Аналитика



Купить кухню из ЛДСП в Москве предлагает "Рай Мебели"

mebelniray.ru

Глава 5 потери нефтепродуктов ii методы их сокращения

Глава 5

ПОТЕРИ НЕФТЕПРОДУКТОВ II МЕТОДЫ ИХ СОКРАЩЕНИЯ

§ 1. ПСТОЧНПКП ПОТЕРЬ

Одним из основных средств улучшения экономических показателей производства является максимальное использование имеющихся резервов (например, сокращение потерь нефти и нефтепродуктов на промыслах, на нефтеперерабатывающих заводах, при транспортировке, на нефтебазах и в процессе потребления). Ориентировочные подсчеты показывают, что годовые потери нефти при перекачке от скважины до установки нефтеперерабатывающего завода и нефтепродуктов при доставке от завода до потребителя включительно составляют около 9% от годовой добычи нефти. При этом в результате испарения из нефти уходят главным образом наиболее легкие компоненты, являющиеся основным и ценнейшим сырьем для нефтехимических производств.

Потери легких фракции бензина приводят к ухудшению товарных качеств, понижению октанового числа, повышению температуры кипения, а иногда и к переводу нефтепродукта в более низкие сорта.

Из общей суммы годовых потерь потери от испарения нефтепродуктов на нефтебазах ц прп транспортировке составляют примерно 2,5%. Потери от утечек составляют небольшую часть и могут быть полностью ликвидированы за счет повышения общей культуры производства и проведения общеизвестных, обязательных организационно-технических и профилактических мер.

Основные источники потерь на нефтебазах — испарения в резервуарах и при слпво-налпвных операциях. Процесс испарения происходит при любой температуре вследствие теплового движения молекул нефтепродукта. С возрастанием температуры, т. е. с ростом интенсивности теплового движения, скорость испарения увеличивается. В герметичном резервуаре испарение происходит до тех пор, пока газовое пространство резервуара не будет заполнено насыщенными парами. Для насыщения замкнутого газового пространства резервуара парами нефтепродукта прп различных температурах необходимо тем большее количество паров, чем выше температура поверхностного слоя нефтепродукта. Степень испаряемости нефтепродуктов определяется давлением насыщенных паров.

Давлением насыщенных паров жидкости у) называют парциальное давление паров над ее поверхностью, прп котором пары находятся в равновесии с жидкостью. Парциальное давление паров равно той части общего давления газовой смесп, которая обусловлена присутствием этого компонента. Кроме того, оно также равно тому давлению газа, которым он обладал бы, занимая один весь объем смесп. Давление насыщенных паров жидкости ру зависит от температуры, и при достижении температуры кипения оно становится равным внешнему давлению. Таким образом, жидкость испаряется тогда, когда парциальное давление ее паров в окружающей атмосфере меньше давления насыщенных паров.

Для данного нефтепродукта ру зависит только от температуры его поверхности Т. Зависимость ру от температуры может быть получена совместным решением следующих уравнений:

Клапейрон а—К л а у з и у с а

11

(5.1)

dp 1


г

dT АТ


уравнения состояния

Р{Уп~ VX) = RT.

(5.2)


Здесь А — термический эквивалент единицы работы = 1/427); Vn, V>K — молекулярные объемы сухого пара и жидкости при давлении насыщенных паров р; г — мольная скрытая теплота испарения в Дж/моль; R — универсальная газовая постоянная, равная R = 8390 (Дж/моль • К).

Подставив значения (Vn — F,K) из (5.2) в (5.1) и разделив переменные, получим

dp г dT

Р AR Т*

р

V

Т


ИЛИ

После интегрирования имеем:

где Т — абсолютная температура, при которой известно давление насыщенных паров; ру — искомое давление насыщенных паров нефтепродукта при абсолютной температуре Т.

Поскольку    -

AR =    8390    ^    20    Дж/(моль    •    К),

то окончательно

(5.3)

Мольная скрытая теплота испарения находится по правилу Трутона

г = 92.103Гк,

где Тк — температура кипения нефтепродукта в К при р = 0,1 МПа. Кривые давлений насыщенных паров некоторых нефтепродуктов представлены да графике (рис. 5.1).

Потери от испарения являются результатом следующих причин:

Потери прп опорожнении и заполнении в у а р о в. т. е. потерп от «больших д ы х а н и й».

Прп выкачке нефтепродуктов нз емкоетп в освобождающийся объем газового пространства всасывается атмосферный воздух. Прп этом концентрация паров в газовом пространстве уменьшается п начинается пспарение нефтепродукта. В момент окончания выкачкп парциальное давление паров в газовом пространстве обычно бывает значительно меньше давления насыщенных паров при данной температуре. Прп последующем заполнении резервуара находящаяся в газовом пространстве паровоздушная смесь вытесняется пз емкости. По удельному весу потерп от «больших дыханий» составляют более 2/3 суммарных потерь от испарения.

Рис. 5.1. Кривые давлений насыщенных паров.


Таким образом, пз самого определения потери от «больших дыханий» зависят от частоты закачки — выкачкп резервуаров, т. е. от коэффициента оборачиваемости к.

Потери от «малых дыха-н п й» происходят по двум причинам:

1)    от суточного колебания температуры, а следовательно, от парциального давления паров, вследствие чего изменяется п абсолютное давление в газовом пространстве резервуара.

Прп достижении давления, превышающего необходимую величину для подъема клапана, прпподнпмается тарелка клапана п часть паровоздушной смесп выходит в атмосферу (получается как бы «выдох»). В ночное время суток газовое пространство п поверхность нефтепродукта охлаждаются, газ сжпмаетея п

происходит частичная конденсация паров нефтепродукта, давление в газовом пространстве падает, п как только вакуум в резервуаре достигнет величины,, равной расчетной, откроется вакуумный клапан п пз атмосферы в резервуар начнет поступать чпстый воздух (получается как бы «вдох»);

атмосферного резервуара (при условии, что атмосферного больше расчетного давления


2)    от расширения паровоздушной смесп прп понижении давленпя, вследствие чего часть газа выйдет пз разность давлений в резервуаре и клапана).

Потерп от вентпляцпп газового пространства резервуаров происходят прп наличии двух отверстий на крыше, расположенных на расстоянии h по вертикали (рпс. 5.2). Вследствие того, что плотность паровоздушной смесп больше плотностп воздуха, в резервуаре образуется газовый сифон, прп котором паровоздушная смесь начинает вытекать через нижнее отверстие, а свежий воздух поступать через верхнее отверстие. Таким образом, будет происходить непрерывная циркуляция в газовом пространстве резервуара под газовым давлением

Рhg (Рем — рв). паровоздушной смесп

где рсч — плотность воздуха.

Секундный расход прп газовом сифоне можно вычислить по известной формуле истечения

е и/ л/^ЩЕКг    (5.4)

*    г СМ

где jx — коэффициент расхода прн истечении через отверстие (для практических расчетов jj, = 0,58); / — площадь отверстия.

Если известны концентрация С п плотность рн паров нефтепродукта в паровоздушной смеси, то весовое количество нефтепродукта прп наличии газового сифона определится пз соотношения

G = QC9h.

Газовый сифон в резервуаре возможен и прп герметичной крыше, если дыхательные клапаны размещены, как показано на рис. 5.2. В этом случае

сильным порывом ветра может быть поднята тарелка вакуумного клапана 1 прибора, воздух будет входить в резервуар п может поднять в газовом пространстве давление, превышающее допускаемое. Тогда клапан давления 2 в приборе откроется, и через газовое пространство резервуара будет происходить циркуляция воздуха и паровоздушной смесп.

1

Рис. 5.2. Схема вентиляции газового пространства резервуара


Потерп от насыщения газового пространства резервуара парами нефтепродуктов могут происходить прп начальном заполнении резервуара нефтепродуктом, когда газовое пространство резервуара кроме воздуха начинает насыщаться еще и парами нефтепродукта. Эти потери могут бытьп в случае смены продукта в резервуаре, когда в него закачивается нефтепродукт с более высоким давлением насыщения паров. В этом случае происходит дополнительное насыщение газового пространства резервуара.

Потери от обратного выхода возможны прп частичной выкачке нефтепродуктов пз емкосгп, когда ее газовое пространство оказывается ненасыщенным парами. Поэтому после окончания выкачкп происходит дополнительное насыщение газового пространства вследствие пспаренпя некоторого количества нефтепродукта. Еслп емкость оборудована дыхательным клапаном, то давление в газовом пространстве прн этом повышается до давления, на которое этот клапан отрегулирован. Затем дыхательный клапан открывается и в атмосферу вытесняется некоторый объем паровоздушной смесп, соответствующий объему паров, которые образуются в процессе дополнительного насыщения газового пространства («обратный выдох»). Аналогичное явление происходит после частичного заполнения очищенной п проветренной емкостп. еслп в конце заполнения газовое пространство еще не вполне насыщено парамп («дополнительный выдох»). Однако в этом случае дыхательный клапан после окончания наполнения емкости не закрывается, п сразу начинается «дополнительный выдох».

Температурный режим резервуаров

Задача об изменениях температуры газового пространства резервуара под воздействием колебаний температуры внешнего воздуха, периодической солнечной радиации в строгой ее трактовке относится к области теорпп нестационарного теплообмена и решение ее связано с некоторыми трудностями.

Отсутствие определенной закономерности изменений температуры внешнего воздуха и интенсивности солнечной радиации не позволяют выразить их характер точными уравнениями. Большие трудности возникают при исследовании нестационарного теплообмена внутри резервуара.

Приближенное решение задачи о колебании температуры в газовом пространстве резервуара было выполнено II. А. Чарным. Полученная расчетная формула оказалась весьма громоздкой и неудобной для практических расчетов. Поэтому она была преобразована в виде алгебраической суммы некоторых функций. Одна группа этих функций оказалась зависящей только от отношения площади боковой поверхности FCT к площади крыши резервуара (рис. 5.3, а) FkP! а другая — от долготы дня и шпроты местности (рис. 5.3, б). Чтобы ис--ключить влияние долготы дня, последняя группа функций была вычислена дл^ наиболее длинного дня — дня летнего солнцестояния (22 июня).

Таким образом, былп получены простые формулы для определения суточного колебания температуры газового пространства резервуара:

Atr = AtBfx — 591 [/2/3 ~т" fife /4 if &    /5)] i    (5.5)

rAe/i~r/8 — функции, определяемые по графикам, приведенным на рис. 5.3.

Зная амплитуду колебания температуры в газовом пространстве резервуара ДtT, можно вычислить максимальную, минимальную и среднюю температуры. Как показывают наблюдения, амплитуда колебания температуры газа в резервуаре в летний период больше амплитуды колебаний воздуха ДtB. Однако минимальная температура газа t™‘n в резервуаре не может быть ниже минимальной температуры воздуха (/Ц”п). Поэтому приближенно можно принять:

(5.6)

те = ^-0,3^-.    (5.10)

Температура верхних слоев нефтепродукта ?^сл может быть принята приблизительно равной средней температуре воздуха ^р. Поскольку испарение днем вызывает охлаждение поверхности нефтепродукта, а частичная конденсация паров ночью приводит к нагреванию поверхности нефтепродукта, то оба процесса стремятся к сохранению сл«^ const.

Из    экспериментальных    данных амплитуда колебания    температуры верхних слоев    нефтепродукта    в    среднем составляет AtB_ CJ.    я»    (0,2-М),4) Atr. Выше

приведенные рекомендации по определению температурного режима резервуаров применимы для ориентировочных расчетов по определению количества испаряющегося нефтепродукта в вертикальных стальных резервуарах.

ft

0,04В

¦0,02b

0,044

0,023

0,042

¦0,022

0,040

¦0,021

0,03,8

0,020

0,0ЗБ

0,0)a

0,034

¦0,0)8

0,032

-qo/7

0,030

¦0,0)6'

0,028

¦0,015

0,0Z6

¦0,014

0,024

-0,013

Ц022

¦ 0,0)2

0,020

0,01)

0,018

0,010

0,016

¦0,009

|>ис. 5.:i. График»


W ^CT ftxp


¦f?

