Определение расчетных расходов газа.

Городские системы газоснабжения не имеют аккумулирующих емкость, расположенных у потребителей. Отсюда, чтобы система нормально функ

ционировала, ежечасовая подача газа в городскую сеть должна строго соответствовать потреблению. Если потребление окажется меньше подачи, сети не примут лишний газ; если же оно будет больше подачи, тогда начнет падать давление в сетях и будет нарушено нормальное газоснабжение. Отсюда следует, что пропускную способность газовых сетей и элементов необходимо рассчитывать на пиковые, максимально - часовые расходы газа. Максимально - часовые расходы для городских газопроводов всех давлений и назначений определяют по годовым расходам и коэффициентам неравномерности потребления:

Qчмакс-максимально - часовой расчетный расход газа м3/ч.

Qт - годовое потребление газа м3/ч.

Кч.тмакс - максимальный коэффициент часовой неравномерности потребления в год

m - число часов использования максимума, m=8760/ Кч.тмакс

Если бы потребление газа в течении года было равномерным и арвным максимальному часовому расходу, тогда весь годовой расход потребили бы, в m часов. Величину, обратную m, называют коэффициентом часового максимума:

Кm=1/m

Qчмакс= Qг Кm

Коэффициент часового максимума принимается по СНиП 2.04.08 - 87 таб 4.

Определение расчетных расходов газа для внутридомовых газопроводов и квартальных газовых сетей.

При определении расчетных расходов газа нужно учитывать газовое оборудование квартиры, её населенность и число квартир, при соединении их к газопроводу.

Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа Qр(м3/ч) следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия

Ко - коэффициент одновременности работы однотипных приборов или однотипных групп приборов: его берут для общего числа приборов, для жилых зданий это число квартир.

qном - номинальный расход прибором или группой приборов, м3/ч принимаемый по паспортным данным или техническим характеристикам приборов.

Ni - число однотипных приборов или групп приборов.

Можно поределить расчетных расход газа посредством максимальных коэффициентов часовой неравномерности по формуле:

Кчгмакс - максимальный коэффициент часовой неравномерности потребления газа за год.

Ni - общее число квартир и типа i.

Qгодкв - годовое потребление газа жильцами квартир.

n - число типов квартир.

Лекция 6

6.1 Регулирование давления газа в городских сетях

Газовое топливо должно подаваться под определенным давлением в зависимости от условий его использования. Газосбытовая организация обязана обеспечить требуемое давление в газораспределительных сетях и на входе у потребителей.

Для автоматического поддержания заданного давления независимо от изменения расхода и входного давления газа предназначены регуляторы давления. При регулировании давления происходит снижение начального, более высокого давления, на конечное ( более низкое). Регулирование осуществляется изменение протекающего через регулирующий клапан количества газа. топливо газопровод сжиженный углеводородный

Автоматический регулятор давления состоит из регулирующего и реагирующего устройства.

Основной частью реагирующего устройства является чувствительный элемент (мембрана), а основной частью регулирующего - регулирующий орган (у регуляторов давления дроссельный орган).

По принципу действия различают регуляторы прямого и непрямого действия. У регуляторов прямого действия изменение выходного давления газа в контролируемой точке создает усилие, воздействующее на регулирующий орган и достаточное для его перемещения и осуществление регулирующего действия. У регуляторов непрямого действия изменение выходного давления газа в контролируемой точке приводит в действие лишь распределительный механизм для включения источника энергии, с помощью которой осуществляется регулирующее действие.

Регуляторы прямого действия просты по конструкции, надежны в работе и имеют широкое применение в системах газоснабжения.

Если давление газа регулируется после регулятора, то регулятор называется «после себя», если регулируется давление до регулятора, то регулятор называется «до себя». В системах газоснабжения применяют регуляторы «после себя».

Дроссельные органы регуляторов давления.

Основным элементом любого регулятора давления является регулирующий (дросселирующий) орган, который схематично можно представить как отверстие, перекрываемое в процессе регулирования золотником или заслонкой.

Дроссельными органами у регуляторов давления служат клапаны различных конструкций и реже дроссельные заслонки. Клапаны бывают односедельные и двухседельные

Отдельные клапаны наиболее распространены для газорегуляторных пунктов (ГРП), т.к они обеспечивают надежное отключение газа при отсутствии его отбора.

Двухседельные клапаны не обеспечивают герметичного закрытия прохода. В полностью закрытом клапане утечка газа составляет до 4% максимального расхода, поэтому такие клапаны устанавливают в тех местах газопровода в которых постоянно расходуется газ.

Приводы дроссельных органов.

У регуляторов давления газа используют пневматические мембранные приводы с противодействием прогибу мембраны пружиной или грузом. В качестве рабочего вещества применяют воздух или газ. Основным элементом привода служит эластичная мембрана. Мембрану изготавливают из кожи, резины, прорезиненной ткани или пластмассы. Материал мембраны должен быть газонепроницамым, газостойким, прочным, эластичным. Под действием избыточного давления воздуха или газа мембрана прогибается и перемещает связанный с ней шток или золотник.

Регуляторы давления.

В связи с тем, что регуляторы не имеют постоянного обслуживающего персонала, надежность их работы имеет первостепенное значение. Важно также, чтобы она не зависела от постороннего источника энергии ( электричества, сжатого воздуха, воды). Обычно для этих целей используется энергия транспортируемого газа.

Необходимо, чтобы регулятор обеспечивал заданное регулирование при малых (минимальных) расходах. Это требование особенно важно для регуляторов, применяемых для газоснабжения бытовых потребителей, у которых расход газа резко изменяется во времени. Для регулирования минимальных расходов рекомендуется использовать односедельные регуляторы.

На выбор регулятора давления оказывают влияние следующие факторы:

Максимальное и минимальное количество пропускаемого ими газа.

Давление газа на входе и допустимые колебания его на выходе.

Состав газа.

Место установки регулятора.

Предохранительные клапаны.

