Газохранилища

МИНИСТЕРСВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН КАЗАХСКИЙ АВТОМОБИЛЬНО-ДОРОЖНЫЙ ИНСТИТУТ им. Л.Б. ГОНЧАРОВА КАФЕДРА «ТРАНСПОРТНОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО И ПРОИЗВОДСТВО СТРОИТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ» «УТВЕРЖДАЮ» Зав. кафедры «ТС и ПСМ» ___________________ Еспаева Г.А. «___»_____________________20___ г. КУРС ЛЕКЦИЙ По дисциплине «Газохранилища» Для студентов специальности 050729 – «Строительство» Алматы, 2010 г. РАЗРАБОТАНЫ: Кафедрой: "Транспортное строительство и производство строительных материалов" в соответствии с рабочей программой дисциплины «Газохранилища» для специальности Содержание Лекция №1 Лекция 2 КЛАССИФИКАЦИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ В НЕПРОНИЦАЕМЫХ ГОРНЫХ ПОРОДАХ Лекция №3 ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ. СВОЙСТВА ГАЗОВ Лекция №4 2. ПОТРЕБИТЕЛИ ГАЗА. РЕЖИМ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА Лекция №5 ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ 1.ЗАДАЧИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА И КОМПОНОВКА ГРС Лекция №6 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ Лекция №7 ГАЗГОЛЬДЕРЫ. СИСТЕМА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ Лекция №8 ГАЗГОЛЬДЕРЫ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ Лекция №9 ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА Лекция №10 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗАХ Лекция №11 ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ Лекция №12 ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ ХРАНИЛИЩ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ Лекция №13 ШАХТНЫЕ ХРАНИЛИЩА СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ Лекция №14 ИЗОТЕРМИЧЕСКОЕ ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В СТАЛЬНЫХ И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРАХ Лекция №15 КУСТОВЫЕ БАЗЫ И ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ КОМПОНОВКА И ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЛИТЕРАТУРА Лекция №1 Газовая промышленность является одной из самых молодых отраслей топливной промышленности РК, развивающихся быстрыми тем­пами. Эти темпы являются более высокими по сравнению с другими отраслями топливно-энергетического хозяйства страны. Развитие народного хозяйства в современных условиях связано со значительным ростом потребления газа. Природные горючие газы являются экономичным и универсальным теплоносителем, способным заменить твердое и жидкое топливо в быту, в город­ском и энергетическом хозяйствах, в промышленности и тран­спорте. Замена газом других менее экономичных видов топлива позволила получить значительную экономию в эксплуатационных расходах. Широкий размах работ по газификации городов и населен­ных пунктов определил необходимость создания нового вида хозяйства — газового. Газовое хозяйство городов представляет собой сложную инженерную систему, в которую входят газовые сети, системы резервирования и установки для сжигания газа. В нашей стране создано мощное газовое хозяйство, которое оказывает непосредственное влияние на технический прогресс и развитие многих важнейших отраслей промышленности и сельского хозяйства. Применение газа для технологических нужд промышленно­сти снижает стоимость топлива, способствует повышению про­изводительности и улучшению качественных показателей ра­боты агрегатов, а в химической промышленности улучшает технико-экономические показатели производства и позволяет уменьшить использование продуктов сельскохозяйственного производства. Использование газа для промышленности и сель­скохозяйственного производства в городских населенных пунк­тах позволяет оздоровить воздушные бассейны и улучшить са­нитарно-гигиенические условия трудящихся. Газ является од­ним из основных видов топлива и химического сырья для ряда важнейших отраслей промышленности. Применение газа приво­дит к улучшению качества выпускаемой продукции, повыше­нию производительности и облегчению условий труда. Большие удобства от использования газа на бытовые нужды получает население. Широкий размах получила газификация жилищно-коммунального хозяйства. Резко увеличилось также применение сжиженных углеводородных газов для отопления бытовых и коммунальных помещений, для сушки, резки и сварки металлов, как топливо для двигателей и легковых машин. Быстрый рост производства и потребления сжиженных газов обусловлен экономичностью транспорта, высокой эффектив­ностью сгорания, отсутствием серы, более высоким к. п. д. при­боров. При газификации жилищно-коммунального хозяйства в отдельных районах страны широко используют сжиженные углеводородные газы. Совершенствование, интенсификация и автоматизация тех­нологических процессов в промышленности и народном хозяй­стве приводят к необходимости повышать качество расхо­дуемых теплоносителей. В наибольшей мере по сравнению с другими видами топлива этим требованиям удовлетворяют природный газ и сжиженные углеводородные газы (СУГ). В ближайшие годы резко возрастает роль природного газа и СУГ как моторного топлива. Рациональное использование газообразного топлива с наи­большей реализацией его технологических достоинств позволяет получить значительный экономический эффект, связанный с повышением к. п. д. тепловых приборов и сокращением рас­хода топлива, с точным и достаточно простым способом регу­лирования состава газовой среды и температурных полей в теплоизолирующих устройствах, в результате чего удается зна­чительно повысить интенсивность производства и качество по­лучаемой продукции. Успехи в проектировании, сооружении и эксплуатации си­стем газоснабжения достигнуты совместными усилиями рабочих и инженерно-технических работников газовой и смежных отрас­лей промышленности. Большой вклад в дело развития теории и техники хранения и резервирования газа внесли научно-исследовательские и учеб­ные институты страны. В решении новых задач, стоящих перед газовой промышленностью, в дальнейшем важную роль должна сыграть наука об эффективных методах распределения и хра­нения газа. Рост потребления газа и числа потребителей обусловил не­обходимость подготовки инженерных кадров для организации надежного, бесперебойного, безаварийного снабжения потреби­телей этим высокоэффективным топливом, сырьем и горючим. Лекция 2 КЛАССИФИКАЦИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ В НЕПРОНИЦАЕМЫХ ГОРНЫХ ПОРОДАХ Подземным хранилищем в непроницаемых горных породах назы­вается естественная или искусственно созданная полость (емкость) в комплексе с наземным и подземным технологическим оборудова­нием, обеспечивающем прием, хранение и отбор продуктов. Назначение подземных хранилищ — обеспечение надежности, экономичности и оптимальности ЕГС, системы нефтеснабжения и единой системы добыча — переработка —транспортирование — хранение — распределение — потребление. Функции подземных хранилищ многообразны. Главные из них следующие: 1. Обеспечение непрерывной поставки продукции и топлива всем потребителям в соответствии с сезонными и суточными колебаниями потребления. 2. Обеспечение бесперебойной ритмичной работы объектов добычи, переработки и транспорта. 3. Накопление необходимых резервов для покрытия отдельных пиковых и случайных колебаний потребления. 4. Создание народнохозяйственных резервов. Преимущества подземного хранения в непроницаемых горных породах: —надежность и безопасность, —планировка, не требующая отвода больших территорий, —относительно низкие расходы по сооружению и эксплуата­ции Располагают подземные хранилища во всех звеньях рассмат­риваемых систем (рис. 1, 2). Ограничивающими условиями их применения, кроме технико-экономических, является отсутствие подходящих горных пород и геологических условий в районе намечаемого местоположения хранилища. Под землей хранят: сырую нефть, полупродукты и завод­ские фракции нефтепереработки, товарную продукцию нефтепере­работки и нефтехимии, природный газ, газовый конденсат, сжи­женный пропан-бутан (нефтяной газ, СУГ), сжиженный природный газ (СПГ) и другие продукты. Подземные хранилища используют также для сброса радиоактивных и других вредных отходов современной промышленности. Хранимые продукты могут нахо­диться в газообразном состоянии (природный газ, этан, этилен и др.) или жидком (СУГ, СПГ, бензин, дизтопливо и др.)- Подземные хранилища создают в заброшенных шахтах, карье­рах или других выработках; в отложениях каменной соли (пласты, массивы, штоки); в непроницаемых или практически непроницае­мых горных породах при специальных методах создания хранилищ (ядерные взрывы и пр.). Общими критериями при оценке пригодности горных пород для создания в них хранилищ являются: 1) обеспечение герметичности, неизменность товарных свойств продуктов и свойств горных пород при длительном их контакте в условиях хранения (давление, температура и др.), 2) прочность и устойчивость стенок подземной емкости при ус­ ловиях храпения. В таблице 1 приведена классификация подземных хранилищ в зависимости от условий и способов сооружения и эксплуатации. Таблица 1 Классификация подземных хранилищ в непроницаемых горных породах Тип подземного хранилища Способ сооружения Горная порода В отложениях каменой соли: а) в массивах б) в пластах ограначеиной мощностм геотехиологические 1) циркуляционный; 2) струйный Каменная соль в виде маасивав, штоков, купо- лов или пластовых отло- жений различной мощно- сти. Сооружаемые горным спо- собом: Гипсы, .ангидриды, гра- ниты, глинистые сланцы а) шахтные б) Ледогрунговые в) изотермические С помощью горнопро- ходческой техники; выемка грунта иногда песчаники; вечномерзлые грунты искусственно заморажи- ваемые грунггы. Другие типы: а) образованные подзем- ными, ядерными и другими взрывами. б) в заброшенных шахтах, карьерах и других горных выработках; в) заглубленные в грун- так. Взрывной Выемка грунта и пок- рытие стенок 'изолирую- щими пластмассами. Ангидриты, доломиты, известняки и другие плотные породы; скальные породы, гра- нит, гнейс и другие гор- ные породы; плотные грунты. Хранимый продукт в жидком состоянии Шахтные Ледогрунтовые Изотермические В заброшенных горных выработках Заглубленные в грунтах с искусственной герме­тизацией и другие Хранимый продукт в газообразном и жидком состоянии В отложениях каменной соли Образованные подземными ядерными взрывами Лекция №3 ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ. СВОЙСТВА ГАЗОВ 1 ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ И ХРАНИЛИЩАХ ГАЗОВ В системе газоснабжения могут использоваться природный газ, подаваемый в какой-либо населенный пункт по магистраль­ному газопроводу, сжиженный газ или смесь паров пропана и бутана с воздухом. Основным топливом в системе газоснабже­ния является природный газ. Газ от мест добычи по маги­стральным газопроводам, составляющим в настоящее время единую транспортную магистраль природного газа, — поступает на газораспределительные станции (ГРС) городов, крупных населенных пунктов. По трубам большого диаметра (1200, 1420 мм) он перемещается за счет избыточного давления до 10 МПа, создаваемого головными (расположенными непосред­ственно у места добычи газа) и промежуточными (размещае­мыми на трассе газопровода через 125—150 км) компрессор­ными станциями (КС). ГРС с непосредственным постоянным обслуживанием, а также автоматические газораспределитель­ные станции (АГРС) с периодическим обслуживанием, как пра­вило, обычно располагаются вблизи городов и крупных насе­ленных пунктов. На ГРС и АГРС давление транспортируемого газа сни­жается до 0,3 или 1,2 МПа в соответствии с проектами схем газоснабжения. Сети газоснабжения могут начинаться от бли­жайших городских газовых систем. Если расстояние от город­ских систем превышает 10 км, считается целесообразным проек­тировать и строить ответвления — отводы — от магистральных газопроводов с устройством ГРС и АГРС для газоснабжения отдельного населенного пункта или группы поселков в радиусе 15—-25 км. Причем для газоснабжения отдельных населенных пунктов экономически целесообразнее АГРС. Структурная схема системы дальнего транспорта и распре­деления газа приведена на рис. 1.1. Рис. 1.1. Структурная схема системы газоснабжения: 1 — система подготовки газа к транспорту (ПГТ); 2 — ГРС попутных отборов газа; 3 — ГРС для собственных нужд КС; 4 — газораспределительный пункт (ГРП) попутного газа по трассе магистрального газопровода; 5 — ГРС системы газоснабжения; 6 — коль­цо системы газоснабжения высокого давления (1,2 МПа); 7 — кольцо системы газоснаб­жения высокого давления (0,6 МПа); « — кольцо системы газоснабжения среднего давления (0,3 МПа); 9 — ГРС подземного хранения газа; 10—подземное хранилище газа (ПХГ); 11 — КС для закачки в подземное хранилище газа; 12 — ГРП системы газоснабжения кольца среднего давления; 13 — ГРП системы газоснабжения кольца высокого давления; 14 — контрольно-регистрирующий пункт (КРП) магистрального га­зопровода; 15 —конечная КС магистрального газопровода; 16 — начальная КС маги­стрального газопровода; 17— линейный участок магистрального газопровода, £,, L2, Lz —■ длины линейных участков Система дальнего транспортата газа включает в себя промысловую установку, подготовки газа к транспорту (ПГТ), устанавливаемую вблизи источника газа и магистральный газопровод, берущий начало на выходе и заканчивающийся у крупных потребителей газа, для газопотребления которых в конце магистрального газопровода соору­жаются крупные ГРС.Система газоснабжения городов и поселков состоит из ис­точника газоснабжения, газораспределительной сети и внутрен­него оборудования. При использовании природного газа источ­ником газоснабжения городов является магистральный газопро­вод, а при использовании сжиженного газа — газораздаточные станции сжиженных газов, которые получают газ по маги­стральным трубопроводам сжиженного газа, железной дороге, автомобильным или водным транспортом. Газовая распредели­тельная сеть представляет собой систему трубопроводов газо­распределительных станций оборудования, служащих для тран­спорта и распределения газа внутри города. Классификация га­зопроводов дана в табл. 1.1. Распределительными газопроводами следует считать наруж­ные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов, а также газопроводы высокого и среднего давлений, предназначенные для подачи газа к одному объекту (ГРП, промышленное предприятие, ко­тельная и т. п.). Газопроводом-вводом следует считать газопро­вод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе. Вводным газопроводом следует считать участок газопровода от отключающего устройства на вводе в здание (при установке отключающего устройства снаружи здания) до внутреннего га­зопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания. Межпоселковыми газопроводами следует считать распределительные газопроводы, прокладываемые вне террито­рии населенных пунктов. Внутренним газопроводом следует считать участок газопровода от газопровода-ввода (при уста­новке отключающего устройства внутри здания) или от ввод­ного газопровода до места подключения приборов, теплового агрегата и др. Газопроводы на территории городов и других населенных пунктов в зависимости от максимального рабочего давления де­лятся на газопроводы: низкого (до 0,005 МПа), среднего (0,005—0,3 МПа), (0,3—1,2 МПа) высокого давлений. Давления, по значению которых проведена классификация городских газо­проводов, являются избыточными. В газопроводах низкого давления при газоснабжении быто­вых потребителей следует использовать искусственный газ дав­лением 0,002 МПа, природный газ давлением 0,003 МПа, а сжи­женный газ давлением 0,004 МПа. Искусственный газ выраба­тывается на заводах из угля, сланцев или нефти. Внутреннее газовое оборудование жилых домов„ коммуналь­ных и промышленных предприятий включает внутридомовые и внутрипроизводственные газопроводы, а также газовые при­боры и установки для сжигания газа. Подается природный газ города по мощным магистральным газопроводам, которые Целесообразно эксплуатировать при максимальной проектной пропускной способности. Фактическое потребление газа харак­теризуется резкой неравномерностью в течение суток, месяца и года. Неравномерность потребления связана с изменениями по­годы, специфическими особенностями некоторых производств очистки и осушки газа. Газ в газохранилище поступает из ма-2 раза больше, чем летом. Единственно приемлемым способом аккумулирования таких количеств природного газа и создания запасов на непредвиденный случай является его хранение в ис­тощенных нефтяных и газовых месторождениях, а также в водо­носных пластах. Подземное газохранилище оборудовано скважинами для за­качки и отбора газа из пласта, установками для охлаждения, очистки и осушки газа. Газ в газохранилище поступает из ма­гистрального газопровода через специальную КС. Отбор газа из хранилища ведется через ГРС. Для хранения относительно небольших количеств газа на за­водах и в газораспределительной сети применяют газгольдеры низкого и высокого давлений. В газовой сети газгольдеры слу­жат для покрытия часовой неравномерности потребления газа в течение суток. Для приема, хранения и поставки потребите­лям сжиженных углеводородных газов строят раздаточные стан­ции и кустовые базы. Для хранения больших объемов сжижен­ных газов сооружают подземные хранилища в искусственных или естественных выработках в плотных непроницаемых по­родах. При проектировании газовых сетей необходимо выполнять определенные требования. Газовые сети должны быть надеж­ными и обеспечивать бесперебойность газоснабжения. Эксплуа­тация газовой сети должна быть простой, удобной и безопас­ной. При проектировании сети необходимо предусматривать возможность отключения отдельных районов, а также возмож­ность строительства и ввода в эксплуатацию по очереди. При оборудовании газовой сети следует использовать однотипные сооружения и узлы. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 1. СТРУКТУРА СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ Проектировать системы газоснабжения следует на основе утвержденных схем газоснабжения областей (союзных и авто­номных республик, краев), городов и других населенных пунк­тов, а при отсутствии схем газоснабжения — на основе схем (проектов) районной планировки и генеральных планов насе­ленных пунктов. Выбор системы распределения, числа газораспределитель­ных станций (ГРС), газорегуляторных пунктов (ГРП) и прин­ципа построения распределительных газопроводов (кольцевые, тупиковые, смешанные) следует производить на основании тех­нико-экономических расчетов с учетом объема, структуры и плотности газопотребления, надежности газоснабжения, а так­же местных условий строительства и эксплуатации. Газопроводы систем газоснабжения в зависимости от дав­ления транспортируемого газа подразделяются на газопроводы: высокого давления I категории — при рабочем давлении газа свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа для природного газа и газовоздуш­ных смесей и до 1,6 МПа для сжиженных углеводородных га­зов (СУГ); высокого давления II категории — при рабочем давлении газа свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа; среднего давления — при рабочем давлении газа свыше 5000 Па до 0,3 МПа; низкого давления — при рабочем давлении газа до 5000 Па. Давление газа в газопроводах, прокладываемых внутри зда­ний, следует принимать не более следующих значений: производственные здания промышленных и сельскохозяй­ственных предприятий, а также отдельно стоящие котельные и предприятия бытового обслуживания производственного ха­рактера (бани, прачечные, фабрики химчистки, предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий и пр.) — 0,6 МПа; предприятия бытового обслуживания производственного ха­рактера, пристроенные к зданиям другого производственного назначения или встроенные в эти здания — 0,3 МПа; предприятия бытового обслуживания непроизводственного характера и общественные здания —5000 Па; жилые дома — 3000 Па. Для тепловых установок промышленных предприятий и от­дельно стоящих котельных допускается использование газа с давлением до 1,2 МПа, если такое давление требуется по усло­виям технологии производства. Допускается использование газа давлением до 0,6 МПа в котельных, расположенных в пристрой­ках к производственным зданиям. Все газопроводы, входящие в газораспределительную сеть, условно разделяются на магистральные (транзитные) и рас­пределительные. Магистральные газопроводы предназначены для передачи из одного района города в другой. Распредели­тельные газопроводы служат для подачи газа непосредственно потребителям (рис. 2.1). К внутреннему газовому оборудованию жилых домов и промышленных предприятий относятся внутри-.