жидкости, так и от металла резервуара. Используя метод смены стаци-
онарных состояний, получим:
rm th=kFfr ~T)dr + cx(Мж -m„cnx)dT + cuMMdT ,
иен \ ср / Ж X ж ИСП / мм*
где т - время, Т- температура.
Разделяя переменные и интегрируя в пределах отт] до т, и от Т до 7,
получим оценку снижения температуры жидкой фазы за определенное
время:
т\=тср
гтжпМ ! гтжпАт~кр(Тср-Тн)
kF kF
сМж + смЛ/м ~с*м..спх}
ж___ж__м м ж И С11 I
С' -W, +См^м -СжЛ/ИспТ2
Ж Ж ММ Ж MCI! i
kF
еЖЛИСпАХ
Подобным образом можно оценить время, за которое температура
жидкой фазы снизится на А 7= 7к — 7н.
Количество испарившегося газа при снижении температуры от /до
tk за время А/можно найти методом последовательных приближений.
Температура жидкой фазы при установившейся температуре равна
Т =Т
ж ср
^исп
kF.
где ~ площадь смачиваемой поверхности.
323
13.1 Регазификация сжиженных углеводородных газов
Тогда при минимально допустимой температуре можно определить
максимальный отбор:
м _kF^P~Tmm}
исп max
Г
Производительность установок с естественным испарением зависит
от состава сжиженных углеводородных газов, температуры окружающей
среды, параметров теплообмена, степени заполнения резервуаров газом,
числа и характера взаимного расположения резервуаров, а также от режи-
ма отбора газа из резервуаров. При расчете газобаллонных установок не-
обходимо учитывать также повышенную влажность воздуха, так как в за-
висимости от запотевания резервуара изменяются параметры теплооб-
мена. Это приводит к увеличению Л/исп, так как теплопередача жидкости
значительно выше теплопередачи воздуха. Такое же явление наблюдает-
ся при омывании резервуаров или баллонов дождем. Зимой при обмерза-
нии резервуара теплопередача ухудшается, так как слой инея является
своего рода теплоизоляцией -Линея=0,105 Вт/(м К) . При обледенении
резервуара тепловой приток увеличивается — Лльда=2,5 Вт/(м К).
Состав жидкой фазы влияет на давление насыщенных паров смеси в
резервуаре или, в конечном счете, на допустимое снижение давления
при отборе первой фазы. При большом снижении давления наблюдается
сильное испарение жидкости, так как при понижении температуры жид-
кости увеличивается перепад температур, а следовательно, и тепловой
поток. Минимальное абсолютное давление в резервуаре с учетом нор-
мальной работы регуляторов, установленных на резервуарах, не может
бытьниже0,14...0,15 МПа При определении расчетной производитель-
ности подземного резервуара необходимо брать наихудшие температур-
ные условия в грунте. Допустимое снижение уровня сжиженного углево-
дородного газа в резервуаре определяется минимальным тепловым пото-
ком из грунта, остаточным составом жидкой фазы и экономическими
соображениями (например, закономерностями завоза сжиженных угле-
водородных газов). Считается, что допустимая степень заполнения в сред-
нем не меньше 30 %. Длительность непрерывной работы резервуаров за-
висит от вида потребителя газа.
Во время перерывов в отборе паров жидкой фазы сам резервуар и
окружающий грунт нагреваются. Следует отметить, что при хранении
324
13 Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
смеси сжиженных углеводородных газов по мере отбора паров газа увели-
чивается содержание более тяжелых углеводородов. Упругость паров, ос-
тающихся в резервуаре, по мере отбора снижается: чем больше содержа-
ние более тяжелых углеводородов, тем ниже упругость насыщенных па-
ров газа в резервуаре
В некоторых случаях может быть использован способ естественного
испарения газа в подводящих трубопроводах и регуляторах. Сжиженный
углеводородный газ в жидком состоянии поступает в газоиспользующую
систему под принудительным давлением, равным давлению в резервуа-
ре, через регулятор давления В регуляторе давление газа снижается, часть
его испаряется. Другая часть газа испаряется после регулятора на участке
трубопровода. Температура газа снижается и зависит от степени испаре-
ния. Испарение прекращается при установлении равновесия между дав-
лением паров и давлением жидкости за регулятором, что может происхо-
дить при малых расходах газа. Состав паров испаряющихся газов тот же,
что и в резервуаре.
Искусственная регазификация
Зависимость естественной регазификации от окружающей среды и
от потребления газа, а также их недостаточная производительность вы-
нуждает использовать способы искусственной регазификации сжижен-
ных углеводородных газов. Преимущества установок с искусственной ре-
газификацией состоят в большей производительности, не зависящей от
внешних условий, в постоянстве состава испаряемого газа и
в соответствии его с составом жидкой фазы, хранящейся в резервуаре, а
также в независимости от степени заполнения хранилища и в возможно-
сти использования смесей газа с большим содержанием более легких уг-
леводородов. Однако для установок искусственной регазификации, для
которых необходима непрерывная подача от внешнего источника, отме-
чается сложность их обслуживания и необходимость установки систем
автоматики. Кроме того, в этих установках наблюдается конденсация
паров сжиженного углеводородного газа в газораспределительных сетях.
Общим для установок искусственной регазификации является генера-
ция пара в движущемся потоке. Конструктивно испарительные теплооб-
менники бывают рекуперативного типа со змеевиковым нагревателем,
вертикальные, кожухотрубные, трубчатые с вертикальным или горизон-
тальным кожухом, пленочные и форсуночные.
325
13.2. Конструктивные особенности испарителей СУГ
В некоторых случаях целесообразно использовать в качестве топли-
ва непосредственно жидкую фазу, транспортируя ее до горелочных уст-
ройств по трубопроводам. В этом случае нет необходимости регазифика-
ции сжиженных углеводородных газов. В зависимости от конструкции
горелок практически возможен любой расход газа независимо от тепло-
подвода с учетом любой неравномерности потребления, а также более
равномерный расход всех компонентов газа из резервуара. Разработаны
специальные конструкции горелок типа инжекционных, форсунок и др.
Однако этот метод имеет ограниченное применение из-за возможного
перегрева жидкости во время остановки или прекращения работы обору-
дования, вскипания газа в трубопроводе, перехода однофазного потока в
двухфазный и т. д.
13.2. Конструктивные особенности испарителей сжиженных
углеводородных газов
Конструктивно испарители сжиженных углеводородных газов делят-
ся на испарители прямого и непрямого подогрева. В первом случае жид-
кая фаза получает теплоту через стенки непосредственно от горячего теп-
лоносителя. К этому типу относятся змеевиковые, трубчатые, пленоч-
ные, форсуночные, электрические и огневые испарители. Испарители не-
прямого подогрева используют теплоту от промежуточного теплоносите-
ля между подогревателями и стенкой испарителя. В качестве теплоноси-
теля используют в основном горячую воду или водяной пар.
Змеевиковый испаритель (рис. 13.2) представляет собой вертикаль-
ный цилиндрический резервуар диаметром 309 мм и высотой 780 мм,
внутри которого находится змеевиковый теплообменник из труб разме-
ром 28x3 мм, что обеспечивает производительность 100 кг/ч. Сжиженный
углеводородный газ подается в патрубок 12 нижнего днища и попадает в
испарительное отделение. По змеевику 2 подается горячая вода с темпера-
турой 80 °C. Внутри испарителя, выше змеевика, находится поплавок 9
с клапаном 8, который при подъеме вверх плотно закрывает выходное от-
верстие парофазного патрубка 6. При изменении расхода газа жидкая фаза
меняет уровень: при малом расходе наблюдается меньшая высота жидкой
фазы и меньшее испарение газа, но больший его перегрев и большее давле-
ние. При отборе газа давление в испарителе меньше, чем давление в резер-
вуаре. При повышении отбора газа давление в испарителе становится мень-
326
13. Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
ше, чем давление в резервуаре, и уровень сжиженного газа растет. Если
расход превысит номинальную величину, уровень сжиженного газа в испа-
рителе повысится и поплавок перекроет подачу паровой фазы. После вы-
яснения причин увеличения расхода и устранения неисправностей, об-
служивающий персонал может включить испаритель в работу.