ПЗК предназначены для автоматического прекращения подачи газа к потребителям в случае повышения или понижения его давления относительно заданных пределов. ПЗК устанавливают перед регулятором давления по ходу газа. Конструкция ПЗК исключает его самопроизвольное включение после срабатывания и последующее восстановление давления газа до заданных значений. Обслуживающий персонал включает ПЗК после устранения причин, вызывающих прекращение подачи газа.

ПЗК используют в качестве исполнительного механизма автоматики безопасности, прекращающего подачу газа к горелкам агрегата при отклонении любого из контролируемых параметров за заданные пределы.

Предохранительные сбросные устройства.

ПЗУ(ПЗК) предназначены для сброса в атмосферу некоторого количества газа при возможном кратковременном повышении его давления за регулятором давления.

Настраивают сбросное устройство на давление меньшее, чем давление срабатывания ПВК, благодаря чему предупреждается отключение подачи газа потребителю при отсутствии аварийной ситуации.

ПЗУ устанавливают на газопроводе за регулятором давления.

Лекция 7

7.1 Системы снабжения потребителей сжиженными углеводородными газами

Свойства индивидуальных углеводородов.

К сжиженным углеводородным газам относятся такие углеводороды, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом повышении давления (без снижения температуры) переходят в жидкое состояние. При снижении давления эти углеводородные жидкости испаряются и переходят в паровую фазу. (Термин «пар» применяют при наличии жидкой фазы, например в баллонах, резервуарах, а термин «газ» - при отсутствии жидкой фазы, например в трубопроводах). Это позволяет привозить и хранить сжиженные углеводороды с удобствами, характерными для жидкостей и контролировать, регулировать и сжигать газообразные углеводороды с удобствами характерными для природных и других горючих газов.

Основные особенности газообразных углеводородов, входящих в состав сжиженных газов.

При небольшом давлении они легко переходят в жидкое состояние, поэтому их хранят, транспортируют, распределяют и используют под давление собственных паров. Давление этих паров является функцией температуры окружающей атмосферы.

В газообразном состоянии они значительно тяжелее воздуха; их относительная плотность по отношения к воздуху находится в пределах 1,5-2,1, что должно предопределять многие приемы эксплуатации систем газоснабжения с помощью сжиженных газов. СУГ почти в два раза легче воды.

Скрытая теплота парообразования весьма незначительна, (116 кВт/кг)поэтому расход тепла на испарение сжиженных газов составляет около 0,7% потенциально содержащегося в них тепловой энергии.

Переходы из одного агрегатного состояния в другое сопровождается выделение или поглощением тепла, называемого скрытой теплотой превращения. Теплота, поглощаемая 1 кг жидкой фазы в процессе превращения ее при постоянном давлении и температуре в насыщенный пар, называется теплотой парообразования.

Вязкость очень мала, что облегчает транспортировку газов по трубопроводам, но благоприятствует утечкам ( чему в свою очередь, способствует повышенное давление паров).

Низкие пределы воспламенения (взрываемости) в воздухе, разница между верхними и нижними пределами взрываемости незначительна, следовательно, незначительна ,следовательно, при сжигании газов допускается применение высокого отношения ( воздух - сжиженный газ).

(При сжигании в воздухе смеси пропан - бутан 0,5% его присутствие не ощущается).

При содержании 0,6-1,5% - присутствие газа в воздухе ощущается.

При этой концентрации газовой смеси и объеме воздуха 24-31м3 и наличие источника открытого огня с температурой 504?С - для пропана и 430-569?С для бутана возможен пожар т. к данные температуры являются температурами воспламенения. При тех же условиях и концентрации 1,5-9,5% возможен взрыв.

Диффузия газов в атмосфере осуществляется медленно, в особенности при отсутствии ветра смешение паров сжиженный газов и воздуха ускоряется.

Открытое пламя зажигает газовоздушную смесь в пределах верхней и нижней границы взрываемости

Они обладают невысокими температурами воспламенения относительно большинства горючих газов.

Газовоздушная смесь может быть доведена до концентрации ниже границы взрываемости при условия смешения этой смеси со значительными объемами азота, двуокиси углерода или водяного пара.

Значительные объемы воды, распыляемые в газовоздушную смесь, снижают возможность зажигания газовоздушной смеси.

Давление паров сжиженных газов значительно выше давления паров бензина. Поэтому сжиженные газы должны храниться только в закрытых резервуарах под давлением, обеспечивающими безопасность эксплуатации.

При хранении сжиженных газов в открытых резервуарах газы испаряются, образуя в воздухе взрывоопасную смесь даже при условии, что температура воздуха несколько ниже температуры кипения жидкости т.е даже при температуре значительно ниже нуля.

Ткип=-40,1?С- пропана

Ткип=0,5 ?С - бутана

На самом деле температура кипения пропана -20,25?С.

При ускоренном отборе паров сжиженных газов из резервуаров температура жидкости снижается, так же давление паров в резервуаре. Ускоренный отбор проб жидкости резервуаре не снижает давление.

Коэффициент объемного расширения сжиженных газов очень велик. При повышении наружной температуры жидкость значительно расширяется в резервуарах. Поэтому при заполнении резервуаров сжиженными газами сохраняют свободное пространство - около 15% вместимости резервуара.

Категорически запрещается полностью заполнять резервуары. Система регулировки степени заполнения резервуаров должна быть такой, чтобы можно контролировать степень заполнения или определять наливную массу сжиженных газов.

При контакте со сжиженными газами во время их откачки или закачки резервуары в результате ускоренной абсорбции тепла и жидкости при ее испарении в открытом пространстве возможно обмораживание рук

Возможно образование конденсата при снижении температуры ниже точки росы или при повышении давления.

Сжиженные газы являются хорошими растворителями нефтепродуктов и резины. В связи с этим в распределительных системах сжиженных газов должны применяться специальные смазки для устранения утечек газа и заменители резины, стойкие против их растворения сжиженными газами.

В нормальном состоянии сжиженные газы не ядовиты и не обладают запахом.

Состав СУГ.