домовые и промышленные газопроводы, газовые приборы и уста­новки для сжигания газа. Газораспределительная сеть города может иметь газопроводы различного давления. В зависимости от этого могут быть следующие системы (рис. 2.2): одноступенчатая, при которой распределение газа и подача его потребителям осуществляются по газопроводам только од­ного давления; двухступенчатая, при которой подача газа в различные районы города осуществляется по газопроводам высокого (до 0,6 МПа) или среднего давления, а распределение по потреби- Рис. 2.1. Схемы газопроводов и газовых сетей: а —одиночный газопровод с сосредоточенной нагрузкой; б — разветвленная тупиковая сеть с сосредоточенными нагрузками; в — одиночный газопровод с равномерно распре­деленной нагрузкой; г — разветвленная сеть с равно распределенной нагрузкой; д — одиночный газопровод с комбинированной нагрузкой; е — разветвленная сеть с комби­нированной нагрузкой; ж, з— кольцевая сеть среднего или высокого давления; и — сложная кольцевая сеть низкого давления; Qi—Q7 — сосредоточенные отборы газа телям — по газопроводам низкого, среднего или высокого (до 0,6 МПа) давления; трехступенчатая, в которой используются газопроводы высо­кого (до 0,6 МПа), среднего и низкого давлений; многоступенчатая, при которой следует предусматривать га­зопроводы высокого (до 1,2 и до 0,6 МПа), среднего и низкого Давлений. Связь между газопроводами различных давлений должна предусматриваться ' только через ГРП или газорегуляторные Установки (ГРУ). Систему газоснабжения выбирают с учетом источников, объема и назначения газоснабжения, размера и планировки города, а также с учетом экономики. Выбор системы газоснабжения производят с учетом того, что чем больше дав­ление газа в газопроводе, тем меньше его диаметр и стоимость (при этом должна учитываться сложность прокладки газопро­вода). С увеличением числа ступеней возрастает число ГРП, но уменьшается диаметр последующих ступеней давления. Рис. 2.2. Системы газоснабжения населенных мест: 41 — одноступенчатая; б — двухступенчатая; в — трехступенчатая Для поселков и небольших городов с населением до 30 000—50 000 жителей рекомендуются одноступенчатые системы газоснабже­ния. Для временной застройки возможен вариант сети с уста­новкой квартирных или домовых регуляторов давления. Для городов с населением 50 000—250 000 жителей рекомендуются двухступенчатые системы газоснабжения. Давление в первой ступени 0,3—0,6 МПа. При застройке крупными кварталами це­лесообразно применять двухступенчатую схему со шкафными регуляторными пунктами. Трехступенчатую схему применяют при повышенных требованиях к надежности, при большой тер­ритории зоны газоснабжения и неудобной планировке города и при наличии предприятий, требующих газ высокого давления. Для городов с населением более 250 000 жителей рекомендует­ся трехступенчатая система газоснабжения. Вокруг города це­лесообразно прокладывать магистральный газопровод высокого давления для подачи газа в отдельные районы. При наличии газгольдерной станции давление в кольце составляет 1,2 МПа, при отсутствии газгольдеров и плотной застройки оно равно ■0,6 МПа. По принципу построения различают две схемы газовых се­тей: кольцевые" и тупиковые. Кольцевые схемы включают не­сколько ГРС или АГРС (рис. 2.3). Для снижения давления газа Рис. 2.3. Кольцевая схема газоснабжения группы поселков с двухступенча­тым снижением давления газа: / — магистральный газопровод; 2, 3 — газопроводы высокого и низкого давлений со­ответственно Рис. 2.4. Тупиковая схема газоснабжения двух поселков с трехступенчатым снижением давления газа: 1 — магистральный газопровод; 2 — отвод от магистрального газопровода; 3 — газопро­вод высокого давления; 4 — ГРП с двумя регуляторами на различные выходные давления; 5 газопровод среднего (высокого) давления; 6 — поселковый одноступенчатый ГРП; 7 — жилые дома (объекты газификации от сетей низкого давления); 8 — газо­провод низкого давления на них имеются редуцирующие (понижающие давление) и пре­дохранительные устройства. АГРС представляют собой ГРС,. размещенные не в зданиях, а в отапливаемых автоматическими газовыми горелками металлических шкафах. Газорегуляторные пункты но принципу действия аналогичны ГРС, с их помощью осуществляется снижение и автоматическое регулирование дав­ления газа после ГРС (АГРС) одноступенчато или в несколько ступеней. На рис. 2.4 изображена тупиковая схема газоснабже­ния от магистрального газопровода со снижением давления газа в несколько ступеней. Двухрегуляторный ГРП 4 снижает давле­ние газа до 0,6 или 0,3 МПа первым регулятором для ГРУ ко­тельных и ГРП поселка № 2, а вторым регулятором — до 0,02 МПа для домов поселка № 1. Пункт измерения расхода газа (ПЗРГ) учитывает потребление газа в обоих поселках и служит узлом взаимных расчетов между газоснабжающими предприятиями магистральных и поселковых газопроводов. Газопроводы, транспортирующие газ от ГРП до жилых зда­ний и других объектов газификации, могут выполняться по коль­цевой, радиальной или тупиковой схемам. Чаще всего газоснаб­жение объектов сельской местности осуществляется по так на­зываемым комбинированным схемам, в которых сочетаются признаки всех перечисленных схем. Кольцевая схема повышает надежность газоснабжения, но менее экономична по металло-вложениям. Вопрос о целесообразном применении закольцован­ных и разветвленных сетей и их рациональном соотношении яв­ляется одним из наиболее важных при проектировании. Более экономичны, но менее надежны тупиковые газопроводы. Мест­ные условия газоснабжающей зоны в некоторой степени влияют на выбор рациональной структуры газовой сети. Однако в боль­шинстве случаев система газоснабжения состоит из совокупно­сти закольцованных газовых магистралей и тупиковых разветв­ленных сетей, отходящих от магистралей. Кольцо главных ма­гистралей тем меньше, чем более ответственные потребители газа подключены к сети и чем больше удельные нагрузки сети. Подобная схема является достаточно гибкой в управлении, имеет возможность обеспечивать при необходимости существенные перетоки газа из одних газоснабжающих зон в другие, вырав­нивать режимы работы сети микрорайона, иметь высокую на­дежность работы всей газовой сети. Лекция №4 2. ПОТРЕБИТЕЛИ ГАЗА. РЕЖИМ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА В городах и населенных пунктах газ подается в жилые дома для удовлетворения бытовых нужд населения, а также пред­приятиям и учреждениям коммунально-бытового и культурного обслуживания. Природный газ применяется в химической про­мышленности, использующей его в качестве сырья, в металлур- Рис. 2.5. Типичный суточный график потребления газа: а — по рабочим дням; б—по субботам; в — по воскресениям гии, использующей газ в качестве топлива, в машиностроении, энергетике и других отраслях. Выбор потребителей для пере­вода на газ следует осуществлять на основании сравнительных технико-экономических расчетов. Обычно выделяют следующие группы потребителей газа: промышленные предприятия; тепло­электроцентрали и котельные; коммунальные и общественные предприятия; бытовые потребители газа. Потребление газа в течение года и суток является нерав­номерным. Различают сезонную (месячную), суточную и часо­вую неравномерности. Сезонная неравномерность вызвана до­полнительным расходом газа на отопление в зимнее время, а также некоторым уменьшением его потребления летом на коммунально-бытовые нужды. Суточная неравномерность, т. е. неравномерное потребление газа в отдельные дни недели, вы­звана укладом жизни населения, режимом работы предприятий и изменением температуры наружного воздуха. Часовая нерав­номерность вызвана неравномерностью потребления газа Q в те­чение суток (рис. 2.5). Наибольшая часовая неравномерность наблюдается у бытовых и коммунальных потребителей газа (рис. 2.6). Режим потребления газа промышленными'предприя-тиями определяется главным образом числом работающих смен. Все расчеты систем газоснабжения, связанные с расхо­дом газа, ведутся для нормальных условий согласно СНиП П-37—76 (р = 101 325 Па и 0 °С). Рис. 2.6. Суточный график потреб­ления газа одного типичного рай­она города для некоторых групп потребителей (по субботам): / — для всех потребителей города; 2 — для индивидуальных бытовых потре­бителей; 3 — для коммунальных потре­бителей Годовой график потребления газа городом, используемый для планирования поставок газа, строят на основе годовых гра­фиков всех категорий потребителей. На рис. 2.7 приведен годо­вой график потребления газа крупного промышленного центра. Наибольшей сезонной неравномерностью обладает отопитель­ная нагрузка (в летние месяцы газ на отопление не расходует­ся). Газ на технологические нужды расходуется наиболее рав­номерно. По годовому графику можно составлять баланс газа, планировать его подачу потребителям, определять число буфер­ных потребителей, рассчитывать объем подземных хранилищ и планировать проведение ремонтных работ на газопроводах. По­требление газа бытовыми потребителями в течение первых че­тырех дней недели равномерное. Расход газа повышается перед выходными днями. Наибольшее потребление газа наблюдается в предпраздничные дни. Максимальный суточный расход газа за год приходится на 31 декабря. Городские распределительные газопроводы рассчитывают на максимальные часовые расходы газа, которые можно определить, располагая графиками потребления газа в течение суток (см. рис. 2.6). На рис. 2.8 показаны типичные изменения по­требления газа летом (июнь) и зимой (январь). Из графика видно, что в зависимости от температуры окружающей среды потребление газа изменяется. Данный график используется для оценки потребления газа в зависимости от температуры окру­жающего воздуха. Для ее построения используют регрессион­ные методы. Основными исходными данными могут служить п пар связанных между собой эксплуатационных данных, напри­мер, потребление газа Q и температуры окружающей среды t, сгруппированных по интервалам. Рис. 2.7. Схема сезонного колебания расхода газа крупного промышленного центра: А — ТЭЦ; Б — промышленность (включая котельные); В — отопление; Г—население и коммунально-бытовые потребители Рис. 2.9. Регрессионные зависимости Q = /(/): 1 — для первого полугодия; 2 — для вто­рого полугодия; 3 — для летних месяцев Корреляционное поле из п зна­чений потребления газа делится на т интервалов. Для каж­дого интервала вычисляют среднюю величину потребления и соответствующие ей точки соединяют ломаной линией. Эта ли­ния называется эмпирической линией регрессии. В дальнейшем ее аппроксимируют линейной или полиномиальной зависимо­стями. При этом для описания криволинейных зависимостей не следует использовать полиномы высоких порядков, так как повышение порядка не всегда приводит к желаемой точности при возрастающем объеме вычислительных работ. Наклон ре­грессионной прямой зависит от соотношения промышленной и бытовой нагрузок. С ростом температуры потребление газа уменьшается. При незначительном наклоне прямой можно кон­статировать, что значительное количество газа идет на удовлет­ворение нужд промышленности и только небольшая его часть— на отопление. Иногда целесообразно выделить области меньшего потребления газа, например, летом. Из графика (см. рис. 2.8) следует, что потребление газа летом меньше, чем зимой из-за меньших бытовых нагрузок при одинаковой общей тенденции: максимум-—днем, минимум — ночью. На рис. 2.9 приведен гра­фик, построенный по данным потребления газа для двух полугодии года и отдельно для лета. Из графика видно, что регрес­сионные прямые для первого и второго полугодий отличаются. Для разных объектов потребления газа наклон регрессии разли­чен, что отражает долю расхода газа на отопление по отноше­нию к остальным потребителям газа. Для приведенных данных при положительных температурах желательно использовать не­линейную зависимость между расходом газа и температурой окружающего воздуха. Некоторые исследователи задаются видом аппроксимирую­щей функции на основе физических представлений. Однако на практике оперируют линейными функциональными соотноше­ниями. Если линия регрессии трансцендентна, то проводят за­мену переменных, превращающих нелинейные зависимости в ли­нейные. Это целесообразно делать потому, что, во-первых, для многих случаев линейное представление является наилучшим (например, когда случайные ошибки нормально распределены, оценки параметров являются несмещенными и имеют меньшее рассеивание), во-вторых, линейные зависимости проще исполь­зовать для практических расчетов. Если функция нелинейна, то при дальнейших расчетах приходится использовать итератив­ные методы вместо широко распространенных методов линей­ных преобразований. Использование линейных зависимостей упрощает подбор линии регрессии при ручном подсчете. Лекция №5 ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ 1. ЗАДАЧИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ В конце магистрального газопровода или на отводе от него в любой точке для подачи газа в газораспределительную сеть города, населенного пункта или промышленного предприятия сооружают газораспределительные станции (ГРС). Газораспределительные станции предназначены для выпол­нения следующих операций: приема газа из магистрального га­зопровода; очистки газа от механических примесей; снижения давления до заданной величины; автоматического поддержания давления на заданном уровне; распределения газа по потреби­телям; измерения количества газа. Кроме того, на ГРС осу­ществляется вторичная одоризация газа. Независимо от про­пускной способности, числа потребителей, давления на входе и выходе, характера изменения нагрузки (расхода газа) техно­логическая схема ГРС состоит из следующих основных узлов: подключения ГРС к газопроводам, очистки газа, регулировки давления, измерения расхода газа и контрольно-измерительных приборов (КИП), одоризации газа. Подключение ГРС к газопроводу — отводу высокого давле­ния осуществляется через узел подключения, состоящий из вход­ного и выходного (выходных) газопроводов, обводных линий, соединяющих входные и выходные газопроводы и оснащенных запорной арматурой (кранами, задвижками), предохранитель­ных клапанов с переключающими трехходовыми кранами на каждом выходном газопроводе, изолирующих фланцев, свечей для стравливания газа на газопроводе высокого давления. Каждая обводная линия оснащается двумя последовательно расположенными запорными устройствами (первое по ходу газа — отключающее, второе — для ручного регулирования). В условиях нормальной эксплуатации ГРС запорные органы обводной линии должны быть закрыты. На каждом выходном газопроводе должно быть не менее двух пружинных предохра­нительных клапанов, равных по пропускной способности одной линии редуцирования при максимальном давлении газа на входе ГРС. Узел очистки газа на ГРС предусмотрен для предотвращения попадания механических примесей (пыли, песка, продуктов кор­розии внутренней поверхности труб и т. п.) и жидкостей (газо­вого конденсата, компрессорного масла, капельной влаги и т. п.) в технологическое и газорегуляторное оборудование и в средства контроля и автоматики ГРС в целом. Узел регулирования давления газа в зависимости от про­пускной способности ГРС состоит из двух, трех, четырех и более линий редуцирования, часть которых является резервной. Каж­дая линия регулирования рассчитана на одну и ту же пропуск­ную способность и оснащается регулирующими дроссельными органами и отключающими запорными устройствами. Узел ре­дуцирования должен обеспечивать автоматическое регулирова­ние давления газа регуляторами давления прямого действия или с пилотным управлением, а также регулирующими клапанами, работающими в комплекте с пневматическими регуляторами. Узел измерения расхода газа, предназначенный для учета отпускаемого газа потребителям из магистрального газопро­вода, оснащается самопишущими расходомерами в комплекте с сужающими устройствами. Предусматривается установка ма­нометров и термометров (показывающих или регистрирующих) для измерения давления и температуры газа. Число замерных линий, оснащенных диафрагмами и расходомерами, опреде­ляется исходя из режимов работы (изменений расхода газа) в процессе проектирования ГРС. Участки газопроводов, кото­рые могут быть отключены запорными устройствами, должны иметь продувочные штуцеры с вентилями. Продувочные линии объединяются коллектором с выводом его в свечу, расположен­ную вне помещения ГРС на 2 м выше конька крыши здания и надежно закрепленную. Сбор отработанного газа из регуля­торов, устройств защитной автоматики и управления режимов станции должен также осуществляться централизованно в свечу. Газораспределительные пункты (ГРП) сооружают на тер­ритории предприятий и предназначены для газоснабжения крупных потребителей газа. ГРП можно размещать в отдельно стоящих зданиях, в пристройках к зданиям или в шкафах, уста­навливаемых на несгораемой стене снаружи здания или на от­дельно стоящей несгораемой опоре, а также на несгораемом покрытии промышленного здания. Газораспределительные уста­новки (ГРУ) монтируют в помещениях, где расположены газо­потребляющие установки и агрегаты с небольшим расходом газа (в печных цехах, котельных и т. д.). ГРП (ГРУ) предназначены для снижения давления в сетях высокого (0,3—0,6 МПа), среднего (0,005—0,3 МПа), низкого (<0,005 МПа) давлений газа и поддержания его на заданном уровне независимо от давления перед ГРП (ГРУ) и расхода газа установленным на предприятии оборудованием. Кроме того, в ГРП (ГРУ) выполняют очистку газа, учет расхода и из­мерение его параметров, а также предохранение системы газо­снабжения предприятия от повышения или понижения давле­ния газа в недопустимых пределах. 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА И КОМПОНОВКА ГРС Газораспределительные станции предназначены для подачи потребителям газа с определенными давлением, степенью очи­стки и одоризации. Они имеют входное давление до 5,5 МПа, а выходное от 0,25 до 2,5 МПа в зависимости от потребителей. На ГРС независимо от их конструктивного исполнения направ­ления движения газа следующее: Газ из магистрального газо­провода с давлением рн поступает в блок подключения и направ­ляется на очистку в масляные пылеуловители или висциновые фильтры, затем газ поступает в блок регулирования давления газа потребителей, где происходят снижение давления до задан­ных величин рк и автоматическое поддержание давления на этом уровне, после чего газ направляется в выходные газопро­воды потребителей, на каждом из которых измеряются расход газа и происходит его одоризация. Технологической схемой предусматривается возможность непродолжительного снабжения газом потребителей по обвод­ным линиям, минуя ГРС. Эта вынужденная мера вызывается авариями на ГРС или ремонтными работами. При этом дроссе­лирование газа осуществляется при помощи кранов вручную. Для защиты потребителей от недопустимого повышения давле­ния на выходных газопроводах ГРС установлены пружинные клапаны. Наиболее широко в настоящее время применяют автомати­зированные ГРС в блочно-комплектном исполнении пропускной способностью 10—150 тыс. м3/ч по типовому проекту ТР-934. Проект содержит набор отдельных узлов ГРС, из которых можно скомпоновать ГРС с пропускной способностью 10— 15 тыс. м3/ч и более при входных давлениях осушенного газа 0,8—6,4 МПа. Для неосушенного газа по этому проекту можно сооружать ГРС при давлениях газа на входе до 2 МПа. При давлениях на входе свыше 2 МПа и с пропускной способностью более 50 тыс. м3/ч такие ГРС можно применять только с допол­нительным подогревом регулирующих клапанов. По типовому проекту ТР-934 можно строить большое число ГРС как с одним, так и с двумя потребителями и с различной компоновкой техно­логического оборудования. Газораспределительная станция состоит из технологических и строительных блоков заводского изготовления (рис. 3.1), что обусловливает высокий уровень индустриального строительства. В качестве пылеочистителей используют мультициклонные пы­леуловители с высокой степенью очистки газа. Газораспреде­лительная станция оснащена регуляторами прямого действия с пределами регулирования рп/рк = 1 -г- 100 и более, а также блоками отключения, очистки, подогрева, редуцирования и пы­леуловителей. Предусмотрен выпуск ГРС шести типоразмеров, Рис. 3.1. Схема ГРС в блочно-комплектном исполнении из них три для одного потребителя и три — для двух потреби­телей. Габаритные размеры блоков: ширина и длина не более 3350 мм, высота до 2800 мм. Технологическая схема автоматизированной ГРС представ­лена на рис. 3.2. Газ из блока подключения поступает в уста­новку очистки, затем на редуцирование и после этого — в газо­распределительные нитки. Газ одорируется и далее поступает в газопровод потребителя. При возможном обмерзании отклю­чающих и регулирующих устройств на входе предусмотрен по­догрев газа. Регулирование давления газа и автоматическое его поддержание при изменении потребления газа в широком диапазоне обеспечивается системами КИП и автоматики. При­нятые в проекте батарейные циклонные пылеуловители обеспе­чивают высокую степень очистки газа. Редуцирование газа осу­ществляется регуляторами прямого действия типа РД. Расход газа учитывается камерными диафрагмами типа ДКН-25, рабо­тающими в комплекте с дифманометрами типа ДСС. Для авто­матического предотвращения недопустимых отклонений регули-руемого давления газа (на входе ГРС) в сторону увеличения или уменьшения на каждой линии редуцирования установлены пневмоприводные краны, которые срабатывают по заданной программе от блоков автоматического управления БАУ-64-2М или от системы «Защита-2». Одоризация газа производится при помощи одоризационной установки с автоматическим пропорционированием подачи одо-ранта по изменяющемуся расходу газа типа АОГ-30* ГРС в блочно-комплектном исполнении отличаются просто­той схемы, надежностью в эксплуатации, низкой стоимостью строительства и малой металлоемкостью. Здания ГРС монти­руют из строительных блоков, для фундамента используют Рис. 3.2. Технологическая схема автоматизированной ГРС в блочно-комплектном исполнении для двух потребителей: / — блок отключающих устройств в комплекте с расходомерной ниткой и свечой; 2 — блок очистки в комплекте с входной ниткой; 3—бчок редуцирования первого потребления; 4 — блок редуцирования второго потребителя: 5 — строительный блок; 6 — одоризацион-ная установка; 7 — обводная линия; 8 — свеча; 9 — предохранительные сбросные клапаны; 10 — устройство замера расхода газа щебеночную подготовку под опорные плиты, стены и покрытия изготовляют из панелей со стальным каркасом. На ГРС уста­навливают промежуточный диспетчерский пункт. Газораспреде­лительные станции размещают вне границы перспективной за­стройки города, населенного пункта или промышленного пред­приятия. Расстояние от ГРС до населенного пункта должно быть не менее 300 м (при давлении газа в сети 2,5 МПа). Ре­гуляторы давления и контрольно-измерительные приборы раз­мещают в помещениях, остальное оборудование — на открытых площадках. При редуцировании газа по одной нитке газопровода пре­ дусматривают вторую резервную нитку. При редуцировании газа по двум ниткам газопровода предусматривают третью ре­ зервную нитку. При редуцировании газа регулирующими кла­ панами по нескольким ниткам газопровода резервной нитки не предусматривается. Максимальная пропускная способность од­ ной нитки газопровода должна быть не более 90 % минималь­ ного потребления газа. При редуцировании газа в две ступени расстояние между клапанами принимается не менее 10 диамет­ ров большого клапана. Диаметр трубопровода между клапа­ нами выбирают из условия, что линейная скорость газа не дол­ жна превышать 30 м/с при максимальном его расходе. На входе и выходе регулирующих ниток газопровода устанавливают за­ порную арматуру. J При установке очистных устройств вне помещения площадку ГРС ограждают забором. Вытяжную свечу устанавливают вне площадки на расстоянии 10 м от блока отключающих устройств. Условный диаметр свечи должен быть не менее 20 см. Расстоя­ния между трубопроводами на ГРС должны быть не менее 500 мм между выступающими частями для трубопроводов диа­метром более 400 мм и не менее 400 мм для трубопроводов диаметром менее 400 мм. Блок отключающих устройств должен быть расположен на расстоянии не менее 10 м от здания ГРС или от установки масляной очистки. Установку масляной очи­стки располагают на расстоянии не менее 10 м от здания ГРС и от 'блока отключающих устройств. В