Трубчатый испаритель состоит из труб, собранных при помощи труб-
ных решеток в кожухе. Вертикальный кожухообразный испаритель сжи-
женного углеводородного газа с плавающей головкой изображен
на рис. 13.2. Сжиженный углеводородный газ поступает в межтрубное
пространство испарителя через штуцер 17 и поплавковый регулятор пре-
дельного уровня за счет избыточного давления в резервуаре. Теплоноси-
тель (водяной пар) подается сверху по патрубку 13 в пучок труб 6, прохо-
дит через трубки и уходит снизу через выходной патрубок 18 и конденса-
ционный горшок. Теплообменник работает по принципу противотока.
Образующиеся насыщенные пары проходят через верхнюю часть меж-
трубного пространства испарителя, перегреваются и через выходной шту-
цер поступают на регулятор давления и далее к потребителю. Для наблю-
дения за количеством жидкой фазы в испарителе имеется уровнемерное
стекло. При изменении отбора газа изменяется уровень жидкой фазы.
Для предотвращения перелива жидкой фазы и попадания ее в регулятор
давления и далее в трубопровод установлен регулятор предельного уров-
ня на высоте 1 /3 высоты теплообменных трубок 6. В этом случае при
интенсивном кипении жидкой фазы брызги попадают на трубки тепло-
обменника и испаряются. Для пропан-бутана внутритрубное простран-
ство и крышку перегревателя рассчитывают на рабочее давление 1,6 М Па.
Разработан ряд трубчатых испарителей горизонтального и вертикально-
го типов с пучками труб U-образной формы. В качестве теплоносителя
используется водяной пар, который поступает в верхнюю камеру.
Проходя через теплообменник, пар конденсируется, и из нижней
камеры отводится конденсат. По отношению к теплоносителю необхо-
димо иметь в виду, что при использовании в испарителе воды с темпе-
ратурой 80 °C удельный тепловой поток значительно превышает удель-
ный тепловой поток с паровым подогревом за счет того, что коэффи-
циент теплопередачи испарителей с водяным теплоносителем
460-580 Вт/(м2-ч К), а с паровым теплоносителем 230...290 Вт/(м2чК).
Однако расход воды значительно превышает расход пара, и для ее
подачи необходим насос, что приводит к целесообразности использова-
327
13.2. Конструктивные особенности испарителей СУГ
4 Теплоноситель
Рис. 13.2. Вертикальный кожухотрубчатый испаритель сжиженного
углеводородного газа с плавающей головкой:
1 — днище; 2 — уплотнительные прокладки фланцевых соединений; 3 — нижняя
неподвижная трубная решетка; 4 — фланцевое соединение днища с кожухом;
5 — кожух, б — трубный теплообменный пучок; 7 — фланцевое соединение крышки
с кожухом; 8 — фланцевое соединение камеры плавающей головки;
9 — разрезное прижимное кольцо; 10 — плавающая головка трубного пучка;
II — сальниковое уплотнение патрубка теплоносителя в крышке испарителя;
12 — крышка; 13 — патрубок для подачи теплоносителя во внутритрубное
пространство теплообменного пучка; 14 — верхняя подвижная трубная
решетка; 15 — патрубок для предохранительного выпускного клапана;
16 — патрубок для присоединения контрольного уровнемерного вентиля;
17 — патрубок для присоединения поплавкового регулятора предельного уровня
сжиженного углеводородного газа; 18 — возврат СУГ в резервуар, 19 — патрубок
отвода теплоносителя, 20 — дренажный патрубок
328
13. Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
ния водяного пара. При наличии недорогих источников теплой воды, во
многих случаях являющейся отходом технологических производств, це-
лесообразно использовать водяной подогрев.
Пленочный испаритель (рис. 13.3) весьма компактен. Он состоит из
корпуса 4 и рубашки 6, между которыми подается водяной пар. Сжижен-
ный углеводородный газ подается по вертикальной трубке 10 к оросите-
лю 3, откуда попадает на теплоотстойники.
СУГ
Рис. 13.3. Испаритель пленочного типа:
1 — штуцер для установки термометра; 2 — штуцер для установки манометра;
3 — ороситель; 4 — корпус; 5 — каплеотбойник; б — рубашка;
7 — отводной штуцер; 8 — труба для слива неиспарившихся остатков;
9 — штуцер для установки уровня; 10 — вертикальная труба; 11 — штуцер для
подачи теплоносителя, 12 — сепаратор; 13 — патрубок
329
13.2. Конструктивные особенности испарителей СУГ
Образовавшиеся пары поступают через специальные отверстия в
выходной патрубок 13. Теплоноситель подается в верхний штуцер ру-
башки 11 и отводится через нижний штуцер 7. Кднищу испарителя при-
варена труба для отвода неиспарившихся остатков 8. Испаритель быстро
выходит на рабочий режим, безопасен в работе.
Форсуночный испаритель состоит из двух обечаек - внутренней и
внешней. Между ними по кольцевому пространству циркулирует тепло-
носитель — горячая вода или водяной пар. Жидкая фаза впрыскивается
во внутреннюю трубу через форсунку. При интенсивном перемешива-
нии капель жидкой фазы с нагретыми парами и испарении на горячей
стенке происходит регазификация сжиженного углеводород-
ного газа. Коэффициент теплоотдачи в этом случае достигает
750 Вт/(м2 ч- К). Перегрев полученных паров осуществляется в спираль-
ном перегревателе на выходе испарителя змеевикового типа. Уровень жид-
кой фазы контролируется поплавковым регулятором, который при пре-
дельном уровне прекращает подачу жидкой фазы в испаритель.
Электрический ре газификатор (рис. 13.4) сжиженного углеводород-
ного газа состоит из резервуара 1, изготовляемого по типовому проекту,
взрывозашищенной коробки 4 с электронагревателем 2, автоматики ре-
гулирования и контроля 5, электрического манометра 6 и электро-
шкафа 3. Электронагреватель 2 опускают в резервуар 1.
Испарение сжиженного углеводородного газа происходит за счет
теплоты электронагревателя, который включается или выключается в за-
висимости от расхода паровой фазы газа. При давлении, равном верхне-
му заданному пределу, или при весьма малом расходе электронагреватель
отключен, при понижении давления вследствие увеличения расхода газа
он включается в работу с помощью электроконтактного манометра. Та-
ким образом, путем поддержания давления в определенных заданных
пределах, значения которых устанавливаются в зависимости от режима
работы газораспределительной сети, достигается заданная производи-
тельность установки.
В огневом испарителе в качестве теплоносителя используют высо-
котемпературные дымовые газы или раскаленные твердые тела. Для того
чтобы языки пламени не касались непосредственно стенок теплообмен-
ника (основное требование для огневых испарителей), ставят специаль-
ные искрогасители и отбойные экраны. Все испарители должны отвечать
330
13 Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
Рис. 13 4. Электрический регазификатор
“Правилам устройств и установок и освидетельствования сосудов, рабо-
тающих под давлением”. На корпусе испарителя должны быть указаны:
- завод-изготовитель, заводской номер и дата выпуска;
- тип и назначение испарителя;
- предельно допустимая производительность, рабочее давление;
- наружная и внутренняя поверхность испарения;
- регистрационный номер инспекции котлонадзора РФ.