Сжиженные углеводородные газы состоят из простых углеводородных соединений, являющимися органическими веществами, содержащими в своем составе 2 химических элемента, углерод и водород. Основным компонентом сжиженных углеводородных газов (пропан и бутан) относятся к насыщенным углеводородам открытого строения - алканам. Все углеводороды этого типа имеют общую формулу и входят в гомологический ряд предельных углеводородов - соединений в которых углерод до предела насыщен атомами водорода.

Пропан СН4 и этан С2Н6 - являются газами. Пропан С3Н8 нормальный бутан С4Н10 изобутан при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, но при незначительном повышении давления они конденсируются в жидкость.

Пентан С5Н12 - летучая жидкость, входит в состав газового бензина. Высшие углеводороды - твердые тала.

Наряду с нормальными углеводородами существуют так называемые изомерные соединения, отличающиеся характером расположения атомов углерода, а также некоторыми свойствами. Пропан изомера не имеет, изомер бутана - изобутан.

Помимо предельных в составе товарных сжиженных газов встречается также группа насыщенных углеводородов. Это этилен, пропилен, бутилен нормальный и изомер.

Токсические свойства СУГ и продуктов.

Углеводородные газы действуют на организм человека наркотически, но их действие ослабляется малой растворимостью в крови. Следовательно при обозначенных условиях СУГ не ядовиты. Сильным ядом является окись углерода которая образуется при неполном сгорании углеводородных газов. Все газы кроме кислорода обладают удушающими свойствами ( при снижении кислорода в воздухе).сжиженные газы характеризуются низкой температурой кипения и поэтому при испарении во время внезапного выхода в атмосферу из трубопровода или резервуара охлаждаются до отрицательной температуры. Жидкая фаза, попадая на окружающие предметы, в том числе на незащищенную кожу человека, и интенсивно охлаждая может привести к обморожению. Обморожение возможно как в зимнее так и в летнее время. Основной особенностью и положительным свойством сжиженных углеводородных газов является способность к сжижению при сравнительно небольшом повышении давления. Это приводит к тому, что при использовании всегда наблюдаются газовые превращения. Поэтому в отличии от систем использующих сухой(тощий) газ, элементы систем снабжения сжиженными газами необходимо рассчитывать исходя из свойств жидкой и паровой фаз с учетом особенности фазовых превращений. Расчеты проводят по таблицам и диаграммам состояния углеводородов.

По ним можно определить: упругость паров при данной температуре, давление перегретых паров при данных условиях, удельный объем и плотность жидкопаровой и газовой фаз, их теплосодержание, теплоту парообразования, степень сухости и степень влажности паров, работу сжатия газа комрессором и повышение температуры при сжатии, эффект охлаждения жидкости и газа при снижении давления (дросселировании), теплоемкость при постоянном объеме для жидкой паровой и газовой фаз, скорость истечения газа из сопел и газогорелочных устройств.

Состав сжиженных углеводородных газов, используемых для коммунально - бытового газоснабжения, должен соответствовать нормам приведенным в ГОСТ 20448-95.

Установлены следующие марки сжиженных газов:

СПБТЗ - смесь пропана и бутана техническая зимняя.

СПБТЛ - смесь пропана и бутана летняя.

БТ - бутан технический.

В зимних условиях при низких температурах для поддержания необходимого давления в системах газоснабжения в составе сжиженного газа должно быть больше легкого компонента (пропана). Летом количество пропана может быть сокращено.

Различные климатические условия, в которых применяют сжиженные газы, определяют рабочие параметры сжигаемого газа, основным из которых является давление.

Зимой необходимо поддерживать давление, достаточное для работы регуляторов при низкой температуре (Рmin=0,15кПа), летом оно не должно превышать максимального расчетного значения (Рmax=1,6кПа). Наибольшее давление при низкой температуре у пропана, а наименьшее при высокой у бутана. Следовательно, при промежуточных условиях необходимо использовать их смеси.

Закон Бойля - Мариотта.

Критические температура и давление.

Зависимость объема от его давления характеризуется законом Бойля - Мариотта для данной массы газа во сколько раз уменьшается объем, во столько же раз увеличивается давление. Произведения же данной массы газа на его объем постоянно, если температура газа не изменяется:

P2 V1 = P2 V2=const при t=const.

Закон Бойля - Мариотта точно соблюдается при давлении не слишком превышающем 1 атмосферу. Изменение состояния реального газа с увеличением давления все больше будет отличаться от приведенной закономерности.

Проделаем мысленно эксперимент, цилиндр, наполненный углекислым газом, поместим в резервуар с жидкостью постоянной температуры и будем сжимать газ поршнем настолько постепенно, чтобы жидкость успевала отбирать теплоту и температура газа не менялась. В начале опыта при Т= const давление с уменьшением объема растет в соответствии с законом Бойля - Мариотта (участок V0 V1) затем с ростом давления наблюдается небольшое отклонение от этого закона (участок V1 V2) и, наконец, несмотря на уменьшение объема, давление не уменьшается (участок V2 V3). В точке V2 часть газа начала конденсироваться - переходить в жидкое состояние. Сжимая газ и уменьшая его объем от V2 до V3, мы увеличиваем в цилиндре массу жидкости и уменьшаем массу газа. Переходя в жидкое состояние, газ занимает меньший объем, поэтому, несмотря на уменьшение объема, давление в цилиндре не возрастает. В точке V3 весь газ будет сконденсирован, цилиндр окажется запоненным жидкостью, и при дальнейшем, даже незначительном уменьшении объема давление возрастет очень быстро (участок V2 V4).

Постоянное давление, при котором жидкость находится в равновесии со своим газом, называют давлением насыщенного пара, а сам газ при этом - насыщенным паром.

Чем выше температура при которой производят сжатие газа, тем короче горизонтальный участок - участок постоянного давления.

При определенной температуре Тк этот участок превращается в точку К, а температуру называют критической. Давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называют критическим давление Рк. Чем температура ниже критической, тем при меньшем давлении этот газ может быть сжижен. Наиболее легко сжижается пропан, бутан, пентан.