¦Ц54

Ц52

(1,50

0,48

0,46

0,44

0,42

11,40

0,38

0,35

0,34

0,32

0,30

0,20

0,26

0,24

022

0,20

0,18

0,15


ff

0,855

0,8517

0,845

0,840

0,835

0,830

0,825

¦0,820

0,815

0,810

0,805

0,800

0,795

0,700

0,785

0,780

U,775

0,770

0,765


\

\

\ /w

\

\

_fs_

\

\

/

V

/

\

/

\\

/

\\

/

\\

/

V

у

\

35k

40

*f 45“

50“    55L    50°    55"    f


111! nil


Ч

Si

I


fj

0,82

'<№ f8

0,78

1,00

0,75

-0,95

0,74

-0,90

0,7 Z

0J5

0,70

0,80

ОМ

-0,75

0,65

0,70

ЦБ1/

0,55

0,62

0,60

0,60

-0,55

U,!>8

-0,50

0,45

Широта

местности


Нонтрольныб

пункты


I


функции f 1» У]КШ110Ш1И (Г).Г))

§ 2. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ ОТ ИСПАРЕНИЯ В РЕЗЕРВУАРАХ

Рассматриваемые основы теории потерь базируются на исследованиях П. В. Валявского п В. И. Чернпкпна, которые с целью получения простых расчетных уравнений для подсчета потерь ввели следующие упрощающие положения:

1)    концентрация паров испаряющегося в резервуаре нефтепродукта во всех точках газового пространства одинакова;

2)    насыщение газового пространства резервуара парами испаряющегося нефтепродукта происходит мгновенно;

3)    паровоздушная смесь в резервуаре строго подчиняется уравнению' состояния газов и закону Дальтона;

4)    предполагается, что резервуары (особенно крыши) абсолютно герме--тнчны.

Положим, что в начальный момент времени в газовом пространстве ре--зервуара (с легкоиспаряющпмся нефтепродуктом) установились следующие параметры: объем Vlt абсолютная температура Тг, давление рг и концентрация паров Сг. По истечении некоторого времени в результате одностороннего процесса все эти параметры изменились и соответственно стали равны V2, Т2, р2 и С.2. Определим вес воздуха G1, находящегося в газовоздушной смесиг заполнившей все газовое пространство резервуара до начала процесса,-

На основании уравнения состояния газов

VlPl(l _C1) = G1i?711,

где R — газовая постоянная воздуха;

Заменяя R универсальной газовой постоянной R, получаем

где Мв — молекулярный вес воздуха.

Тогда

1    -П.

В конце процесса вес воздуха (в газовом пространстве резервуара G2) можно определить аналогично предыдущему уравнению:

C, = F,(l-C„)^-.4^.

- v    Т2    R

Вес воздуха, ушедшего пз резервуара вместе с паровоздушной смесы® за время процесса через дыхательный клапан,

Вместе с воздухом в паровоздушной смесп пз резервуара уйдет некоторое количество паров нефтепродукта.

m

Весовое количество нефтепродукта, ушедшего с паровоздушной смесью, определится из соотношения

G В _ FB рв

Gq    Vq рб ’

где FB, F6 — объемы воздуха и паров нефтепродукта в ушедшей ?из резервуара паровоздушной смеси; рв и рб — плотности воздуха и паров нефтепродукта в паровоздушной смеси.

Объемы газов в смеси по закону Дальтона пропорциональны их объемным концентрациям

V в    i — c

V б    с

Cl + С 2

где С — ——-— средняя объемная концентрация паров нефтепродукта в смеси. Известно, что

Мв    М б

22,4 ’    22,4    *

Следовательно,

Рв   М3

Рб ~ Мб '

Подставляя найденные значения отношения объемов и молекулярных весов, получаем

GB i-C Мв

G б    С    М б

Откуда


^ Мб С

б_Ж' Т^с

или

(5.11)

1 —С д

Уравнение (5.6) позволяет определить вес теряемых паров нефтепродукта в результате их испарения в резервуаре.

Уравнение потерь (5.11) удобнее всего выразить через допускаемые значения избыточного давления рг и вакуума рй, а также через давление насыщенных паров, соответствующие температурам Тх и Т2. Подставляя значения

С«=^~ и С = — в (5.11), получаем 1pi 2 Рг    Р

^6 = [(Р1-Л.)тг-(Р2-Ру,)^-]-^:-^-,    (5.12)

где рУ1 — давление насыщенных паров при температуре Тг; рУ2 давление насыщенных паров при температуре Т2; ру — среднеарифметическое значение

Ру\

давления насыщенных паров, т. е. ру =---.

Для удобства расчетов давление в газовом пространстве целесообразно выразить через допускаемое давление в дыхательном клапане: рх= р3рк, в;

Рг = Рь + Рк.я> Р =    гДе рк. в-вакуум; рк- д — избыточное давление.

T'l



Ру


(Ра


Pa~~P«.


¦Р У,


R


-Ру


\ V*1

‘ Рк, в Руг) у2 J


где ра — абсолютное атмосферное давление.

При практических расчетах давление насыщенных паров нефтепродуктов при различных температурах может быть найдено пз графиков ру = / (t), представленных на рис. 5.1.

Молекулярный вес бензпновых паров определяется эмпирической зависимостью

М6 = 60 - 0,3к - 0.00Щ. к,    (5.14)

где Мб — молекулярный вес бензпновых паров в кг.’моль; ta. к — температура начала кипения бензпна в СС.

Исследование уравнения (5.12) позволяет получить расчетные формулы в зависимости от характера «дыхания» резервуара и выявить условия, при которых потерп от испарения могут быть ликвидированы частично пли полностью.

Потерп от «малых дыханий»

В процессе «малых дыханий» часть жидкого нефтепродукта, испаряясь, превращается в газообразное состояние, тем самым как бы уменьшается объем, занимаемый нефтепродуктом, п увеличивается объем газового пространства резервуара. Но прп практических расчетах можно пренебречь этим колебанием газового пространства п принять Т71 «а Г, V. Тогда уравнение (5.12) для подсчета потерь от «малых дыханий» в наземных резервуарах примет вид

Ру


м6

R


Gl.* = V


(5.15)


P — Pv


РаРк. в — Ру, Ра    Рк, л — Ру,


Т,


Еслп перекрытие подземных резервуаров расположено ниже глубины полного затухания колебания суточных температур, потери от «малых дыханий» будут только от колебаний атмосферного давления

^Ра = Ра,—Ра2.

^ Т. то и pVl «=* рУг «а ру. Тогда из (5.15) получим

Г ,.    ,    , „Гу    Мл

(5.16)


^м-Д гр [-УРа (Рк. в ¦ Рк.д)]

-Г у

R


Уравнение (5.16) показывает, что если рассчитать перекрытие резервуаров на нагрузку дыхательных клапанов, равную максимальному суточному колебанию атмосферного давления, можно полностью ликвидировать потери от «малых дыханий» в подземных резервуарах, заглубленных на z, т. е.

&?.д-=0 прп ±ра = рК'Ъ—рКшЯ.

Величина заглубленпя крыши резервуара z завпспт от географического месторасположения резервуара п теплофпзпческпх свойств грунта.

Из теорпп тепловых волн следует, что где а — коэффициент температуропроводности грунта в м2/ч; 0О — амплитуда суточных колебаний температуры грунта на поверхности земли; 0г — амплитуда суточных колебаний температуры на глубине z.

0

Если принять ~ = 100 (полное затухание 0О с точностью до 1%); а =

= 0,0015 м2/ч, то получим z = 0,5 м.

Представляет большой практический интерес задача о величине допускаемого избыточного давления в резервуаре 2), при котором не будет потерь от «малых дыханий». Для решения этой задачи приравняем нулю уравнение (5.15). Тогда можно записать:

Ра Рк. в Руг РаРк. д Ру„

т1    т2

Но


Следовательно,


(5.18)

(5.19)


Р-2    (Ра . Рк. д)-

т

Pt Руг Т“ СРа    Рк. в ' Руг) 21 j ’

То

Рк. д = а Рк. в PyJ    (Ра    Руг)-


Для ориентировочных расчетов потери от «малых дыханпй» с 1 м3 газового пространства «атмосферных» резервуаров составляют: при изменении температуры газа на 1° С

(5.20)

при изменении атмосферного давления на 1 Па

GS. д =* 0.44 • С, кг/м3 Па.

(5.21)


Потери от «больших дыханий»

Из самого определения «большие дыхания» следует, что величина потерь должна быть пропорциональна объему закачанного в резервуар нефтепродукта.

Для «атмосферных» резервуаров прп.мем рх р2 ^ р. Поскольку «большие дыхания» происходят за короткий промежуток времени, то Тх Т, Т, а следовательно, и Сх С„ С. Тогда уравнение (5.11) примет вид

(5.22)

Здесь VгV, = V6 — объем закачанного в резервуар нефтепродукта,

Таким образом, прн Vg = 1 м3 и рб = 3 кг/м3 получпм формулу для ориентировочных расчетов потерь от «больших дыханпй» прп закачке 1 м3 нефтепродукта для «атмосферных» резервуаров:

^б. д ЗС кг/м3.

(5.23


Если резервуар рассчптан на какое-то избыточное давление, то в начале процесса «большого дыхания» часть паров сожмется и газовое пространство резервуара уменьшится до I7*. Сжатие газов будет происходить до тех пор,

пока давление в газовом пространстве не станет больше р2. Следовательно, потерп от «болыппх дыханий» начнутся с объема газового пространства V\ <

< V1. Тогда пз резервуара уйдет объем паровоздушной смеси, равный F6 _

—    AV. где Fg — объем закачанного в резервуар нефтепродукта, a AV = Fx

—    V* — часть объема газового пространства резервуара, которая может быть заполнена нефтепродуктом без потерь от «больших дыханий».

Такпм образом, для определенпя V* уравнение (5.13) надо приравнять нулю.

Тогда

V*V Рз~Рк- в~рг* .

'    ¦    1 Ра — Рк. д — Ру2 Ту

Принимая Тх «=; Т.2 = Т и pYl = ру, = pv п заменяя рг — рврк, в п Рг = Ра ~ Рк. в- получаем:

у* __ у Pi Ру .

3    1    Р2 — Ру    .    i    '

AF = Fx-n.

ДГ = Fx М

1 V р> — ру J ’

Рг —Pl


AV = F,

ЛР-2 — Ру

Объем газов, выходящих пз резервуара,

Ут = Ffi — AF

пли

yr-v^v>(jF^r)-    <ь»>

Вес паров нефтепродукта, теряемых из резервуара прп одном «большом дыхании»:

Gt.*=(Yt — bV)pC    при р6=|-.^- и С = ~,

Н    Р

т. е.

<5-25>

Уравнение (5.24) показывает, что с увеличением давления насыщения паров объем газов Fr, выходящих из резервуара при «больших дыханиях», уменьшается, а концентрация паров нефтепродукта С увеличивается. Вероятно, что прп определенном значенпп р* потерп от «больших дыханий» будут дости-

dG6

гать максимума. Значение ?тах найдем из условия jp~ ~ а именно:

— Vi(p^-Pi)'—Р2    = 0.

1 ~    (Pi    —    Ру)    ч-


лишш

Р2

i б у 1    2    Н\)

Отсюда

/-ЙЧ1--&)]•    <5-26)


Ру — Pt

При полном заполнении резервуара можно принять У6 = Vг. Тогда

Р? = Р2( 1-j/l-^).    (5.27)

Подставив значение р* из (5.27) в (5.25), полним уравнение для определения максимальных потерь от «больших дыханпй»:

(5.28)

Л


Избыточное давление в резервуаре, при котором не будет потерь от «больших дыханий», можно получить, приравняв нулю уравнение (5.25):

или

Отсюда

„ _ ^ iPiv6Py

I I • I f)


(5.29)


Потери от насыщения газового пространства «атмосферных» резервуаров

Потери этого вида возможны при наливе нефтепродуктов в чистую, сухую тару (бочки, бидоны, контейнеры и резервуары, не бывшие еще в эксплуатации).

Если в такие емкости объемом V наливать нефтепродукт, то вследствие испарения газовое пространство их будет насыщаться парами. За некоторый промежуток времени объемная концентрация паров поднимется на величину dC, а так как емкость свободно сообщается с атмосферой, то из емкости уйдет паровоздушная смесь объемом dV = VdC. Вместе с паровоздушной смесью уйдут и пары нефтепродукта. Еслп в рассматриваемый момент времени концентрация паров нефтепродукта С. то из емкости уйдет объем паров

dV„ = VCdC.