Испарительные установки должны быть оборудованы регулирующей,
предохранительной и контрольно-измерительной аппаратурой, исклю-
чающей замерзание используемой в качестве теплоносителя жидкости,
выход жидкой фазы из испарительной установки в газопровод паровой
фазы, повышение давления газа и жидкой фазы выше принятого для рас-
ходных резервуаров. Испарительные установки размещают на открытых
площадках или в помещениях, при этом уровень пола не должен быть
ниже планировочной отметки земли. Если испарители размещают вне
помещений, то предусматривают тепловую изоляцию корпуса. При груп-
331
13.3. Резервуарные и баллонные установки с испарением
новом размещении испарителей расстояния между ними следует при-
нимать не менее 1 м.
13.3. Резервуарные и баллонные установки с естественным
и искусственным испарением
Регазификационная резервуарная установка с естественным испа-
рением состоит из одного или нескольких емкостей, соединенных между
собой уравнительными парофазными и жидкостными трубопроводами.
Резервуары оборудуют арматурой для заполнения их сжиженным углево-
дородным газом, замера уровня жидкой фазы, предохранительными кла-
панами, газопроводами высокого давления и регуляторами низкого дав-
ления газа. Резервуары можно устанавливать на земле или под землей.
Они могут быть стационарными, когда сжиженный углеводородный газ
доставляется автомашинами, и передвижными, когда их налив осуще-
ствляется на газораздаточных станциях. Резервуары являются как емкос-
тями для хранения сжиженных углеводородных газов, так и теплообмен-
ными установками для естественного испарения. В начале отбора паров
сжиженный углеводородный газ имеет температуру, близкую к темпера-
туре окружающей среды, и соответствующее этой температуре давление
насыщенных паров. Теплообмен между резервуаром и окружающей сре-
дой отсутствует. Снижение давления происходит до минимального, оп-
ределяемого режимом работы газораспределительной сети с учетом па-
дения давления на регуляторах, установленных на резервуарах. При уста-
новлении этого давления испарение сжиженных углеводородных газов за
счет уменьшения энтальпии прекращается и наступает стационарный
режим теплового притока из окружающей среды, обусловленный разно-
стью температур резервуара и окружающей среды. При уменьшении от-
бора газа наблюдается как уменьшение теплового притока от среды, так и
увеличение энтальпии сжиженных углеводородных газов. Производитель-
ность наземных резервуарных установок является переменной величи-
ной. Наземные резервуары устанавливают на фундаменты. Объем их до-
стигает 1 600 л. Они наиболее пригодны для использования в теплых
районах страны. Их применяют также при работе установок, функцио-
нирующих влетний период. Подземные резервуары имеют цилиндриче-
скую форму. Резервуары устанавливают в котловане на фундаментах
332
13 Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
на 600 мм ниже верхней образующей поверхности земли. Наружная по-
верхность резервуаров покрыта слоем битумной изоляции. Для защиты
от статического электричества их заземляют. Применяют преимущест-
венно подземные групповые резервуарные установки, которые включают
в себя несколько резервуаров, соединенных между собой трубопровода-
ми жидкой и паровой фаз. В типовых проектах обычно рассматриваются
групповые установки, состоящие из 2...4 резервуаров объемом 2,5...50
м3. Максимальный объем одного резервуара не более 5,10, 25 и 50 м3 при
подземном расположении резервуаров с общим объемом хранения соот-
ветственно до 20, 50, 100 и 300 м3. Для увеличения испарительной спо-
собности групповой установки в некоторых случаях устанавливают ре-
зервуары с большой поверхностью теплообмена (например, трубчатый
резервуар). Резервуары групповой установки соединяют с учетом выклю-
чения на профилактический ремонт части резервуаров.
На рис. 13.5 приведена схема установки подземных резервуаров с
кожухотрубным испарителем.
Вертикальный кожухотрубный испаритель устанавливается в метал-
лическом шкафу. В качестве теплоносителя используется водяной пар
или горячая вода.
Резервуары 1 соединяются с испарителем 2 трубопроводами жидкой
фазы и паровой фазы высокого давления. Жидкая фаза газа из резервуара
через запорный вентиль 11, фильтр 10, регулятор минимальной температу-
ры обратной воды 9, поплавковый регулятор предельного уровня жидкой
фазы 7 и регулирующий кран 8 подается в испаритель. Паровая фаза газа
высокого давления из испарителя поступает в узел регулирования давле-
ния (регулятор давления 4 и предохранительный запорный клапан 5).
После снижения давления газ подается в распределительные газопроводы
потребителей. При уменьшении отбора газа жидкая фаза под давлением
собственных паров возвращается через обратный клапан 12 в резервуар.
Переполнение испарителя жидким пропан-бутаном ограничивает-
ся поплавковым регулятором уровня 7, а регулятор минимальной темпе-
ратуры обратной воды 9 закрывает поступление жидкого пропан-бутана
в испаритель при перебоях с подачей горячей воды, чем предотвращает-
ся ее замерзание в теплообменных трубках. Для контроля за давлением
паровой фазы газа на трубопроводах обвязки резервуаров и испарителя
установлены манометры 3.
333
13.3. Резервуарные и баллонные установки с испарением
--------- трубопровод жидкой фазы
— — — трубопровод паровой фазы высокого давления
— — — трубопровод паровой фазы низкого давления
Рис 13.5 Установка 3-х подземных резервуаров с кожухотрубным испарителем
334
13 Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
Защита резервуаров и испарителей от чрезмерного давления обеспе-
чивается предохранительными сбросными клапанами 6.
При выходе из строя испарителя обвязка резервуаров позволяет обес-
печить бесперебойную подачу газа потребителям за счет естественного
испарения.
Следует отметить, что при групповой установке подземных резерву-
аров существенно сказывается тепловая интерференция тепловых полей
резервуаров. Так, при установке 10 резервуаров в две линии с расстояни-
ями между линиями 2,1 м производительность групповой установки
в 7 раз больше производительности одиночных резервуаров.
С другой стороны, расположение резервуаров должно быть компактным,
поэтому в некоторых случаях устанавливают тепловое экранирование ре-
зервуаров.
Простейшая баллонная установка состоит из баллона, поддержива-
ющего постоянное давление выходящих паров, и подводящего трубопро-
вода. Процесс испарения в баллонных установках аналогичен рассмот-
ренному.
Баллонные установки исполняют в виде индивидуальных с одним
баллоном вместимостью 50 и 27 л с монтажом внутри здания, индивиду-
альных с двумя баллонами, устанавливаемыми вне здания в специальном
металлическом шкафу, групповых на 4,6, 8, 10 и более баллонов, разме-
щенных в шкафах, под кожухами в специальных отапливаемых помеще-
ниях для снабжения газом жилых домов и промышленных объектов.
В состав групповой баллонной установки входят баллоны для сжижен-
ных углеводородных газов, коллектор высокого давления, регулятор дав-
ления газа (редуктор) или автоматический регулятор-переключатель, об-
щее отключающее устройство, показывающий манометр, предохрани-
тельный сбросной клапан и соединительные трубопроводы. Групповые
баллонные установки рекомендуется устанавливать непосредственно у
глухих несгораемых стен зданий, в шкафах или с защитными кожухами.
Для газоснабжения жилого дома допускается размещать не более трех
групповых установок на расстоянии не менее 15 м одна от другой. Шка-
фы и баллоны устанавливают на фундаменты, вокруг которых выполняют
отмостку шириной не менее 0,5 м. При обеспечении стабильного испа-
рения допускается размещать установки в специальном строении или в
пристройке к наружной стене, которые должны быть отапливаемыми,
вентилируемыми и иметь электрическое освещение.