Состояние вещества при котором исчезает различие между жидкой и паровой фазами, называется критическим состоянием. Оно наступает при критическом давлении и температуре. Объем который при этом занимает вещество, называют критическим. При температуре выше критической нельзя превратить газ в жидкость. Смесь идеальных газов не вступающих между собой в химические соединения, ведет себя, как идеальный газ и подчиняется уравнению состояния:

PV=GRT,

Где Р - давление газа

V - объем газа

G - масса газа

R - газовая постоянная

Т - абсолютная температура

Каждый идеальный газ, входящий в смесь, ведет себя так, как если бы в смеси не было других газов, распространяется по всему объему смеси и следует своему уравнению состояния.

Смесь газов подчиняется закону Дальтона, согласно которому общее давление смеси равно сумме давлений отдельных газов, образующих смесь, т.е сумме парциальных давлений ( парциальным называется давление, которое имеет каждый газ в объеме смеси и при температуре смеси).

Рсм=УРi

При этом парциальное давление каждого компонента равно объемному давлению, умноженному на объемное (молярное) содержание данного компонента в смеси:

Рi=riP

Рi - парциальное давление газа i.

ri - молярная доля компонента в паровой(газовой) фазе.

Все сжиженные углеводородные газы (жидкости) взаимно растворяются друг в друге, поэтому к ним при невысоких давлениях применим закон Рауля.

В соответствии с этим законом парциальное давление пара каждого компонента жидкой смеси равно упругости паров его в чистом виде при данной температуре умноженной на молярную долю данного компонента в жидкой фазе.

Рi=xi Рiнас

Рi - парциальное давление паров компонента i, находящегося в смеси.

хi - молярная доля компонента i, в жидкой смеси.

Рiнас - упругость паров чистого компонента i.

Упругость паров жидкой смеси (её давление) равна сумме парциальных давлений паров всех компонентов.

Р=УРi=Уxi Рiнас

Состав газовых смесей и смесей взаимно растворимых жидкостей задают молярными долями (числом молей) для газов ri, для жидкостей xi, массовыми долями mi, объемными долями Vi .

Объем смеси равен сумме объемов газов входящих в смесь.

Общая масса газа равна сумме масс отдельных газов, входящих в смесь.

М=УМi, то m1+ m2…. mn=1

Парциальное давление компонента i в паровой фазе по закону Дальтона равно:

Рi=riP

Давление паров компонента i находящегося в жидкой фазе, по закону Рауля составляет:

Рi=xi Рiнас

Из равенства парциальных давлений получаем основное уравнение:

Рri=xi Рiнас

Где Кi - константа равновесия или коэффициент распределения.

Двухфазное состояние двухкомпонентных систем хрошо отражается диаграммой состояния.

Она строиться по упругостям испарения компонентов и объединенному закону Дальтона - Рауля. Построим такую диаграмму для пропана и бутана. Давление жидкой смеси определяется уравнением: Р=УРi=Уxi Рiнас представляющим собой прямую линию.

Рисунок.

Линия АВ является границей между жидкой фазой и двухфазной системой и является линией упругости жидкой смеси. Выше этой линии находится жидкость; при снижении давления начинается процесс испарения (кипения) жидкости и образуется двухкомпонентная система.

Таким образом линия АВ является линией начала испарения. Если продолжать испарение и снижать давление, тогда наступит момент, когда испарится вся жидкость и образуется смесь сухого пара.

Геометрическое место точек таких давлений образует линию 2 - линию начала конденсации или линию точек росы. Ниже этой линии находится смесь перегретого пара. Эта кривая строится по уравнению.

Рri=xi Рiнас

Откуда для каждых пар значений Р,х определяем соответствующее значение r и по r строим кривую. Область 3 соответствует двухфазной системе, состоящей из жидкости и пара.

Если смесь углеводородов находится в замкнутом объеме, при термодинамическом равновесии и представляет собой двухфазную систему, то при данной температуре по составу жидкой фазы рассчитывают состав паровой фазы или по составу паровой фазы определяют состав жидкости.

В процессе расчета также вычисляют давление смеси. Если известен состав жидкой фазы, то состав паровой фазы рассчитывают следующим образом. По заданной температуре определяют упругость паров, Рiнас компонентов и рассчитывают давление смеси по формуле:

Р=Уxi Рiнас

По формуле:

niP=xi Рiнас

Определяют мольный состав паровой фазы:

Ри известном составе паровой фазы состав жидкости находят следующим образом. По формуле Рri=xi Рiнас

Просуммируем Xi для всех компонентов, имея в виду, что Уxi=1

Отсюда:

Далее по формуле: niP=xi Рiнас

Определяют состав жидкой фазы Х: если известно давление и температура двухфазной системы, а также состав в однофазном состоянии. Такая задача решается при расчете состава смеси в баллоне.

Предположим, что мольный состав жидкой смеси равен единице. Температура t и давление P заданны. Требуется определить состав паровой Уri =1 и жидкой Уxi =1 фаз, также долю общего числа молей залитых в баллон которые перешли в паровую фазу V и остались в жидкой фазе Li(V+L=1).

Общее количество молей для компонента i - Ai равно количеству молей в жидкой фазе riV, т.е.

Ai =Lxi+ Vri подставим в это выражение ri

А также исключим величину V, используя выражение V=1-L



Далее определяется:

Просуммируем хi для всех компонентов:

Из этого уравнения определим значение L и рассчитаем состав паровой и жидкой фаз. Аналогично можно получить расчетную зависимость, по которой сначала определяют величину V далее рассчитывают состав паровой и жидкой фаз.

Лекция 8

8.1 Газонаполнительные станции сжиженных углеводородных газов

Газонаполнительные станции (ГНС) сжиженных газов - это стационарные хранилища для приёма от поставщиков и хранения сжиженных газов и выдачи их потребителям.