Из уравнения состояния газов

pdV„ = dGKRT

следует, что


dGH = -^-dV,

ИЛИ

dGH = -^rVCdC. После интегрирования от 0 до С получпм

pV С 2

(5.30)

Или, выражая R через универсальную газовую постоянную R, имеем:

г = zll В. Сг» Т ' д ‘ 2 ’

Ру

р

у Л/б Ру

Тр' R    2

Если в емкости ранее хранился тяжелый нефтепродукт с концентрацией паров Сх. то прп заполненпп ее более легкпм нпзкокипящим нефтепродуктом будут потерп от дополнительного насыщения газового пространства. В этом случае исходное дифференциальное уравнение следует интегрировать от Сг до С о, и формула (5.30) примет вид

Гр Мб (Cj-q) тR 2

(5.32)

Gn =


Потери от «обратного выхода» (G0. в) определяются по формуле (5.12). Полагая pVl = р..х — парциальному давлению паров бензина в момент окончания выкачки и ру, = pv. б — парциальному давлению насыщенных паров бензпна, получпм

(Ра Рк. в — Р'.-х


Ру


- Ру. б


Р а-


Go., = V(


т.


Р—Ру


(5.33)

R


Приравнивая нулю выражение (5.33), стоящее в скобках, найдем, что потери от «обратного выдоха» не будут прп условии, что

~ Ра. Д j iPа    Рк, в Рух)-

Поскольку процесс «обратного выдоха» происходит прп Тх яй Т2. то потери будут отсутствовать, еслп

Рис, 5.4. Определение потерь нефтепродуктов от испарений по изменению физических констант.


Ру. б ' Рк. д Рк. в Рух-

Фактические потери нефтепродуктов от испарения в резервуарах

Фактические потерп нефтепродуктов при хранении в резервуарах могут быть определены одним из двух способов.

Первый способ. Исследование изменений физических свойств нефтепродуктов в процессе длительного хранения.

Для определения потерь необходимо иметь две пробы, взятые до хранения (Л) и после хра-нення (Б).

Пробу нефтепродукта А подвергают дробной разгонке под вакуумом и по данным разгонкп строят кривую давления насыщенных паров в зависимости от процента отгона, В образце Б так же определяют р®, значения которого откладывают на оси ордпнат и проектируют на кривую разгонки образца А и далее на ось абцисс (см. рпс. 5.4). Отрезок х представляет потери нефтепродукта (в %) при хранении.

Второй способ. Непосредственное измерение объема выходящих из резервуара паров. Этот способ, наиболее приемлемый при кратковременном хранении (за одно «малое» или за одно «большое дыхание»), заключается

в следующем. После проверки полной герметичности крышн к газовому пространству резервуара подключаются счетчпк и газоанализатор. По объему выходящей из резервуара паровоздушной смесп н концентрации паров нефтепродукта определяют количество теряемого нефтепродукта.

Методика подсчета потерь нефтепродуктов от «малых» и «больших» дыханий

Пример 5.1. Определить потери бензина в июне от одного «малого дыхания» в стальном цилиндрическом вертикальном резервуаре объемом 4600 м3 (D — 22,8 м, R = 11,4 м, высота конуса крыши h ~ 0,47 м), установленного в Москве и заполненного наполовину (Нг = 0.5 R). Температура начала кипения бензина fH.K = 46° С. Среднее атмосферное давление ра = ДО3 Па.

Решение. 1. Определяем температуру в газовом пространстве резервуара.

Согласно данным климатологического справочника среднемесячная температура воздуха в нюне в Москве tB = 17.8: С. а среднемесячный минимум tB = = 12,3° С.

Среднемесячная амплитуда колебания температуры воздуха ¦^- = <1 P-Cin;    Л?в = 2 (17,8 — 12,3) = ГГ С.

Отношение Fci:JFKp пРи половинном заполнении резервуара

= 0,016; /5 = 0,855; /в = 0,0145; /7 = 0,46; /8 = 0,77.

Амплитуда суточного колебания температуры газового пространства резервуара определяется по формуле (5.5):

Д*г = 11,0 • 0,819 + 591 [0,036 • 0,72 - 0,46 • 0,0145 - 0,016 (0,77 - 0,855)] = 27,8° С.

Минимальная температура в газовом пространстве резервуара согласно (5.6)

^,n = CIn=12.3=C.

Максимальная температура в газовом пространстве резервуара определяется по формуле (5.7)

fmax = tmin __ ^ = 12>3 _ 27.8 = 40,1° С.

2.    Определяем температуру верхних слоев нефтепродуктов по формулам (5.9) и (5.10):

^    -    0.3    4^    =    17.8    -    0,3    =    13,7= С;

Ссапх=^р-0,3 ^ = 17.8-0,3^-21,93С.

3.    Определяем объемную концентрацию бензиновых паров в газовом пространстве резервуара (Cl и С2).

Пользуясь графиком на рпс. 5.1 (четвертая снизу кривая), находим давление насыщенных паров ру прп п рУ1 0,027 МПа и рУг = 0,04 МПа. Тогда

г* Ру\ 0,027 г, пг-    п    Ру' 0,04 п ,

с'=-к=—=0-2'    11 с^!Г=^г^04-

Средняя объемная концентрация

С = Cl7C^- = °'2-Ь~°'4 = 0.335.

4.    Определяем молекулярный вес бензпновых паров по формуле (5.14): Мб = 60 - 0,3fH. к - 0.001 • tl .к = 60 - 0.3 • 46 - 0.001 ¦ 462 = 75,9 кг/моль.

5. Потерю бензина за одно «малое дыхание» определяем по формуле (5.11):

pt    т- ri-Q 1-Сг-] С Мб

Ь-м. д \ Pа |_ Ti    Г ; J 1 - С ¦ д ’

т. е.

Шл -    1    1    ^    U.-i    ~I 0-33о    /о>9 (1пл

Gi д — 4


’    '    10    Ы-ШГ    ~    273=WJ МШ ’ 8390 = 690 ЬГ

Пример 5.2. По условиям примера 5.1 определить потери от одного «большого дыхания». Давление насыщенных паров бензина прп его средней температуре    Т\р 17,8" С на рпс. 5.1 составит ру = 0,035 МПа. Средняя

объемная концентрация бензпновых паров в газовом пространстве резервуара

С =~=—= 0,35. Средняя температура в газовом пространстве резервуара согласно (5.8):

/max /min    \f _ w    970_<<

?cp = j_r-— = tcp _    =    17    8    _    -ьЬ-—И- = 26,2.

i 2 2 '2

Потери бензина за одно «большое дыхание», прп коэффициенте использования емкости 0.95 согласно (5.22) составит:

G6. Д = 071 - У2)    =    4600    .    0,95 -273^;б Г 0.35 §§- = 4700 кг.

§ 3. МЕТОДЫ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Выбор определенных методов борьбы с потерями нефтепродуктов ведется по технико-экономическим расчетам, основой которых является величина годовых потерь для каждого пз сравниваемых вариантов. Величина потерь от испарения нефтепродуктов прп каждом выбранном варианте оборудования резервуарного парка п прпемо-раздаточных устройств меняется с изменением метеорологических и производственных условий. Метеорологические условия изменяются в течение года, приблизительно повторяясь ежегодно. Изменения производственных условий в большинстве случаев имеют сезонный характер. Поскольку величина потерь нелинейно зависит от метеорологических условий то для расчета годовых потерь можно воспользоваться методом группового, суммирования. Для этого все дни года разбиваются на группы, в каждую из которых входят дни с мало отличающимися метеорологическими условиями чем меньше различие между днямп, входящими в каждую данную группу, тем выше точность расчета. Для каждой пз выделенных групп рассчитывают

суточные потери от испарения нефтепродуктов ДG, затем подсчитывают количество дней иг, входящих в каждую группу, н определяют величину потерь за год:

i=tl

^год — ZmAG.    (5.34)

?=1

Этот метод позволяет учесть влияние средних метеорологических условий и правильно выбрать наивыгоднепшую систему мероприятий по борьбе с потерями.

Для предварительных ориентировочных технико-экономических расчетов значение годовых потерь от «больших» и «малых дыханий» можно определять по следующим эмпирическим формулам:

1) G6'a^430Vpykfp,    (5.35)

где С?6.д — годовые потери от «больших дыханий» в т/год; V — годовой объем реализации нефтепродукта в м3/год; ру — давление насыщенных паров при среднегодовой температуре воздуха в Па; р — плотность нефтепродукта в т/м3; kf — коэффициент, зависящий от оборачиваемости резервуаров п (к* — 1 при п = 1 -j— 40; kf = 0,8 при п = 40 -^-60: kf = 0,5 при п = 60 — 100);

2) ^,.д^1,37ру?^нА:0р.105,    (5.36)

где GM. д — годовые потери от «малых дыханий» в т/год; D — диаметр резервуара в м; кя — коэффициент, учитывающий высоту газового пространства резервуара,

К = 0,175 (0,328Я г - 5)057 - 0,1;

кй — коэффициент, учитывающий влияние окраски резервуара (для алюминиевой краски к0 = 1; для белой краски к0 = 0,75; для неокрашенной поверхности к0 = 1,25).

Формула (5.36) получена при среднесуточном колебании температуры в течение года Д?в = 9° С. При других значениях AtB потерп пропорциональны действительным суточным колебаниям температуры воздуха.

Все известные методы сокращения потерь нефтепродуктов можно разделить на пять групп.

Первая группа — сокращение объема газового пространства резервуара. Из анализа уравнения потерь (5.11) следует, что чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери, и при Vx = V2 = 0 в резервуаре практически потери от испарения должны отсутствовать. Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плавающими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потерп до 90%. Расчеты показывают, что резервуары с плавающей крышей п понтоном наиболее эффективны при коэффициенте оборачиваемости больше 12. Дальнейшее повышение экономической эффективности плавающих крыш и понтонов может быть достигнуто за счет применения прочных полимерных материалов.

Вторая группа — хранение под избыточным давлением. Согласно уравнению потерь, если конструкция резервуара рассчитана на работу под избыточным давлением, равным вычисленному по формуле (5.18), то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы потери от «малых дыхании» и частично от «больших дыханий» (описание конструкций и расчеты таких резервуаров изложены в третьей главе). Величина избыточного давления может быть и больше значения, определяемого по формуле

(5.18). В этом случае потерп от «больших дыханий» значительно сократятся. Однако, как показали расчеты, большие избыточные давления усложняют конструкцию и удорожают стоимость резервуаров. На оптимальную величину избыточного давления сильно влияют оборачиваемость резервуара, физические свойства нефтепродукта и метеорологические условия. На рпс. 5.5 представлен график суммарной стоимости хранения автобензпна для резервуаров различной конструкции объемом 5000 м207. Кривые зависимости построены для различных коэффициентов оборачиваемости и позволяют сделать следующие выводы:

1) с увеличением значения избыточного давления срок окупаемости возрастает. достигая максимального значения в северной климатической зоне;

Рис. 5.5. Суммарная стоимость хранения автобензина в резервуарах различной конструкция объемом 5000 м3 (для средней климатической зоны).

V

г


1 — для типового резервуара: 2 — для резервуара повышенного давления; з — для резервуара с понтоном п щитовой кровлей.

а


т

i *

1

I

ОДМПа

о 1

/

m

7 /

?

at

VMfla

'

7

Г , !

т. .. 1 !..

О S 1В 24 32 40 48 56 64    72    80 88 96

коэффициент годовой оборачиваемости резервуара

Эта система весьма эффективна на нефтебазах с высоким коэффициентом оборачиваемости, когда прием и отпуск нефтепродуктов в значительной степени производятся одновременно. В этих случаях газы из заполняемых резервуаров перетекают в освобождающиеся, и потери от «больших дыханий» не происходит. Поскольку вполне сихронный прием и отпуск нефтепродуктов осуществить

Рис. 5.6. Газоуравнительная система.

7 — резервуар; 2 — дыхательный клапан; з — газгольдер; 4 — регулятор давления; 5 — сборный газопровод; 6 — конденсатоеборник; 7 — насос для откачки конденсата; 8 — кон-

денсатопр овод.