335
13.4. Использование газовоздушных смесей для газоснабжения
, .--
Установки с естественным испарением имеют переменную произ-
водительность из-за ряда условий, переменную теплоту сгорания, полу-
чаемую паровой фазой, большие металловложения и габариты устано-
вок. Существенным является влийние заполнения резервуаров на произ-
водительность установки. Для больших промышленных объектов и круп-
ных населенных пунктов используют регазификационные резервуарные
установки с искусственной регазификацией. Их производительность
которую можно регулировать согласно объему газопотребления, не зави-
сит от количества жидкой фазы в резервуарах. Процесс регазификации
осуществляется в специальном теплообменном аппарате (испарителе),
куда жидкая фаза подается непрерывно. Регазификационную установку
с искусственным испарением оборудуют чаще всего подземными резер-
вуарами. Все резервуары соединяют в единое целое с помощью подзем-
ного уравнительного жидкостного трубопровода.
Питание испарителя осуществляется от одной арматурной голо-
вки, в которой монтируется вся арматура по наполнению резервуаров
сжиженным углеводородным газом и подаче его из резервуаров в испа-
ритель. Все подземные резервуары, входящие в общую емкость, обору-
дуются предохранительными клапанами, дренажной и уровнемерны-
ми трубками.
При заполнении резервуара из цистерны патрубок паровой фазы
резервуара соединяют с патрубками паровой фазы цистерны.
13.4. Использование газовоздушных смесей для газоснабжения
Использование газовоздушных смесей для газоснабжения обуслов-
лено рядом обстоятельств. В практике, особенно при наличии аварий-
ных ситуаций в системе газоснабжения природным газом, возникает не-
обходимость замены того или иного вида газа без конструктивных изме-
нений газового оборудования. Более высокие по сравнению с природ-
ным газом теплота сгорания и плотность сжиженных углеводородных га-
зов требуют их смешивания с воздухом и используются в качестве топли-
ва газовоздушных смесей. В паровой фазе пропан-бутановых смесей, по-
даваемых по распределительным газопроводам в городскую газовую сеть,
допускается лишь небольшая добавка бутана и только в теплые месяцы.
В то же время выработка жидкого технического бутана на нефтеперераба-
тывающих и газобензиновых заводах достаточно велика, что приводит к
336
13. Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
необходимости решения вопроса более широкого использования бутана
в качестве топлива. Использование смесей жидкого технического бутана
для газоснабжения возможно с помощью установок пропан-бутано-воз-
душного газа, в которых осуществляется процесс смешивания перегре-
тых паров пропана и бутана или чистого бутана с воздухом. При этом
должны быть обеспечены постоянный состав и теплота сгорания газо-
воздушной смеси. В этом случае газовоздушную смесь можно использо-
вать и для установок природного газа. Таким образом, хранилища сжи-
женных углеводородных газов могут быть применены для компенсации
пиковых ситуаций в системе газоснабжения.
Следует отметить, что газовоздушные смеси могут быть взаимо за-
меняемы с природными газами и иметь более низкую температуру кон-
денсации, чем сжиженные углеводородные газы, что позволяет транс-
портировать их в газообразном состоянии, а также могут увеличивать воз-
можность использования бутана в течение всего года, позволять органи-
зовывать газоснабжение населенных пунктов с перспективой перевода
их затем на природный газ, служить резервным топливом в типовых и
аварийных ситуациях, расширять возможности централизованного газо-
снабжения сжиженными углеводородными газами.
Расчеты состава газовоздушной смеси основываются на соответствии
заменяемых газов по плотности, теплоте сгорания, скорости распростра-
нения пламени и других характеристик сжигаемости газа. Из опыта расче-
тов газожидкостных смесей следует, что для их приготовления более всего
подходят предельные углеводородные газы газобензиновых заводов. Не-
предельные углеводороды имеют скорость распространения пламени, пре-
вышающую на 25...30 % и более эту величину для природного газа, и по-
этому нецелесообразно применять их в чистом виде для взаимозаменяе-
мости. Сжиженные углеводородные газы нефтеперерабатывающих заво-
дов не должны содержать этилен и должны использоваться в смеси со сжи-
женными газами газобензиновых заводов. Исходя из того, что газовоздуш-
ные смеси при определенной концентрации газа взрывоопасны, необхо-
димо, чтобы содержание газа в газовоздушной смеси эквивалентно не ме-
нее чем двум верхним пределам взрываемости при автоматическом под-
держании соотношения газ-воздух.
Для замены природных газов целесообразны смеси бутан-воздух,
содержащие 47 % бутана и 53 % воздуха, смеси пропан-воздух, содержа-
щие 58 % пропана и 42 % воздуха. Их можно транспортировать при низ-
337
13.4. Использование газовоздушных смесей для газоснабжения
ком давлении (до 5 000 Па) в газообразном состоянии для смеси бутац-
воздух при температуре до 256 К и для смеси пропан-воздух при темпе-
ратуре до 236 К. Эквивалентная теплота сгорания находится в пределах
54 000...59 000 Дж/м3.
При расчете процесса смешения взаимозаменяемых горючих газов
энергетического назначения используют показатель, называемый чис-
лом Воббе W и рассчитываемый по формуле:
W=-^=
где 2н — низшая теплота сгорания газа; До — относительная плотность
газа по воздуху при нормальных условиях.
В зависимости от того, используется низшая или высшая теплота
сгорания, различают низшее или высшее число Воббе. Стабильная и эко-
номичная работа газовых приборов обусловливается постоянством зна-
чения числа Воббе. Диапазон изменения числа Воббе, допустимый для
газоиспользующего оборудования, соответствует области его функцио-
нирования, ограниченной с одной стороны срывом пламени и, с другой
стороны, максимально допускаемой нормой отношения СО/СО2 в про-
дуктах сгорания. При взаимозаменяемости газов необходимо добивать-
ся равенства числа Воббе для обоих газов путем изменения соотношения
горючих газов, поступающих в газовые сети. При отсутствии возможнос-
ти обеспечения постоянства числа Воббе изменением соотношения га-
зов можно добавлять балластные газы в газовую смесь. В качестве балла-
стных газов используют воздух или инертные газы. При добавке воздуха
повышенного давления в газовую смесь не только стабилизируется ее
качество, но при дефиците газа поддерживается давление в газовой сети.
Следует отметить, что смешение паровой фазы сжиженных углево-
дородных газов с воздухом должно быть предусмотрено в соотношениях,
обеспечивающих превышение верхнего предела воспламеняемой смеси
не менее чем в 2 раза. При этом должны быть предусмотрены автомати-
ческие устройства для отключения смесительной установки в случае при-
ближения состава смеси к пределам опасной концентрации или в случае
внезапного прекращения поступления одного из компонентов. Для по-
338
13. Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
лучения газовоздушных смесей используют струйные аппараты: для низ-
кого давления (до 0,005 МПа) - газоструйные инжекторы, для среднего
давления (от0,005до0,3 МПа) — газоструйные компрессоры. Для нагне-
тания воздуха применяют вентиляторы низкого, среднего и высокого
давлений, а также поршневые и ротационные компрессоры. Для пере-
качки сжиженного углеводородного газа используют насосы и компрес-
соры, во многих случаях имеется возможность ограничиться давлением
перегретого пара.
При смешивании воздуха с парами сжиженного углеводородного газа
используют регуляторы соотношения газ-воздух с проверкой теплоты
сгорания полученной смеси. Основным элементом системы контроля
служит расходомер, устанавливаемый на выходе станции смешения. Из-
менения расхода газа преобразуются в командные импульсы, которые
передаются пропорциональным исполнительным механизмом, управ-
ляющим положением клапанов регулятора соотношений потока. Более
точную подстройку состава по парам сжиженных углеводородных газов
ведут по данным контролирующего калориметра для поддержания посто-
янной теплоты сгорания получаемой газовоздушной смеси.