помещении ГРС следует предусматривать основной проход шириной не менее 1 м. Рас­стояние между аппаратами, наполненными маслом, принимает­ся равным их наружным диаметрам, но не менее 2 м, для сухих аппаратов — не менее 1 м. Температура в отапливаемых поме­щениях ГРС, работающих без обслуживающего персонала, под­держивается не ниже 5°С. При среднем потреблении газа применяют автоматизированные ГРС в блочно-комплектном исполнении на 100—150 тыс. м3/ч газа. Разработан ряд автоматических блочных ГРС пропускной способностью 1, 3, 5, 10 и 50 тыс. м3/ч. Эти АГРС полностью изготовляются в заводских условиях, не требуют постоянного присутствия обслуживающего персонала и обеспечивают подачу газа от магистрального газопровода к потребителю с заданным давлением, высокой степенью очистки и нормальной одориза­цией. Применение блочных АГРС по сравнению с обычными ГРС такой же пропускной способности позволяет снизить об­щую стоимость строительства, объем полевых работ, затраты на обслуживание. Большое распространение получили блочные ГРС типов АГРС-3 и АГРС-10, которые конструктивно состоят из компакт­ных и транспортабельных блоков переключения, регулирова­ния, одоризации, сигнализации, подогревателя газа (рис. 3.3). Газ из магистрального газопровода подогревается для исклю­чения образования гидратов при редуцировании в теплообмен­нике 1, затем поступает на очистку в фильтры 3, где очищается от механических примесей. Подготовленный газ подается в узел регулирования, где регуляторами давления 4 высокое давление газа (1,2—5,5 МПа) снижается до более низкого выходного (0,3—1,2 МПа). Узел регулирования выполнен из двух реду­цирующих ниток (одна — рабочая, другая — резервная), одина­ковых по пропускной способности, равной 100 % пропускной способности АГРС, и оборудованию. Переключение ниток про­исходит при чрезмерном повышении или понижении выходного давления вследствие срабатывания защитных устройств 2. После узла регулирования газ низкого давления замеряется на расхо­домере 5, а одоризируется в универсальном одоризаторе УОГ-1(6). На время ремонта оборудования АГРС или аварийной ситуации газ может подаваться потребителю по обводной ли­нии 7. Редуцирование газа производится запорной арматурой вручную. Автоматизированные газораспределительные станции снаб­жены системой аварийной сигнализации, осуществляющей контроль за режимом основных узлов АГРС и дистанционную пе­редачу в пункт обслуживания предупредительных сигналов при нарушениях режима работы станции. На АГРС-3 расход газа измеряется камерной диафрагмой в комплекте с дифманометром ДМПК-ЮО и интегратором ПИК-1, на АГРС-10 — при по­мощи блока расходомера газа ВРГА-1, который обеспечивает многосуточную запись расхода с коррекцией по температуре и давлению. Для редуцирования газа при газоснабжении сравнительна небольших потребителей газа используют автоматические газо­распределительные станции в шкафном исполнении, полностью изготовляемые в заводских условиях. Ряд типоразмеров АГРС выпускают с: комплектными заготовками блоков оборудования, опорных конструкций, систем отключения, вентиляции, КИП и автоматики. Используются два вида обслуживания ГРС: вахто­вые (ГРС с расходом газа более 250 тыс. м3/ч и ГРС, снаб­жающие предприятия, где газ — сырье); безвахтовые — домовое и кустовое обслуживание (ГРС с расходом газа менее 250 тыс. м3/ч). Домовое обслуживание предусматривает уста­новку световых и звуковых сигнализаторов на квартире опера­тора, после срабатывания которых оператор должен явиться на ГРС и устранить неполадки. При кустовом обслуживании не­сколько операторов обслуживают пять и более близлежащих ГРС. Техническая характеристика ГРС, ГРП и ГРУ дана в табл. 3.1. Лекция №6 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ Газорегуляторные пункты (ГРП) предназначены для сниже­ния давления и автоматического поддержания его на заданном уровне. Их сооружают в городах, населенных пунктах, а также Рис. 3.22. Схема размещения оборудования ГРП на промышленных и коммунально-бытовых предприятиях. Газо-регуляторные пункты связывают сеть высокого или среднего давления с сетью низкого давления. Их устанавливают также для снижения давления с высокого до среднего. Снижение давления газа до необходимого для обеспечения надежной и рациональной работы горелочных устройств, агре­гатов, котлов, газовой аппаратуры осуществляется в ГРП, газорегуляторных установках (ГРУ), шкафных регуляторных пунктах (ШРП) или домовых регуляторах, ГРП в зависимости •от назначения и технической целесообразности размещают в отдельных зданиях или открыто в специальных шкафах. ГРУ монтируют непосредственно в помещениях, где расположены газопотребляющие агрегаты. ГРП предназначены для снижения давления газа в сетях и автоматического поддержания его на заданном уровне, что яв­ляется необходимым условием безопасного и экономичного сжи­гания газа. Большая часть ГРП и ГРУ имеет практически одинаковую принципиальную схему и содержит следующие ос­новные элементы (рис. 3.22): фильтр 2 для очистки газа от меха­нических примесей; регуляторы давления 4 газа, число кото­рых соответствует числу ступеней снижения и линий регулиро­вания давления, предохранительные запорные клапаны 3 (ПЗК) (перед каждым регулятором); предохранительные сбросные клапаны 7 (ПСК) (после каждого регулятора); контрольно-из­мерительные приборы — показывающие и регистрирующие ма­нометры, термометры для измерения температуры газа, темпе­ратуры воздуха в помещении и др.; при необходимости учета газа устанавливаются диафрагменные расходомеры или рота­ционные счетчики 6; газопроводы основных и обводных линий регулирования 5; запорную арматуру /; сбросные трубопроводы от ПСК; импульсные трубопроводы, по которым подаются им­пульсы давления газа к КИП, регулирующей и предохрани­тельной арматуре, датчикам устройств телемеханики и дистан­ционного управления. Газ, поступающий на ГРП, проходит че­рез фильтр 2, где очищается от механических примесей. Затем Рис. 3.23. Принципиальная схема типового ГРП: 1— сбросное устройство; 2, 10, 12 — сальниковые муфтовые кра­ны диаметром 20 и 25 мм; 3— измерительная диафрагма; 4 —предохранительный клапан ПКН-100 (ПКВ-100); 5 — регу­лятор давления РДУК2-100; 6, 11— краны со смазкой услов­ным диаметром 100 и 80 мм; 7— задвижка клиновая диамет­ром 80 мм на давление 1,6 МПа; 8—манометр; 9 — трехходовые красны; 13 — сварной волосяной фильтр диаметром 300 мм на давление 1,2 МПа; 14 — термометр; 15 — дифманометры; 16 —щит ГРП проходит через предохранительный клапан 3 и регулятор дав­ления 4, где происходит дросселирование его до заданного дав­ления. Предохранительный клапан 3 автоматически перекры­вает трубопровод в случае повышения выходного давления сверх заданного, что может быть вызвано неисправностью регу­лятора. Чтобы предотвратить закрытие ПЗК и выключение ре­гулятора при кратковременном повышении давления газа в ра­боту включается сбросное устройство — пружинный сбросный клапан типа ПСК или гидропредохранитель. Давление газа до регулятора и после него измеряется показывающими или реги­стрирующими манометрами. Некоторые ГРП промышленных и коммунальных потреби­телей оборудуют приборами для измерения количества газа — диафрагмами и дифференциальными манометрами или рота­ционными счетчиками. При аварийном включении регулятора давления подача газа производится через обходной газопровод. Давление газа регу­лируется вручную с помощью задвижек. Газорегуляторные пункты размещаются в специальных на­земных или подземных помещениях. Наибольшее распростра­нение получили наземные ГРП (рис. 3.23). Для снабжения потребителей с небольшим расходом газа (например, небольшие коммунальные и промышленные объек­ты) часто используют шкафные регуляторные пункты (рис. 3.24). -За последнее время широко применяют шкафные ГРП с газо­вым обогревом, предназначенные также для редуцирования газа с высокого или среднего давления на низкое и снабжения газом требуемого давления жилых, общественных, коммунально-бытовых зданий, промышленных и сельскохозяйственных объ­ектов. Для автоматического регулирования давления на ГРП ши­роко используют универсальные регуляторы давления типа РДУК, предназначенные для снижения давления с высокого на среднее и низкое и со среднего на низкое. Универсальный регу­лятор (рис. 3.25) состоит из чугунного литого корпуса 8, мем­бранной коробки 13 и регулятора управления 4 (пилота). Если газ в газопровод не подается, регулирующий клапан 16 нахо­дится в закрытом положении. Клапан пилота 4 открывается при нарушении равновесия мембраны 6 пилота вследствие действия регулировочной пружины 7 и давления на выходе ГРП. При подаче газа по трубопроводу / на вход регулятора газ посту­пает в регулятор управления по импульсной трубке 2 и трубке 3 в подмембранную полость мембраны 14 клапана 16. Далее газ проходит по трубке 10 в выходной газопровод 9. Мембрана 14 под давлением газа поднимается, и клапан 16 со штоком 15 ре­гулятора открывается. Через открытое седло клапана 16 газ поступает в выходной газопровод. Давление газа в выходном газопроводе по импульсным трубкам 5 и 11 передается в над-мембранное пространство регулятора и надмембранное про­странство регулирующего клапана 16. В зависимости от настрой­ки устанавливается равновесие мембран. Газ в подмембранное пространство мембраны 13 поступает через импульсную ли­нию 3. По трубке 10 в выходной газопровод газ выходит через дроссель 12, что создает избыток давления в подмембранном пространстве по сравнению с давлением в надмембранном про­странстве. При увеличении отбора газа потребителями давле­ние на выходе регулятора будет снижаться. Клапан пилота 4 откроется еще больше, давление в подмембранном простран­стве увеличится, и тарелка клапана 16 поднимается. Таким об­разом, давление в выходном газопроводе восстановится. Для очистки газа от механических примесей на ГРП и ГРУ устанавливают волосяные фильтры, а в блоках регулирова­ния— волосяные или сетчатые угловые фильтры. Все фильтры хорошо очищают газ, просты по конструкции и удобны в экс­плуатации. Промышленностью выпускаются волосяные фильтры с литым чугунным корпусом, с условным диаметром 80, 100,. 200 мм и пропускной способностью до 100 000 м3/ч, которые ком­понуются с регулятором давления соответствующего размера. Чугунные фильтры не всегда обеспечивают пропускную способ­ность устанавливаемых в комплекте с ними регуляторов давле­ния типа РДУК.-2. Фильтрующим элементом фильтра является кассета, которая представляет собой кольцо, обтянутое с обеих сторон металлической сеткой. Внутренняя полость кассеты за­полнена фильтрующим материалом, в котором задерживаются мелкие частицы пыли (крупные частицы осаждаются перед кас­сетой). Используется конструкция сварных волосяных фильтров. с условным диаметром 50, 100, 200 и 300 мм, рассчитанных на рабочее давление 0,6 и 1,2 МПа. Пропускная способность филь­тров доходит до 100 000 м3/ч и приведена в соответствие с пропускной способностью газорегулятора. Фильтр (рис. 3.26) Рис. 3.25. Схема универсального регуля­тора давления типа РДУК Рис. 3.26. Сварной волосяной фильтр Лекция №7 ГАЗГОЛЬДЕРЫ. СИСТЕМА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ В системе газоснабжения городов и промышленных предприятий при­меняются различные горючие газы. Наиболее широко используются природные газы чисто газовых месторождений. Они состоят главным образом из метана с небольшим количеством примесей тяжелых углеводородов. Природные газы газонефтяных месторождений содержат метан и значи­тельное количество тяжелых углеводородов (пропан и бутан). Состав и тепло­творная способность этих газов могут изменяться в широких пределах. Искусственные газы вырабатываются на специальных газовых заводах. В системе газоснабжения коммунально-бытовых и промышленных пред­приятий широко применяются также сжиженные газы, представляющие собой смесь пропана и бутана. Газоснабжение потребителей может быть также основано на использовании сжиженного метана. Так, жидкий метан можно применять для покрытия пик потребления газа магистральных газопроводов. Сжиженный метан занимает меньший объем по сравнению с газообразным метаном. Кроме того, в жидком состоянии метан удобно транспортировать по трубопроводам, а также перевозить в автомобильных и железнодорожных цистернах, в речных и морских танкерах. При регазификации метана можно получить большое количество холода. Сжиженный метан можно использовать для обогащения низкокалорийных газов, получаемых при переработке каменного угля или нефтепродуктов. В систему газоснабжения, таким образом, могут входить следующие объ­екты: газораспределительная сеть, газохранилища природного и сжиженного газов, газгольдеры и резервуары, а также регазификацконные и смесительные установки. КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗГОЛЬДЕРОВ И ГАЗОХРАНИЛИЩ Для подземных газохранилищ обычно используются истощенные газовые и нефтяные месторождения. Вблизи большинства крупных городов Советского Союза нет истощенных газовых и нефтяных месторождений. Поэтому для хра­нения газа около городов используются водоносные пласты. Вблизи городов могут также сооружаться подземные хранилища для сжи­женных газов. Подземное хранение сжиженных углеводородных газов осуще­ствляется в искусственных или естественных выработках в плотных непрони­цаемых породах или в отложениях каменной соли. Наземное хранение сжиженных газов может осуществляться под давлением в газгольдерах или в изотермических резервуарах низкого давления. Для хранения газа в газообразном состоянии применяются также газ­гольдеры. В зависимости от рабочего давления газа различают газгольдеры высокого и низкого давления. Газгольдеры низкого давления имеют избыточное давление 400— 500 мм вод. ст. Газгольдеры высокого давления рассчитаны на давление 0,7 — 30 кгс/см2 и выше. Обычно газгольдеры высокого давления имеют постоянный геометрический объем, а газгольдеры низкого давления — переменный объем и постоянное давление. Газгольдеры низкого давления по конструктивным и технологическим особенностям делятся на две группы: мокрые газгольдеры; сухие газгольдеры. По своей форме газгольдеры делятся на цилиндрические (горизонтальные и вертикальные) и сферические. ГАЗГОЛЬДЕРЫ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ Устройство и оборудование мокрых газгольдеров Различают два типа мокрых газгольдеров: мокрые газгольдеры с вертикальными направляющими; мокрые газгольдеры с винтовыми направляющими. Мокрые газгольдеры наиболее широко применяют как в СНГ, так и за рубежом, так как они обладают простой конструкцией и надежны в эксплуатации. Предельное избыточное давление мокрых газгольдеров составляет 400 мм вод. ст. В процессе наполнения и опорожнения газгольдеров давление в нем практически не меняется. Незначительное изменение давления вызвано погружением стенок колокола или телескопа в жидкость. Мокрый газгольдер (рис. 9.2) состоит из неподвижного резервуара, напол­ненного водой, из промежуточных звеньев и колокола. Газ подается под колокол по подводящему газопроводу, который выступает над уровнем воды. Непрерыв­ная подача газа приводит к подъему колокола. Вода в резервуаре является гидравлическим затвором, препятствующим выходу газа из-под колокола. В зависимости от объема газгольдера число промежуточных звеньев (теле­скопов) может быть различным. Газгольдер называется однозвенным, если он имеет одно подвижное звено-колокол, и двухзвенным, если имеется колокол и одно промежуточное звено, и т. д. При наполнении многозвенного газгольдера газом происходит поднятие колокола, затем одного звена, другого и т. д. Зацепление звеньев между собой осуществляется специальным устройством гидравлического затвора, которое служит также уплотнением между отдельными звеньями. Устройство гидравлического затвора представлено на рис. 9.3. Высота гидравлического затвора определяется высотой H1 столба воды, развивающего давление, равное наибольшему давлению в газгольдере, запасной высотой А2 на случай перекоса подвижного звена, добавочной высотой H3, необходимой для предотвращения просачивания газа, высотой зазора H4 и высотой образования волн на поверхности воды Нъ: (1) Запас воды гидравлического затвора на случай перекоса звена опреде­ляется в зависимости от диаметра резервуара D, т. е. H2 = 0,002D). Следующие доставляющие принимаются: Н3 — 50 мм; H4 = 30 мм; Нъ = 30 мм. - Расстояние между звеньями для всех газгольдеров 550 мм. Полезный объем газгольдера равен объему газа, который можно в нем заключить при верхнем положении всех звеньев. Эксплуатационный объем газгольдера составляет 80—90% от полезного. Оптимальное отношение диаметра к высоте при полном поднятии всех звеньев мокрого газгольдера находится в пределах от 0,8 до 1,3 с вертикальными направляющими и в пределах от 1,2 до 1,75 с винтовыми направляющими. Мокрые газгольдеры строятся объемом 10—30 000 м3 по типовым проектам. Газгольдер номинальным объемом 30 000 м3 имеет фактический объем 30 360 м3, диаметр резервуара 43,6 м, диаметр колокола 41,4 м и полную высоту 33,2 м. Расход стали на строительство газгольдера составляет 642,7 т. Для предотвращения перекоса звеньев при их вертикальном движении газгольдер имеет систему внешних и внутренних направляющих. Вертикальные направляющие, соединенные системой горизонтальных и раскосных связей, образуют жесткую пространственную конструкцию. Число внешних направляющих рассматриваемого газгольдера составляет 16, внутренних в резервуаре 32 и внутренних в телескопе тоже 32. Подвижные звенья газгольдера связаны с направляющими системой роликов. Для осуществления нормального режима работы газгольдер имеет соот­ветствующее технологическое оборудование (рис. 9.4). Диаметр подводящих и отводящих газопроводов выбирается таким, чтобы их гидравлическое сопротивление не превышало 30 — 50 мм вод. ст. Газопровод вводится в газгольдер через утепленную камеру, в которой сосредоточено все оборудование для обслуживания газгольдера. Гидравлический затвор предназначен для отключения газгольдера при его ремонте. Он также используется для отвода конденсата. На напорных и сливных водопроводах устанавливают запорную арматуру. В зимнее время производится подогрев воды в газгольдере и в гидравлическом затворе. Узлы управления системой расположены также в камере. Для сбора конденсата и слива воды из гидравлического затвора установлен специальный бак. Вода перекачивается поршневым насосом и пароструйным эжектором. Для предохранения газгольдера от его переполнения газом в камере устано­влены предохранительные клапаны. Выход газа из газгольдера в атмосферу может также осуществляться задвижкой с ручным управлением. Механический расчет мокрых газгольдеров Толщину верхних поясов резервуара мокрых газгольдеров объемом 1000 и 3000 м3 принимают равной 5 мм, а для газгольдеров объемом 6000 — 30 000 м3 принимают равной 6 мм. Толщину стенки нижних листов определяют по формуле где р — избыточное давление газа в газгольдере; h — расстояние от поверх­ности продукта до точки, отстоящей от нижней образующей пояса на 1/3 его высоты; ρ — плотность воды (ρ = 1000 кг/м3); g — ускорение силы тяжести; а — радиус резервуара; R — расчетное сопротивление стали; n — коэффи­циент перегрузки (принимается n — 1,1); φ — коэффициент сварного шва (при хорошем контроле сварки φ = 1); m — коэффициент условной работы (при­нимается m = 0,8). Днище резервуара сооружается из листов толщиной 6 мм для газгольдеров объемом 1000 м3 и толщиной 6 мм в центральной части и 8 мм по окраинам для газгольдеров объемом 3000 м3 и более. '//////////// ''//////////, Рис. . Оборудование мокрого газгольдера. 1 — газгольдер; 2 — гидравлический затвор; 3 — сливной бак; 4 — клапанная коробка; 5 — подъемно-клапанное устройство- в — газосбп< сная труоа; 7 —- ручной насос; 8 — эжектор; 9 — трубопровод; 10 — вентиль или задвижка; 11 — воздушный кран. Колокол газгольдера состоит из несущего каркаса и оболочки. Каркас образуется из стропил, стоек и поясов жесткости стенки. К окрайке кровли приваривается кровельный настил из листовой стали толщиной 2,5 — 3 мм. Кровельный настил не приваривается к стропилам, а лежит на них свободно. Обшивка стенки колокола выполняется из стальных листов толщиной 3—4 мм. Оболочка стенки приваривается к верхнему и нижнему поясам жесткости. Радиус сферы купола где Dк — диаметр колокола. Телескопы мокрого газгольдера состоят из несущего каркаса и обшивки из листовой стали толщиной 3 — 4 мм. Высота стенки телескопа принимается равной высоте стенки колокола. Толщина стенки телескопа рассчитывается на избыточное давление газа в газгольдере: (9.4) где а — радиус телескопа. Если при расчете толщина стенки телескопа получается слишком малой, то конструктивно ее принимают равной 3 мм. Возникновение ветровой нагрузки и неравномерного распределения снега на кровле колокола приводит к появлению горизонтальных сил, действующих на ролики и вертикальные направляющие. На крышу колокола действует нагрузка от ветра: где k— аэродинамический коэффициент обтекания (для цилиндрических аппа­ратов k = 0,7); q — давление ветра (принимается равным 40 кгс/см2 для всех районов Советского Союза, кроме береговых полос морей и океанов); fк -проекция площади крыши колокола на вертикальную плоскость. Сила ветра, действующая на боковую поверхность стенки колокола (9.6) где h1- высота стенки колокола, подвергающейся действию ветра. Так же определяются силы ветра, действующие на подвижные звенья газгольдера. Основания и фундаменты мокрых газгольдеров Мокрые газгольдеры возводятся, как правило, на скальных, полускаль­ных, крупнообломочных, песчаных, глинистых и макропористых грунтах. При сооружении газгольдеров на просадочных грунтах разрабатываются способы устранения или частичного сокращения просадки. Для этого при­меняются: уплотнение грунтов, устройство грунтовой подушки, глубинное уплотнение грунтовыми сваями, устройство свайных оснований и т. д. Под резервуар мокрого газгольдера сооружается кольцевой железобетон­ный фундамент, который располагается по периметру стенки резервуара. Под днищем резервуара внутри кольца устраивают грунтово-песчаное основание. Кольцевой фундамент резервуара и грунтово-песчаное основание воспринимают нагрузки от веса газгольдера и воды. СУХИЕ ГАЗГОЛЬДЕРЫ Устройство и оборудование сухих газгольдеров Сухой газгольдер низкого давления имеет цилиндрический стальной корпус, цилиндрический поршень и стальную кровлю (рис. 9.5). Газ подается по трубопроводу под поршень газгольдера. По мере закачки газа поршень поднимается. Для предотвращения перетекания газа в область над поршнем служит специальное уплотняющее устройство. Оно представляет собой прижимное кольцо, состоящее из отрезков швеллеров (рис. 9.6). К кольцу прикреплено мягкое уплотнение из нескольких слоев хлопчатобумажной ткани. Мягкое уплотнение контактирует со стенкой газгольдера. Мягкое уплотнение и поршень связаны герметичным фартуком. Газонепроницаемость затвора обепечивается специальным маслом, застывающим при низкой температуре. Масло заливается в полость, образуемую стенками газгольдера, цилиндрическим кольцом, фартуком и стенкой поршня. Газгольдерное масло, просаживаемое через неплотности затвора, стекает по стенкам в кольцевую чащу на днище газгольдера и затем собирается в специальные отстойники для отделения воды. Масло с помощью насосов подается по маслопроводу наверх, проходит через специальные отверстия в стенке и сте­кает в затвор поршня. Рис. 9.5. Схема сухого цилиндрического газгольдера объ­емом 10000 м3 (линейные размеры даны в мм). 