На ГНС сжиженных газов осуществляются следующие операции:

Приём от поставщика сжиженных газов, поступающих в железнодорожных цистернах;

Слив сжиженных газов в свои хранилища;

Хранение сжиженных газов в надземных или подземных резервуарах, баллонах и т.д.

Слив из пустых баллонов неиспарившихся остатков и слив сжиженных газов из баллонов, имеющих неисправности;

Разлив сжиженных газов в баллоны, передвижные резервуары, автоцистерны;

Приём пустых и выдача наполненных баллонов;

Транспортировка сжиженного газа в баллонах и по внутренней трубопроводной сети;

Ремонт и переосвидетельствование баллонов;

Технологическое обслуживание и ремонт оборудования ГНС;

Доставка сжиженных газов потребителям в баллонах и автоцистернах;

Территория ГНС по периметру должна иметь ограду из несгораемых материалов, а также должна быть разделена оградой на две зоны: производственную и вспомогательную.

Производственная зона - наполнительное отделение с погрузочно-разгрузочными площадками для баллонов, в котором производятся все операции с баллонами.

Насосно-компрессорное отделение;

Отделение слива неиспарившихся остатков газа из баллонов;

Помещение для вентиляционного оборудования;

Резервуары для слива неиспарившихся газов;

Резервуары для приёма и хранения сжиженных газов (хранилище газа);

Сливо-наливная эстакада с железнодорожной веткой для приёма железнодорожных цистерн;

Колонки для налива сжиженных газов в автоцистерны, а также слива с автоцистерн, для заправки газо-баллоных автомашин;

Трубопровод для сжиженных газов, трубопровод систем водоснабжения, канализации и теплоснабжения, маневровая лебёдка, железнодорожные и автомобильные весы, испарительные установки и установки по смешению паров сжиженных газов с воздухом при необходимости.

Вспомогательная зона - механические мастерские, помещения по ремонту и освидетельствованию баллонов, лаборатория, котельная, насосная водоснабжения, административно-конторские помещения, трансформаторная подстанция, аккумуляторные, вспомогательные сооружения (водонапорная башня, напорный резервуар с насосной станцией, отстойники, хлораторная, градирня),прирельсовая погрузочно - разгрузочная площадка для боллонов, гаражи с открытой стоянкой для специального транспорта или здание для технического обслуживания автомобилей, контрольно - пропускной пункт, материальный склад, склад горюче - смазочных материалов.

Взрыво и пожароопасными объектами на территории ГНС являются: сливо - наливная эстакада, резервуары для сжиженных газов, насосно - компрессорное - отделение, наполнительное отделение, колонки для налива сжиженных газов, отделение покраски баллонов, резервуары для слива неиспарившихся остатков, склады баллонов со сжиженным газом, испаритель сжиженных газов.

ГНС должны располагаться преимущественно вне черты города и других населенных пунктов на специально спланированных площадках желательно с подветренной стороны господствующих ветров, чтобы возможные выделения газов не попадали в сторону жилых, общественных и производственных зданий и сооружений.

Установку резервуаров на ГНС следует предусматривать, как правило, надземную.

Резервуары сжиженных газов должны быть оборудованы контрольно - измерительными приборами и предохранительной арматурой: указателями уровня жидкости, предохранительными клапанами, манометрами, дренажными незамерзающими клапанами. На каждом резервуаре следует устанавливать не менее двух предохранительных клапанов (рабочий и резервный). Предохранительные клапаны должны обеспечивать сброс газа из резервуаров при давлении в них на 15% превышающем рабочее. Установка предохранительных клапанов должна производиться через переключающих трехходовой кран. Отвод газа от предохранительных клапанов, установленных на резервуарах сжиженного газа, должен производиться через продувочные свечи.

Для слива сжиженных газов из железнодорожных цистерн на ГНС предусматривается специальный тупик и сливная эстакада.

Отпуск сжиженных газов с ГНС в автоцистерны осуществляется через газораздаточные колонки.

Обвязка колонок для налива автоцистерн должна обеспечивать их взаимозаменяемость и возможность одновременного отпуска в автоцистерны двух сортов сжиженных газов. На трубопроводе жидкой фазы к наливной колонке должен устанавливаться скоростной клапан до отключающей задвижки. При этом обвязка автоколонок должна обеспечивать соединение автоцистерны с трубопроводами паровой и жидкой фазы резервуаров хранения через запорно - предохранительную арматуру.

Следует предусматривать удаление остатков газа через из шлангов паровой и жидкой фаз из автоколонок в систему трубопроводов или на продувочную свечу

Заполнение автоцистерны следует контролировать уровнемерными устройствами или контрольным взвешиванием на весах.

Для удаления из баллонов неиспарившихся остатков предусматриваются специальные станки, располагаемые индивидуально или карусельные агрегаты.

Остатки газа сливают в один из резервуаров хранилища ил в специальные резервуары, располагаемые на расстоянии не ближе 3м от насосно наполнительного отделения. Часть баллонов после слива остатков направляется на повторное наполнение газом, а баллоны, требующие ремонта, освобождают от газа и промывают.

Промывку следует производить горячей водой или напором низкого давления.

Производственные помещения ГНС объединены в следующие основные отделения: насосно - наполнительное, энергомеханическое, гараж, служба реализации газа.

В насосно - наполнительном отделении размещаются основные взрыво- и пожароопасные помещения - насосно - компрессорное, испарительное, наполнительное и сливное. В целях обеспечения требуемой безопасности каждое из указанных помещений должно быть одноэтажным, бесчердачным, бесподвальным первой или второй степени огнестойкости и изолированным от смежных помещений. В каждом из них должны быть двери из материала, не образующего искр, открывающегося наружу, окна с фрамугами. В здании насосно -наполнительного отделения могут быть размещены также вентиляционная камера, помещения КНП, бытовые помещения персонала отделения.

Перелив сжиженных газов. Схема перелива.

Существует ряд методов перемещения сжиженных газов из железнодорожных или автомобильных цистерн в стационарные емкости и наоборот, наполнение транспортировочных емкостей и баллонов из стационарных хранилищ.