Газоструйные аппараты работают эффективно только при расчетном
режиме. На практике для получения возможности широкого диапазона
необходимого регулирования производительности инжекторной установ-
ки используют несколько инжекторов различной производительности,
включенных параллельно общему коллектору паров сжиженных углево-
дородных газов. Инжекторы состоят из сопла, приемной камеры, каме-
ры смешения и диффузора. Пары сжиженных углеводородных газов под
собственным давлением поступают в сопло и выходят в приемную каме-
ру, в которую поступает и воздух. Потенциальная энергия сжатых паров
при выходе из сопла превращается в кинематическую энергию расширя-
ющейся газообразной струи, которая с большой скоростью устремляется
из приемной в смесительную камеру, имеющую форму короткого цилин-
дра. Струя паров сжиженных углеводородных газов при своем движении
захватывает из приемной камеры находящийся там воздух, и в смеси-
тельной камере образуется газовоздушная смесь. Количество воздуха,
поступающего в смесительную камеру, зависит от площади камеры вы-
ходного — критического сечения сопла и давления паров сжиженных уг-
леводородных газов. Поддержание необходимого давления паров сжи-
339
13 4 Использование газовоздушных смесей для газоснабжения
женных углеводородных газов для данного инжектора при постоянном
давлении воздуха может обеспечивать постоянство состава газовоздущ_
ной смеси После камеры смешения газовоздушная смесь направляется в
диффузор, где происходит расширение газовой струи и повышение дав-
ления образовавшейся газовоздушнои смеси Для достижения возмож-
ности регулирования инжекторов в относительно узких диапазонах ис-
пользуют игольчатые клапаны, находящиеся в соплах инжекторов Прин-
цип их работы состоит в частичном перекрытии критического сечения
сопла Игольчатый клапан приводится в действие мембранным сравни-
вающим устройством При полностью открытом сопле инжектор рабо-
тает с максимальной производительностью, при уменьшении расхода по-
дается соответствующий сигнал командного газа, что приводит к частич-
ному перекрытию сопла игольчатым клапаном Параллельно работаю-
щие инжекторы сблокированы с помощью мембранных запорных клапа-
нов, трубок Вентури, дроссельных диафрагм и регуляторов давления
Блокирование позволяет осуществить их последовательное автоматиче-
ское включение в работу и выключение из работы в зависимости от коле-
баний потребления газовоздушной смеси
Максимальный эффект от использования газовоздушных смесей
можно получить при условии использования их в местах, где нет доста-
точного количества природного газа, применяемого в основном для пи-
тания сетей низкого давления, а также при использовании в резервных и
передвижных установках
340
14 Получение и реализация сжиженного природного газа
14. ПОЛУЧЕНИЕ И РЕАЛИЗАЦИЯ
СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА
Одним из эффективных методов снижения загрязнения окружаю-
щей среды является использование сжиженного природного газа в каче-
стве моторного топлива Это позволяет уменьшить удельные выбросы с
выхлопными газами СО в 1,5-3 раза, NOx — в 1,2-1,4 раза, содержание
твердых частиц в 4-5 раз в зависимости от типа автомобиля Природный
газ дешевле нефтяных топлив, и его использование позволяет увеличить
срок службы двигателя автомобиля СП Г, используемый в качестве мо-
торного топлива, должен иметь состав метан - 92т6%, этан 4±4%, про-
пан и более тяжелые углеводороды 1,5± 1,5%, массовая доля сероводоро-
да и меркаптановой серы не более 0,005%
По сравнению с дизельным топливом энергетические свойства ме-
тана выше У природного газа соотношение “водород-углерод ’ состав-
ляет 2,5-4, а его молекулы химически устойчивы и просты по строению
Это обеспечивает более качественное протекание процесса сгорания, без-
детонационную работу двигателя и экологическую чистоту продуктов сго-
рания Свойства СПГ в сравнении с дизельным топливом приведены в
таблице 14 1
Получение СПГ для его использования в качестве моторного топли-
ва и в целях газоснабжения может быть осуществлено на ГРС и АГН КС
В состав комплекса СПГ должны входить следующее основное тех-
нологическое оборудование, системы, блоки и сооружения
- технологический блок подготовки газа система очистки и осушки
исходного природного газа высокого давления (в комплекте с подогрева-
телем газа регенерации, если реализована схема с высокотемпературной
регенерацией адсорбента),
341
14. Получение и реализация сжиженного природного газа
Таблица 14.1
Сравнительные свойства СП Г и дизельных топлив
Показатели СПГ Дизельные топлива
Средняя химическая формула Молекулярная масса Плотность: при 20 °C, кг/м3 при 162-150 °C, кг/м3 Температура воспламенения, °C Пределы воспламенения паров топлив при 20 °C и 760 мм. рт. ст. Температура кипения при давлении 760 мм рт. ст., °C Теоретич ески необходимое количество воздуха, кг/кг Теплота сгорания, низшая, Ккал/кг Теплота испарения, Ккал/кг Кинематическая вязкость, сСт Октановое число Цетановое число Стоимость производства, руб/Гкал сн4 16,043 430-404 450 -161,74 9,35 11500 122,8 1,471 110 283 с16н34 210-240 820-850 220 1,1-7,6 180-360 14,8-14,9 10800 52,58 1,8-6 45 809
Примечание. Для дизельных топлив в таблице приведены интервалы
показателей топлив: ДЛ, Л, 3, ЗС, ДЗ, ДА, А.
- установка сжижения природного газа;
- криогенные насосы;
- системы хранения, выдачи и газификации;
- система налива продукта и площадка налива;
- система газоподготовки;
- система дренажа и газосброса;
- трубопроводы обвязки комплекса, в том числе трубопроводы под-
вода исходного газа к комплексу от ГРС МГ или АГНКС и возврата не
сжиженной части газа;
- компрессор для сжатия паров испарившегося сжиженного природ-
ного газа в случае производства СПГ под давлением ниже давления в
магистрали на выходе ГРС МГ (АГНКС);
- система контроля, управления и противоаварийной защиты;
342
14. Получение и реализация сжиженного природного газа
- система электроснабжения;
- система штатного и аварийного освещения;
- система связи (в том числе телефонная);
- газоанализаторная;
- система водоснабжения и канализации (для комплексов СПГ на
АГНКС).
Территорию комплексов СМГ разделяют на зоны. Наименование
зон и возможный состав технологических блоков, размещаемых в зонах,
приведен в табл. 14.2.
Таблица 14.2
Наименование зоны Состав технологических блоков
1. Производственная Теплообменники, блок сжижения, детандерный блок, емкость для слива конденсата, блок осушки и другое технологическое оборудование, связанное с основным технологическим процессом, технологический резервуар
2. Хранения СПГ Резервуары системы хранения СПГ, транспортный резервуар, атмосферные испарители, подогреватели, трубопроводы
3. Выдачи СПГ потребителю Площадка налива СПГ в автоцистерны
4. Газосброса Стояк свечи, коллекторы, трубопроводы и т.д.
Безопасные расстояния определяются:
- до резервуара СПГ — по образующей резервуара;
- до зданий и сооружений — расстояние в свету до наружных стен или
конструкций (без учета металлических лестниц);
- до эстакад, технологических трубопроводов и до трубопроводов,
проложенных без эстакад — от оси крайнего трубопровода;
- до железнодорожных путей — от оси ближайшего рельса;
- до автомобильных дорог - от края проезжей части дороги;
- до зоны газосброса - от оси трубы свечи.
Минимальные расстояния от резервуаров, входящих в состав ком-
плекса СПГ, до зданий и сооружений, не относящихся к комплексу СПГ,
следует принимать в соответствии с табл. 2 ПБ-08-342-00.