1 — площадка фонаря; 2 — шайба в верхнем положе­нии; 3 — подъемная клеть; 4 — цепная лестница; а — обшивка толщиной 5 мм; 6 — шайба на опорах; 7 — на­ружный подъемник; 8 — подвод газа. Рис. 9.6. Устройство затвора с жидкостным уплотнением. I — выравнивающий ролик; 2 — рычаг; 3 — противовес; 4 —опора рычага; 5 — днище по­ршня; 6 — фартук; 7 — прижимное эластич­ное кольцо; В — газгольдерное масло. Днище газгольдера выполняется из тонколистовой стали. Окрайки днища выполнены из листов большей толщины. Стенки газгольдера удерживаются вертикальными наружными колоннами. В газгольдере объемом до 10 000 м3 толщина стенок принята равной 5 мм. Жесткость газгольдера обеспечивается наружными кольцевыми ребрами, которые одновременно служат в качестве площадок для осмотра. Под верхним поясом газгольдера находятся окна, через которые освеща­ются внутренние полости. Для предотвращения чрезмерного подъема поршня в одном из верхних поясов расположены предохранительные свечи; через них избыток газа выпускается в атмосферу. На днище газгольдера установлены стойки, на которые опускается пор­шень в нижнем положении. Для зищиты от коррозии днище покрывают камен­ноугольной смолой слоем 35 мм. Газгольдер оборудован лестницей и подъемником для обслуживающего персонала. Крыша имеет радиальные фермы, опирающиеся по контуру газгольдера настойки. В центре крыши располагается цилиндрический фонарь, через который можно попасть на внутреннюю площадку и в кабину внутрен­него подъемника. Внутри газгольдера размещена также шарнирная лестница. Вентиляция надпоршневого пространства газгольдера осуществляется с помощью центрального фонаря и отверстий, расположенных под навесом крыши. Поршень представляет собой стальной диск, который сверху усилен стро­пильными фермами. По краю поршня расположено кольцо жесткости. Движе­ние поршня направляется двумя рядами стальных роликов, закрепленных на кольце жесткости. Ролики перекатываются по внутренней поверхности вер­тикальных насадок. Необходимое давление поршня создается весом поршня и дополнительными бетонными грузами. Сухие газгольдеры могут строиться объемом 10000-100000 м3. Сухие газгольдеры поршневого типа имеют следующие недостатки: небезопасны, требуют частых ремонтов и установки непрерывно действующих насосов и др. Разработаны новые типы сухих газгольдеров, в которых вместо поршня с жидкостным уплотнением применена шайба с гибкой мембраной из про­резиненной ткани. Мембрана герметично прикреплена к шайбе и к резервуару. Оболочка корпуса газгольдера испытывает напряжения растяжения под действием внутреннего избыточного давления. Кроме того, стенка корпуса испытывает давление ветра и вертикальное усилие от веса крыши, снеговой нагрузки, веса оборудования. Оболочка корпуса рассчитывается на внутрен­нее избыточное давление. Поршень газгольдера находится под действием соб­ственного веса и избыточного давления газа. На днище поршня оказывает действие также вес грузов. Материалы, применяемые для изготовления газгольдеров низкого давления Газгольдеры работают в условиях высокой влажности и часто при весьма низкой температуре. Поэтому сталь для оболочек газгольдеров низкого давле­ния должна удовлетворять следующим условиям: 1) иметь высокую прочность; 2) химический состав ее должен обеспечивать хорошую свариваемость; 3) обладать хорошей сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах. Этим требованиям удовлетворяет малоуглеродистая сталь В Ст. 3 по ГОСТ 380-60. При строительстве газгольдеров в районах с расчетной темпе­ратурой ниже -40° С целесообразно применять низколегированную сталь марок 10Г2С1, 09Г2С (М) и др. Элементы несущих конструкций газгольдеров выполняются из стали В Ст.Зпс. Для вспомогательных конструкций рекомендуется применять сталь марки В Ст.Зкп. Эксплуатация газгольдеров При обслуживании газгольдерного парка производится осмотр всех газ­гольдеров с визуальным контролем сварных соединений. Кроме того, проверя­ется запорная арматура, предохранительные устройства, контрольно-измери­тельные приборы. Осуществляется контроль колодцев на присутствие газа, удаляется конденсат из конденсатосборников. В зимнее время в мокрых газгольдерах поддерживается температура воды не ниже +5° С. Уровень воды в газгольдере и гидравлических затворах под­держивается постоянным. Осуществляется наблюдение за положением колокола и промежуточных звеньев мокрых газгольдеров и положения поршня сухого газгольдера. Про­изводится периодическая смазка направляющих и осей роликов. В сухих газгольдерах необходимо строго контролировать подачу смазки к жидкостному затвору и следить за исправностью вентиляции в пространстве над поршнем. Состав воздуха в нем проверяется ежедневно. Все газгольдеры должны быть обеспечены средствами пожаротушения. Лекция №8 ГАЗГОЛЬДЕРЫ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ Газгольдеры высокого давления широко применяются в промышленности. В городском газовом хозяйстве их используют для аккумуляции газа в часы малого потребления газа и выдачи его при наибольшем потреблении в течение суток. Цилиндрические газголь­деры, установленные на газ­гольдерных станциях, имеют объем 175 или 270 м3. Вну­тренний диаметр их 3200 мм. Газгольдеры могут быть рас­считаны на избыточное да­вление от 2,5 до 20 кгс/см2. Рис. 9.7. Схема цилиндрического газгольдера высокого давления, а — горизонтальный; б — вертикальный. На рис. 9.7, а, б пред- рис. ставлена схема цилиндри­ческого газгольдера посто­янного объема и высокого давления, расположенного горизонтально и вертикаль­но. Днища газгольдера име­ют сферическую форму. Шаровые газгольдеры высокого давления строят объемом 600 м3. Наме­чается строительство газгольдеров объемом 4000 м3. В некоторых зарубежных странах строят шаровые газгольдеры объемом 5000—10000 м3. Во Франции построен самый большой шаровой газгольдер. Его объем равен 87 000 м3. Шаровая оболочка газгольдера собирается из отдельных лепестков, име­ющих кривизну в двух направлениях. Лепестки вальцуют холодным способом на специальных вальцовочных машинах. Монтаж газгольдера осуществляется на строительной площадке. Материалы, применяемые для изготовления газгольдеров высокого давления Газгольдеры высокого давления должны полностью отвечать «Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». Оболочки цилиндрических газгольдеров изготовляют из стали марки В Ст.З по ГОСТ 380-60, мартеновской (спокойная по подгруппе В) и из сталей марок 15ХСНД (НЛ-2), 09Г2С (Н) и др. Для оболочки шаровых газгольдеров применяется низколегированная сталь марки 09Г2С (М) или 16ГС (ЗН). Расчет газгольдеров на прочность Толщина стенки цилиндрической части газгольдера определяется в соот­ветствии с указаниями руководящих технических материалов (РТМ 42-62 «Сосуды и аппараты, нормы и методы расчета на прочность узлов и деталей») по формуле где р — расчетное внутреннее давление; D — внутренний диаметр цилиндри­ческой части газгольдера; — номинальное допустимое напряжение (для стали марки Ст.З == 1490 кгс/см2, для стали марки 09Г2С (М) = 1840 кгс/см2); т] — поправочный коэффициент ( ) = 0,9); ср — коэффициент сварного шва (ф == 1); с — поправка к толщине стенки на недокат и на округление. Толщину сферической части корпуса газгольдера определяют по формуле где Л — высота выпуклой части сферы (по внутренней образующей). Осталь­ные обозначения те же, что и в формуле для толщины стенки цилиндрической части. Опоры и оборудование газгольдеров Горизонтальные газгольдеры имеют четыре отдельные опоры. Общую на­грузку при расчете опор распределяют на три опоры. Две опоры являются неподвижными, а две другие — скользящими, что позволяет свободно деформи­роваться стенкам газгольдера вдоль оси от изменения температуры металла. Для удаления воздуха из газгольдера его заполняют водой. Таким же способом освобождают газгольдер и от газа. Для горизонтальных газгольдеров, имеющих четыре опоры, нагрузку от воды, газгольдера и его оборудования распределяют на три опоры. При расчете фундаментов опор учитывается также ветровая нагрузка. Газгольдеры высокого давления оборудованы запорной арматурой для отключения газгольдера от общего коллектора, люк-лазом для периодического внутреннего осмотра, патрубками для слива конденсата и удаления воздуха или газа и предохранительными клапанами. Обычно один предохранительный клапан устанавливают на батарею газгольдеров. Для осмотра газгольдера служат лестницы и площадки. Тепловой режим газгольдеров При быстром отборе газа из газгольдеров постоянного объема были случаи их разрушений при эксплуатационных давлениях, которые значительно меньше расчетных. Это приводит к предположению, что температура металла газголь­деров может опускаться значительно ниже температуры окружающей среды и температурного предела хрупкости. Естественно, что материал (сталь) для изготовления газгольдеров надо выбирать с пределом хрупкости, меньшим минимальной температуры, которую может приобрести металл при максималь­ном отборе газа. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ГАЗГОЛЬДЕРОВ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ И ОБЛАСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ Наиболее распространены в промышленности мокрые газгольдеры низкого давления. Строительство их хорошо освоено, а также они удобны в эксплуатации. Сухие газгольдеры низкого давления поршневого типа мало надежны в эксплуа­тации. Кроме того, на сухие газгольдеры расходуется меньше металла, чем на мокрые. Например, на газгольдеры объемом 10 000 м3 расходуется следу­ющее количество металла: 33,9 кг/м3 на мокрые газгольдеры и 30,8 кг/м3 на сухие газгольдеры. Стоимость хранения газа в газгольдерах высокого давления составляет 0,0012-0,009 коп/м3. Газгольдеры различных типов могут использоваться для длительного' или кратковременного хранения газа, смешения различных газов, измерения количества газа и его распределения. Газгольдеры низкого давления широко применяются на химических заводах, но могут быть использованы и в газораспределительных сетях. Газгольдеры высокого давления в газораспределительных сетях исполь­зуются для покрытия суточной неравномерности потребления газа в городах. Трубчатые газгольдеры можно применять для транспортирования при­родного газа в танкерах на относительно небольшие расстояния. В Советском Союзе в городских газораспределительных сетях использу­ются газгольдеры высокого давления. В Москве некоторые газгольдерные станции оборудованы цилиндрическими вертикальными газгольдерами высо­кого давления ( 8 кгс/см2). Эффективность газгольдеров в системе городского' газоснабжения и их практическая целесообразность снижаются с появлением; подземных хранилищ природного газа. Лекция №9 ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА Подземное хранение газа используется как один из основных способов компенсации сезонной неравномерности потребления газа. При использовании в случае пиковых нагрузок (резкого возрастания потребления) газа, накопленного в периоды по­требления газа ниже пропускной способности системы маги­стральных газопроводов, достигается равномерная загрузка этой системы, что улучшает технико-экономические показатели всей системы транспорта и распределения газа. Кроме того, подзем­ные хранилища газа (ПХГ) обеспечивают надежность потребле­ния газа в случае аварийных ситуаций и могут создавать опре­деленные его резервы. Подземные хранилища газа сооружают в районах потребления, а также по трассе магистральных газо­проводов. Хранилища различают по своему назначению, мето­дам и условиям сооружения и эксплуатации. В основном подземные хранилища газа создают в истощенных газовых и неф­тяных месторождениях, в водонапорных системах-ловушках пла­стовых водонапорных систем или, что, реже, в горизонтальном пласте. Первые являются наиболее экономичными, тэк как бы­вают хорошо изучены и обустроены к моменту ввода в эксплуа­тацию, более просты в эксплуатации, но редко соседствуют с крупными потребителями газа, поэтому подсоединяются к маги­стральным газопроводам. Геологические структуры для вторых чаще имеются вблизи потребителей, поэтому их изыскивают для регулирования пиковых неравномерностей газопотребления от­дельных районов, несмотря на большие технологические слож­ности и затраты. Подземные хранилища должны быть расположены достаточ­но близко к потребителям газа, достаточно герметичны для исключения сколько-нибудь существенных потерь газа, иметь возможность создать давление, соответствующее условиям экс­плуатации системы транспорта и распределения газа. Произво­дительность и рабочее давление скважин должны обеспечивать, эксплуатацию ПХГ при заданных параметрах. Закачка газа происходит при переменном давлении и рас­ходе закачиваемого газа. Компрессорные станции на ПХГ с ком­прессорными закачкой и отбором должны иметь большой диа­пазон регулирования подачи — от 5 % в период первоначального заполнения до 100 % ПРИ проектной приемистости коллектора.. Поэтому применяют комбинирование в составе КС поршневых, агрегатов и базовых турбоагрегатов, параллельно-последова­тельное включение агрегатов и рабочих колес. Диапазон рабо­чих давлений КС определяется пластовым давлением, давлением: в подводящем газопроводе и потерями давления в пласте, сква­жинах и шлейфах. В зависимости от степени подвижности пла­стовых вод режим пласта приближается к газовому (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. Несмотря на то, что наиболее экономичным типом крупных ПХГ являются истощенные или находящиеся на стадии истоще­ния нефтяные и газовые залежи вследствие хорошей геофизиче­ской изученности, имеющегося обустройства, сокращения срока ввода большая часть хранилищ создана в водоносных пластах (рис. 5.3). Это обусловлено тем, что ПХГ целесообразно созда­вать в местах наибольшей неравномерности, т. е. при крупных объектах потребления газа. Создание ПХГ в водоносных пла­стах представляет собой сложную научно-техническую задачу. Найденный пласт должен длительное время сохранять и затем отдавать закачанный в него газ. Чаще всего такими пластами являются пористые водоносные пласты, при этом пласт имеет куполообразную форму, образующую «ловушку» с непроницае­мой кровлей, препятствующей проникновению газа в другие пла­сты или к поверхности через трещины. Газ закачивается в сво­довую часть куполообразной структуры и образует там газовый «пузырь», а вода оттесняется к краям структуры. При вытесне­нии воду из пласта можно удалить через разгрузочные скважи­ны, а при оттеснении — перемещать по водоносной системе. Кро­вля может быть представлена плотными пластичными глинами Рис 5.3. Подземное хранилище природного газа: , I — газ из магистрального газопровода; 2 — компрессорная станция; 3 — газораспреде­лительный пункт; 4 — карбонатный пласт; 5 — песчаная линза; 6 и 7 — песчаные пласты или крепкими известняками и доломитами при отсутствии тре­щин и разломов, что при толщине кровли 5—15 м на глубине 300—1000 м достаточно для предотвращения утечек газа. Наи­более экономичным считают ПХГ на глубине 300—600 м. В на­стоящее время ПХГ стремятся создать при каждом крупном районе потребления газа. Технологическая схема подземного хранилища газа должна позволять производить сбор, замер количества, распределение и обработку газа при отборе и закачке его в хранилище (см. рис. 5.3). Перед закачкой в хранилище газ подвергается компри-мированию до необходимого давления (12—15 МПа). Приме­няемые технологические схемы ПХГ отличаются в основном только способами очистки газа при закачке в пласт. При исполь­зовании поршневых компрессорных агрегатов, при сжатии газ нагревается и загрязняется парами компрессорного масла. При попадании масла на забой скважины уменьшается сечение поро-вых каналов и снижается фазовая проницаемость для закачи­ваемого газа, что приводит к увеличению давления закачки и уменьшению расхода газа. Поэтому газ перед закачкой необхо­димо очищать от примесей компрессорного масла. При приме­нении многоступенчатых центробежных компрессоров очистка газа от масла не требуется. Для уменьшения дополнительных температурных напряжений в металлической фонтанной арма­туре, обсадной колонне и другом оборудовании скважины на­гретый газ охлаждается. В процессе хранения газ обогащается парами воды. При от­боре его из хранилища с потоком газа выносятся твердые при­меси (частицы глины, песка и др.). Поскольку газ должен по­даваться в газопровод очищенным, необходимо производить очистку и осушку газа. Рассмотрим технологическую схему подземного хранилища газа (рис. 5.4). В состав подземного хранилища входят ком­прессорные цехи, блоки очистки газа и газораспределительные пункты (ГРП). На газораспределительных пунктах выполняется индивидуальный замер закачиваемого и отбираемого газа из скважин, а также очистка газа при отборе. Очистка газа осуще­ствляется в газовых сепараторах, которые установлены на от­крытых площадках. Расходомеры и клапаны на каждой сква­жине смонтированы в специальном помещении. При закачке газ с давлением 2—2,5 МПа подается по отводу из магистрального газопровода, проходит очистку в системе пылеочистки 1 и на­правляется в компрессорный цех 2 на компримирование до дав­ления 12—15 МПа. Поскольку при сжатии его температура резко возрастает, то газ охлаждают в воздушных холодильни­ках 3 или градирнях. После этого газ поступает на очистку от компрессорного масла. Очистка производится в несколько ступе­ней: циклонные сепараторы 4 (обычно две ступени), угольные адсорберы 5 и, наконец, керамические фильтры 6. Рис 5.4. Технологическая схема закачки и отбора газа из подземного храни­лища в водоносном пласте: 1 — закачка газа; II — откачка воды; III — отбор газа В первой сту­пени циклонных сепараторов улавливаются сконденсированные тяжелые углеводороды и масло, во второй ступени — сконден­сированные легкие углеводороды и скоагулированные частицы масла. Угольные адсорберы предназначены для улавливания бо­лее мелких частиц масла (диаметром 20—30 мкм). В качестве сорбента используются активированный уголь в виде цилиндри­ков диаметром 3—4 мм и длиной 8 мм. Сорбент регенерируют паром. Тонкая очистка от масляной пыли проводится 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 1000 м3 газа. Необходимость в этих процессах вызвана опас­ностью забивания газовых трактов гидратами при положитель­ных температурах (288 К) и уменьшением проницаемости поровых каналов у забоя скважины за счет попадания в них ча­стиц масла, что приводит к необходимости увеличения давления закачки и одновременно уменьшению производительности при росте энергозатрат. Поэтому целесообразно применение поршне­вых компрессоров без смазки цилиндров, т. е. тех же газомото-компрессоров или компрессоров с электроприводом, но оборудо­ванных фторопластовыми кольцами с графитовым наполнением, или, с использованием специальных центробежных турбоком­прессоров высокого давления. После очистки от масла и охла­ждения газ по газосборному коллектору поступает на ГРП 7, где направляется по отдельным шлейфам в скважины 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 геологических 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 уменьшает буферный объем газа в ПХГ. Поэтому в процессе эксплуатации свойства коллектора систематически исследуются через газовые и наблюдательные скважины. В про­цессе хранения газ насыщается парами воды, поэтому при его выдаче, происходящей со снижением температуры газа и его ох­лаждении, в шлейфах необходимо вводить в скважины 8 и шлей­фы ингибиторы гидратообразовалия. При отборе газ из эксплуа­тационных скважин поступает на ГРП по индивидуальным шлей­фам. Редуцируют давление газа с помощью редуцирующих штуцеров 16. Газ из скважин, поступающий на ГРП по индиви­дуальным шлейфам, выносит с собой песок и влагу, которые от­деляются в сепараторах первой ступени 17, установленных 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 диэтиленгликолем. Для ПХГ, расположен­ного в водоносном пласте, вытесненная вода при закачке газа направляется в трапы высокого 13 и низкого 12 давлений и да­лее насосом 10 в бассейн 11, откуда направляется для закачки через поглотительные скважины в более удаленные пласты. Оптимальным является режим эксплуатации ПХГ, когда не­обходимое количество газа ежегодно закачивается и отбирается из хранилищ. Его регулярный отбор можно обеспечить, произ­водя отбор газа с оптимальным для каждой скважины расхо­дом. Если этот расход будет превышен, то фильтрационные свойства газового коллектора будут нарушены. Режим работы хранилищ газа в основном соответствует се­зонным колебаниям температуры, однако в общей системе газо­снабжения нередки случаи, когда колебания подачи газа из хранилища не соответствуют температурным колебаниям наруж­ного воздуха. На рис. 5.5 изображен график эксплуатации хра­нилищ газа в один из зимних сезонов. Из графика видно, что при температурах, близких к 273 К, имелся довольно интенсив­ный отбор газа. Это можно объяснить инерцией газотранспорт­ной системы и потребителей газа, а также тем, что во многих случаях хранилища газа используются не только для регулирования неравномерности потребления газа. Рис. 5.5. Примерный график отбора газа из хранилищ 1 и 2 и температурные колебания 3 Они часто исполь­зуются для уменьшения последствий аварийных ситуаций в газо­транспортных системах. Это, в свою очередь, снижает возмож­ности хранилищ газа как основного способа компенсации не­равномерности потребления газа. Для данного случая это при­вело к тому, что в самые холодные дни в начале марта отбор из этих хранилищ был существенно ниже по сравнению с пер­выми месяцами эксплуатации. Весьма