Сжиженные газы перемещают: за счет разности уровней, сжатым воздухом, с помощью подогрева, при помощи компрессора, при помощи насосов, взаимным вытеснением жидкостей.

1.Перемещение за счет разности уровней.

Использование гидростатического напора применяется обычно при заполнении подземных резервуаров из железнодорожных и автотранспортных цистерн, а также при разливе газа в баллоны, если позволяет рельеф местности. Для того чтобы слить цистерну в резервуар, необходимо соединить из паровые и жидкие фазы. В сообщающихся сосудах жидкость устанавливается на одном уровне, поэтому жидкая фаза перетекает в нижестоящий резервуар.

2.Использование сжатых газов.

Слив сжиженных газов из цистерн в стационарные хранилища можно осуществить созданием избыточного давления по отношению к давлению в хранилище в цистерне с нерастворяющимся в жидкой фазе сжатым газом. Для осуществления передавливания цистерну соединяют с хранилищем тольок жидкостным трубопроводом, а в паровое пространство сливаемой цистерны подают газ под давленем превышающем упругость насыщения паров на 0,1-0,15 Мпа. Для этого используется азот углекислый или другой какой - либо инертный газ.

5.Переливание с помощь подогрева.

Возможно при создании разности температур в опорожнямом и наполнямом сосудах за счет возникающей в них разности давлений. Практического применения этот способ не получил, из-за трудности его осуществления (необходимо прогреть всю массу жидкости).

4.Перемещение газа компрессорами.

Принципиально отличается от рассмотренных выше методов перемещения сжиженных газа. В схеме появляется механический двигатель. Компрессор отсасывает паровую (газовую) фазу из заполняемого резервуара и нагнетает её в паровое пространство цистерны или расходного резервуара. Создаваемая разность давлений способствует переливу жидкости в требуемом направлении ( как при методе выдавливания сжатыми газами).

5.Перемещение газа насосами.

Наиболее действенным методом перемещения сжиженного газа является перекачка при помощи насосов.

6.Метод вытеснения.

При хранении сжиженных газов в подземных хранилищах, например в пластах на глубине 100-1200м, осложняется применение заглубленных насосов, следовательно, отбор сжиженного газа должен быть осуществлен при помощи вытеснения его какой - то инертной жидкой или газообразной средой.

8.2 Естественная регазификация сжиженных газов

При транспортировке и хранении сжиженные газы находятся в жидком состоянии. Используют же их в газообразном виде. Следовательно, в местах использования их необходимо регазифицировать, т. е испарить.

При естественной регазификации тепло, расходуемое на испарение сжиженного газа и нагрев его до температуры окружающей среды, отбирается из окружающей среды. Для надземных установок (баллонов, резервуаров) ею являются воздух для подземных грунт.

В случае если в резервуаре содержится смесь сжиженного газа, в составе которой имеются углеводороды с различной упругостью паров, состав паровой фазы, находящийся над жидкостью, будет отличаться от состава жидкой фазы. При этом по мере отбора паров сжиженного газа оба состава будут непрерывно меняться в зависимости от степени этого отбора. Физический смысл периодического отбора паров заключается в том, что когда из резервуара начинается отбор насыщенных паров, нарушается равновесие между паровой и жидкой фазами сжиженного газа, которое имело место до начала отбора. В результате этого давление несколько снижается и жидкая фаза начинает кипеть, продолжая испаряться до тех пор, пока идет отбор паров. Давление и температура в резервуаре снижаются, а по мере достижения постоянного отбора восстанавливается постоянство обмена тепла. При этом постоянная разность в температурах жидкости и окружающей среды таковы, что жидкость поглощается такое количество тепла из окружающей среды, какое ей необходимо для образования паров сжиженного газа. С этого момента не обнаруживается никаких изменений в температуре жидкой фазы.

В состоянии равновесия система имеет совершенно определенные параметры, температуру, давление и составы фаз. Изменение любого из этих параметров вызывает отклонение от состояния равновесия и изменение её энергетического состояния (и наоборот).

Кипение смеси углеводородов происходит с преимущественным испарением легкокипящих компонентов. В результате в жидкой фазе растет концентрация (процентное содержание) тяжелокипящего компонента. При этом состав жидкой фазы меняется в зависимости от количества испарившегося из резервуара смеси.

Наибольшее распространение при снабжении сжиженными газами получили подземные резервуарные установки.

На испарительную способность подземного резервуара влияют физико - термодинамические свойства компонентов сжиженных газов, температура окружающих грунтов, коэффициент теплопроводности, степень заполнения резервуара или площадь смоченной поверхности, длительность непрерывной работы (суточная, сменная, часовая).

Расчетная испарительная способность подземного резервуара должна быть установлена для наихудших условий его работы: в зимний период, при низкой температуре грунта, при минимальном заполнении резервуара и при постоянном давлении в резервуаре.

Для определения испарительной способности одного резервуара разработана номограмма, СНиП 2.04.08-87. Испарительная способность группы резервуаров не равна сумме испарительной способности такого же числа отдельно стоящих резервуаров для учета теплового воздействия рядом расположенных резервуаров по номограмме производительность следует умножить на коэффициент теплового взаимодействия m в зависимости от числа резервуаров в установке.

Групповые установки с испарением жидкости внутри резервуара за счет теплоты грунта ил воздуха с отбором паровой фазы имеют ряд недостатков. Они работают с малой интенсивностью отбора пара, поэтому повышения производительности установки может быть достигнуто за счет увеличения её вместимости, что неэкономично. Кроме того в паровом пространстве содержится больше низкокипящих компонентов, поэтому теплота сгорания паровой фазы ниже теплоты сгорания жидкой фазы, и притом её значение непрерывно изменяется. В резервуаре будут накапливаться более тяжелые углеводороды (бутан и пентан). В связи с изменением состава газа ухудшается работа газовых горелок.

8.3 Искусственная регазификация сжиженных газов

Недостатки систем с естественной регазификацией вынуждают использовать другие способы, в частности искусственную регазификацию.