343
14. Получение и реализация сжиженного природного газа
Важнейшим элементом комплекса СПГявляется установка сжиже-
ния газа. Нарис 14.1 приведена принципиальная технологическая схе-
ма установки сжижения нового поколения (УСНП) ЗАО “Сигмагаз”,
в которой холод для ожижения газа получают за счет использования энер-
гии давления сжатого газа, подаваемого из магистрального газопровода.
На ГРС с максимальным расходом 3-18 нм3/час, с давлением на
входе ГРС от 3 до 7,5 МПа и соответственно на выходе 0,6 МПа, УСНП
позволяет получать до 800 кг/ч сжиженного природного газа с давлением
от 0,2 до 1,6 МПа.
Установка работает следующим образом [65].
Газ высокого давления из магистрального газопровода на входе в ГРС
(до 70-75%) подается в установку сжижения, образуя прямой поток, ко-
торый поступает в один из двух переключающихся кожухотрубных реку-
перативных теплообменников (Т1/Т2). Проходя теплообменник-вымо-
раживатель 1 (Т1), газ прямого потока охлаждается потоком обратного
тока газа до -50 °C. При этом из газа вымораживается влага, оседая на
стенках трубок, и очищается от влаги и тяжелых углеводородов (типа ме-
танолов) в специальном сепараторе, расположенном в нижней части теп-
лообменников (Tl), (Т2). После теплообменника-вымораживателя газ
прямого потока дополнительно охлаждается в рекуперативном теплооб-
меннике (ТР) обратным потоком газа до температуры -80. .-90 °C и перед
входом в сборник-сепаратор (СС) дросселируется вентилем 3 до давле-
ния, обеспечивающего частичное ожижение в виде диспергированных в
потоке капель СПГ и их сепарационное отделение. Сжиженный газ 4 из
нижней части сборника-сепаратора отводится в резервуар, а несжижен-
ный газ из его верхней части направляется в теплообменник-рекупера-
тор для охлаждения прямого потока газа высокого давления. К это му же
обратному потоку через дроссельно-регулирующий вентиль 4 подмеши-
вается часть газа высокого давления, что позволяет менять влагосодержа-
ние прямого потока газа.
Холодный газ низкого давления через теплообменники (Т1) и (Т2)
сбрасывается из установки в газораспределительную сеть Одновремен-
но газ высокого давления поступает в делящую вихревую трубу (ДВТ), в
которой разделяется на холодный (до -60 °C) поток 5 и теплый (до +20 °C)
поток 6. Теплый поток газа 6 из вихревой трубы направляется на отогрев
отключенного теплообменника-вымораживателя (Т2) и возвращается
344
14. Получение и реализация сжиженного природного газа
Магистральный газопровод
Газ высокого
давления
В резервуар для хранения СПГ
Рис. 14.1. Технологическая схема УСНП
345
14. Получение и реализация сжиженного природного газа
в газораспределительную сеть, повышая температуру газа на выходе ГРс
Холодный поток газа 5 подается в теплообменник-вымораживатель (Т1)
для дополнительного охлаждения прямого потока газа высокого давле-
ния.
Конденсат и тяжелые углеводороды из сепаратора 2 отводятся в под-
земный резервуар-накопитель по трубопроводу 7.
Установки по получению СПГ могут быть смонтированы и на
АГНКС, однако их экономическая эффективность будет ниже из-за не-
обходимости использования мощности компрессорной установки стан-
ции.
На автотранспортных предприятиях (АТП) или гаражных хозяйст-
вах могут быть использованы комплексы сжижения природного газа на
базе стирлинг-технологий, использующие криогенные газовые машины,
содержащие в одном агрегате компрессор, детандер и теплообменное ус-
тройство. Производительность единичных установок, эксплуатирующих-
ся в составе воздухоразделительных установок типа ЗИФ-700, составляет
не более 30 кг/ч.
АЗС для заправки автотранспорта СПГ — КриоАЗС, выпускаемая
ОАО “НПО “Гелиймаш”, состоит из 2-х контейнеров (технологического
и компрессорного).
Природный газ от газораспределительного пункта газового трубо-
провода поступает в компрессорное отделение, сжимается до давления
20 МПа, очищается от масла и капельной влаги и подается в технологи-
ческий отдел, где в блоке очистки проходит тонкую очистку от влаги и
углекислоты, охлаждается в теплообменниках и затем ожижается. Сжи-
женный газ сливается в криогенную емкость и накапливается в ней.
Из криогенной емкости сжиженный природный газ по криогенно-
му трубопроводу с вакуумной изоляцией подается в заправочную колон-
ку. Заправка автомобилей “Газель” осуществляется оператором от запра-
вочной колонки через шланг и пистолет. Время заправки 7-s-l2 минут.
КриоАЗС позволяет получать 50 л/ч СПГ, при потреблении из сети
60 м3 природного газа в час.
Автомашина, использующая СПГ в качестве моторного топлива, долж-
на дооснащаться криогенным топливным баком, рис. 14.2, представляю-
щим собой двустенный цилиндрический резервуар из нержавеющей стали.
На поверхность внутреннего сосуда нанесена высокоэффективная теплоизо-
346
14. Получение и реализация сжиженного природного газа
Рис. 14.2. Криогенный топливный бак для
СПГОАО “НПО Гелиймаш”
ляция, а межстенное простран-
ство между внутренним и внеш-
ним сосудом вакуумировано.
Бак снабжен указателем уровня.
Технические характеристики
топливных криогенных баков
приведены в табл. 14.3.
Для перевозки СПГ по
железной дороге могут исполь-
зовать контейнеры-цистерны
КЦМ 30/0,5 вместимостью
30 м3 на рабочее давление
0,5 МПа. Конструктивно кон-
Таблица 14.3
Технические характеристики топливных криогенных баков
Показатели БКТ-100 БКТ-300
Вместимость, л 110 325
Количество СПГ, заливаемого в бак, л (эквивалентный объем газа, м3) 100 (60) 290 (175)
Максимальное рабочее давление, МПа 0,5 0,5
Время бездренажного хранения, сутки, (в интервале давлений от 0,15 до 0,5 МПа) 5 10
Габаритные размеры сосуда, мм (длина х ширина х высота) 1250x500x480 1910x610x610
Масса порожнего сосуда, кг 92 145
тейнер-цистерна состоит из криогенной емкости и силового каркаса.
Криогенная емкость состоит из внутреннего сосуда из нержавеющей ста-
ли, теплоизоляционной оболочки из стали 09Г2С и вакуумной тепло-
изоляции с базальтовым волокном и вспученным перлитом.
Доставка СПГ потребителям может осуществляться в автоцистернах
ЦТП 16/1,6 производства ОАО “Сибкриотехника” вместимостью 16 м3 с
рабочим давлением не более 1,6 МПа.