существенной является задача оптимального распределения запасов газа для компенса­ции неравномерности его потребления между различными хра­нилищами газа. При этом, как показывает опыт эксплуатации сложных систем потребления газа для компенсации пиковых на­грузок, характеризующихся необходимостью быстрой подачи больших количеств газа, целесообразно сооружать хранилища сжиженного газа. Только комбинированное использование различных способов компенсации неравномерности потребления газа (использование подземных хранилищ для компенсации значительной сезонной неравномерности, аккумулирующей способности газопровода для компенсации суточной неравномер­ности, хранилищ сжиженного газа для уменьшения последствий аварийных ситуаций и т. д.) позволяет решить проблему беспе­ребойного и надежного снабжения газом потребителей. Оптимальное распределение отборов газа между различными типами хранилищ, регулирующих неравномерность потребления крупного промышленного узла, сводятся к следующему. В ба­зисной части графика неравномерности газопотребления с боль­шей продолжительностью срока отбора газа и меньшим значе­нием показателя числа суток использования максимума должны эксплуатироваться более экономичные хранилища. По мере перехода к пиковой части графика подключаются хранилища с менее благоприятными показателями. При регулировании не­равномерности газопотребления группой хранилищ создается си­стема из базовых и пиковых хранилищ. При проектировании и эксплуатации последних основное внимание должно быть уде­лено снижению той части затрат, которая зависит от мощностной характеристики хранилища. Лекция №10 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗАХ В технической литературе и практике сжиженными углево­дородными газами называют низшие углеводороды, которые в чистом виде или в виде смесей при небольшом повышении дав­ления и температуры окружающей среды переходят в жидкое состояние. К таким углеводородам относятся пропан С3Н8, бу­тан С4Н10 (изо-бутан и н-бутан), пропилен С3Н6, бутилен С4Н8. Иногда эти газы называют жидкими. В настоящее время для повышения эффективности транспортировки стали сжижать ме­тан, этан и этилен. Сжижение, хранение и транспорт ме­тана, этана и этилена осуществляются обычно под давлением, близким к атмосферному, но при отрицательных температурах (от 112 до 183 К). Разделение сжиженных газов на сжижен­ные углеводородные газы (СУГ — пропан, бутан) и сжиженный природный газ (СПГ — метан) условно, так как метан также является углеводородным газом. Дадим краткую характеристику некоторых индивидуальных углеводородов, входящих в состав СУГ. Основные компоненты Пропан С3Н8 - тяжелый газ (плотность по воздуху 1,52). Технический пропан является основной составляющей сжижен­ного газа. С учетом оптимальной упругости насыщенных паров предусмотрено содержание пропана в техническом пропане (ПТ) не менее 75%, а в смеси пропан - бутан (СПБТ) - не ме­нее 34 % (по массе). На территории СНГ с учетом разнообразия климатических условий максимальная расчетная температура применения сжиженных газов принимается 318 К. Этой темпе­ратуре соответствует давление насыщенных паров пропана 1,6 МПа, что отвечает требованиям на стальные баллоны для сжиженных газов. Давление насыщенных паров пропана при 228 К составляет 0,14 МПа, что является необходимым давле­нием, при котором регулятор давления обеспечивает мини­мально допустимую производительность. Следовательно, пропан (как сжиженный газ) в качестве топлива можно использовать без регазификации при температуре до 243 К. Пары техни­ческого пропана при температуре ниже 231 К в газопроводе низкого давления начинают конденсироваться, и газоснабже­ние может прекратиться. Бутан С4Н10—газ, имеющий два изомера (плотность по воз­духу 2,06—2,09), т. е. разновидности с одинаковой формулой и, следовательно, с одинаковой молекулярной массой, но разли­чающиеся расположением атомов в молекуле. Бутан и его изомеры являются тяжелокипящими жидкостями. Пары техни­ческого бутана начинают конденсироваться при 273 К- Это не дает возможности использовать бутан в зимний период для коммунально-бытовых целей. Технический бутан можно исполь­зовать лишь в период с температурой наружного воздуха не ниже 278 К в баллонах, установленных внутри здания. Источники получения товарного бутана те же, что и товарного пропана. Сумма бутана и бутилена в ПТ не должна превы­шать 20 % и в СПБТ 6—60 % (по массе). Примеси Пентан С5Н12 - тяжелый газ (плотность по воздуху 2,49). В состав топливного газа входят технический бутан и смесь пропана и бутана. Пентан резко снижает упругость паров и по­вышает сточку росы. Температура конденсации пентана около 276 К. В связи с этим на газопроводах от установок, оборудо­ванных .испарителями, необходимо устанавливать конденсатосборники, конструкция которых должна обеспечивать удаление тяжелых сконденсировавшихся фракций. Этан С2Н6 — газ, по плотности близкий к воздуху. Входит в состав: сжиженных углеводородных газов в незначительном количестве. Самая главная причина ограничения его содержа­ния в.том, что при температуре 318 К этан не может нахо­диться в сжиженном состоянии. При 303 К упругость его насыщенных паров достигает 4,8 МПа, тогда как стальные свар­ные баллоны для сжиженных газов выпускают на рабочее дав­ление до 1,6 МПа, а подземные сосуды — до 1 МПа. В то же время незначительное количество этана в пропан-бутановой смеси повышает общее давление насыщенных паров газовой смеси, что обеспечивает в зимнее время избыточное давление, необходимое для нормального газоснабжения потребителей. Переход углеводородных газов в газообразное или жидкое состояние зависит от давления, температуры, объема и состава. В различных климатических районах в зависимости от вре­мени года предъявляются различные требования к составу сжиженного газа. Так, сжиженный пропан может быть исполь­зован в температурном интервале от 238 до 318 К, а бутаны в условиях с естественным испарением не могут применяться при температуре ниже 273 К, в условиях положительных тем­ператур бутаны имеют значительное преимущество перед про­паном. Изменяя состав сжиженного газа, можно добиться же­лаемых свойств. Для обеспечения безопасности при работе со сжиженными газами необходимо: • пары сжиженного углеводородного газа тяжелее воздуха; смесь паров сжиженных углеводородных газов с воздухом взрывоопасна (пределы воспламеняемости (в %) для пропана — нижний 2, верхний 9,5, для бутана — нижний 1,8 и верхний 8,5). Если содержание паров пропана или бутана в воздухе выше верхнего предела, то при поднесении открытого пламени газо­воздушная смесь загорается, газ сгорает и при подходе к верх­нему пределу взрывается; • при хранении углеводородных газов в открытых сосудах газ испаряется, образуя с воздухом взрывоопасную смесь даже при условии, что температура воздуха ниже температуры кипения жидкости; • водяные пары в газовоздушной смеси снижают возможность ее сгорания; • давление насыщенных паров сжиженных газов значительно выше давления паров бензина; • при ускорении отбора паров сжиженного газа их темпера­тура и давление в резервуаре снижается, а при ускоренном отборе жидкости давление в емкости не снижается; • при повышении температуры жидкость значительно расши­ряется, поэтому хранилища, цистерны и баллоны не следует заполнять полностью, а необходимо обязательно контролиро­вать степень наполнения, чтобы она не превысила нормы; • при контакте со сжиженными газами во время их откачки или закачки в сосуды вследствие ускоренного поглощения теп­лоты жидкостью при ее испарении возможно обмораживание рук или других частей тела. Лекция №11 ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ От мест производства до потребителей сжиженные углево­дородные газы доставляют в сосудах под давлением или в изо­термических емкостях, а также по трубопроводам (рис. 7.1). В связи со значительным ростом производства сжиженных уг­леводородных газов и их использованием транспорт этих газов к местам потребления приобретает первостепенное значение. Транспорт сжиженных углеводородных газов от пункта произ­водства к местам потребления может быть классифицирован Рис. 7.1. Схема обеспечения и распределения СУГ: 1 — комплекс производства СУГ; 2 — головное хранилище; 3 — перевозка танкером; 4 — перевозка железнодорожным транспортом; 5 — промежуточные и прибрежные храни­лища СУГ; 6 — перевозка автотранспортом; 7 — кустовые базы и газонаполнительные станции СУГ; 8 - трубопроводный транспорт СУГ; 9 — СУГ на технологические нужды; 10 - регазифицированный СУГ в систему газоснабжения; 11 — поставка СУГ в комму­нально-бытовой сектор баллонами по видам применяемых для этого средств: железнодорожные цистерны и вагоны, перевозящие баллоны; автомобильные ци­стерны; трубопроводы; обычные боотовые и специальные авто­машины, перевозящие баллоны или другие сосуды; морские и речные суда; самолеты и вертолеты (авиатранспорт). Крупные промышленные потребители сжиженных углеводо­родных газов обычно расположены рядом с газоперерабаты­вающими и нефтеперерабатывающими заводами и получают сырье от заводов-поставщиков непосредственно по трубопрово­дам. Сжиженные углеводородные газы, предназначенные для бытовых потребителей, а также для автотранспорта и мелких промышленных потребителей, отпускают через газонаполни­тельные станции (ГНС) и кустовые базы (КБ). До ГНС и КБ сжиженные углеводородные газы транспортируют обычно в железнодорожных и автомобильных цистернах или танкерах. На ГНС и КБ осуществляют прием, хранение и разлив сжи­женных углеводородных газов в потребительские емкости (про­межуточные транспортные резервуары, цистерны, баллоны). С газонаполнительных станций (иногда их называют газорас­пределительными или газораздаточными станциями) и кусто­вых баз сжиженные углеводородные газы доставляют потреби­телям в основном автотранспортом непосредственно, через про­межуточные склады или районные пункты, организуемые для газоснабжения отдаленных зон района обслуживания. Кусто­вые базы по сравнению с ГНС построены из расчета большей производительности и обеспечения газом более крупных потре­бителей. Производительность ГНС — 3000—25000 т/год; произ­водительность КБ —25 000—100 000 т/год. 1. ПЕРЕВОЗКА СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРНАХ Железнодорожный транспорт используют для перевозки ко­личеств СУГ, которые невыгодно транспортировать по трубо­проводу. Железнодорожный состав формируют из отдельных цистерн, вмещающих до 50 т бутана или 40 т пропана. Их уста­навливают на двухосные тележки. Общая масса продукта, перевозимого одним составом, в этом случае равна 500 т и более. Наиболее часто для перевозки сжиженных углеводородных газов по железной дороге получили одногабаритные цистерны объемом 54 м3, а также железнодорожные цистерны для пере­возки сжиженных углеводородных газов с полным .объемом 98,3 м3 и полезным объемом 83,5 м3. Увеличение объема ци­стерны позволяет уменьшить удельный расход металла и по­высить экономичность железнодорожных перевозок сжиженных углеводородных газов. В железнодорожных цистернах для Рис. 7.2. Схема расположения сливо-наливных и уравнительных вентилей на крышке люка железнодорожной цистерны: 1 — скоростные клапаны; 2 и 4 — сливо-наливные угловые вентили; 3 — угловой вентиль отбора подачи паровой фазы сжиженного газа; 5 — крышка люка; 6 — люк; 7 — труба для отбора подачи паров сжиженного газа; S — сливоналивные тру­бы; 9 — нижняя часть сосуда цистерны сжиженных углеводородных газов большого объема резервуар является несущей конструкцией — рамой, к которой при помощи опорных устройств крепят ходовые тележки. Резервуар свар­ной цилиндрический со сферическими днищами снабжен люком диаметром 450 мм. Люк, на котором расположена арматура, закрывается предохранительным клапаном диаметром 685 мм и высотой 340 мм. Вокруг колпака сделана площадка с поруч­нями и стремянками по обе стороны цистерны для обслужива­ния арматуры. В центре крышки люка смонтирован пружин­ный предохранительный клапан диаметром 32 мм, предназна­ченный для выпуска паров сжиженного углеводородного газа в атмосферу в случае повышения давления в цистерне сверх допустимого (для пропана — 2 МПа, для бутана — 8 МПа). На рис. 7.2 показана схема расположения сливоналивных и уравнительных вентилей на крышке люка железнодорожной ци­стерны. Сливоналивные вентили 4 и 2 диаметром 40 мм через скоростные клапаны 1, автоматически прекращающие выход сжиженного газа в случае обрыва шланга, соединены с тру­бами, доходящими почти до дна резервуара. Для подачи в ци­стерну газа или отбора из нее на крышке люка смонтирован угловой вентиль диаметром 40 мм, соединенный через скорост­ной клапан с паровым пространством цистерны. Для контроля за степенью заполнения сжиженным углеводородным газом служат вентили, заканчивающиеся внутри цистерны трубами на уровне максимального наполнения. Трубка вентиля, маховик которого окрашен в зеленый цвет, заканчивается на уровне максимально допустимого заполнения сосуда цистерны, а труб­ка вентиля, маховик которого окрашен в красный цвет, — на 50 мм выше. Этот слой жидкости представляет допустимое контролируемое переполнение железнодорожной цистерны сжи­женными углеводородными газами. На крышке люка смонти­рованы еще вентиль контроля опорожнения цистерны, вентиль диаметром 12 мм для удаления из цистерны, вентиль диамет­ром 12 мм для удаления из цистерны газов, карман (представ­ляющий собой трубку длиной 2550 мм) для термометра с целью контроля температуры сжиженных углеводородных газов. Цистерны для сжиженных углеводородных газов должны быть окрашены в светло-серый цвет и иметь соответствующую надпись. Нижнюю часть сосуда цистерны по всей длине на вы­соту 400 мм окрашивают в черный цвет. Вдоль оси сосуда должна быть нанесена красным цветом отличительная полоса шириной 300 мм, на которой в средней ее части сделана надпись черного цвета: «Пропан—бутан. Огнеопасно». Слева от этой надписи над отличительной полосой ставят номер ва­гона-цистерны, а с правой стороны делают надпись черного цвета: «Емкость — 60 м3, наполнение — 54 м3» и на отличитель­ной полосе — надпись «С горки не спускать!». На рамке ци­стерны наносят белым цветом массу тары цистерны, ее номер и прикрепляют металлическую табличку с обозначениями за­вода-изготовителя; года изготовления цистерны; общей массы цистерны (в т) и объема (в м3); регистрационного номера ци­стерны и срока следующего освидетельствования цистерны. На крышке кожуха люка красным цветом делают надпись «Заземлить трубопроводы». Вентили паровой фазы окраши­вают в коричневый цвет с желтыми поперечными полосами. На соответствующих штуцерах наносят надписи или выбирают буквы — для парового (газового) вентиля надпись — «Газ» или букву «Г», для жидкостного вентиля — «Жидкость» или букву «Ж». Сосуды железнодорожных цистерн на прочность рассчиты­вают с учетом действия нагрузок от упругости паров жидкости при температуре 55 °С, давлении жидкости в результате толч­ков и торможения цистерны. При температуре 55 °С упругость паров (давление насыщения) для пропана составляет 1,96 МПа, для н-бутана — 0,56 МПа и для изо-бутана — 0,07 МПа. Давле­ния, создаваемые в сосуде цистерны при толчке и торможении, определяют из соотношений: при толчке при торможении где рж — плотность жидкости; I — длина емкости; v0 — скорость цистерны в момент начала торможения; т — время торможения; g— ускорение свободного падения. Расчетное давление р для сосуда цистерны выбирают по большему значению из уравнений где р55— давление паров сжиженного газа при температуре 55 °С. ' По расчетному давлению определяют толщину стенки. Рас­чет ведут, как и для стационарных сосудов. Рис. 7.3. Схема налива железнодорожных цистерн сжиженным углеводород­ным газом: 1—1' — линия пропана; 2—2' — линия н-бутана; 3—3' — линия изо-бутана; 4 — газохра­нилище; 5 — насосная станция; 6 — компрессорная станция; 7, 8. 9 — коллекторы жид­кой фазы соответственно пропановой, бутановой, изо-бутановой; 10, 11, 12 — коллек­торы паровой фазы соответственно пропановой, бутановой, изо-бутановой; 13 —шланги Для слива и налива железнодорожных цистерн применяют эстакады в виде металлических и железнодорожных сооруже­ний высотой 5 м и длиной до 180 м в зависимости от числа сливоналивных стояков. Стояки оборудованы гибкими резино­тканевыми напорными рукавами для присоединения к цистер­нам. Перед наливом цистерны тщательно осматривают, прове­ряют наличие остаточного давления (оно должно быть не менее 0,005 МПа). Схема налива железнодорожных цистерн сжижен­ными газами изображена на рис. 7.3. Газовое пространство цистерны сообщается с газовым пространством емкости, из ко­торой поступает сжиженный углеводородный газ. При правиль­ном заполнении цистерны из контрольного вентиля (с красным маховиком) должна выходить паровая фаза сжиженного газа. При появлении в нем жидкой фазы заполнение останавливают, так как цистерна переполнена. Часть жидкости сливают до пре­кращения выхода жидкой фазы из контрольного вентиля. Нор­мы времени налива сжиженного газа в железнодорожные ци­стерны следующие: 5 ч — на пропан и пропан-бутановую смесь и 3 ч — на н-бутан и изо-бутан. Налив в цистерны осуществляется откачкой сжиженного газа из резервуаров хранилища насосами 8НД-9Х2 или спосо­бом компрессии паровой фазы сжиженного газа компрессорами АУ-150. Сжиженный газ следует наливать только в проверенные и исправные цистерны. Запрещается наливать цистерны сжижен­ным газом в следующих случаях: • повреждены корпус или днища сосуда; • истек срок очередного освидетельствования цистерны или сливоналивной и предохранительной арматуры; • нет паспорта и не нанесены соответствующие трафареты на цистерну; • отсутствует или неисправна аппаратура, требуемая прави­лами Госгортехнадзора; • нарушена герметичность цистерны; • неисправна ходовая часть; • не соответствует стандарту покраска цистерны. . Для безопасного обслуживания железнодорожных цистерн следует строго соблюдать следующие основные правила тех­ники безопасности: • запрещается наполнять сжиженным газом цистерны, не со­ответствующие требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»; • воспрещается держать цистерну подсоединенной к коммуни­кациям, когда не производится налив или слив eerf причем со­единительные шланги должны быть отсоединены в случае дли­тельного перерыва при сливе или наливе; • нельзя допускать переполнения цистерны и повышения тем­пературы сжиженного газа в цистерне более чем до 50 °С; • запрещается наливать низкокипящие сжиженные газы (про­пан и пропилен) в цистерны, предназначенные для перевозки газов (бутан, бутилен); • запрещается наливать или сливать сжиженные газы, выпу­ская паровую фазу в атмосферу; • необходимо следить, чтобы полная герметичность технологи­ческих коммуникаций при сливоналивных операциях; • нельзя спускать с горки цистерны; • следить, чтобы эстакады были оборудованы электрическим освещением во взрывобезопасном исполнении; • не допускаются утечки газа через неплотности (они обна­руживаются на слух или по обмерзанию дефектного места); запрещается обнаруживать утечки открытым огнем; • при наливе и сливе сжиженных газов для защиты от стати­ческого электричества все трубопроводы должны быть за­землены; • запрещается оставлять на цистерне посторонние предметы, которые могут самовоспламеняться; • необходимо, чтобы колеса цистерны во время сливоналив­ных операций были закреплены на рельсах специальными баш­маками; • запрещается курить и проводить какие-либо огневые ра­боты на расстоянии ближе 100 м от цистерны во время налива или слива сжиженного газа, а также запрещается проезжать вблизи цистерны автомобилям, тракторам и другим видам транспорта; • при попадании сжиженного газа на кожу, в глаз и при от­равлении газом необходимо немедленно вынести пострадавшего на свежий воздух и обратиться за медицинской помощью; • обслуживающий персонал должен быть снабжен спецодеж­дой, индивидуальным инветарем, средствами пожаротушения и проинструктирован по технике безопасности при работе со сжи­женными углеводородными газами. Кроме специальных цистерн доставка сжиженных углеводо­родных газов потребителям осуществляется в крытых вагонах, груженных баллонами. Такой вид транспорта используют при снабжении газом бытовых потребителей, расположенных в рай­онах, значительно удаленных от КБ и ГНС. В некоторых слу­чаях доставка сжиженного газа в баллонах по железной до­роге экономически эффективнее, чем доставка газа автотранс­портом. В каждом конкретном случае выбирают оптимальный вариант путем сравнения приведенных затрат. По железной дороге баллоны со сжиженным углеводород­ным газом перевозят в двух- и четырехосных вагонах. Обычно перевозят баллоны вместимостью 27 и 50 л. Они должны быть полностью исправны и снабжены двумя защитными резиновыми кольцами толщиной не менее 25 мм. 2. ПЕРЕВОЗКА СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В АВТОЦИСТЕРНАХ Б практике газоснабжения для перевозки сжиженных угле­водородных газов на небольшие расстояния (до 300 км) ис­пользуют автоцистерны. Автоцистерны, как и железнодорожные цистерны, состоят из горизонтального цилиндрического сосуда, в заднее днище которого вварен люк с приборами. В зависимо­сти от назначения и конструкции автоцистерны бывают транс­портные и ^раздаточные. Транспортные автоцистерны предназна­чены для перевозок больших количеств сжиженных газов с заводов-производителей до КБ и ГНС или до крупных потреби­телей и групповых установок со сливом газа в резервуары. Раз­даточные автоцистерны служат для доставки сжиженного газа потребителям с разливом в баллоны, и поэтому они снабжены полным комплектом оборудования (насос, счетчик-расходомер, раздаточная рамка) для разлива. Наиболее распространены автоцистерны (транспортные и раздаточные) АЦ-6-130 на базе автомобиля ЗИЛ-130, АЦ-4-164 на базе ЗИЛ-164, АЦ-15-377 на базе Урал-377с. Резервуар автоцистерны закреплен на шасси автомобиля на четырех опорах, В верхней части. резервуара установлен пружинный предохранительный клапан. На люке, в центре днища резервуара, расположены термометр, манометр и аварийный вентиль контроля уровня заполнения резервуара. Указатель уровня выполнен по типу водомерных трубок и пред­ставляет собой стеклянную трубку, заключенную в защитную стальную трубу с пазами для наблюдения. Для предотвращения утечки сжиженного газа в случае аварийного разрыва уровне-мерной стеклянной трубки указатель снабжен автоматическими шариковыми клапанами и запорными игольчатыми вентилями. В нижней части автоцистерны по обеим сторонам расположены шесть вентилей диаметром 