Внедрение установок с искусственным испарением позволит резко увеличить испарительную способность групповых резервуарных установок, уменьшить капитало- и металловложения на тонну используемого газа, обеспечить получение газа постоянной теплоты сгорания, облегчить производство и хранение сжиженных газов на заводах - изготовителях. Испарительная способность установок с искусственным испарением может быть увеличена в 3-5 раз по сравнению с установками с естественным испарением сжиженного газа.

Внедряемые в настоящее время групповые резервуарные установки с искусственным испарением обладают следующими основными преимуществами:

1.Испарительная способность установки не зависит от количества жидкости в резервуарах и может сохраняться на любом заданном уровне.

2.Теплота сгорания паровой фазы остается неизменной вплоть до полного расходования всего объема жидкой фазы в резервуаре.

3.Эти установки не требуют извлечения тяжелых остатков, что делает их более экономичными и надежными с точки зрения надежности газоснабжения.

4.Испарительная способность групповых установок с искусственным испарением может быть значительно увеличена при сравнительно небольшом объеме расходных резервуаров.

5.Одним из основных преимуществ резервуарных установок с искусственным испарением является возможность использования в них бутановых фракций или сжиженных газов с повышенным содержанием бутанов (до 60%).

Вместе с тем эти установки имеют следующие недостатки:

1.Необходимость оборудования предохранительной, регулирующей и контрольно - измерительной аппаратуры, исключающей:

а) замерзание используемой в качестве теплоносителя жидкости;

б)выход жидкой фазы из испарительной установки в газопровод паровой фазы;

в)повышение давления газа и жидкой фазы выше принятого для расходных резервуаров;

2.Сложность обслуживания и необходимость постоянного надзора за их работой.

Классификация испарителей.

Испарители можно разделить на два основных типа вида: прямого и непрямого обогрева.

К испарителям прямого обогрева относятся такие аппараты, в которых сжиженный газ получает тепло через стенку непосредственно от горячего теплоносителя (змеевиковые, трубчатые, пленочные, форсуночные, электрические, огневые).

К испарителям непрямого подогрева относятся такие аппараты, в которых сжиженный газ получает тепло через стенку от промежуточного газа или жидкости, обогреваемых горячим теплоносителем.

Чаще всего применяются испарители, использующие в качестве теплоносителя горячую воду или пар.

Кроме того, испарители могут быть классифицированы по следующим основным признакам:

1.По применяемой схеме регазификации.

2.По виду используемого теплоносителя.

3.По виду контакта теплоносителя со сжиженным газом.

4.По виду контакта сжиженного газа с поверхностью нагрева.

5.По испарительной способности.

По применяемой схеме регазификации испарители подразделяются на емкостные, проточные и комбинированные.

По виду используемого теплоносителя испарители подразделяются на следующие типы: с использованием электроэнергии, открытого пламени (огневые), с использованием горячей воды, водяного пара или горячего масла. По виду контакта со СУГ - испарители прямого подогрева и непрямого. По виду контакта сжиженных газов с поверхностью нагрева испарители подразделяются на испарители с кипением сжиженных газов в большом объеме, испарители с кипением в трубах с вынужденной циркуляцией и оросительные (пленочные и форсуночные) испарители.

По испарительной способности испарители подразделяются на испарители малой, средней и большой испарительной способности.

Лекция 9

9.1 Баллонные установки

В зависимости от испарительной способности могут быть запроектированы как индивидуальные, так и групповые баллонные установки.

В настоящее время используются три типа газобаллонных установок. Самым простым из них является индивидуальная с одним баллонном вместимостью 50л или двумя баллонами вместимостью 27л, устанавливаемыми непосредственно на кухне. Второй тип индивидуальные установки с двумя баллонами, устанавливаемыми вне здания в специальном металлическом шкафу. Третий тип групповые установки с 10 баллонами вместимостью 50л, устанавливаемые вне здания в специальном металлическом шкафу, или групповые газобаллонные установки с баллонами вместимостью 50л устанавливаемые в отапливаемом помещении.

Индивидуальные баллонные установки предназначены в основном для газоснабжения отдельных квартир.

При расположении индивидуальной газобаллонной установки в кухне положительные температуры окружающего баллон воздуха обеспечивают бесперебойное газоснабжение потребителей при использовании сжиженных газов любой марки. Однако такие установки обладают повышенной опасностью вследствие возможных утечек газа или разрыва переполненного баллона, находящегося внутри помещения, что может привести к образованию взрывоопасных ситуаций.

При размещении баллонов вне помещения эксплуатация их более безопасна, однако при низких температурах окружающего воздуха их испарительная способность резко снижается, а при достижении определенного температурного минимума отсутствует вообще. При этом количество неиспарившихся остатков газа в баллоне может быть весьма значительным и при определенных условиях достигать 85%.

При газоснабжении квартир от однобаллонных установок необходимо помнить о следующих требованиях:

1.Не разрешается установка баллонов с газом в помещениях под которыми имеются подвалы и погреба и вход в них осуществляется из этих помещений. В цокольных и подвальных помещениях, в жилых комнатах, под больничными палатами, аудиториями, классами, фойе, зрительными, обеденными, торговыми залами.

2.Баллоно следует устанавливать в легкодоступном для осмотра месте и прочно крепить к стене.

3.Нельзя устанавливать баллон против топки отопительной печи.

4.Объем баллона не должен превышать 50л при установке внутри жилых и общественных зданий.

5.Баллон следует устанавливать не ближе 1м от газовой плиты, радиатора отопления, печи, электровыключателей и электросчетчиков.

Двухбаллоные установки снабжают двумя баллонами, которые устанавливают в специальных металлических ящиках снаружи у стен здания.

Шкаф для баллонов устанавливается: не ближе 0,5м от дверей и окон первого этажа и 3м от окон и дверей цокольных помещений, выгребных ям, колодцев, погребов, на прочное несгораемое основание и крепится к стене здания. Высота основания под шкаф должна быть не менее 0,1м от земли.