347
Газовые сети и газохранилища
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 СНиП 42-01 -2002 Газораспределительные системы
2 СНиП 2 08 02-89*Общественные здания и сооружения
3 СНиП 2 05 06-85* Магистральные трубопроводы
4 СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строи-
тельству газораспределительных систем из металлических и полиэтиле-
новых труб
5 ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и
коммунально-бытового назначения Технологические условия
6 ГОСТ 20448 90 Газы углеводородные сжиженные топливные для
коммунально-бытового потребления
7 ГОСТ 27578-87 Газы углеводородные сжиженные для автомобиль-
ного транспорта Технические условия
8 ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологическою проекти-
рования Магистральные трубопроводы Часть 1 Газопроводы
9 ГОСТ Р51617-2000Жилишно-коммунальные услуги Общие тех-
нические условия
10 СНиП 2 04 05-91* Отопление, вентиляция и кондиционирование
11 СНиП 2 04 07-86* Тепловые сети
12 СНиП 2 04 01 -85* Внутренний водопровод и канализация зданий
13 СНиП 89-80* Генеральные планы промышленных предприятий
14 НПБ 105-95 Определение категорий помещений и зданий по
взрыво-пожарной опасности ГУГПС МВД России
15 ГОСТ 30247-94 Конструкции строительные Методы испытаний
на огнестойкость Общие требования
16 ГОСТ 30403-96 Конструкции строительные Метод определе-
ния пожарной опасности
348
Список литратуры
17 СНиП 21-01-97 Пожарная безопасность зданий и сооружении
18 СНиП 31-03-2001 Производственные здания
19 СНиП 2 07 10-89* Градостроительство Планировка и застройка
городских и сельских поселений
20 СНиП 11-89 80* Генеральные планы промышленных предприятий
21 ГОСТ Р 50838-95 Трубы из полиэтилена для газопроводов Тех-
нические условия
22 СНиП 32-01-95 Железные дороги колеи 1520 мм
23 ГОСТ 27751-88 Надежность строительных конструкций и осно-
ваний Основные положения по расчету
24 СНиП 2 01 07-85* Нагрузки и воздействия
25 ГОСТ 12 1 005-88 ССБТ Санитарно-технические требования к
воздуху рабочей зоны
26 ГОСТ 12 1 044-89 Пожаровзрывоопасность веществ и материалов
27 ГОСТ 11262 80 Пластмассы Метод испытаний на растяжение
28 ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изде-
лия Исполнения для различных климатических районов Категории,
условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздейст-
вия климатических факторов внешней среды
29 СНиП 23-01-99* Строительная климатология
30 СНиП 3 01 01 -85* Организация строительного производства
31 ГОСТ Р 51872-2002 Документация исполнительная геодезичес-
кая Правила выполнения
32 Энергосберегающие технологии по добыче, транспорте и исполь-
зовании газа в России и за рубежом Аналитический альбом (Под редак-
цией А И Гриценко) //М ВНИИГАЗ - 1997 - 298 с
33 Информационный бюллетень Национальной i азомоторной ас-
социации 2003 — № 1
34 ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты Нормы расчета на прочность
35 ГОСТ 9544-93 Арматура трубопроводная запорная Нормы гер-
метичности затворов
36 ГОСТ 4543-71 Прокат из тегированной конструкционной стали
Технические условия
37 ГОСТ 1050-88 Прокат сортовой, калиброванный, со специаль-
ной отделкой поверхностей из углеродной, качественной конструкци-
онной стали Общие технические стали
349
Газовые сети и газохранилища
38. ГОСТ 9940-81 Трубы бесшовные горяче деформированные из кор-
розийностойкой стали.
39. ГОСТ 5632-72 Стали высоколегированные и сплавы коррозий-
ностойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки.
40. СНиП 2.04-12-86 Расчет на прочность стальных трубопроводов.
41. СНиП 34-02-99 Подземные хранилища газа, нефти и продуктов
их переработки.
42. СП 34-106-98 Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их
переработки.
43. СНиП 2.06.09-84 Туннели гидротехнические.
44. СНиП П-94-80 Подземные горные выработки.
45. ПБ 08.342-00 Правила безопасности при производстве, хране-
нии и выдаче природного газа (СПГ) на газораспределительных станци-
ях магистральных газопроводов (ГРС МГ) и автомобильных газонапол-
нительных компрессорных станциях (АГНКС).
46. ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия.
47. Мкртчан Я.С., Ровнер Г.М. Автомобильные газозаправочные
комплексы. — М.: Газойл пресс, 2001. - 208 с.
48. ПБ 10-115-96 Правила устройства и безопасной эксплуатации
сосудов, работающих под давлением.
49. ГОСТ 22667-82 Газы горючие природные. Расчетный метод оп-
ределения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе.
50. Рубинштейн С.В., Щуркин Е.П. Газовые сети и оборудование
для сжиженных газов//Л.: Недра. — 1991. — 525.
51. Данилов А.А. Автоматизированные газораспределительные стан-
ции. Справочник // С.-Петербург: ХИМИЗДАТ. — 2004. — 544 с.
52. Васильев Ю.Н., Гриценко А.И., Золотаревский Л.С., Белов В.А.
Газообеспечение транспорта// М.: ООО “ИРЦ Газпром”. — 1993. — 104 с.
53. ГОСТ 24755-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на
прочность укрепления отверстий.
54. ГОСТ 30319.2-96. Газ природный. Методы расчета физических
свойств. Определение коэффициента сжимаемости.
55. Коклин И.М., Кубышев С.Н., Прохоров А.Д., Пятибрат А.Ф.
Газораспределительные станции. Опыт эксплуатации, модернизации и
реконструкции. ГРС как элемент сети обеспечения газомоторным топ-
ливом И М.: ООО “ИРЦ Газпром”. - 2001. - 36 с.
350
Список литратуры
56. Котляровский В.А., Шаталов А.А., Хануков Х.М. Безопасность
резервуаров и трубопроводов // М.: Экономика и информатика. — 2000. —
555 с.
57. Марковский Р.Р Технология морских перевозок наливных грузов //
Санкт-Петербург: “Информационный центр “Выбор”. — 2002. — 328 с.
58. Вешицкий В.А. Изотермическое хранение сжиженных газов //
Л.: Недра. - 1970. - 192 с.
59. Ионин А.А. Газоснабжение // М.: Стройиздат. — 1981. — 415 с.
60. НПБ 111-89* Автозаправочные станции. Требования пожарной
безопасности.
61. ГОСТ 5181 -96 Портландцементы тампонажные. Технические ус-
ловия.
62. ГОСТ 19282-73 Сталь низколегированная толстолистовая и ши-
рокополосная универсальная. Технические условия.
63. ГОСТ 20072-74 Сталь теплоустойчивая. Технические условия.
64. Сердюков С.Г., Ходорков И.Л. Типовой мини-завод по произ-
водству СПГ // Газовая промышленность. — 2002. — № 2.
65. Газонаполнительные и газораспределительные станции: Учеб-
ное пособие / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова - Тюмень: Изда-
тельство “Вектор Бух”, 2003. — 336 с.
66. Яковлев Е.И. Газовые сети и газохранилища. Учебникдля вузов. —
2-е изд. перераб. и доп. - М.: Недра, 1991. - 400 с.
67. Газовые сети. / Муфтахов Е.М., Гольянов А.И., Астафьев В.Н.
Методические указания — Уфа, УГНТУ, 1998 — 48 с.
68. Гольянов А.И. Газовые сети и газохранилища. Учебникдля вузов.
Уфа. Изд-во научно-технической литературы. Монография. 2003. -303 с.