32 мм, связанные с трубопроводными коммуникациями по схеме, позволяющей наполнять и сливать сжиженный углеводородный газ. Автоцистерна снабжена че­тырьмя гибкими дюритовыми шлангами диаметром 40 мм для присоединения к заправочной колонке и заполняющей емкости. Резервуар автоцистерны закрыт кожухом из листовой стали толщиной 1,5 мм с зазором 20 мм для защиты от непосред­ственного воздействия солнечных лучей. Если на автоцистерне установить насос типа С5/140 с приводом от двигателя авто­мобиля, то ее можно использовать как раздаточную. Автоцис­терну окрашивают алюминиевой краской. На защитном кожухе цистерны по средней его линии с обеих сторон нанесены отли­чительные полосы красного цвета шириной 200 мм. Над ними и по окружности фланца черным цветом сделаны надписи: «Про­пан» (или другой сжиженный газ) и «Огнеопасно». К автоцис­терне должна быть прикреплена металлическая таблица со С Рис. 7.5. Схема блока сливоналивных коммуникаций и арматуры автоцистер­ны АЦ-15-377С следующими обозначениями: завода-изготовителя, номера ци­стерны по списку завода, года изготовления и даты освидетель­ствования, общей массы цистерны, вместимости цистерны и проб­ного давления, клейма ОТК завода, регистрационного номера Госгортехнадзора СССР, даты срока следующего освидетель­ствования. Для повышения объемов и снижения себестоимости пере­возки сжиженных углеводородных газов на дальние расстояния научно-исследовательские и проектные институты разработали конструкции автоцистерн для сжиженных газов. Наиболее удач­ной является конструкция автомобильной цистерны-полуприцепа АЦ-15-377С (рис. 7.4). Ее резервуар с полезным геометрическим объемом 15 м3 выполнен из стали 16ГС(ЗН) и состоит из ци­линдрического корпуса и двух эллиптических днищ. Для умень­шения ударных нагрузок из-за колебаний транспортируемого сжиженного углеводородного газа резервуар цистерны снабжен несколькими поперечными перегородками (волнорезами). Диа­метр смотрового люка до 450 мм, а диаметр вентиляцион­ного люка до 200 мм. В верхнюю часть цистерны вмонтирова­ны два незамерзающих пружинных предохранительных клапа­на. Начало открытия предохранительных клапанов при дав­лении 2,07 МПа, конец открытия — при давлении не ниже 1,8 МПа. Указатель уровня представляет собой рычажно-поплавковое устройство с магнитами (датчиком и приемником) и стрелкой, перемещающейся по шкале. Схема блока сливоналивных коммуникаций и арматуры изо­бражена на рис. 7.5. Наполнительный трубопровод жидкой фазы 4 с краном 2 размещен под цистерной и заканчивается вентилем 1 для выпуска паровой фазы. Ограничитель налива 5, расположенный на наполнительном трубопроводе, предохраняет цистерну от переполнения. Обратный пружинный клапан 3 ав­томатически отключает цистерну от линии налива в случае ава­рийного обрыва шланга или трубы. Сливной трубопровод жид­кой фазы 11 расположен под цистерной и состоит из всасываю­щей 19 и напорной линий 16 и 21. Напорная линия снабжена обводной линией 8 с краном 9. На всасывающей линии установ­лены запорный вентиль 10 и фильтр 17. Она оснащена наполни­тельным патрубком 14 со сбросным вентилем 15. На линии слива И расположены запорный вентиль 12, скоростной кла­пан 13, сбросный вентиль 22 и манометр 20. На цистерне уста­новлен электронасос 18 для заполнения ее сжиженным углево­дородным газом. Баллоны заполняются сжиженным газом от автоцистерны с помощью специального приспособления. Перед наполнением автоцистерну устанавливают на горизонтальной площадке, заглушают двигатели автомобиля, включают стоя­ночный тормоз, заземляют цистерну, гибкими шлангами соеди­няют паровые цистерны и емкости, из которых отбирают сжиженный газ, наполнительный шлаг раздаточной колонки со­единяют со штуцером жидкой фазы цистерны. После этого от­крывают вентиль паровой фазы 6 на трубопроводе 7 цистерны и колонки для выравнивания давления, а также вентиль жидкой фазы раздаточной колонки и наполнительный вентиль на авто­цистерне. Автоцистерны наполняют не более чем на 85 % их геометрического объема. По окончании наполнения обратным порядком закрывают вентили — вентиль жидкой фазы на раз­даточной колонке, затем наполнительный вентиль на автоцис­терне и вентили паровой фазы на раздаточной коленке и авто­цистерне. Автоцистерну объемом 5,1 м3 заполняют за 20— 30 мин, а автоцистерну объемом 15 м3 — за 50—80 мин, т. е. на заполнение 1 м3 объема тратится около 5 мин. Запрещается наполнять автоцистерны, если истек срок очередного освидетельствования, повреждена поверхность цистерны (трещины, вмятины, сильная коррозия, царапины), негерметичны соедине­ния и арматура, отсутствуют установленные надписи и клейма, неисправны предохранительные клапаны, оторвана цепь зазем­ления, повреждена электропроводка, отсутствуют огнетушители, остаточное давление газа в сосуде менее 0,005 МПа, неисправна ходовая часть, не соблюдена необходимая окраска сосуда, не­исправен электронасос. К проведению сливоналивных работ следует допускать об­служивающий персонал только после производственного обуче­ния и инструктажа по технике безопасности при работе со сжи­женными углеводородными газами. Сливоналивные операции должны проводить не менее чем два человека. Основные поло­жения техники безопасности при транспорте сжиженных газов в автоцистернах совпадают с положениями безопасности труда при эксплуатации железнодорожных цистерн для сжиженного углеводородного газа. Используются ряд передвижных резервуаров, с объемом 600, 1000, 1600 л, предназначенных для транспортировки, наземного хранения и распределения сжиженных газов. В таких резервуа­рах газ транспортируют от станций налива до потребителей на автомашинах, оборудованных кранами. У потребителей эти ре­зервуары устанавливают на специальных площадках и подсо­единяют к установкам, сжигающим газ. Таким образом, они начинают выполнять функции наземных хранилищ сжиженного газа. ТРАНСПОРТИРОВКА СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В БАЛЛОНАХ Рис. 7.6. Баллоны для сжиженных газов вместимостью 2,5—5 л (а), 12— 27 л (б) и 50—80 л (е) Баллоны для сжиженных углеводородных газов предназна­чены для транспорта, хранения, регазификации и раздачи сжи­женных углеводородных газов потребителям. Выпускают также баллоны для автомашин вместимостью 112 и 250 л. На рис. 7.6 изображены баллоны трех боковых типов, отличающихся друг от друга размерами, конструктивным исполнением и формой. Баллон (рис. 7.6) состоит из сварной обечайки 3, двух штампо­ванных днищ 2 и 5 защитного колпака или воротника 7, горло­вины 6, подкладных колец 4 и башмака 1. В горловину ввинчи­вают вентиль угловой или клапанного типа. Для баллонов в 50—80 л для предохранения вентиля используется колпак 9. Конструкция воротника позволяет улучшить и упростить про­цессы механизации наполнения и ремонтных работ, а также дает возможность устанавливать баллоны один над другим, что уменьшает площадь хранения и перевозки. Каждый баллон должен быть окрашен масляной или эмалевой краской. На бал­лоне делают надпись «Пропан — бутан». Надписи на баллонах объемом более 12 л наносят буквами высотой 60 мм на длину не менее половины окружности. На баллонах около горловины на паспортной таблице 8 должны быть четко выбиты следующие данные: наименование или марка завода-изготовителя, тип и номер баллона, фактическая масса баллона (для баллонов объ­емом до 8 л с точностью до 0,1 кг, для баллонов свыше 8 л с точностью до 0,2 кг), дата (месяц и год) изготовления и сле­дующего освидетельствования, пробное гидравлическое давле­ние, рабочее давление, объем баллона (для баллонов до 5 л включительно — номинальный, для баллонов 5—55 л — факти­ческий с точностью до 0,2 л, для баллонов свыше 55 л — в со­ответствии с ТУ на изготовление), клеймо ОТК завода-изгото­вителя. Место на баллонах, где выбиты паспортные данные, должно быть покрыто бесцветным лаком и обведено белой рам­кой. На баллонах объемом 5 л, а также на баллонах с толщи­ной стенки менее 5 мм эти данные разрешается указывать на пластинке, припаянной к баллону, или наносить эмалевой или масляной краской. Количество сжиженного углеводородного газа, помещаемого в баллоне, определяется его объемом, условиями эксплуатации и физическими свойствами. В качестве основного требования принято следующее: максимальное количество СНГ, заливае­мых в любую емкость, должно быть таким, чтобы при их рас­ширении в результате повышения температуры до ее максимального значения, возможного при нагреве продукта в про­цессе наполнения, емкость была заполнена жидкостью не более чем на 97 %. Баллон, наполненный сжиженным углеводородным газом не­сколько больше нормы, при нагревании может быть подвергнут внутреннему давлению свыше допустимого. Перегрузка сжижен­ным углеводородным газом может произойти при его запол­нении. На газонаполнительных станциях заполнение баллонов газом производится полуавтоматически и контролируется взве­шиванием. При заполнении оператор подключает баллон к разда­точному коллектору и устанавливает на шкале прибора массу т. Масса т определяется суммой масс: газа тТ, которая может быть загружена в баллон, порожнего баллона шъ, вентиля тв, раздаточного приспособления т„: т = тТ + те + тв + тп. За­грузка баллона газом прекращается автоматически, как только на шкале прибора будет зафиксирована установленная масса. Количество сжиженного газа, загруженного в баллон, всякий раз будет разное. Это зависит от того, соответствовала ли дей­ствительная масса массам порожнего баллона, вентиля и раз­даточного приспособления, которые были определены ранее. 4. ПЕРЕВОЗКА СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ ТАНКЕРАМИ Транспорт сжиженных углеводородных газов танкерами яв­ляется одним из наиболее дешевых видов водного транспорта. В некоторых случаях транспорт газа в танкере обходится де­шевле трубопроводного транспорта. Существуют три типа тан­керов для транспорта сжиженных углеводородных газов. 1. Танкеры с резервуарами под давлением. Резервуары их рассчитаны на максимальное давление насыщения продукта при температуре 45°С, что составляет около 16-105 Па. Вместимость резервуаров до 2000 м3. Производительность слива — налива 30—200 т/ч. Такие танкеры применяют при сравнительно не­больших объемах перевозок и отсутствии специального обору­дования на береговых базах и танкерах. 2. Танкера с теплоизолированными резервуарами под пони­женным давлением (полуизотермические). Сжиженный газ в них охлаждается до 268 ч- 278 К при давлении 0,4—0,7 МПа. Вме­стимость резервуаров 2000—13000 м3. Производительность сли­ва— налива 1000—420 т/ч. Такие танкеры применяют при зна­чительных грузопотоках сжиженного углеводородного газа и при наличии соответствующего оборудования на береговых ба­зах и танкерах. 3. Танкеры с теплоизолированными резервуарами с давлением, близким к атмосферному (изотермические). По типу пе­ревозимого груза разделяются на три типа: «А» — для перевозки СУГ и аммиака, «В» — для перевозки этилена, «С» — для пере­возки СПГ. Грузовместимость судов может доходить до 100 тыс. м3 и более. Температура транспортируемого сжиженного углеводород­ного газа отрицательна (для пропана 238 К, для этилена 170 К, для природного газа, т. е. метана 111 К). Производительность слива — налива 500—1000 т/ч. Изотермические танкеры наибо­лее термически совершенны и применяются при больших грузо­оборотах сжиженных газов. Выбор типа танкера для перевозки сжиженных углеводород­ных газов зависит от ряда технических1 факторов, а также от условий хранения сжиженного углеводородного газа на берегу. На танкерах первых двух типов (под давлением и полуизотер­мических) применяют горизонтальные и вертикальные цилин­дрические резервуары, а также сферические резервуары. На изотермических танкерах применяют чаще всего прямоугольные резервуары с целью полного использования подпалубного объ­ема судна. Резервуары на прочность рассчитывают с учетом давления насыщенных паров перевозимого продукта рп, давления руд, возникающего в результате ударов сжиженного углеводород­ного газа о стенки резервуара при резком торможении танкера и при резонансе между колебаниями сжиженного газа в резер­вуаре и колебаниями самого судна, и давления столба сжижен­ного газа в расчетной точке резервуара при его полном заполне­нии (т. е. статического давления). Расчетное давление ррас для определения толщины стенки резервуара выражается суммой перечисленных давлений: ррас = рп + 2рст + РУД. Для перевозки сжиженных углеводородных газов нормами предусмотрена мак­симальная температура 45°С. При такой температуре, напри­мер, давление паров пропана достигает рп = 1,75 МПа. Ударное давление руд определяется так же, как и давление сжиженного газа, перевозимого в железнодорожных цистернах. Для уменьшения ударных давлений из-за колебаний транспортируемого' сжиженного углеводородного газа резервуары оборудуют не­сколькими поперечными перегородками, а иногда для уменьше­ния свободной поверхности жидкости устанавливают и продоль­ную перегородку. Крепления резервуаров рассчитывают при: условии крена танкера на 30°. Расчетную нагрузку поперечных-опорных креплений определяют как сумму статической и дина­мической нагрузок. Динамическую нагрузку рассчитывают из соотношения рди„ = М(0,003а + 0,03), где М — масса резервуа­ра с перевозимым сжиженным углеводородным газом; а — рас­стояние по высоте от главной ватерлинии до точки приложения динамической нагрузки. Продольные опорные крепления резер­вуаров рассчитывают с учетом динамических сил р"дин, прило­женных в центре тяжести резервуара: р"дин = 0,036М. Фунда­менты резервуаров проектируют с учетом вертикальных дина­мических нагрузок, которые принимают равными полуторной массе резервуара с газом в конце танкера и одинарной массе резервуара с газом в средней части танкера. Часто применяемый вид транспорта сжиженного природ­ного газа (метана)— морской. Он не только эффективен (эконо­мичней трубопроводного при перевозке сжиженного газа на расстояние более 1600—2000 км), но и во многих случаях един­ственно возможный из-за географических условий. Танкеры-метановозы (газовозы) различают по конструкции устанавли­ваемых на них резервуаров — встроенные, мембранные и полумембранные и цилиндрические. Конструкция мембранных резервуаров примечательна тем, что их корпусы выполнены из гофрированной нержавеющей стали. Мембранные резервуары более компактны по сравнению со встроенными, но и более до­рогостоящие. Резервуары имеют двойной слой изоляции обычно - первый толщиной 58—85 мм из перлита и второй толщиной 6 мм из поливинилхлорида. Для разгрузки газовоза имеются две системы: основная — погружными насосами из резервуаров на палубу и далее ша­ровыми турбонасосами — и резервная — с помощью газа из ис­парителей, подогреваемых тепловой водой. Производительность основной системы до 500 м3/ч, т. е. разгрузка всего танкера осуществляется за 10—12 ч. На газовозе установлены аппара­тура и приборы, обеспечивающие максимальную безопасность транспорта. Потери сжиженного метана от испарения состав­ляют 0,2—0,3 % в сутки, они частично используются на топливо двигателям и закачиваются в газгольдер, так что 'фактических потерь нет. Сжиженные газы, особенно метан, — сравнительно легкий продукт, поэтому главные размеры газовозов и другие харак­теристики несколько отличаются от характеристик подобных им крупнотоннажных судов. В отличие от обычных танкеров газо­возы имеют большую высоту борта и меньшую осадку. При одинаковых кубических модулях у танкеров ширина корпуса несколько больше, чем у газовоза. Танкеры заполняют сжиженным углеводородным газом сле­дующим образом. Оформляют наряд на газоопасную работу ответственным лицом (диспетчером). Снижают давление до нуля в трубопроводах жидкой и паровой фаз путем отсасыва­ния газа компрессорами через перемычку по паровому трубо­проводу. Затем подсоединяют наливные шланги жидкой и па­ровой фаз к танкеру. Шланги заземляют. После затягивания всех шпилек фланцевых соединений открывают клапаны на об­водной линии и опрессовывают технологические коммуникации паровой фазой по паровому трубопроводу. При наливе танкера диспетчер базы и представитель с танкера отбирают арбитраж­ные пробы в баллончиках вместимостью 320 г из вентиля на жидкостной линии. Две пробы передают на судно, а две сохра­няют на базе в продолжение двух месяцев. Причал, на котором производят сливоналивные операции, должен находиться под непрерывным наблюдением пожарной охраны и иметь все не­обходимые средства для тушения пожара. Охлаждение сжижен­ного углеводородного газа в танкерах осуществляют различ­ными способами: конденсацией газовой фазы в конденсаторах рассолом; охлаждением с помощью расположенных в жидкой фазе змеевиков, по которым течет рассол; использованием ра­бочих компрессоров, причем хладагентом служит сам про­дукт и др. Лекция №12 ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ 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 химических предприятиях, для нор­мальной эксплуатации трубопроводов сжиженного газа и регу­лирования сезонной неравномерности газопотребления. Мелкие емкости сжиженного газа используют для коммунально-быто­вых нужд, в сельской местности и на транспорте. Без хранилищ сжиженного газа невозможна непрерывная и надежная работа транспортно-распределительнои системы газоснабжения. Это объясняется неравномерностью производства и потребления сжиженных газов. Работа транспорта становится оптимальной только при равномерной нагрузке в течение года. Для обеспе­чения таких условий работы транспорта с учетом создания резервов на случай аварий в отдельных звеньях транспортной системы необходимо иметь крупные хранилища сжиженных 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 назначению можно разделить на следующие основные группы. Группа А — хранилища, находящиеся на газо- и нефтепере­рабатывающих заводах. Объем резервуарного парка таких хра­нилищ определяют по формуле где Мг — годовой объем производства сжиженного углеводо­родного газа; т — время хранения, сут (2—20), определяется в зависимости от принятого для промышленного предприятия норматива; р — плотность хранимого продукта; k3 — коэффи­циент заполнения резервуаров хранилищ. Группа Б — хранилища на перевалочных кустовых и порто­вых базах сжиженного углеводородного газа, резервуарные парки газонаполнительных станций (ГНС). Необходимую ем­кость резервуарного парка следует определять в зависимости от суточной производительности хранилища, степени заполнения резервуаров и количества резервируемого для хранения сжи­женного углеводородного газа. Количество резервируемого газа целесообразно рассчитать в зависимости от времени ра­боты хранилища без поступления газа тр. Величину тр опреде­ляют по формуле где 1 — расстояние от завода-поставщика сжиженного углево­дородного газа до хранилища; утр— нормативная скорость до­ставки грузов (для железной дороги при перегонной отправке принимается 330 км/сут); тпР — время, затрачиваемое на опе­рации, связанные с отправлением и прибытием продукта (при­нимается 1 сут); Тз — время, на которое следует предусматри­вать эксплуатационный запас сжиженных газов в хранилище (в зависимости от местных условий принимается 3—5 сут). Группа В — хранилища у потребителей (крупные промыш­ленные предприятия, населенные пункты). Необходимый объем этих хранилищ рассчитывают из годовой потребности и харак­тера потребления сжиженного углеводородного газа. Группа Г — хранилища для сглаживания неравномерности потребления газа. Они обеспечивают бесперебойную и непре­рывную подачу газа при колебаниях (сезонных, суточных, ча­совых) его потребления. Объем хранилищ VT для сглаживания неравномерности с применением сжиженного природного газа (СПГ) определяют по формуле где М — годовое потребление газа; Я — величина пиковой на­грузки (в % от всего потребляемого газа); ср — количество паровой фазы, получаемой при регазификации из 1 м3 сжи­женного природного газа. В некоторых случаях для сглаживания неравномерности га­зопотребления эффективнее применять сжиженные газы (про­пан, бутан). При этом объем необходимого количества резерв­ного сжиженного газа становится меньше, так как его теплота сгорания примерно в 3 раза больше теплоты сгорания метана. Объем хранилищ для регулирования неравномерности газо­потребления Vr с применением пропан-бутановых смесей опре­деляют по формуле где Q,—теплота сгорания природного газа; Vrn — объем хра­нилища природного 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 температуре. В этом случае расчетное давление резервуара соответствует давлению паров продукта над жид­костью при абсолютной максимальной температуре окружаю­щей среды, характерной для района строительства. Для хране­ния сжиженных углеводородных газов под давлением приме­няют стальные резервуары, подземные хранилища шахтного типа и хранилища в соляных пластах. 