В шкафу должны быть две дверцы, для вентиляции в верхней и нижней частях стенок должны быть прорези или жалюзийные решетки. В шкафу имеются гнезда для установки в них газовых баллонов, а в задней стене узел для крепления регулятора давления.

Наружные баллонные установки без подогрева могут применяться только при положительной температуре наружного воздуха.

9.2 Групповые баллонные установки

Для газоснабжения жилых малоквартирных зданий, мелких коммунально - бытовых и промышленных предприятий можно использовать групповые баллонные установки (более двух баллонов) в металлических шкафах.

Групповые баллонные установки разрешается использовать только в исключительных случаях.

Групповые резервуарные установки.

Для хранения сжиженных углеводородных газов непосредственно у потребителя используются стационарные и передвижные резервуары различного объема.

Установки газоснабжения с двумя и более резервуарами, предназначенные для снабжения сжиженным газом различных потребителей, называются резервуарными. Они бывают надземными и подземными. Надземные установки применяют для газоснабжения предприятий промышленного и сельскохозяйственного производства, подземные для газоснабжения промышленных и коммунальных предприятий, отдельных многоэтажных жилых и общественных зданий и групп.

Число резервуаров определяется расчетом, но должно быть не менее двух.

В состав резервуарной установки должны входить: резервуары, трубопроводы обвязки резервуаров по жидкой и паровой фазам, запорная арматура, регуляторы давления газа, предохранительные, запорные и сбросные клапаны, показывающие манометры, устанавливаемые до регулятора давления, штуцеры с краном после регулятора давления для присоединения контрольного манометра, устройство для контроля уровня сжиженных газов в резервуарах и испарители (в установках с искусственным испарением). Арматура и приборы групповых резервуарных установок должны быть защищены кожухами от атмосферных осадков и повреждений.

Для экономии земельных участков и повышения безопасности использования газа чаще всего применяют подземную установку резервуаров. Резервуарные установки должны быть размещены на отведенных для этого площадках с таким расчетом, чтобы предусмотреть удобные подъезды для автоцистерн и другого транспорта. Площадки резервуарных установок должны быть ограждены забором высотой не менее 1,6м из несгораемых материалов. Расстояние от резервуарной установки до ограждения должно быть не менее 1м. На территории резервуарных установок должны быть углекислотные огнетушители, ящик с песком и лопата.

Число резервуаров в установке определяется характером потребителей, районом установки резервуаров (север, юг), расходом газа и объемом используемых резервуаров. При этом для установок с естественным испарением в качестве расчетной необходимо принимать температуру грунта в марте - апреле (для подземных резервуаров), когда фиксируется самая низкая температура грунта. Для бесперебойного снабжения населения газом и во избежание перегрузки транспорта объем резервуарных установок рассчитывают, исходя из двухнедельного запаса газа.

Минимальные расстояния от резервуаров групповых резервуарных установок до зданий и сооружений принимаются по СНиП 2.04.08-87 таблица 24.

Подземные резервуары следует устанавливать на глубине не менее 0,6м от поверхности земли до верхней образующей резервуаров в районах с сезонным промерзание грунтов, и 0,2м в районах без промерзания грунта.

Над трубопроводами обвязки жидкой фазы каждой группы подземных групповых установок должны предусматриваться контрольные трубки, выведенные над поверхностью земли на высоту не менее 1м. При этом должна исключаться возможность попадания в трубку атмосферных осадков.

Подземные резервуары должны быть защищены от коррозии.

Надземные резервуары должны окрашиваться в светлый цвет.

На газопроводе паровой фазы, объединяющей группы резервуаров должна быть предусмотрена установка отключающего устройства между группами резервуаров.

Отключающее устройство на газопроводе низкого давления следует предусматривать после регулятора давления на расстоянии не менее 0,3м от поверхности земли.

На подземных газопроводах паровой фазы следует предусматривать установку конденсатосборников, объем которых принимается: при искусственном испарении газа из расчета 4л на 1м3 расчетного часового расхода газа, при естественном испарении соответствующим диаметру газопровода.

Отключающее устройство на газопроводах низкого давления от резервуарной установки к потребителям должны предусматриваться, как правило, снаружи здания.

При двух подземных резервуарах каждый их них оборудуется специальной редукционной головкой, размещенной на фланце головки резервуара, выходящем на поверхность земли. Резервуары соединены между собой только трубопроводами паровой фазы, они могут работать по выдаче газа как раздельно, так и совместно. При трех резервуарах два соединены в один блок, соединены трубопроводами.

Лекция 10

10.1 Газорегуляторные пункты и установки. Определение пропускной способности ПСК

Газорегуляторные пункты (ГРП) и газорегуляторные установки (ГРУ) предусмотрены для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях.

В зависимости от давления газа на вводе в ГРП или ГРУ различают ГРУ и ГРП среднего давления, с давлением газа до 0,3 Мпа и ГРП и ГРУ высокого давления с давлением газа более 0,3 Мпа до 1,2 Мпа. ГРП могут быть сетевыми, питающими городскую распределительную сеть низкого и среднего давления, и объектовыми, подающими газ необходимого давления промышленным и коммунально-бытовым потребителям.

ОБОРУДОВАНИЕ ГРП.

Оборудование сетевых ГРП состоит из следующих основных узлов и элементов:

узла регулирования давления газа с предохранительно - запорным клапаном и обводным газопроводом (байпасом);

предохранительно - сбросного клапана;

комплекта контрольно - измерительных приборов;

продувочных линий.

РАЗМЕЩЕНИЕ ГРП И ГРУ

ГРП следует размещать в отдельно стоящих зданиях или в шкафах, а также (для отопительных котельных) в пристройках к зданиям, в которых расположены газовые установки. Отдельно стоящие ГРП располагают в садах, скверах, внутри жилых кварталов, во дворах, на территории промышленных и коммунальных предприятий на расстоянии от зданий и сооружений не менее данных , приведенных в следующей таблице (СниП 2.04.08-87):