трудно, в систему включают газгольдеры, в которые поступает избыток газов из системы, когда поступление нефтепродуктов превышает откачку и, наоборот, газгольдеры могут дать в систему паровоздушную смесь, когда откачка из резервуаров превышает поступление нефтепродуктов. Объем газгольдера рассчитывают в зависимости от максимально возможного несовпадения погрузочно-разгрузочных операций. Дыхательные клапаны системы надо устанавливать с условием, что избыточное и вакуумное давления будут несколько ниже значений, на которые рассчитан резервуар. Этим обеспечивается заполнение газгольдера паровоздушной смесью до того, как произойдет их выход из резервуара в атмосферу через дыхательную арматуру резервуара, и опорожнение газгольдера до входа атмосферного воздуха в резервуар.

Рис. 5.7. Установка дисков-отражателей на резервуаре.

1    •—• дыхательный клапан»

2    — огневой предохранитель; 3 ¦— монтажный патрубок; 4 — диск-отражатель.


При наполнении резервуара сразу после освобождения установкой дисков-отражателей (рис. 5.7) под дыхательным клапаном внутри резервуара можно сократить потери до 25%. Эффект установки дисков-отражателей основан на уменьшении влияния вынужденной конвекции при освобождении резервуара на испарение с поверхности нефтепродукта, так как с помощью отражателя изменяется направление входящего в резервуар воздуха с вертикального на горизонтальное. Диски-отражатели с дыхательными клапанами целесообразно располагать ближе к центру крыши, чтобы уменьшить скорость горизонтальной веерной струи поступающего воздуха у стенки резервуара. При высокой скорости струя у стенки резервуара начнет двигаться вдоль стенки, вызывая интенсивное перемешивание паровоздушной смеси.

Эффективность работы дисков-отражателей зависит от их диаметра D и высоты установки h. Наилучшие результаты работы дисков-отражателей получены

прп h. равным двум диаметрам монтажного патрубка d, п диаметре диска D >=< (3 -f- 3,5) d.

Пятая группа — организационно-технические мероприятия. Правильная организация эксплуатации резервуаров — одно из важнейших средств уменьшения потерь нефтепродуктов. Наиболее эффективными являются следующие органпзацпонные мероприятия.

1.    Для уменьшения потерь от «малых дыханпй» в «атмосферных» резервуарах необходимо легкопспаряюпшеся нефтепродукты хранить при максимальном заполнении резервуара, так как в этом случае достигается наименьший объем газового пространства. По топ же причине рекомендуется по возможности сконцентрировать остатки легкопспаряющпхся нефтепродуктов в одном резервуаре.

2.    Для сокращения потерь от «больших дыханпй» необходимо максимально сократить внутрпбазовые перекачкп пз резервуара в резервуар.

3.    Чем .меньше промежуток времени между выкачкой п закачкой нефтепродукта в резервуар, тем меньше величина потерь от «больших дыханий». Это объясняется тем, что прп выкачке нефтепродукта в резервуар через вакуумную камеру дыхательного клапана будет поступать чистый воздух и при малом интервале времени он не успеет насытиться парамп нефтепродукта. Следовательно. прп закачке нефтепродукта в атмосферу будет уходить паровоздушная смесь с малой концентрацией. С этой же целью желательно заполнять резервуар в ночное время. Выкачку же. наоборот, целесообразнее производить днем.

4.    Известно, что потерп от «малых дыханпй» прямо пропорциональны площади пспаренпя. Но так как с увеличением объема резервуара отношение площади поперечного сечения к объему падает для типовых «атмосферных» резервуаров, то отсюда следует, что легкопспаряющпеся нефтепродукты выгоднее хранить в резервуарах большого объема.

5.    Важное значение пмеет техническое состояние резервуаров п дыхательной арматуры. Регулярная проверка герметичности крыши резервуара и исправности клапанов может предотвратить потерп от вентпляцпп газового пространства.

6.    Правильная организация системы учета, предусматривающая применение современных средств контроля высокой точности, является непременным условием эффективной борьбы с потерями.

^ лавлпванпе нефтепродуктов из промышленных стоков

В процессе эксплуатации нефтебаз вместе с промышленными стоками в канализационную сеть частично попадают п нефтепродукты. Нефтесодержащие стоки в основном образуются в результате розливов на эстакадах, в разливочных, прп дренировании воды пз резервуаров п т. д. Очистка промышленных стоков кроме сохранения нефтепродуктов пмеет очень важное санитарное значение — предохранение водоемов от загрязнения.

Нефть может находиться в сточных водах в эмульгированном, коллоидном и растворенно.м состояниях. Тяжелые фракции нефти (смолы, битумы) могут осесть на дно. Нефть, плавающая на поверхности воды, составляет обычно основную массу загрязнений, образующихся из попавших в воду крупных частиц нефтп, быстро всплывающих на поверхность. Содержание плавающей нефтп в стоках составляет от нескольких миллиграммов до сотен граммов на 1 л воды п зависит от организации технологического процесса, состояния оборудования, трубопроводов п т. д. Удаление с поверхности воды этой нефти не представляет затруднений и легко осуществляется в обычных нефтеловушках.

Эмульгированная нефть находится в воде в виде взвешенных шаровых частиц размером от десятых долей до сотен микрон. Эмульгированная нефть может образоваться при сильном механическом перемешивании с водой в насосах, трубопроводах и т. д. Эмульгированию нефти способствует наличие в воде щелочей и поверхностно-активных веществ, уменьшающих поверхностное натяжение на границе нефть — вода. Количество эмульгированной нефти в воде колеблется обычно от десятков до сотен миллиграммов на 1 л.

В отличие от плавающей удаление эмульгированной нефти из воды представляет гораздо большие трудности, так как она может длительное вре.мя находиться в воде, не укрупняясь и не всплывая. Устойчивость эмульгированных частичек объясняется несколькими причинами. Одна пз главных прпчпн — пх малый размер. Прп крупных размерах частиц гравитационные силы привалп-руют над силами, удерживающими частицы во взвешенном состоянии, в результате чего частицы быстро всплывают на поверхность воды. С уменьшением размера частиц гравитационные силы быстро убывают п основную роль начинают играть силы, стремящиеся удержать частицы в эмульгированном состоянии, К таким силам, в частностп, относятся силы броуновского движения, связанные с тепловым движением частпц, и электростатические силы (отталкивания), вызываемые наличием у частпц нефтп отрицательных электрических зарядов.

Наличие электрического заряда приводит к образованию вокруг частиц эмульсии двойного электрического слоя пз понов, образующихся при диссоциации электролитов, почти всегда присутствующих в сточных водах. На поверхности частицы адсорбируются положительные ноны, а вокруг них располагаются ионы противоположного знака. Прп двпженип частицы в жидкости на границе между ней и жидкостью возникает так называемый электрокпнети-ческий потенциал, величина которого в значительной мере характеризует стойкость эмульсии. Наличие двойных электрических слоев понов вокруг эмульгированных частиц препятствует пх коалесценцпи (слиянию) при сталкивании, а следовательно, и образованию более крупных частиц, способных быстрее всплывать.

Особенно стойкие эмульсии образуются прп налпчпп в сточных водах по-верхностно-актпвных веществ (ПАВ) — эмульгаторов, действие которых обусловлено особым строением молекул, состоящих пз гидрофобной и гидрофильной частей. Гидрофобная часть молекулы эмульгатора хорошо смачивается нефтью, а гидрофильная — водой. Поэтому молекулы эмульгатора, накапливаясь на поверхности раздела нефть — вода, ориентируются таким образом, что гидрофобные части пх направлены в сторону нефтн, а гпдрофпльные — в сторону воды. В результате частпцы нефтн оказываются окруженными адсорбционным слоем молекул эмульгатора, хорошо смачиваелшх водой, что препятствует коалесценцип отдельных частпц и повышает стойкость эмульспи. Поверхностное натяженпе на гранппе нефтн с гидрофобными частями молекул эмульгатора оказывается менынпм. чем на границе нефтп с водой.

Уменьшение поверхностного натяжения способствует образованию в воде более мелких частиц нефтн н тем самым дополнительно стабилизирует эмульсию. Роль эмульгаторов могут играть также присутствующие в сточной воде мельчайшие минеральные частицы (глина, ил и другие), прплппающие к поверхностп капелек нефтн и образующие на нпх своего рода «броню», предохраняющую капельки от непосредственного соприкосновения. Более крупные минеральные частицы могут покрываться пленкой нефтп п вместе с нею вплывать на поверхность или осаждаться на дно, образуя пропитанный нефтью осадок.

Коллоидная нефть содержится в сточных водах в количествах, не превышающих 20 мг/л. Размер коллоидной частицы нефти составляет обычно 0,01 — 0,1 мк. Растворимость нефти в воде очень мала (около 0,5 мг/л), поэтому содержание ее в сточных водах практически можно принять равным нулю.

Процесс разделения нефти и сточной воды при отстаивании происходит неравномерно во времени. Основная масса всплывает в течение первых 30 — 40 .мин. Затем происходит постепенное замедление процесса разделения и концентрация нефтп в воде меняется мало. Абсолютная величина остаточного содержания нефтп, определяющая эффективность отстаивания, различна для сточных вод разного происхождения и зависит от количества содержащихся в ней наиболее тонкоэмульгированных частиц. В нефтеловушках при их нормальной эксплуатации задерживаются частицы величиной более 100 мк. По данным исследований количество задерживаемой в нефтеловушке нефтп не превышает 95%, а ее остаточное содержание в воде составляет 100—300 мг/л.

Такая степень очистки сточных вод не удовлетворяет требованиям санитарной охраны водоемов и позволяет использовать нефтеловушки лишь в качестве предварительной ступени очистных сооружений. Более высокий эффект достигается в прудах-отстойниках (земляные амбары), где происходит вторичное (после нефтеловушки) и более длительное отстаивание в статических условиях. Однако устройство таких отстойников требует больших земельных площадей.

Большая площадь отстойника, с одной стороны, увеличивает производительность отстоя, а с другой стороны, затрудняет откачку накапливающейся нефти и очистку от осадков. Опыт эксплуатации прудов-отстойников на нефтеперерабатывающих заводах показывает, что содержание нефти в воде может быть доведено до 50 мг/л.

Процесс отстаивания может быть интенсифицирован коагуляцией. Вводимый в воду коагулянт нейтрализует отрицательные заряды эмульгированных капелек нефтп. способствуя тем самым их слипанию, а образованные ими хлопья сорбируют на своей развитой поверхности мелкие частицы загрязнений, облегчая их отделение от воды. В качестве коагулянтов могут быть использованы известь, глинозем, сернокислое и хлорное железо.

Наилучшие результаты были достигнуты при добавлении извести в количествах 150 — 200 мг/л. В этом случае остаточное содержание нефти падало до

15 мг/л.

Однако необходимость применения больших доз коагулянта, повседневный химический контроль, сложность эксплуатации очистных сооружений, образование большого количества трудноудаляемого осадка, содержащего большое количество нефти, являются существенными недостатками, ограничивающими широкое применение способа коагуляции.

Расчет нефтеловушки

В основу расчета положена формула Стокса для определения скорости всплытия w шарообразных частиц в жидкой среде:

(Рв Рн)    /С 0^74

W = gl^'Tf~’    (5>37)

где g — ускорение силы тяжести; d — диаметр всплывающих частиц нефти; v — кинематическая вязкость воды; рв и рн — плотности воды и нефти.

Для практических расчетов вязкость воды постоянна и равна одному сан-тистоксу. Из формулы (5.37) следует, что скорость всплывания нефтяных частичек в воде в основном зависит от их диаметра и в меньшей степени от отношения плотностей. Это положение хорошо проиллюстрировано кривыми на рпс. 5.8.

Для расчета размеров нефтеловушки примем, что отстой происходит в наиболее благоприятных статических условиях. Суточный объем стоков V устанавливается в соответствии с продолжительностью отстоя т, который принимается около 2 ч.


Производительность отстоя Q = F/t.

Примем, что объем камеры отстоя нефтеловушки равен V. Тогда

V —Fh,

где F — площадь сечения камеры; h — высота камеры.