2. При постоянном далекий рхр значительно меньшем давления насыщенных паров продукта хранения при окружающей температуре (рхр < 1 МПа) изотермическое хранение). Тем­пература в хранилище Тхр будет постоянна и равна температуре насыщенных паров продукта хранения при рхр. Обычно рхр близко к атмосферному (рхр 0,105 - 0,11 МПа) и для боль­шинства СУГ Рхр отрицательна. Например, температура кипе­ния жидкого 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. Следователь­но, такие температуры установятся при хранении соответствую­щих сжиженных углеводородных газов при давлении в резер­вуарах, равного атмосферному. В этом случае употребляют термин низкотемпературное изотермическое хранение СУГ. Изотермическое хранение сжиженных углеводородных газов осуществляется в емкостях следующих типов: • стальные теплоизолированные резервуары, они бывают ци­линдрическими и сферическими; сферические резервуары при­меняют для хранения сжиженных газов при пониженных дав­лениях (0,5—0,55 МПа)—промежуточных между принятыми в изотермических резервуарах и обычных резервуарах высокого давления; стальные изотермические хранилища сжиженных га­зов могут быть как в наземном, так и в загубленном испол­нении; • железобетонные теплоизолированные резервуары; • подземные ледопородные резервуары. В стальных цилиндрических резервуарах под давлением упругости паров сжиженные газы целесообразно хранить на распределительных базах при объемах хранилища до 2000 м3. При объемах хранилища от 2000 до 100 000 м3 используют изотермические резервуары с промежуточным хладоносителем, а для хранения большего объема газа целесообразно сооружать резервуары в соляных пластах и горных выработках. Хранение сжиженного метана возможно только в низкотем­пературных хранилищах. Использование для этих целей изотер­мических стальных, железобетонных и подземных ледопородных емкостей находит все большее применение. Это объясняется высокой эффективностью таких резервуаров. Значительный практический интерес представляет хранение сжиженных угле­водородных газов в твердом состоянии в виде брикетов. Бри­кетированные газы представляют собой ячеистую высококон­центрированную эмульсию, в которой одна из жидкостей является сжиженным газом, а другая — полимером. Полимери-зуясь, эта жидкость создает ячейки твердого вещества, которые напоминают пчелиные соты. Сжиженный газ закупорен в этих ячейках. Вся масса принимает свойства твердого тела. Внешне твердое топливо представляет собой брикеты белого или жел­того цвета в виде цилиндров. Плотность их близка к плотности исходного сжиженного газа. Содержание сжиженного газа (в виде жидкости) в брикетах составляет около 95%, остальные 5%—это вещества, образующие структуру брикета. Размеры ячеек в брикете для разных эмульсий находятся в пределах от 0,5 до 5 мкм. Для предохранения брикета от внешних повреждений и уменьшения потери горючего за счет испарения на его поверхность наносят слой раствора поливинилового спирта. После вы­сыхания на брикете образуется прочная пленка (в таком виде он хорошо сохраняется длительное время). Брикеты весом 800, 400 и 200 г, упакованные в коробки из плотной бумаги или картона, поступают к потребителю. Наиболее рациональным видом упаковки оказалась оберточная бумага в сочетании с легкими деревянными решетками. Хранение в засыпанных на глубине 1,1 м ямах показало, что свойства брикетов не изме­няются в течение четырех лет. Для хранения сжиженных газов в твердом состоянии не расходуется металл и не требуется дорогостоящих хранилищ. Очень эффективны методы хранения сжиженных газов в подземных и изотермических резервуарах. Для них требуется меньшее количество металла, меньше площади, и они менее пожаровзрывоопасны. ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ ПОД ДАВЛЕНИЕМ В МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРАХ Стальные резервуары бывают цилиндрические и сфериче­ские, а в зависимости от монтажа — наземные, подземные и с засыпкой (рис. 8.1). В первом случае внешняя среда обуслов­ливает температурный режим хранимого сжиженного газа: из­менение температуры воздуха вызывает соответствующие изме­нения температуры сжиженного газа. Разница в температурах сжиженного газа и атмосферы незначительная—порядка 1—2 К. Температура газа ниже температуры воздуха днем и выше ночью. Максимальная температура сжиженного газа в назем­ных резервуарах определяется максимальной температурой воздуха в летний период. При заглублении резервуаров температура газа мало зави­сит от колебаний температуры воздуха и больше зависит от температуры окружающей среды. Давление сжиженного угле­водородного газа в резервуарах изменяется в зависимости от температуры хранимого в них продукта. Максимальное давле­ние в резервуаре обусловливается упругостью насыщенных па­ров при максимальной температуре внешней среды. Макси­мальная температура в подземных резервуарах для территории Советского Союза принимается порядка 328 К. При этой тем­пературе упругость насыщенных паров пропана 1,92 МПа, н-бу-тана 0,62 МПа и Рис. 8.1. Стальные резервуары: а — цилиндрический наземный; б — цилиндрический подземный; в — цилиндрический с засыпкой; г — шаровой; / — резервуар; 2 — площадка для обслуживания; 3 — опоры изо-бутана 0,8 МПа. Минимальная темпера­тура в надземных резервуарах для территории Советского Союза может достигать 233 К- При этой температуре упругость паров пропана составляет 0,114 МПа, бутана 0,04 МПа, т. е. в резервуаре для хранения бутана может наблюдаться вакуум. На глубине 1—1,5 м tmax m 293—298 К, что обусловливает дав­ление упругих паров пропана 0,95 МПа, н-бутана 0,265, МПа и изо-бутана 0,35 МПа, tmin — 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 углеводо­родных газов при переменной температуре давление в резер­вуаре колеблется в значительных пределах. Для хранения сжиженных углеводородных газов при повышенных давлениях затрачивается много металла, а также требуется оснащать резервуары арматурой высокого давления при повышенных эксплуатационных расходах. Резервуары под высоким давле­нием имеют сравнительно небольшой объем и являются весьма пожаро- и взрывоопасными. Поэтому к устройству складов сжиженных газов, оборудованных этими резервуарами, предъ­являются повышенные требования по технике безопасности. Недостаток этих резервуаров — большие потери продуктов при хранении, которые по ориентировочным данным составляют более 2 % от количества сжиженного газа, проходящего через резервуар. Кроме того, недостаток резервуаров — их большая стоимость и металлоемкость (около 320 кг металла на 1 м3 объема для сжиженных углеводородных газов). Хранение про­дуктов значительно усложняется, если необходимо хранить газы (например этилен), которые при нормальной температуре технологически трудно перевести из газообразного состояния в жидкое. 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 предприя­тий,— не более 2000 м3. Вместимость шарового резервуара для хранения аммиака не должна превышать 2000 т при рхР до 1 МПа, 950 т при рхр от 1 до 1,6 МПа и 500 т при рхр от 1,6 до 2 МПа включительно. Металлические (стальные) резервуары для сжиженных га­зов изготовляют четырех типов: • цилиндрические передвижные объемом 600, 1000 и 1600 л для наземной установки; • цилиндрические стационарные объемом 2,5, 5 и 10 м3 для подземной установки; • цилиндрические стационарные объемом 25, 50, 100, 160 и 200 м3 для наземной и подземной установки; • шаровые объемом 300, 600, 900, 2000 и 4000 м3 для назем­ной установки. Для хранения сжиженных углеводородных газов на газо­распределительных базах используют горизонтальные цилинд­рические резервуары объемом 25, 50, 100, 160 и 200 м3. Резервуары для сжиженных газов изготовляют из стали ВСт. 3, спокойной, 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 К и не ниже 233 К. На газобензиновых, нефтеперерабатывающих, химических и других заводах, а также на крупных базах хранения и распре­деления сжиженных газов применяют шаровые резервуары (рис. 8.2). Основные характеристики сферических резервуаров даны в табл. 8.2, на изготовление которых расходуется меньше металла на единицу объема сферический резервуар объемом600 м3 при толщине стенки 22 мм и диаметром 10,5 м, рассчи­танный на рабочее давление 6·105 Па, весит 70 т. Рис. 8.2. Шаровой резервуар объемом 600 м3 Наземные резервуары для защиты от действия солнечных лучей окрашивают в светлый цвет и оборудуют теневыми кожу­хами или располагают под навесами. Подземные резервуары покрывают противокоррозионной изоляцией и засыпают песком. Каждая емкость оборудуется люками. Люк-лаз имеет диаметр 0,45 м, а люк 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 арматурой: указателями уровня жидкой фазы, указателями давления паровой фазы, предохранительными клапанами, термометрами для замера температуры жидкой фазы, люками-лазами и вентиляционным люком, устройствами для продувки резервуара паром или инертным газом и удаления из него воды и тяжелых остатков, устройством для отбора проб жидкой и паровой фазы. Кроме того, на наполнительно-расходном трубопроводе резервуара устанавливается скоростной клапан, авто­матически отключающий трубопровод при его разрыве или другой аварии на нем, приводящей к выбросу из резервуара большого количества сжиженного газа. Если к резервуару под­водится отдельный наполнительный трубопровод, то на нем должен быть установлен обратный клапан, предотвращающий возможность выхода жидкой фазы. Каждый резервуар должен быть оборудован: установлен обратный клапан, предотвращающий клапанами (рабочим и контрольным), снабженными устройствами для контрольной продувки. Лекция №13 3. ШАХТНЫЕ ХРАНИЛИЩА СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ Шахтные хранилища представляют собой отдельные тоннели или систему взаимосвязанных горизонтальных выработок, имею­щих уклон 0,002 в направлении, где установлен откачивающий на<юс (рис. 8.6). Хранение сжиженных газов и нефтепродуктов практически осуществимо в таких подземных емкостях шахтного типа, которые находятся в мощных устойчивых отложениях есте­ственно непроницаемых пород или пород, поддающихся гермети­зации с помощью сравнительно несложных инженерных меро­приятий. В частности, герметичность подземных емкостей можно обеспечить подпором подземных вод с подвижной и неподвиж­ной водяной подушками. Горные породы считаются .пригодными для сооружения хранилищ углеводородного сырья, если они не фильтруют хранимый продукт, не содержат включений, влияющих на кондицию хранимого продукта, устойчивы против горного давления. Рис. 8.6. Схемы шахтных храни­лищ с вертикальной (а), наклон­ной (б) и горизонтальной (в) вскрывающими выработками: 1 — толща непроницаемых пород; 2 — выработка-емкость; 3 — герметичная перемычка; 4 — вертикальная ьскры-вающая выработка; 5 — оголовок; 6 — накланная вскрывающая выработка; 7 — устье; 8 — горизонтальная вскры­вающая выработка; 9 — портал Подземные шахтные емкости можно сооружать в осадочных породах (плотных известняках, доломитах, гипсах, мелах) и ме­таморфических породах (кварцитах и сланцах). Очень эффективно использование заброшенных горных шахт (после окончания разработки полезных ископаемых) под хра­нилище для сжиженных газов. Слив сжиженных газов в емкости шахтных хранилищ осуществляется самотеком, а откачка — с помощью погружных насосов. Шахтные хранилища сжижен­ных газов сооружают обычно в районах, где отсутствуют соля­ные месторождения. Не рекомендуется сооружать подземные ем­кости шахтным способом: под мощными (толщиной более 40 м) ледниковыми отложениями, содержащими обычно водонесущие пески и гравий; под аллювиальными породами, требующими обязательного сплошного крепления; в породах, вмещающих ка­менный уголь, газ и нефть, так как у них обычно пористые газо­проницаемые структуры. Глубина заложения подземного хранилища шахтного типа определяется, в первую очередь, наличием достаточно мощного пласта газонепроницаемой горной породы. Затраты на строи­тельство и эксплуатацию шахтного хранилища нефтепродуктов прямо пропорциональны глубине его заложения. Минимальная глубина размещения подземных камер ограничивается расчет­ной упругостью паров хранимого продукта при температуре экс­плуатации. Это ограничение относится, в основном, к сжижен­ным углеводородным газам (пропан, бутан, пропилен и их сме­си). Практически минимальная глубина заложения емкостей принимается из расчета, что 0,1 МПа максимального рабочего давления уравновешивается давлением толщи над емкостью мощностью 6 м. Там, где газопроницаемость горных пород кро­вли точно не определена, хранилище необходимо располагать на глубине ниже уровня грунтовых вод. Глубина заложения кровли емкостей шахтных хранилищ сжиженного газа Н определяется в зависимости от средней плотности покрывающих пород и мак­симального давления газа в хранилище: где k3 — коэффициент запаса прочности покрывающих пород (обычно 1,2—1,5); рхр — максимально возможное давление сжи­женного газа внутри емкостей; рср — средневзвешенная плот-кость покрывающих пород, где Н1 Н2,…, Нп — мощность отдельных пластов, слагающих покрывающую толщу пород; p1, р2, ..., рп — плотность этих пла­стов. Минимальная глубина заложения подземных емкостей шахт­ных хранилищ зависит также от вида углеводородных газов и должна составлять для пропана не менее 90 м, для бутана — не менее 50 м. Экономически целесообразны глубины заложения емкостей в газонепроницаемых породах при хранении нефтепро­дуктов 20—40 м; сжиженных газов 80—100 м. Практически глу­бина заложения емкости определяется исходя из горно-геологи-ческих условий и свойств горных пород. Минимальная мощность горных пород Нг должна быть достаточной для размещения в них выработок-емкостей хранилища где h — высота выработки-емкости, м; L — длина выработки-емкости, м; i — уклон выработки-емкости; b — суммарная мощ­ность непроницаемых пород в основании и кровле (не менее 10 м). Обычно выработки-емкости имеют высоту не менее 5 м. Сле­довательно, в общем случае минимальная мощность «рабочей толщи» должна быть около 15 м. В комплекс подземного хра­нилища входят вскрывающие выработки вспомогательного на­значения (коллекторные выработки, камеры насосных станций, эксплуатационные скважины), выработки-емкости. По схеме вскрытия подземные шахтные хранилища подразделяются на хранилища с вертикальным стволом, наклонной вскрывающей выработкой и штольней (горизонтальной выработкой). В шахт­ных хранилищах одновременно могут находиться один или не­сколько видов продуктов (комплексные хранилища). В зависимости от объема хранилища, количества одновре­менно хранимых видов продуктов, горно-геологических и горно­технических факторов подземные хранилища углеводородного, сырья сооружают камерного типа с замкнутой системой вырабо­ток-емкостей, камерного типа с обособленными выработками-емкостями, ячеистого типа (рис. 8.7). Хранилища камерного ти­па с замкнутой системой выработок-емкостей (см. рис. 8.7, а, б)г или же с обособленными выработками-емкостями предназна­чаются как для одного, так и нескольких видов продуктов при общем объеме емкостей более 50 тыс. м3. Хранилища ячеистого типа (см. рис. 8.7, д) сооружают любого объема, в них может находиться только один продукт. Кромля выработок таких хра­нилищ поддерживается целиками, размеры которых в зависимо­сти от физико-механических свойств пород составляют в плане 10 X Ю или 15 X 15 м. Подземная часть хранилищ углеводород­ного сырья шахтного типа состоит из системы горных выработок: вскрывающих выработок вспомогательного назначения и непо­средственно выработок-емкостей. Вертикальные выработки в период строительства хранилища используют для спуска и подъ­ема людей, грузов, извлечения породы, вентиляции, прокладки водоотводящих труб, кабелей и т. д. Рис. 8.7. Схемы шахтных газо- и нефтехранилищ: а, б — камерного типа с замкнутой системой выработок-емкостей соответственно длят одного и двух продуктов; в, г — с обособленными выработками-емкостями соответствен­но для одного и двух продуктов; д — ячеистого типа; /—выработка-емкость; 2 — сбой­ка между выработками-емкостями; 3 — обходная выработка; 4 — ствол; 5 — герметичные перемычки; 6 — породные целики; 7 — вентиляционные скважины При эксплуатации стволы могут выполнять следующие функ­ции: быть емкостью для размещения хранимого продукта; частично использоваться в качестве емкости (только в пределах непроницаемой толщи пород до герметичной перемычки, разме­щенной в нижней части ствола); служить выработкой для сооб­щения с подземными емкостям, а также для размещения технологических подземно-транспортных и специальных комму­никаций. При определении размеров поперечного сечения верти­кальных стволов учитывают габариты и расположение грузовых емкостей, зазоры между ними и крепью. Экономические расчеты позволили установить оптимальные размеры диаметров стволов 1,2—1,8 м. Вертикальные стволы можно проходить бурением: роторным и ступенчатым, буровзрывным способом и т. д. При объеме хра­нилища более 25 000 м3 проходят главный ствол и два вентиля­ционных, при объеме более 35 000 м3 число стволов увеличивает­ся до трех и более. Ствол крепят монолитным или сборным железобетоном или металлом с толщиной стенки до 20 мм. Ос­новными задачами при сооружении шахтных хранилищ.являют­ся герметизация резервуара и его теплоизоляции. Для гермети­зации подают инертный газ под давлением до тех пор, пока не прекратится поступление воды в резервуар. Затем распылением продукта создают отрицательную температуру, при которой об­разуется ледяная оболочка. Для герметизации шахтных храни­лищ используют кремний-органические соединения типа сили­кон, эмульсии из водорастворимых полимеров в сочетании со смолистыми цементами. Песчаники герметизируют покрытиями из латекса, неопрена с силоконовой смолой и другими добав­ками. Наносят также специальные полимерные пленки или исполь­зуют алюминиевые листы. Изоляцию напыляют или в виде па­нелей наклеивают на внутреннюю поверхность резурвуара. Надежность шахтных газонефтехранилищ в значительной мере зависит от герметичности подземных емкостей. Герметич­ность достигается размещением выработок-емкостей в пределах непроницаемого массива пород и созданием специальных уст­ройств, предназначенных для изоляции выработок, заполненных продуктом, от остальных выработок хранилища или внешней среды. Герметичные перемычки должны выдерживать расчетную нагрузку (давление, создаваемое хранимым продуктом), обеспе­чить герметичность конструкции перемычки и контакта с непро­ницаемой толщей вмещающих горных пород, в которой разме­щаются емкости; обеспечить герметичный пропуск через нее не­обходимых технологических трубопроводов. Перемычки выпол­няют из материалов, не подвергающихся воздействию хранимых продуктов и не оказывающих влияния на Рис. 8.8. Схема одинарной герметизирующей перемычки с контурным гидро­затвором: 1 — выработка-емкость; 2 — напорная стенка; 3 — полость контурного гидрозатвора; 4 — трубопровод для отвода паровоздушной смеси; о, 6—■ система трубопроводов для за­лива и перемешивания изолирующей жидкости; 7 — сливоналивной трубопровод их товарные свойства. В хранилищах сжиженных газов предусматривают перемычки высокого давления, а в хранилищах светлых нефтепродуктов — перемычки низкого давления. В подземных хранилищах, предназначенных на один вид продукта, герметичную перемычку уста­навливают, как правило, горизонтально на участке ствола, прой­денного в непроницаемой толще пород. В комплексных храни­лищах герметичные перемычки сооружают вертикально и размещают в коллекторных выработках. Число герметичных пе­ремычек обычно соответствует количеству видов хранимых про­дуктов (каждый продукт изолируется индивидуальной перемыч­кой). В настоящее время разработано несколько конструкций герметизирующих перемычек, одна из которых изображена на рис. 8.8. Для проверки герметичности подземные хранилища шахтного типа подвергают опрессовке. Емкости для хранения пропана опрессовывают сжатым воздухом под давлением 1,2—• 1,4 МПа в течение 24 ч. При положительных результатах при­ступают к оснащению скважины и ствола устройствами для осу­ществления сливоналивных операций. Хранилища большой вместимости опрессовывают дважды: первый раз тогда, когда вместимость выработок хранилища со­ставляет всего 500—1000 м3; в этом случае испытывают прони­цаемость горных пород под давлением воздуха 0,8—1 МПа в те­чение суток; второй — после полного окончания строительства хранилища, т. е. когда пройдены горные выработки, сооружены перемычки и установлено необходимое оборудование (задвижки на обсадные трубы стволов и скважин, глубинные насосы, уров­немеры и т. д.). Опрессовку в этом случае выполняют также в течение суток, но при давлении воздуха 1,2—1,4 МПа, т. е. при давлении, которое в полтора-два раза превышает предполагае­мое давление сжиженных газов в хранилище. В процессе опрес-совки хранилищ наблюдают за давлением и температурой вну­три хранилища. Выработки-емкости считаются выдержавшими испытания на герметичность, если видимое падение давления не превышает падения давления из-за изменения температуры. В за­вершение испытаний по количеству нагнетавшегося и выданного воздуха определяют вместимость хранилища. Лекция №14 5. ИЗОТЕРМИЧЕСКОЕ ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В СТАЛЬНЫХ И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРАХ Хранение СУГ в низкотемпературных изотермических (сталь­ных, железобетонных, ледопородных) емкостях получило широ­кое применение. Это объясняется высокой эффективностью та­ких резервуаров. Отметим, что хранить сжиженный метан или природный газ можно только в низкотемпературных хранили­щах (рис. 8.15). Изотермическое хранение сжиженных углево­дородных газов при давлениях, незначительно отличающихся от давления внешней среды, имеет преимущества вследствие мень­ших затрат металла, меньшей территории, занимаемой храни­лищем, и большей безопасности хранения. Постоянное низкое давление сохраняется путем откачки паров сжиженных угле­водородных газов для использования в газораспределительной сети или повторного сжижения паров. Температура хранения жидкого пропана при изменении давления от 2000 до 15 000 Па Рис. 8.15. Изотермические резервуары: а — с холодильной установкой; б —с буферными емкостями; в —с промежуточным хладоагентом; г — льдогрунтовый; / — сливной трубопровод; 2 — дроссельное устройст­во; 3 — резервуар; 4 — трубопровод паровой фазы; 5— компрессорная холодильная ус­тановка; 6 — буферная емкость; 7 — емкость для промежуточного хладоагента; 8 — теплообменник; 9 — льдогрунтовая оболочка; 10 — морозильные колонки; 11 — водоне­проницаемый слой подстилающих пород по сравнению с атмосферным колеблется в пределах 2°С, н-бу-тана — в пределах 4°С, изо-бутана в пределах 12 °С. Толщину стенки хранилища определяют из условия искус­ственного охлаждения сжиженного газа, подлежащего хране­нию, до температуры, при которой давление его насыщенных паров будет близко к атмосферному давлению. В таких усло­виях достаточно, чтобы стенки внутреннего сосуда хранилища выдерживали как гидростатическое давление продукта, так и незначительное дополнительное давление. При таком суммар­ном давлении разрешается применение тонкостенного хра­нилища. Для хранения сжиженных газов применяют различные емкости, рассчитанные на гидростатическое давление продукта в них при полностью заполненном резервуаре плюс избыточное давление паров продукта, необходимое для осуществления нор­мальной работы компрессорно-холодильного оборудования. Мак­симальное рабочее давление в таком резервуаре составляет 0,005—0,01 МПа. Небольшое избыточное давление в резервуаре (до 5000 Па) необходимо для того, чтобы при любых возмож­ных барометрических колебаниях атмосферного давления дав­ление в резервуаре не могло стать ниже его. Большое преимущество хранения газа в изотермических резервуарах — их независимость от местных геологических усло­вий. В то же время при сооружении подземных хранилищ природного газа, используемых с указанной целью, в настоящее время приходится изыскивать специальные геологические струк­туры (выработанные и водоносные пласты и пр.). Поэтому хра­нилища СУГ могут быть созданы практически в любом месте, где это представляется технологически необходимым и экономи­чески выгодным. Металлические теплоизолированные резервуары Большое распространение при сооружении