Газовые сети и газохранилища
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
АГВ — аппарат газовый водонагревательный
АГНКС — автомобильная газозаправочная компрессорная станция
АКГВ — аппарат комбинированный газовый с водяным контуром
АОГВ — аппарат отопительный газовый с водяным контуром
АСУ ТП РГ — система автоматизированного управления технологи-
ческим процессом распределения газа
ВПГ — водонагреватель проточный газовый
ГНС — газонаполнительная станция
ГОСТ — государственный стандарт
ГРС — газораспределительная станция
ГРП - газорегуляторный пункт
ГРПБ - газорегуляторный пункт блочный
ГРУ — газорегуляторная установка
ГРО — эксплуатационная (газораспределительная) организация га-
зораспределительной сети
КИП — контрольно-измерительные приборы
КПД — коэффициент полезного действия
КС - компрессорная станция
КБ - кустовая база
МГ - магистральный газопровод
ПГ — природный газ
352
Условные обозначения
ПГС — плита газовая селекционная
ПЗК — предохранительный запорный клапан
ПП — промышленное предприятие
ПСК — предохранительный сборный клапан
ПУЭ — правила устройства электроустановок
ПХГ — подземное хранилище газа
РД — руководящий документ
РТС — районная тепловая станция
СВД — сеть высокого давления
СНД — сеть низкого давления
СНиП - строительные нормы и правила
СПГ — сжиженный природный газ
СП — свод правил
ССД — сеть среднего давления
СУГ - сжиженный углеводородный газ
ТЭС — тепловая электрическая система
ШРП - шкафный регуляторный пункт
353
Газораспределительные системы и газохранилища
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ....................................................3
1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
СИСТЕМАХ. СВОЙСТВА ГАЗОВ................................6
1.1. Основные сведения о газораспределительных системах
и хранилищах газа.....................................6
1.2. Горючие газы, используемые для газоснабжения.........11
1.3. Основные физические свойства газов.................. 14
2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ.............................25
2.1. Потребители газа. Режим потребления газа..........25
2.2. Расчетные расходы газа............................28
2.2.1. Годовые расходы газа........................28
2.2.2. Расчетные часовые расходы газа..............33
2.3. Гидравлический расчет простых газопроводов........39
2.3.1. Газопроводы высокого и среднего давления.......39
2.3.2. Газопроводы низкого давления................42
2.4. Гидравлический расчет газопроводов низкого давления .46
2.4.1. Расчетные схемы газораспределительных сетей.46
2.4.2. Вывод расчетной формулы для случая равномерно
распределенного отбора газа подлине
горизонтального газопровода.......................48
2.4.3. Гидравлический расчет распределительных газопроводов
при сосредоточенных отборах.......................49
354
Содержание
2.4.4. Определение области применения различных расчетных
схем распределительных газопроводов................50
2.4.5. Определение расчетных расходов газа по участкам сети.. 52
2.4.6. Приведение путевых расходов к узловым.........53
2.4.7. Расчетные перепады давления...................54
2.5. Гидравлический расчет наклонных газопроводов.........55
2.6. Методы расчета тупиковой газораспределительной сети .56
2.6.1. Традиционный метод расчета тупиковой сети.....56
2.6.2. Некоторые неопределенности при расчете тупиковой
сети по традиционному методу........................57
2.6.3. Метод оптимальных диаметров...................61
2.6.4 Простое разветвление участков сети.............66
2.6.5. Комбинированный метод расчета тупиковой
газораспределительной сети..........................68
2.6.6. Сравнительный анализ методик распределения
расчетного перепада давления........................69
2.7. Метод “предельной выгоды”............................71
2.8. Гидравлический расчет кольцевых
газораспределительных сетей............................72
2.8.1. Методика расчета кольцевых сетей..............72
2.8.2. Методика гидравлической увязки кольцевой сети.73
3. РЕГУЛЯТОРЫ ДАВЛЕНИЯ ...................................80
3.1. Регулирование давления газа. Классификация регуляторов
давления..............................................80
3.2. Конструктивные особенности регуляторов давления газа.86
3.3. Расчет пропускной способности регуляторов давления...99
4. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ.
ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ..................................108
4.1. Размещение газорегуляторных пунктов и установок.
Требования к оборудованию.............................108
4.2. Устройство газорегуляторных пунктов.................116
4.3. Газораспределительные станции.......................119
4.3.1. Классификация и структура ГРС................119
355
Газораспределительные системы и газохранилиша
4 3 2 Защита потребителя от повышенного и пониженного
давления в сетях потребителей 122
4 3 3 Подогрев газа на ГРС 125
5 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РЕЖИМ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХСЕТЕЙ 129
5 1 Режим работы газовых приборов 129
5 2 Гидравлический режим газораспределительной сети
низкогодавления 131
5 3 Сезонное регулирование давления газа на выходе ГРП 132
6 НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ
ТРУБЫ И АРМАТУРА 136
6 1 Наружные 1 азопроводы 136
6 1 1 Разработка схемы газораспределения 136
6 1 2 Пересечения газопроводов с различными
препятствиями 139
6 2 Трубы и их соединения 142
6 3 Газовая арматура и оборудование 151
6 4 Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию 163
7 ВНУТРЕННИЕ УСТРОЙСТВА
СИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ 169
7 1 Устройство внутренних газопроводов 169
7 2 Бытовые газовые приборы 172
72 1 Бы 1овые газовые плиты 173
7 2 2 Газовые плиты предприятий общественного питания 174
7 2 3 Аппараты горячего водоснабжения 175
7 2 4 Аппараты емкостные газовые бытовые типа АГВ 176
7 2 5 Аппараты отопительные i азовые с водяным контуром
бытовые типа АОГВ 177
7 2 6 Комбинированные аппараты типа АКГВ 179
7 2 7 Печные газовые горелки 179
356
Содержание
8 ХРАНИЛИЩА ПРИРОДНОГО ГАЗА
И ГАЗОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ 181
8 1 Методы компенсации сезонных, суточных и часовых
колебаний потребления газа 181
8 2 Аккумулирующая способность магистрального газопровода 182
8 3 Подземные хранилища газа 183
8 4 Газонаполнительные станции сжатого природного газа 191
9 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
О СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗАХ 200
9 1 Основные понятия о СУГ 200
9 2 Источники получения СУГ 201
9 3 Состав СУГ 201
9 4 Свойства СУГ Смеси газов 203
9 5 Диаграмма состояния индивидуальных углеводородов 211
10 ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ 214
10 1 Перевозка СУГ в железнодорожных цистернах 215
10 2 Перевозка сжиженных газов в автомобильных цистернах 223
10 3 Перевозка сжиженного газа автотранспортом в баллонах
и контейнерах-цистернах 228
10 4 Перевозка сжиженных углеводородных газов по морю 231
10 5 Перевозка СУГ речным транспортом 242
10 6 Транспортировка СУГ по трубопроводам 245
11 ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ . 252
И 1 Определение объемов хранилищ
сжиженных углеводородных газов 252
11 2 Хранение СУГ под давлением
в металлических резервуарах 255
357
Газораспределительные системы и газохранилища
11.3 . Подземные газохранилища..........................263
11.4 . Изотермическое хранение сжиженных газов..........286
12. КУСТОВЫЕ БАЗЫ
И ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕСТАНЦИИ.............................298
12.1. Устройство газонаполнительной станции сжиженного
углеводородного газа...............................298
12.1.1. Назначение и организационная структура ГНС.298
12.1.2. Принцип работы газонаполнительной станции .303
12.2. Анализ методов перемещения сжиженных
углеводородных газов...............................306
12.3. Заправка автомобилей сжиженными углеводородными
газами.............................................312
13. РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ
УСТАНОВКИ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ.................................319
13.1. Регазификация сжиженных углеводородных газов......319
13.2. Конструктивные особенности испарителей сжиженных
углеводородных газов...............................326
13.3. Резервуарные и баллонные установки с естественным
и искусственным испарением.........................332
13.4. Использование газовоздушныхсмесейдля газоснабжения.... 336
14. ПОЛУЧЕНИЕ И РЕАЛИЗАЦИЯ
СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА..............................341
Список литературы.......................................348
Условные обозначения....................................352
Содержание..............................................354
358
УЧЕБНИК
Главный редактор: Т.П. Шкерина
Корректура: В.М. Осканян, Т.Е. Алексеева, А. В. Казакова
Компьютерная верстка: Н.О. Полякова
ИД № 01886 от 30 мая 2000 г. Подписано в печать 19.07.2004
Формат60x84/16. Гарнитура “Ньютон”. Офсетная печать.
Уел. печ. л. 23,25 Уч.-изд. л. 22,5 Тираж 500 экз. Заказ 145.
Ротапринт ООО «ИРЦ Газпром».
Адрес: 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корн 2.
Тел.:719-31-17