А-А



s

« i • •- . в


Рис. 5.9. Нефтеловушка с параллельными перегородками.


J — лебедка; 2 — переточная труба гидравлического затвора; ¦3 и о — нефтеотводящая п вентпляцпонная трубы; 4 — колпак; 6 — решетчатый настил; 7 — предохранительная решетка; 8 — дескоуловитель; 9 — шланг для удаления осадков; 10 — перегородка; 11 — осадок; 12 — трос; '13 — закрытый колодец для нефтп.


IV, пм / С

рис. 5.8. Кривые скоростей всплывания частиц нефти в воде.

Согласно условию за время т частицы нефти, обладающие расчетной скоростью w, должны всплыть, т. е. пройти путь, равный h. Следовательно, = дет, а V = Ftw.

Подставляя значения Т\ получаем формулу Q = wF. которая показывает, что количество осветленной воды (или производительность отстоя) завпспт только от скорости осаждения и свободной поверхности жпдкостп.

Такое положение существенным образом влияет на конструкцию нефтеловушек, которые имеют сильно развитую площадь свободного сечения п сравнительно небольшую высоту.

Современные нефтеловушки, как правило, имеют не менее двух камер отстоя и оборудованы шиберными затворами, позволяющими изменять высоту в камере отстоя в зависимости от суточного количества поступающих стоков. С помощью шиберного затвора отстоявшаяся нефть поступает в сборник и оттуда насосами откачивается в специальную емкость.

Изучение работы существующих конструкций нефтеловушек показало, что их эффективность может быть повышена за счет применения параллельных, наклонных перегородок. Известно, что в обычных нефтеловушках частицы нефтепродуктов всплывают на поверхность воды п образуют плавающую пленку.

Последующие опыты показали, что частицы нефтепродукта могут образовывать сплошные пленки на нижних поверхностях горизонтальных или наклонных пластин, погруженных в очищаемую воду. Прп разделении камер нефтеловушек параллельными перегородками на несколько продольных каналов увеличивается сепарирующая способность их, так как значительно сокращается путь прохождения частицы нефтепродукта до образования сплошной пленки. Так, при разделении камеры по высоте на десять каналов максимальный путь нефтяной частицы до образования сплошной пленки сокращается в десять' раз. Это позволяет сократить длину камеры без снижения производительности отстоя. Наличие перегородок приводит к резкому снижению трубулизации потока и позволяет более равномерно распределять стоки по всему сечению нефтеловушки. Наилучшие результаты получены при угле наклона перегородок 45°. При этом нефть, отделенная от воды, поднимается по перегородкам на поверхность, а осадок скапливается на дне. В нефтеловушке описанной конструкции (рис. 5.9) улучшение степени очпсткп стоков, кроме ранее указанных факторов, будет зависеть еще от отношения расстояния между перегородками к полной глубине камеры и от длины перегородок.

Для сокращения потерь от испарения всплывающей пленки в нефтеловушке применен специальный колпак. Пространство под колпаком заполнено жидкостью, так как уровень сливной перегородки выше верха колпака. Колпак сверху имеет гидравлический затвор из чистой воды. Нефтепродукт (нефть), собирающийся под колпаком, под давлением воды поступает в сборный колодец через переливную трубу, расположенную сверху колпака. Ловушка закрытой конструкции позволяет резко сократить загазованность воздуха.

Как указывалось ранее, осветленная после отстоя вода не может быть выпущена в открытые водоемы из-за сверхнормативного содержания нефти. Поэтому воду после нефтеловушки следует дополнительно очистить.

Флотационная очистка стоков

Одним из эффективных способов вторичной очистки стоков до установленной санитарной нормы можно рекомендовать флотационный метод очистки. Этот метод основан на способности частпц нефти прплипать к пузырькам воздуха, которым искусственно насыщается вода. Прплппшие пузырьки воздуха резко увеличивают скорость всплытия, что позволяет удалять из воды более мелкие частицы и тем самым снижать содержание нефтп в воде до 10—20 мг/л.

Всплывающие с пузырьками воздуха на поверхность воды частицы нефти и других загрязнений образуют трехфазную пену (вода, воздух и нефть). Самопроизвольное разрушение пены обычно происходит в течение 5—10 мин. Этот процесс можно ускорить прогреванием пены пли опрыскиванием ее водой. Различают несколько видов флотации, отличающихся способом введения воздушных пузырьков в очищаемую воду.

Наиболее широкое распространение получила напорная флотация, при которой очищаемая вода предварительно насыщается воздухом под избыточным давлением, а затем выпускается в резервуар, где происходит флотация. При снижении давления в резервуаре из воды выделяются пузырьки растворенного воздуха, осуществляющие флотацию частиц нефти.

Типовая схема установки напорной флотации представлена на рис. 5.10. Очищаемая вода из нефтеловушек перекачивается в напорный бак, в котором поддерживается давление 0,2—0,4 МПа. Одновременно во всасывающую трубу насоса вводится атмосферный воздух, подсасываемый эжектором. Перемешанный с водой воздух попадает в напорный бак. Из напорного бака насыщенная воздухом вода выпускается в открытый флотатор, представляющий собой прямоугольный или круглый резервуар, оборудованный устройствами для распределения и сбора воды и удаления пены. Во флотаторе из воды выделяются

Рис. 5.10. Схема флотационной очистки нефтяных стоков.

1 — сборник нефтесодершащих стоков; 2 — насос; з — напорный бак; 4 — эжектор;

5 — флотатор.

пузырьки воздуха и происходит непосредственно процесс флотации. Образующаяся на поверхности воды пена удаляется скребковым транспортером в специальный отсек, из которого перекачивается в специальный резервуар. Очищенная вода отводится из нижней части флотатора.

Пена


7    8    Рис. 5.11,    Водоотдели-

' у    тель    флотатора.

Wr" -    1 — подвод    воды; 2

¦ ..TJ—флотационная камера; Ъ Очищенная з — отстойная камера; 1 . fioda    4 — желоб    для пены;

I__5 — вращающийся

водораспределитель;

6 — скребок; 7 — кольцевая перегородка; 8 — сборный лоток.

Эффективность флотации зависит от конструкции флотатора, особенно от системы распределения стока. Наилучшие показатели имеют флотаторы с вращающимся водораспределителем (рис. 5.11) типа Сегнерова колеса.

Конструкция водораспределителя представляет собой вращающуюся пяту, к которой приварены патрубки с шестью фланцами для присоединения водораспределительных труб. Для равномерного распределения воды по площади на каждой водораспределительной трубе под углом 45—60° приварено несколько выходных патрубков. При выходе воды из патрубков возникает реактивная сила, под действием которой водораспределитель начинает вращаться, и вода равномерно распределяется во флотаторе.

Основные размеры флотаторов могут быть определены на основании опыта эксплуатации по эмпирическим зависимостям:

о Яф-о.б)/^,

где ?>ф — диаметр флотационной камеры в м; D — пропускная способность в м3/г, vBX — скорость волы на входе в камеру в мм/с;

2)    #ф = 0,001увхт,

где Нф — высота флотационной камеры в м; т — продолжительность пребывания воды в камере в с (прп <2 = 1000 м3/ч п гвх = 10 мм/с т'л* 180 с);

3)    D^OAVD,

где D 0 — диаметр отстойной камеры в м;

4)    глубина переходной зоны Нг «*1.2 м:

5)    глубина отстойной камеры Н0 ^ 0,8 м;

6)    диаметр подводящей трубы вращающейся пяты п труб водораспределителя определяется (dn), исходя из скорости движения воды, равной 2 —- 2,5 м/с;

7)    диаметр сопел dz и число сопел на распределительных трубах устанавливаются пз условия, прп котором скорость на выходе из них не должна превышать 0,81.0 м/с.

Нефтесборный отсек следует располагать на 2 см выше уровня воды во флотаторе.

Расчетные размеры флотаторов для расходов 100—1000 м3/ч приведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Размеры флотаторов

Показатели

Расход, м3

100

200

400

600

800

1000

Диаметр флотационной камеры Dф. м ...

1.9

2,7

3,8

4,6

5,4

6,0

Высота флотационной камеры Яф, м

1.8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

Глубина переходной зоны Нп. м

1,2

1,2

1,2

1,5

1,5

1,5

» отстойной » Н0. м . .

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

Диаметр отстойной зоны D0, а......

4

5,6

8,0

9,8

11,2

12,6

» подводящей трубы и вращающейся

0,45

пяты <?п, м................

0,15

0,2

0,25

0,35

0,4

Количество труб водораспределителя, шт.

6

6

6

6

6

6

Количество сопел на каждой трубе водорас

пределителя. шт.......’......

6

6

7

8

10

12

Диаметр сопел dz, м...........

0.038

0,05

0,08

0,08

0,08

0,08

§ 4. ЗАМЕР П УЧЕТ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Точный и своевременный учет нефтепродуктов на нефтебазах при операциях приема, хранения и реализации имеет весьма важное значение. В настоящее время учет нефтепродуктов на нефтебазах Советского Союза производится тремя методами: весовым, объемно-весовым и объемным.

При весовом методе вес определяется взвешиванием затаренного нефтепродукта на специальных рычажных весах. Для определения веса нефтепродукта, налитого в автоцистерну, служат автомобильные весы.

Объемно-весовой метод применяется при определении веса больших количеств нефтепродуктов, хранимых в резервуарах.

По этому методу с помощью специальных измерительных приборов и калибровочных таблиц определяют объем нефтепродукта в резервуаре, а также плотность при температуре замера.

Объемный метод широко применяется при отпуске мелких партий нефтепродуктов через заправочные колонки. Количество нефтепродукта измеряется в единицах объема.

Калибровка резервуаров

Для быстрого и оперативного определения объема нефтепродукта в резервуаре надо иметь замерную таблицу, в которой указаны значения удельных объемов по высоте (обычно через 1 см). Существует несколько способов составления калибровочных таблиц емкостей:

1)    с помощью мерного резервуара, из которого перекачивают определенный (замеренный) объем воды, одновременно измеряя изменение высоты уровня в калибруемой емкости;

2)    при заполнении резервуара водой, закачиваемой насосом через объемный расходомер с известной шкалой погрешности;

3)    путем непосредственного обмера резервуаров.

Если первые два способа в основном используют для калибровки емкостей сложной формы (танки нефтеналивных судов, подземные емкости и другие), то третий способ применяют для резервуаров правильной геометрической формы (цилиндрические, шаровые, конические емкости).

Калибровку вертикальных цилиндрических резервуаров производят путем измерения высоты h и внутреннего диаметра каждого пояса D.

Тогда общий объем резервуара

г=л    ;=л

1    1

где п — число поясов; Vt — объем одного пояса.

Высоту h каждого пояса резервуара и толщину 6 листов поясов измеряют с внутренней стороны не менее чем в трех точках по окружности резервуара, принимая в расчетах среднеарифметические их значения. Внутренние диаметры поясов находят по наружному диаметру второго пояса

где S2 — измеренный периметр окружности второго пояса.

В резервуарах телескопической сборки: Dx = D?; D2 = D* — 26,; D3 = = DI - 2 (62 + б3) и т. д.

Особенность замерных таблиц для резервуаров с телескопическим расположением поясов заключается в том, что объемы, приходящиеся на 1 см высоты, различны для всех поясов, а поэтому таблицы составляются для каждого пояса.

В резервуарах со ступенчатым расположением поясов внутренние диаметры всех нечетных поясов равны и соответствуют величине D*, т. е. Вг = = D3 = Db = D7 = Z)f, а внутренние диаметры четных поясов вычисляются так: D% = Dx — 262; D4 = Dx — 2б4; De = Dx — 266 и т. д.

Емкость резервуара со ступенчатым расположением поясов обычно^рас-считывают по среднему внутреннему диаметру:

i=n

n = -2__:

пол п *

где п — число поясов в корпусе резервуара.

Полный объем резервуара в этом случае

тт  •'^пол тт

4    ’

где Н — полная высота цилиндрической части резервуара.

Преимущество калибровки резервуаров со ступенчатым расположением поясов — возможность составления поинтервальных таблиц, в которых объемы нефтепродуктов являются постоянной функцией высоты.

Рис. 5.12. Расчетная схема калибровки горизонтального цилиндрического резервуара.