хранилищ СУГ получили металлические резервуары. Это объясняется хорошей изученностью работы листовых конструкций в области крио­генных температур и их надежностью, наличием стали и алю­миниевых сплавов, отвечающих требованиям работы при темпе­ратуре 111 К, возможностью контроля сварных соединений и испытания конструкций в целом, а также наличием эффектив­ных теплоизоляционных материалов и отработанных методик по определению скорости испарения продукта. К преимуще­ствам металлических резервуаров следует отнести возможность их строительства, независимо от мест расположения, а также то, что благодаря надежной герметичности резервуара можно* гарантировать отсутствие утечек и образование взрывоопасных смесей. Построенные наземные металлические резервуары имеют объем от 160 до 5500 м3. Увеличение объема резервуа­ров приводит, как правило, к более экономичным решениям. Однако имеются пределы ограничения объема и высоты резер­вуара, исходя из соображений безопасности. Разработаны про­екты металлических резевуаров объемом до 125 000 м3. Наземные низкотемпературные резервуары начали использо­вать раньше резервуаров других типов, этим и объясняется их широкое распространение (более 80 %). Чаще они цилиндри­ческой формы, так как сферические более сложны в изготовле­нии. Изотермический резервуар должен удовлетворять следую­щим требованиям: материал для его изготовления должен обладать хорошими механическими свойствами при низкой температуре; обладать удобной для монтажа, прочной и надежной в экс­плуатации конструкцией; характеризоваться невысокими потерями сжиженного газа при испарении вследствие теплопритока и обеспечивать дли­тельное и безопасное хранение; отличаться невысокой стоимостью изготовления. Потери сжиженного газа могут быть оценены с помощью коэффициента потерь, который показывает долю испаривше­гося газа из полностью заполненного сжиженным газом резер­вуара в течение 24 ч. Коэффициент потерь на испарение не должен превышать 0,05 %. Рис. 8.16. Стальной изотермический резервуар объемом 5800 м3: / — анкерное устройство; 2 — оболочка резервуара; 3 — тепловая изоляция; 4 — кровля; 5 — дыхательный клапан; 6 — предохранительный клапан; 7 — подающий трубопровод; 8 — лестница; 9 — трубопровод отбора жидкого газа; 10 — днище резервуара; И — бло­ки из пеностекла; 12 — система обогрева Наземный низкотемпературный резервуар состоит из пере­крытия, стен, фундамента, герметизирующей оболочки и тепло­изоляции (рис. 8.16). Наземный резервуар обычно состоит из двух самостоятельных оболочек: внутренней (несущей и герме­тизирующей) и наружной, играющей роль защитного кожуха. Внутреннюю оболочку изготавливают из алюминиево-магние-вого сплава или легированной стали. Так как стоимость ее велика, то иногда в качестве несущей конструкции применяют стенку из предварительно напряженного бетона, а тонкая ме­таллическая оболочка лишь герметизирует пространство. В качестве несущих могут применяться также различные мембранные конструкции из элементов в форме дуг окружно­стей и эллипсов, опирающихся на ребра жесткости, а также вертикальные трубы, сваренные между собой с помощью вста­вок из листового или профильного металла. Для мембран ис­пользуют и другие материалы, например эластичные пласт­массы, наружная оболочка выполняется из обычной стали. Разработаны конструкции, позволяющие из однотипных тепло­изолированных железобетонных секций заводского изготовления собирать резервуары необходимой вместимости. Края гермети­зирующей оболочки соединяют сваркой или болтами в сплош­ной резервуар, а сварные стыки заделывают монолитным бетоном. Резервуары такого типа могут быть как наземными, так и подземными. Основание наземного резервуара бывает двух типов: опирающееся непосредственно на грунт или же на плиту, уложенную на забитых в грунт сваях. При укладке на грунт необходима теплоизоляция или подогрев, так как при промерзании грунта может возникнуть его пучение и деформа­ция резервуара. Теплоизоляцией служат довольно дорогие твер­дые пористые силикатные материалы типа пеностекла, бетоны с легкими наполнителями, различные крупнозернистые мате­риалы (гравий, керамзит), пространство между которыми за­полняется минеральной шерстью или перлитом. Систему обо­грева грунта из-за сложности ее осуществления используют довольно редко. Второй метод позволяет уменьшить промерза­ние грунта, так как воздух является довольно хорошим тепло-изолятором. Однако в этом случае необходима надежная изо­ляция дна для снижения теплопотерь. Между железобетонной плитой основания и стальным дном укладывают бетонные блоки с вертикальными трубчатыми отверстиями. В них и про­странстве между блоками помещают рыхлую теплоизоляцию, например вспученный перлит. Блоки служат несущими кон­струкциями. Иногда используют блоки из перлито-бетона, кото­рые являются как изолирующими. В качестве несущих приме­няют также различные деревянные конструкции, одновременно служащие хорошими теплоизоляторами. Перекрытие резервуара представляет собой двухстенный ку­пол с помещенной между оболочками теплоизоляцией. Для сни­жения теплопотерь в пространство между оболочками пропу­скается сухой азот, который 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. Еще одним интересным решением является перекрытие понтонного типа, плавающее на поверхности сжиженного газа. Паровая фаза по специальным каналам поступает в углубление, откуда подается в холодильные установки. Понтон изготавли­вают из металла или пластмасс. При проектировании и сооружении низкотемпературных ре­зервуаров возникает ряд задач: выбор материала для резер­вуара, теплоизоляция резервуара, сооружение фундамента под резервуар, безопасная эксплуатация хранилища жидкого газа. Для сооружения самого резервуара требуются материалы (ме­таллы), обеспечивающие необходимые механические свойства в условиях низкой температуры (табл. 8.4). Для изготовления емкости, работающей при минимальной температуре 173 К, при­меняют углеродистую сталь, содержащую 3,5 % никеля, с пре­делом текучести не менее 840 МПа; при 73 К — углеродистую сталь, содержащую 9 % никеля, с пределом текучести температур от 153 до 173 К, необходимой вязкостью обладают стали с содержанием 5—6 % никеля. Для сооружения внутренней оболочки изотермических газ­гольдеров широко используют алюминиевые сплавы. Они обла­дают достаточной прочностью, имеют высокую теплопровод­ность (в 5 раз больше теплопроводности других металлов), обладают незначительной плотностью и высокой коррозионной устойчивостью, а также легко поддаются механической обра­ботке и сварке. Внешнюю защитную оболочку газгольдера вы­полняют из углеродной стали; она должна быть герметична и защищать теплоизоляцию от увлажнения. Для этого листы оболочки, толщина которых 6—8 мм, следует сваривать с двух сторон, поэтому расстояния между наружной и внутренней обо­лочками газгольдера принимают не менее 750 мм. Железобетонные низкотемпературные резервуары выполняют из предварительно напряженного железобетона, который можно использовать при больших температурных перепадах благодаря примерно равным коэффициентам линейного расширения бетона и стальной арматуры. Конструкция стенок железобетонных резервуаров может быть следующая: внешняя железобетонная плита — теплоизоля­ция— внутренняя железобетонная плита — тонкая герметизи­рующая металлическая оболочка; внешняя железобетонная пли­та — теплоизоляция — внутренняя герметизирующая оболочка; внешняя железобетонная плита — герметизирующая оболочка — армированная теплоизоляция. Основания заглубленных желе­зобетонных резервуаров подогреваются, объем достигает 500 тыс. м3. Конструкция типового железобетонного резервуара объемом до 1000 м3 изображена на рис. 8.17. Основная техни­ческая характеристика его следующая: расход бетона — 0,12 кг/м3, расход стали—17,8 кг/м3 (в том числе никелевой стали 2,5 кг/м3) и расход теплоизоляции — 0,31 кг/м3. Нормаль­ное рабочее давление в изотермической емкости поддерживается путем отбора паров компрессорами с последующим их охлаж­дением и возвратом в емкость. Поступление теплоты через стен­ку резервуара незначительно (вследствие хорошей изоляции) и вызывает испарение 0,05—0,7 % объема хранящейся жидко­сти в течение суток. Основное поступление теплоты происходит с жидкой фазой, подаваемой при наполнении резервуара. В этом случае мощность холодильной установки зависит от скорости заполнения резервуара и температуры поступающего в резер­вуар сжиженного углеводородного газа. Схема изотермического хранилища с использованием в каче­стве холодильного агента самого сжиженного углеводородного газа изображена на рис. 8.18. Испаряющийся из теплоизолиро­ванного резервуара 1 пар через теплообменник 7 поступает в компрессор 4, где сжимается до 0,5—1,2 МПа (в зависимости от термодинамических свойств хранимого газа), затем подается в холодильник-конденсатор 5, где охлаждается водой 6 и кон­денсируется при неизменном давлении. Сконденсированный сжи­женный углеводородный газ 2 дополнительно переохлаждается встречным потоком газа в теплообменнике 7, дросселируется в вентиле 3 до давления, соответствующего режиму хранения, и подается снова в резервуар 1. Компрессорно-холодильная установка должна быть рассчи­тана на отбор такого количества паров, при котором в емкости будет поддерживаться рабочее давление в допустимых преде­лах. Давление в резервуаре в указанных пределах должно поддерживаться с помощью автоматических блокировок. Автома­тическая блокировка нижнего предела давления должна обеспе­чивать прекращение отбора паров из изотермического резер­вуара по достижении этого предела. Для этого на линии отбора паров компенсаторами должна быть установлена отсекающая запорная арматура с гидро- и электроприводом, приводимая в действие от датчика давления в емкости. По достижении ра­бочего давления блокировка должня обеспечивать открытие арматуры и выход паров на всасывающую линию компрессоров. Чтобы исключить создание недопустимого вакуума в хранилище должно быть предусмотрено специальное устройство для гаше­ния вакуума путем впрыска в емкость дополнительного количе­ства паров хранимого продукта из технологического резервуара или из какого-либо другого источника. Рис. 8.17. Железобетонный резервуар с покрытием для хранения сжиженного метана объемом 10 000 м3: / — внутренняя емкость; 2 — пеностекло толщиной 700 мм; 3 — днище из предварительно напряженного железобетона; 4 — гидроизоляция; 5 — трубы для обогрева; 6 — подпор­ная стенка из токрета; 7 — стенка наружной железобетонной емкости; 8 — вспученный перлит толщиной 1000 мм; 9 — подвески; 10 — сборный железобетонный купол; 11 — дополнительная нагрузка из керамзитобетона; 12 — растяжки из стали Х18Н9Т; 13 — обсыпка грунтом Рис. 8.18. Схема поддержания низ­котемпературного режима сжи­женного газа в резервуаре Лекция №15 КУСТОВЫЕ БАЗЫ И ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ КОМПОНОВКА И ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Для бесперебойного снабжения сжиженным углеводородным газом в районах потребления создается система распределения сжиженных газов. Основными производственными звеньями распределения являются кустовая база сжиженных газов (К.БСГ), газонаполнительные станции (ГНС) и транспортные средства. КБСГ и ГНС являются предприятиями, предназначен­ными для приема, хранения и отпуска потребителям сжижен­ных углеводородных газов, поступающих на ГНС и КБ железно­дорожным, водным, автомобильным транспортом или по трубо­проводам с предприятий, производящих газ, или из хранилищ газа. Производительность ГНС должна определяться на основа­нии перспективной схемы газоснабжения района, который обслу­живается ГНС. КБС и ГНС сооружают по типовым проектам. Территория ГНС подразделяется на производственную и вспо­могательную зоны. В зависимости от технологического процесса транспорта, хранения и поставки потребителям газа предусма­триваются следующие основные здания и сооружения в произ­водственной зоне: железнодорожный путь с эстакадой и слив­ными устройствами для слива сжиженных углеводородных га­зов из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения, производственный корпус (насосно-компрессорные, наполнитель­ное, слива неиспарившихся остатков газа из баллонов, замены неисправных вентилей и клапанов, дегазации), погрузочно-разгрузочная площадка для размещения наполненных и пустых баллонов, помещение для вентиляционного оборудования и бы­товые помещения; внутриплощадочные трубопроводы для пере­мещения сжиженных углеводородных газов в соответствии с технологической схемой ГНС, колонки для наполнения автоци­стерн сжиженными углеводородными газами и колонки для сли­ва газов из автоцистерн при доставке газа на ГНС автотранс­портом, автоматические весы, резервуары для слива из баллонов неиспарившегося газа, установки испарительные и по смещению паров сжиженных газов с воздухом. Во вспомогательной зоне сооружено здание вспомогательных помещений с размещением в нем административно-хозяйствен­ных помещений, лабораторий, котельной, насосной, механиче­ских мастерских по ремонту оборудования и баллонов, аккуму­ляторной и других помещений; трансформаторной подстанции, площадки для открытой стоянки автомобилей или здания для технического обслуживания автомобилей; резервуаров для про­тивопожарного запаса воды, водонапорной башни, складских и других помещений. Перечень зданий и сооружений, входящих в ГНС, определяют в зависимости от производительности и назна­чения ГНС. Площадки выбирают на открытой местности вне территории городов, поселков и сельских населенных пунктов. Жилые, ком­мунальные и промышленные объекты, прилегающие к станции, должны быть расположены со стороны господствующих ветров. Размещать ГНС и КБСГ в местах горных выработок и карсто­вых явлений не допускается. При выборе площадки для строи­тельства ГНС должны быть предусмотрены безопасные расстоя­ния как между зданиями и сооружениями ГНС, так и расстояния до окружающих ее зданий и сооружений, а также возмож­ность присоединения железнодорожной ветки и автомобильных дорог ГНС к железнодорожной сети и автомобильной дороге об­щего назначения. Площадку для строительства ГНС следует вы­бирать с учетом обеспечения снаружи ограждения ГНС противопожарной полосы шириной 10 м и минимальных разрывов: 50 м до лесных массивов хвойных пород и 20 м до лиственных пород. При строительстве ГНС и КБ необходимо соблюдать раз­рывы (охранную зону) от границ их территории до других зда­ний, сооружений, предприятий и дорог. Газораздаточная стан­ция должна быть соединена с основными путями перевозки бал­лонов высококачественной дорогой. Расстояние от резервуаров ГНС до зданий или сооружений для ГНС, размещенных на тер­ритории промышленных предприятий, должно определяться в зависимости от размеров резервуара. Отличительная черта КБСГ — их способность обеспечивать газом определенный экономический район (область, край, рес­публику). ГНС, являясь объектами городского газового хозяй­ства, способны снабжать газом отдельные населенные пункты или очень незначительное число таких пунктов, близко располо­женных друг от друга. ГНС и КБСГ сжиженного углеводородного газа производят следующие технологические операции: • прием сжиженного газа; • слив сжиженного газа в хранилища; • хранение сжиженных газов в емкостях хранилищ, автоцис­тернах, баллонах и т. п.; • слив из пустых и неисправных баллонов неиспарившихся ос­татков; • разлив сжиженного газа в баллоны, автоцистерны и пере­движные емкости; • транспорт сжиженного газа в баллонах и по трубопроводной сети (внутренней и внешней); • прием пустых и выдачу наполненных баллонов; • компаундирование сжиженных газов разных составов с целью улучшения качества нефтепродукта; • заправку автомашин, работающих на сжиженном газе; • определение качества сжиженного газа; • регазификацию (испарение) сжиженных газов; • смешение сжиженных газов с воздухом или низкокалорий­ные газами; • выдачу паров сжиженных газов, газовоздушных и газовых смесей в городские распределительные трубопроводы. Основные сооружения ГНС и КБСГ соединяют коллекторами жидкой и трубопроводами паровой фаз. Технологическая схема газопроводов паровой фазы должна учитывать возможность раз­дельной подачи газа различного фракционного состава в напол­нительное отделение и к колоннам для наполнения автоцистерн. Число устройств для слива сжиженных углеводородных газов из железнодорожных цистерн в резервуары должно определяться в зависимости от числа железнодорожных цистерн, которые одно­временно подаются для слива газа. Для обслуживания сливных устройств следует предусматривать эстакады из несгораемых материалов с площадками для присоединения сливных уст­ройств к цистернам. Вместимость резервуарного парка определяется в зависимо­сти от суточной производительности ГНС, степени заполнения резервуаров и количества резервируемого для хранения сжижен­ного углеводородного газа на ГНС. Количество резервируемого для хранения сжиженного углеводородного газа необходимо оп­ределять в зависимости от расчетного времени работы ГНС без поступления газа где L — расстояние от завода-поставщика сжиженных углеводо­родных газов до ГНС; итр — нормативная суточная скорость до­ставки грузов вагонами (принимается 330 км/сут); ттр — время, затрачиваемое на операции, связанные с отправлением и прибы­тием груза (принимается 1 сут); т3 — время, на которое следует предусматривать эксплуатационный запас сжиженных углеводо­родных газов на ГНС (принимается 3—5 сут в зависимости от местных условий, а для районов с суровыми климатическими ус­ловиями и при неудовлетворительном состоянии дорог его допу­скается увеличивать). Число суток, резервируемых для хранения сжиженных угле­водородных газов при расположении ГНС вблизи от предприя­тия, вырабатывающего сжиженные углеводородные газы, транс­портирование которых на ГНС осуществляется в автоцистернах или по трубопроводам, сокращается до двух суток. При разме­щении ГНС на территории промышленного предприятия запас сжиженных углеводородных газов следует определять в зависи­мости от принятых для промышленного предприятия норм по хранению резервного топлива. Установку резервуаров на ГНС следует предусматривать, как правило, надземную. Подземная установка резервуаров до­пускается при невозможности обеспечения установленных мини­мальных расстояний до зданий и сооружений (например, при расширении и реконструкции действующих ГНС), а также для районов с температурой наружного воздуха ниже допустимой технической характеристикой резервуара. Подземно располо­женными резервуарами следует считать резервуары, у которых верхняя образующая находится ниже планировочной отметки земли не менее чем на 0,2 м. Для подземного размещения до­пускается на ГНС предусматривать только цилиндрические ре­зервуары. Расстояния в свету между отдельными подземными резервуарами должны быть равны половине диаметра большего-смежного резервуара, но не менее 1 м. К подземным резервуа­рам приравниваются надземные, засыпаемые грунтом на высоту не менее 0,2 м выше их верхней образующей и шириной не менее 6 м, считая от стенки резервуара до бровки насыпи. Размещать резервуары в помещениях не допускается. Над­земные резервуары следует устанавливать с уклоном 0,002— 0,003 в сторону сливного патрубка на опоры из несгораемых ма­териалов с пределами огнестойкости не менее 2 ч. Нагрузка от резервуаров на опоры должна распределяться равномерно. Рас­стояния в свету между надземными резервуарами должны быть не менее диаметра наибольшего из рядом стоящих резервуаров, но не менее 2 м. Расстояние между подземными резервуарами должно быть не менее 1 м. Надземные резервуары устанавли­вают группами. Максимальный общий объем резервуаров в группе равен 1000 м3 при общем объеме резервуаров до 1000 и 2000 м3 при общем объеме 2000—8000 м3. При объеме группы до 200 м3 расстояние между резервуарами должно быть не менее 5 м, при объеме 200—700 м3 — не менее 10 м, а при объеме 700— 2000 м3 — не менее 20 м. Расстояние отсчитывают между внеш­ними образующими резервуаров. Расстояние между рядами над­земных резервуаров, размещаемых в два и более рядов, дол­жно приниматься равным длине наибольшего, но не менее 10 м. Для каждой группы надземных резервуаров по периметру не­обходимо предусматривать замкнутое обвалование или огра­ждающую стенку из несгораемых материалов (например, из кирпича, бутобетона, бетона и др.) высотой не менее 1 м, рас­считанное на 85 % вместимости группы резервуаров. Ширина земляного вала поверху должна быть не менее 0,5 м. Расстоя­ния от резервуаров до подошвы обвалования или ограждающей стенки должны быть равны половине диаметра ближайшего ре­зервуара, но не менее 1 м. Для удаления ливневых и талых вод с обвалованной тер­ритории следует предусматривать специальные устройства (на­пример, затворы, задвижки и т. д.). Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или огра­ждающей стенки должны быть предусмотрены лестницы — пе­реходы шириной 0,7 м, не менее двух на каждую группу, распо­ложенные в разных концах обвалования. Подземные и надземные резервуары сжиженных углеводо­родных газов должны быть оборудованы контрольно-измери­тельными приборами и предохранительной арматурой: указате­лями уровня жидкости (уровнемерами, предохранительными клапанами, манометрами и дренажными незамерзающими кла­панами (для надземных резервуаров). Указатели уровня жид­кой фазы газа с уровнемерными стеклами открытого типа дол­жны быть рассчитаны на давление не менее 1,8 МПа, снабжены скоростными клапанами, запорными кранами и защищены ме­таллическими кожухами. Литература 1. Ф.Ф.Абузова, Р.А.Алиев. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа. М: Недра, 1992. С.320. 2. Афанасиев В.А. Бобрицкий Н.В., Сооружение резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов М.: Недра 1981., с190 3. В.Е. Губин, В.Ф. Новоселов, П.И. Тугунов. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктопроводов. М.: Недра. 1968.С.160. 4. А.С. Арзунян, А.В. Громов. И.И.Матецкий. Расчеты магистральных нефтегазопроводов и нефтебаз. М.:Недра, 1972. С.153 5. Ентус Н.Р. Техническое обслуживание и ремонт резервуаров М.: Химия 1982 6. Едигаров С.Г. , Михайлов В.М., Прохоров А.Д., Юфин В.А. Проектирование и эксплуаитация нефтебаз. Учебник. - М, Недра, 1982,80с. 7. Тугунов П.П., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. - М, Недра, 1981 8. СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопажарные нормы М, 1993г. 9. В.Ф.Новоселов, П.И.Тугунов, А.Ш.Шаммазов. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Уфа. «Дизайн Полиграф Сервис» 2002г. 658с.