Методика составления калибровочных таблиц для горизонтальных цилиндрических резервуаров отличается от вышеизложенных и основана на вычнслешш коэффициентов площадей. Сущность этого метода может быть показана на конкретном примере. Выделим в горизонтальном цилиндрическом резервуаре с плоскими днищами элементарную полоску высотой dy п шириной (рис. 5.12), имеющую площадь df = 2xdy.

Из прямоугольного треугольника ABCимеем:

х = V2Ry — г/2.

Тогда

df = 2 У~Шу у% dy,

а площадь полного сегмента

у

1 = 2 J У 2Ryу2 dy = 2 [i?s arccos - 2 (R - у)    .

о

Разделив обе части уравнения на F = яR2, получим

Это уравнение есть отношение переменной площади сегмента к площади перпендикулярного сечения резервуара.

Значения К, соответствующие относительной высоте y/R, вычисляются через каждые сантиметр измерения у, и по этим данным определяют соответствующие площади сегментов /с = KF. Тогда объемы сегментов, соответствующие вычисленным площадям, будут: VCl —¦ fc,L; FC2= fc,L; УСз = fCa L и т. д. Отсюда

•г-л    \=п

i    i

где L — длина горизонтального резервуара.

/

F = F — 2F

г Ц ^ ’’ С . Д*

где F4 — объем цилиндрической части резервуара; Гс. д — объем сферического днища

Fc д = g- rcz (3R- г2);

z — стрелка купола.

Объемы сферических частей днищ определяются по известным таблицам, в которых даны значения коэффициента К' в зависимости от степени заполнения hJD. Коэффициент К' показывает отношение объема части сферического днища Fc. д при различных значениях уровня h к полному объему днища Т7Д:

Ус.Д1 = УлК\-, Услд, = VaK’2- Fc. д, = УАК'3 и т. д.

Полученные значения Fc. д прибавляются к соответствующим объемам сегмента при одинаковых /г/2). Тогда полный объем сегмента с учетом части объема сферического днища составит:

v'a -f2Fc. Д1;    V',^VC,-2VC.„    и    т.    д.

Здесь F?; V? — объемы сегмента цилиндрической части.

Полный объем горизонтального цилиндрического резервуара со сферическими днищами

г-гс

v = 2vir

1

При пользовании калибровочными таблицами необходимо соблюдать строгую горизонтальность осп резервуара. Приведенные выше методы калибровки резервуаров имеют некоторые существенные недостатки, так как форма резервуара не стабилизируется после окончания строительства, а непрерывно изменяется в процессе эксплуатации.

1.    Корпус резервуара может деформироваться и отклоняться от правильной геометрической формы (волнообразование по образующим перекос и овальность корпуса, неравномерные осадки основания, вмятины, гофры и др.). Основные факторы, влияющие на правильность формы резервуара, строительные (комплекс операции сборки, технология сварки, прочность и устойчивость фундамента) и эксплуатационные (гидростатическое давление продукта, вакуум в резервуаре, ветровая нагрузка и температурные воздействия).

2.    В процессе эксплуатации температура корпуса резервуара tD постоянно изменяется, а калибровку резервуара обычно производят прп определенной температуре tK. Изменение температуры вызывает соответствующие колебания объема AF, которое может быть учтено изменением диаметра на AD. \

AD = ^-(Z)-AZ?)^-F0=,F0r2^-i-(4f):]) где F0 — объем резервуара прп температуре tK

AV^2V0^.

илп

et = ~=2a (tp — tK).

Отрицательное значение АТ’; показывает, что объем резервуара уменьшился, положительное значение — что объем резервуара увеличился.

Для практических расчетов t принимаются равными температуре нефтепродукта,

В калибровочных таблицах необходимо отмечать tK и прилагать к ним таблицу поправок et, вычисленных для температуры через 1° С.

3. Под действием гидростатического давления нефтепродукта резервуары расширяются. При этом увеличение объема для вертикальных цилиндрических резервуаров может быть подсчитано следующим методом.

Элементарный малый объем резервуара

AV = Fdh

где F — площадь поперечного сечения резервуара; h — высота столба нефтепродукта над рассматриваемым сечением.

Прп изменении диаметра на ЛD под действием гидростатического давления hog согласно (4.28) объем увеличится на

d(AV) = 2^F dh.

По закону Гука

ADa hDpg 26 Е ’

AD


Подставляя значение ADW. получаем

d(AV) = ^-F hdh.

После интегрирования этого уравнения для резервуаров с 6 = const имеем:

Заменив Fh = FH (объем нефтепродукта в резервуаре), получим

Для резервуара с переменной толщиной стенок интегрирование исходного уравнения необходимо производить в пределах высоты, где 6 = const, т. е, по поясам

д

1

где hu и ht — глубина погружения нижнего и верхнего обреза i-того пояса под уровень нефтепродукта; 6* — толщина стенки t-того пояса.

, Если резервуар работает под давлением ра, то h2i и ht следует увеличить на величину pjpg.

Обычно к калибровочным таблицам резервуаров прилагают таблицу поправок ДVvB= f(n), вычисленную по плотности воды рв.

Поправка на нефтепродукты с плотностью рн

ДУ? = ДУ|!-^.

Рв

Если резервуар обмеряли пустым, то величину ДУ? прибавляют к объему, найденному по замерной таблице. Если резервуар обмеряли заполненным, то из объема вычитают величину, равную (ДУ®)тах — Л У?.

4.    Вследствие сжимаемости нефтепродукта под действием гидростатического давления р = hpg его объем в резервуаре уменьшится на ЛУС. Прн увеличении давления на dp = pg dh это уменьшение объема составит:

d (ДУС) = У0р dp = ^ h$pg dh,

где Р — коэффициент объемного сжатия нефтепродукта.

После интегрирования от 0 до h, получим

дус = у0рМ

или относительное сжатие нефтепродукта

р - AFc а hPS

с~ V0 -Р 2 *

Поправку ес особенно необходимо вносить в таблицы калибровки резервуаров, работающих под большим избыточным давлением.

5.    При составлении калибровочных таблиц следует учитывать объемы, занимаемые в емкостях подогревателями, колоннами, фермами, замерными и другими устройствами.

Приборы количественного учета нефтепродуктов

1. Для измерения уровня нефтепродуктов в емкостях применяются приборы различных типов.

Наиболее старый п простой способ измерения уровня в резервуарах большой емкости — применение мерной стальной ленты с миллиметровыми делениями, к концу которой подвешен тяжелый лот.

В железнодорожных цистернах, горизонтальных резервуарах и в других емкостях малой высоты уровень нефтепродуктов определяют при помощи метроштоков — тонкостенных алюминиевых труб диаметром 25 мы, длиной 3— 3,5 м складной и телескопической конструкции. Наиболее совершенными являются поплавковые измерители уровня типа УДУ, позволяющие автоматизировать операцию измерения уровня и показания передавать на различные расстояния.

2. Для определения средней плотности и проверки установленных стандартом качественных показателей нефтепродукта в резервуаре необходимо иметь среднюю пробу.

Отбор средней пробы производится послойно при помощи стандартного пробоотборника или стационарным пробоотборником типа ПСР для вертикальных цилиндрических резервуаров, позволяющим отобрать пробу в равных пропорциях по всей высоте.

Интегральные пробоотборники позволяют отобрать действительную среднюю пробу хранящегося в резервуаре нефтепродукта.

Порядок отбора проб из емкостей, трубопроводов, мелкой тары установлен действующим ГОСТ 2517—60.

Рнс. 5.13. Характеристика объемного счетчика 1 — кривая погрешностей; 2 — кривая Q —Н счетчика, характеризующая потерю напора Н в счетчике.


Наиболее совершенный способ объемного учета — определение объема принимаемого или отпускаемого нефтепродукта при помощи счетчиков. Применение счетчиков позволяет повысить точность учета от ±0,01 до ±2%, полностью герметизировать операции учета, облегчает труд операторов, дает возможность выносить далеко от емкости место установки и вести учет при мелкой реализации непосредственно в разливочных, автоэстакадах.

По принципу действия и по конструкции счетчики делятся на: 1) весовые — с качающимися сосудами; 2) объемные — дисковые, планетарные, поршневые, барабанные, ротационные и шестеренчатые; 3) скоростные — с винтовой вертушкой, крыльчатые (турбинные) ротаметры, дроссельные.

По виду работы счетчики в большинстве случаев являются малыми гидравлическими двигателями, приводимыми в движение потоком нефтепродукта.

Каждый счетчик состоит из двух частей: гидравлической (замеряющей) и счетного механизма, регистрирующего количество протекающего нефтепродукта.

Заводом-изготовителем каждый счетчик-расходомер снабжается характеристикой QН и кривой погрешности Q — а, показывающей величину погрешности в зависимости от расхода.

Как видно из рис. 5ЛЗ, в области малых расходов счетчик имеет большую отрицательную погрешность вследствие больших утечек, не регистрируемых счетным механизмом. С увеличением расхода погрешность уменьшается и становится положительной, проходит максимум и затем снижается до определенной постоянной величины. Эксплуатировать счетчики следует при расходах, имеющих а = const. Поэтому в тех случаях, когда счетчик работает при резко изменяющихся расходах, уменьшающихся до значений, при которых счетчик работает за пределами чувствительности счетного механизма, к основному счетчику присоединяют более чувствительный (малый). Счетчики такого типа называются комбинированными.

На основании кривых а = / {Q) и Н = f (Q) определяют следующие показатели, характеризующие каждый счетчик.

1)    характерный расход Qx, при котором потеря напора в счетчике равна 10 м. Работа при QK не допускается вследствие быстрого износа движущихся частей;

2)    максимальный расход Qmax, при котором погрешность счетчика не превышает установленных норм;

3)    верхний предел измерения QB как наибольший кратковременный расход, допускаемый в течение одного часа. Для скоростных счетчиков

4)    нормальный эксплуатационный расход Q, т. е. средний часовой расход, который должен проходить через счетчик в течение суток (обычно Q принимают в пределах 10—20% от Qx);

5)    нижний предел измерения — наименьший расход, при котором погрешность счетчика не превышает установленных норм;

6)    порог чувствительности — наименьший расход, при котором механизм счетчика приходит в движение и дает показания с любой погрешностью, как бы велика она ни была. Порог чувствительности характеризует механические сопротивления счетчика;

7)    кривые Q — Я, позволяющие определить размер счетчика по заданному расходу, расход при установленной потере напора и потерю напора для выбранного счетчика при установленном расходе.

При работе счетчика на воде в заводских характеристиках кривые е = = / (Q) иЯ = / (Q) снимаются. При работе счетчика на нефтепродуктах с вязкостью, отличной от вязкости воды, соответствующие потери напора и расход Ян и QB находят по формулам Ян = Нвкг и QH = Q5k^.

Значения коэффициентов кг и к2 принимаются по графикам, выпускаемым заводом для каждого счетчика. Счетчик считается тем более совершенным, чем больше Qx, QB и Q и чем ниже ес, QH и (>min (где (?min — наименьший расход, при котором механизм счетчика приходит в движение).

\


§ i. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Многие нефтепродукты прп охлаждении теряют текучесть, а некоторые даже переходят в твердое состояние. Значительное возрастание вязкости нефтепродуктов при охлажденпп объясняется содержанием высокомолекулярных тяжелых углеводородов.

Затвердевание парафпнпстых нефтепродуктов происходит в результате кристаллизации парафпна.

Подогрев существенно изменяет физико-техническую характеристику нефтепродуктов. В результате подогрева нефтепродукт расширяется, уменьшаются силы внутреннего трения и увеличивается подвижность его.

При подогреве парафпнпстых нефтей и нефтепродуктов расплавляется парафин; сетка, образованная кристалликами парафпна, разрушается, и продукт становится подвижным. Восстановление текучести нефтей и нефтепродуктов является необходимым условием для производства операции налива, слива и перекачки.

Однако значение подогрева не ограничивается этим — он необходим при выполнении следующих операций: деэмульсацпп нефтей; освобождении нефтей и нефтепродуктов от механических примесей; подготовке нефтетоплива к сжиганию под котламп, в печах и в двпгателях внутреннего сгорания; смешении нефтепродуктов; регенерации отработанных масел; зачистке емкостей от отложений п др.

В подогревательных устройствах могут быть применены следующие теплоносители.

Водяной пар — наиболее распространенный, доступный вид теплоносителя. Он обладает сравнительно болыппм теплосодержанием и высоким коэффициентом теплоотдачи.

Подогрев паром наиболее прост; кроме того, пар легко транспортируется к объекту и не пожароопасен. Подогрев паром происходит примерно при постоянной температуре, поэтому регулирование процесса чрезвычайно простое.

Для повышения эффективности потребления тепловой энергии пар должен использоваться по следующему циклу: пз котла он поступает в паровые насосы, где производит механическую работу; выхлопной пар используется в теплообменных устройствах, откуда конденсат после очпсткн от нефтепродуктов подается обратно в паровой котел.

Следующим по степени распространенности теплоносителем является электрическая энергия.

Однако использование электрической энергии для подогрева ограниченно вследствие пожарной опасности, возникающей при оголении электрогрелки, находящейся под напряжением. Температура проволоки при этом может оказаться выше температуры самовоспламенения нефтепродукта. Помимо этого высокая температура проволоки может вызвать частичное коксование нефтепродукта. По этим соображениям электрический подогрев сравнительно широко применяется лишь при подогреве масел в емкостях.

Электроподогревательные устройства компактны и удобны в эксплуатации.

Применение горячих газов весьма ограниченно вследствие малой

I теплоемкости и высокой температуры. Практическое применение нашли выхлопные газы двигателей для подогрева автоцистерн.

В процессе теплообмена различают:    теплоотдачу — теплообмен

между твердой стенкой и обтекающей ее жидкостью, газом; теплопередачу — теплообмен между средами, разделенными некоторой твердой перегородкой; лучистый теплообмен, происходящий вследствие теплового излучения нагретой поверхности.

Практические расчеты по теплообмену производятся по уравнению Ньютона, которое имеет вид: для случая теплоотдачи

q = aFx (txtCT):    (6.1)

для случая теплопередачи

q = kFx (?хt2),    (6.1а)

где q — количество тепла (в Дж), воспринимаемого или отдаваемого поверхностью F (в м3) за время т (в ч); 1Ж и tcr — температуры жидкости и стенки в °С; tx и t2 — средние температуры греющей и обогреваемой сред в °С; а — коэффициент теплоотдачи в Вт/(м2-°С); к—коэффициент теплопередачи в Вт/(м2-°С).

Величины, обратные а и к, называются термическим сопротивлением а разность температур t-i-^-t2 — температурным напором.

Способы подогрева нефтепродуктов

Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в трубопроводах

В зависимости от местонахождения источника тепла различают внешний подогрев, когда теплоноситель расположен снаружи нефтепровода, и внутренний подогрев, когда тепло передается нефтепродукту теплоносителем, расположенным внутри нефтепровода.

Рассмотрим принципиальные схемы путевого подогрева.

На рис. 6.1, а представлена схема, по которой теплоноситель транспортируется по трубопроводу, уложенному параллельно нефтепроводу. Оба трубопровода заключены в общий теплоизолирующий кожух. По этой схеме преимущественно подогреваются наземные трубопроводы.

На рис. 6.1, б показана схема, предусматривающая укладку нефтепровода внутри теплопровода. Теплопроводами могут быть трубопроводы, перекачивающие пар, горячую воду или горячие газы. К этому же способу относится подогрев гибкими электронагревательными лентами, которые обматывают вокруг нефтепровода. Выпускаемые промышленностью электронагревательные ленты (рис. 6.2) рассчитаны на напряжение 220 В и имеют мощность 0,3 —1,5 кВт при длине 3—60 м.

На рис. 6.1, в дана схема, по которой нефтепроводы и теплопроводы укладывают в одном канале. Для сокращения тепловых потерь каналы частично заполняют теплоизолирующим материалом.

На рис. 6.1, г показана схема внутреннего подогрева, когда теплопровод находится внутри нефтепровода. Этот метод применяется в основном при перекачке вязко-пластических нефтепродуктов. Для повышения надежности эксплуатации теплопровод должен удовлетворять особым требованиям по прочности и качеству сварки. Схемы путевого подогрева выбираются с учетом специфических условий эксплуатации нефтепровода и физических свойств перекачиваемых нефтепродуктов.

ТеплопроВод

а

Теплоноситель

б

6

Теплопродод

г

Рио. 6.1. Схемы путевого подогрева нефтепроводов.

2

/


Ч


6

___

5

j


Рис. 6.2. Внешний электрообогрев гибкими лентами.

1 — штепсельный разъем; 2 — термитизирующее покрытие; 3 — термостойкая ткань; 4 — токонесущие провода; 5 — нагревательные провода; 6 — концевая

заглушка.

Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в железнодорожных цистернах

Переносные паровые змеев и к ж. На рже. 6.3 изображена типовая конструкция переносного парового подогревателя площадью нагрева

11,8 м2. Этот подогреватель состопт из центральной и двух боковых секций спирально изогнутых паровых труб. Для уменьшения веса и габаритных размеров в боковых секциях применяют оребренные дюралюминиевые трубы. Секции подогревателя соединены между собой параллельно. Вследствие ограниченных габаритов люка цистерны максимальная поверхность нагрева эксплуатируемых нагревателей составляет 23,1 м2.

Малая поверхность нагрева и низкая эффективность теплообмена при передаче тепла от трубок подогревателя к нефтепродукту при естественной конвекции обусловливают большую продолжительность подогрева. При этом в цистернах после слива остается значительное количество нефтепродукта. В подогревателях используется водяной пар давлением 0,4—0,5 МПа.

Стационарные паровые подогреватели применяются двух типов:

1) трубчатый подогреватель, смонтированный в нижней части железнодорожной цистерны, которая снаружи покрыта теплоизоляцией, состоящей из асбестита с трепелом. Поверхность нагрева подогревателя в цистернах емкостью 34—50 м3, вес около 1100 кг. Помимо внутреннего трубчатого подогревателя сливной прибор цистерны снабжен наружной паровой рубашкой, через которую осуществляется ввод пара в подогреватель;

Рис. 6.4. Электрические подогреватели. а — круглый;! б — раскладывающийся.

Рис. 6.3. Переносной змее-виковый паровой подогреватель.




2) стационарный подогреватель, состоящий из паровой рубашки вокруг котла цистерны и сливного патрубка.

Переносные электрические подогреватели (рис. 6.4, а, б) имеют каркас пз стальных прутьев, на которые надеты фарфоровые цилиндры со специальной винтовой нарезкой. В пазы нарезки уложен металлический проводник, обладающий высоким удельным омическим сопротивлением. Прутья с фарфоровыми цилиндриками укреплены в торцевых панелях, к которым выведены концы нагревательных обмоток. Замыкая медной пластинкой три контакта в длину, получают соединения обмоток на звезду; замыкая контакты попарно и поперек, получают соединение на треугольник.

В настоящее время применяют круглые и плоские раскладывающиеся электрические подогреватели. Раскладывающиеся электрические подогреватели состоят из двух шарнирно соединенных секций, которые раскрываются по мере нагрева нефтепродукта, тем самым увеличивая зону конвективного нагрева, что выгодно отличает пх от круглых электрических подогревателех!.

Для безопасной эксплуатации электрических подогревателей заземляют все металлические части эстакад, аппаратуру, железнодорожные цистерны и рельсы. Тупик, на котором производится подогрев, отъединяют от общих путей изолированными стыками. Вся сеть подводящих проводов должна удовлетворять правилам безопасности электрических сооружений.

Злектроиндукционный нагрев. Сущность этого метода подогрева заключается в том, что вокруг цистерны при помощи обмотки, по которой пропускают переменный ток, создают переменное электромагнитное поле. При этом в стенках цистерны индукцируется электрическая энергия, которая превращается в тепловую. Тепло от стенок передается нагреваемому нефтепродукту.

Циркуляционный подогрев основан на принципе передачи тепла от горячего нефтепродукта холодному путем интенсивного перемешивания их.

Перед сливом нефтепродукта из цистерны 5 (рис. 6.5) на ее сливном патрубке 7 укрепляют паровую рубашку 8. К сливному патрубку цистерны посредством механизма 6 присоединяют шланг 9 от теплообменника 10. Затем в паровую рубашку сливного патрубка и в теплообменник пускают пар, после чего открывают сливной клапан. Нефтепродукт из цистерны по шлангу поступает в теплообменник, откуда нагретый до 40—50° С он забирается насосом 11 с приводом от электродвигателя 12 и по стояку со шлангом 2 через устройство 1 с раскладывающимися трубами-соплами подается внутрь цистерны. Горячий нефтепродукт выходит из сопел с давлением 1,0—1,2 МПа и интенсивно перемешивается с холодным нефтепродуктом. Положение стояка со шлангом регулируется краном-укосиной 3 с лебедкой 4.

Подогрев нефтепродуктов при водных перевозках

Такой подогрев осуществляется посредством паровых змеевиков, уложенных по дну танков на высоте 100—150 мм от обшивки. Для подвода к змеевикам пара п отвода пз них конденсата по палубе танкера под переходным мостиком

прокладывают две магистрали (рпс, 6.6) — паровую 2 и конденсатную 9. От обеих магистралей к каждой группе танков отходят отростки с клапанными коробками (распределительной 3 п сборной 6). к которым присоединены змеевики подогревателя 5. Входные и выходные отростки снабжены клапанами 4 и 8, которые при необходимости позволяют отключать данную секцию танков от общей системы. На паровой и конденсатных линиях установлены разобщительные клапаны 10.

Свежий пар поступает в систему из котла через редукционный клапан 1, в котором давление снижается до 0,4 МПа. Отработанный пар и конденсат через контрольную цистерну 11 поступают в питательную систему котла. Назначение контрольной цистерны — предотвращение попадания нефтп в конденсат. Для этой же цели предназначен контрольный кран Г. который открывают прп впуске пара в змеевик. Система подогрева работает в период нахождения танкера в пути.

Подогрев нефтепродуктов при хранении

Трубчатые подогреватели в резервуарах применяют двух типов — змеевиковые и секционные. Такие подогреватели представляют собой систему из тонкостенных сварных труб, уложенных на дне резервуара в виде змейки пли в виде отдельных секций (рис. 6.7). Теплоноситель, проходя по системе труб, отдает тепло через стенки, не соприкасаясь с нефтепродуктом. Трубчатыми подогревателями разогревают все нефтепродукты — это наиболее распространенный метод подогрева в емкостях.

Секционные подогреватели комплектуются из отдельных стандартных элементов; каждый из них состоит из четырех параллельных труб, концы которых

Рис. 6.7. Секционный паровой подогреватель в резервуаре. 1

вварены в коллекторы диаметром 108 мм и длиной 450 мм. Секции между собой соединяются при помощи муфт. Подогревательные элементы (ПЭ) стандартизированы, основные размеры их приведены в табл. 6.1.

'Местные подогреватели.

Таблица 6.1 Размеры подогревательных элементов

Подогре

ватель

ный

элемент

Длина между осями коллекторов, м

Поверхность

нагрева,

м2

ПЭ-1

2,0

1,70

ПЭ-2

2,5

2,06

ПЭ-3

3,0

2,42

ПЭ-4

4,0

3,14

ПЭ-5

5,0

3,86

ПЭ-6

6,0

4,58


При откачке нефтепродукта из резервуара мелкими партиями процесс подогрева разбивают на два периода: предварительный и эксплуатационный. В предварительный период всю массу нефтепродукта нагревают до температуры, обеспечивающей ему достаточную подвижность для подтекания к приемораздаточной трубе, а в эксплуатационный период до необходимой температуры нагревают лишь то количество нефтепродукта, которое требуется выкачать. Предварительный подогрев осуществляется общими подогревателями, а эксплуатационный подогрев — местными подогревателями, расположенными у приемо-раздаточных труб резервуара. На рис. 6.8 представлены различные конструкции местных подогревателей.

Шахтный подогреватель (рпс. 6.8, а) состоит из кожуха, защищенного тепловой изоляцией, внутрь которого входит конец приемной трубы, вокруг которой расположен змеевиковый подогреватель. Нефтепродукт, откачиваемый из резервуара, проходит через окна внизу кожуха и затем через подогреватель, в котором он нагревается до необходимой температуры.

Наиболее мощные местные подогреватели — секционные коробчатой конструкции (рис. 6.8, б), которые состоят пз трех параллельных ветвей, располо-


Рпс. 6.S. Местные подогреватели. а — шахтный; б — секционный.

женных на различной высоте внутри кожуха. Каждая ветвь имеет четыре параллельные секции. Коэффициент полезного действия таких подогревателей близок к единице,

Кроме описанных способов в резервуарах можно применять электроподогрев и циркуляционный подогрев.

§ 2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ «ГОРЯЧПХ» ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕБАЗ

Основная цель теплового расчета — определение количества тепла Q. необходимого для осуществления заданного гидравлического и теплового режимов перекачки.

Для любой системы трубопроводов, в которых происходит тепловое взаимодействие, может быть записано уравнение теплового баланса

V; - '    ¦    Q = Gc (tKtH)kF (tcp 10),    (6.2)

Где G — весовой расход нефтепродукта в трубопроводе в кг’ч: с — удельная теплоемкость в Дж/(кг-:С), tH и tK температуры в начале и в конце нефтепровода в °С; к — полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду в Дж/(м2'Ч-'С); F боковая поверхность трубопроводов в м2; tCv — средняя температура нефтепродукта в трубопроводе в °С; t0 — температура окружающей среды в СС.

Обычно для тепловых расчетов величинами G. с. F. tu и ta задаются, а потому решение уравнения (6.2) сводится к определению к п tK.

Определение полного коэффициента теплопередачи

Трудность тепловых расчетов по уравнению (6.2) обусловлена сложными теплофизическпми явлениями, происходящими при теплообмене. Введением коэффициентов к и а удается решить эти уравнения с учетом конкретных условий рассматриваемой задачи теплообмена. Общая зависимость между к ж а установлена уравнением

.. 4=XTW7XTX-    М

«1    Т    ^2    «3

где — внутренний коэффициент теплоотдачи от нефтепродукта к стенке; а2 — внешний коэффициент теплоотдачи от стенки в окружающую среду; а.з — коэффициент теплоотдачи от стенкн радиацией; б; — толщина стенки, изоляции пт. д.; h — коэффициент теплопроводности стенки, изоляции и т. д.

Определение коэффициентов теплоотдачи «горячих» трубопроводов нефтебаз

Определение внутреннего коэффициента теплоотдачи подземных трубопроводов

Установлено, что гх1 наряду со многими факторами зависит еще и от режима движения нефтепродуктов в трубопроводе.

Процесс теплопередачи при ламинарном режиме может быть точно исследован в том случае, если картина течения сравнительно проста, а свойства нефтепродуктов неизменны, т. е. если распределение скоростей по сечению трубы и температуры вдоль нефтепровода подчиняется простому закону. На основе этих допущений были получены некоторые теоретические формулы для вычисления ах, но все они выведены в результате приближенных решений уравнений теплопроводности и движения. Эти решения в значительной мере дают расхождения с практическими данными, поэтому чаще всего для инженерных расчетов пользуются эмпирическим зависимостями. Наиболее удовлетворительные результаты дает эмпирическая зависимость

Хи = 0,74Ре°'2(Сг-Рг)<м    (6.4)

где Xu =    --критерий Нуссельта. т. е. безразмерный коэффициент тепло-

отдачи, характеризующий связь между интенсивностью теплоотдачи и температурным полем в пограничном слое потока; Ян — коэффициент теплопроводности

нефтепродукта: dx — внутренний диаметр трубопровода: Ре =    --кри-

Лн

терпй теплового подобия (Пекле), являющийся мерой отношения молекулярного и конвективного переноса тепла в потоке; w — скорость движения в нефтепроводе; с — удельная теплоемкость; р — плотность нефтепродукта; Сг = ^2~~ критерий Грасгофа, характеризующий взаимодействие сил вязкости и подъемных сил; At — средняя разность температур между нефтепродуктом и стенкой трубы; (3 — коэффициент объемного расширения нефтепродукта; v — кинематическая вязкость нефтепродукта; Рг = v<lgp — критерий Прандля, характери-

Ан

зующий подобие температурных и скоростных полей в потоке.

Все перечисленные критерии вычисляются при средней температуре пристенного пограничного слоя.

При турбулентном режиме движения потока в трубопроводе наиболее хорошо согласуется с практикой формула

NuH=-0,021Reo.8pro,43^^Ly’26.    ¦    (6>5)

Индекс «н» показывает, что все параметры вычислены при температуре нефти. Формула (6.5) рекомендуется при значениях ReH ^ 104. При 2-103sS =S! ReH =s; 104 имеется переходной режим, при котором происходит резкое увеличение теплоотдачи и значение а± следует определять приближенно интерполяцией.

Определение внешнего коэффициента теплоотдачи подземных трубопроводов

Более простое решение задачи о теплоотдаче трубопровода, заглубленного в грунт, может быть получено, если считать грунт изотропной средой бесконечной протяженности по всем направлениям. В этом случае температура в каждой точке грунта зависит только от расстояния до трубы и не зависит от направления. Температурное поле, таким образом, будет радиальным. Достаточно распространенной, хорошо подтвержденной экспериментально, является формула

- (6.6)

ССо 1    •

2fep I 1Г

. У \ d2


2h0


do In

где а2 — внешний коэффициент теплоотдачи трубопровода; ХгР — коэффициент теплопроводности грунта; d2 наружный диаметр трубопровода; h0 — глубина заложения трубопровода (до оси) в грунт.

При значениях (2h0Jd0) > 2, что имеется в большинстве трубопроводов, с точностью до 1%

2^-гр

(6.7)


т , 4k

d*la т

Cln

Формулы (6.5) и (6.6) дают надежные результаты при сравнительно больших заглублениях трубопроводов. При малых заглублениях (2hjd0) << 2 необходимо учитывать тепловое сопротивление на границе грунт — воздух

Для практических расчетов эта величина может быть заменена сопротивлением фиктивного слоя грунта, расположенного над основным массивом, толщиной б = Ягр0. Тогда формула (6.6) примет вид

2 Я

1П4Я _Ч_ d2 ' а0Н

где а0 — коэффициент теплоотдачи от грунта в воздух. При наличии снегового покрова Н — h0 -г hCH. Откуда


7    _ 'УГР | О    У

^сн — ~Z Г ^сн \    >


где бсн и %сн — толщина и коэффициент теплопроводности снегового покрова.

Для подземного трубопровода с концентрической тепловой изоляцией величиной 1/а1 можно пренебречь. Исходя из радиального теплового поля внутри изоляции

(6.9)


^2 I ^Тр


а0 =


где биз и Яиз — толщина и коэффициент теплопроводности изоляции.

Для нетеплоизолированных трубопроводов, уложенных в грунтах небольшой влажности, при турбулентном режиме перекачки можно принять а2 к.

При определении а2 следует иметь в виду, что основное значение имеет не столько структура расчетной формулы, сколько правильный выбор Ягр. Для ориентировочных расчетов можно принять: для сухого песка а2 = 10~3 кВт/(м2 X °С), для влажной глины а2 = 1,25 -10_3 кВт/(м2-°С), для мокрого песка


= 3 • 10"3 кВтДм2- °С).


вынужденной и свободной конвекции. Если трубопровод подвержен действию ветра, то •а'2 может быть найден по формуле

Nu = cRe?,    (6.10)

в которой индекс «в» при Re означает, что параметры Nu и Re вычисляются по средней температуре воздуха, а значения величин с л п, зависящие от Re, приведены в табл. 6.2.

Формула (6.6) получена на основании экспериментальных данных по наземным «горячим» трубопроводам диаметром до 160 мм при скоростях воздуха от 2 до 30 м/с. Внешний коэффициент теплоотдачи трубопроводов, расположенных в помещениях или каналах и защищенных, таким образом, от ветра, вычисляется по формулам свободной конвекции:


Определение внешнего коэффициента теплоотдачи наземных трубопроводов

При прокладке трубопроводов по поверхности грунта внешний коэффициент а2 теплоотдачи в окружающий воздух определяется по уравнениям


а2 —• A

где А — коэффициент, зависящий от диаметра трубы d2. Так,


d2, мм

50

i 00

200

>200

А

1,94

1,80

1,73

1,73


гр


2^ИЗ^Гр


-2би


4^о


]’


' “f- '‘-из


d2 -]- 2биз


Таблица 6.2

Значения величин сиге в формуле (6.10)

Кев

С

п

5—80

0,810

0,40

80—5000

0,625

0,46

5000—50 000

0,197

0,60

>50 000

0,023

0,80


Формула (6.10) не учитывает теплоотдачу радиацией, а потому применима при небольшой разности температур (tCT — tB), т. е. примерно до '15° С. При значительных перепадах температур необходимо учитывать дополнительную теплоотдачу радиацией

/ ?«. + 273 у \ 100 /

-273


¦BcrCs ---    у ,    (б.и)

Гст-

где а3 — коэффициент, зачитывающий теплоотдачу радиацией; ест — степень черноты поверхности стенки (ест = 1 прп черной поверхности; ест = 0,8 -f--f- 0,95 при красной, зеленой и серой поверхности; есг = 0,7 при алюминиевой поверхности); Cs — постоянная Планка, равная Cs = 5,76 Вт/(м24).

Вычисления а2 по формулам (6.10) и (6.11) ведут методом последовательного приближения. Для ориентировочных расчетов можно принять: для наземных трубопроводов /с^10-10"3 кВт/(м2-°С); для подводных трубопроводов А:    12-10“3 кВт/(м2-°С).

Падение температуты нефтепродуктов при движении по трубопроводам

Для удобства вывода уравнений расчета конечной температуры в «горячем» трубопроводе рассмотрим раздельно основные способы теплообмена между нефтепродуктом и окружающей средой. Примем, что во всех случаях рассматри- . ваются стационарный тепловой и гидравлический режимы.

Теплообмен между предварительно нагретым нефтепродуктом и окружающей трубопровод средой

При перекачке вязких и застывающих нефтепродуктов их предварительно подогревают для снижения вязкости, а следовательно, и для уменьшения гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Особенно большой эффект дает снижение вязкости при ламинарном режиме, так как гидравлические сопротивления при этом изменяются пропорционально первой степени вязкости, а в турбулентных потоках — пропорционально вязкости в степени 0.25. Охлаждение движущегося по трубопроводу нефтепродукта прп ламинарном режиме происходит менее интенсивно. Поэтому температуру подогрева нефтепродукта перед перекачкой (tH) желательно выбирать таким образом, чтобы получить ламинарный режим.

Вязкий нефтепродукт, подогретый до температуры Л двигаясь по трубопроводу, отдает тепло в окружающую среду. Тепловые потери dq элементарно малого участка трубопровода длиной dL в единицу времени вычисляют по формуле

dq = kdF (t — t0),

где к — полный коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду; dF — площадь охлаждения трубы длиной dL

dF — Tid'dL',

t — переменная температура нефтепродукта; t0 — температура окружающей среды; d — диаметр трубопровода.

Пройдя участок dL, нефтепродукт охладится на dt градусов и потеряет количество тепла, равное Gcdt (где G — весовой расход нефтепродукта; с — весовая теплоемкость).

При движении нефтепродукта в трубопроводе выделится тепло, эквивалентное работе трения потока,

iG АТ ~E~dL'

где i — гидравлический уклон трубопровода; Е — механический эквивалент-тепла.

Тепловой баланс участка трубопровода длиной dL равен kcid •dL (t10) = — Gcdt -j- dL.

Это уравнение можно представить в следующем виде, удобном для интегрирования:

kzid    dt

dL

-    Gi

(t — t о)--

ЕкЫ Обозначим;

k^d . Gi , ~GrT й' ?Ы " '

Проинтегрировав вышеприведенное уравнение от tH до tK (где ta и tK — температуры нефтепродукта в начале и в конце трубопровода) при к = const., получим

L    *к

dt

а

to) — ^

о    t„

откуда

aL = In ¦

t0 Ь

ИЛИ

• ' = • ; . (6.12>

Для технологических трубопроводов нефтебаз в большинстве случаев можно принять aL 1. Тогда, разлагая eoL в степенной ряд

eaL=i+^-+^ff + ...    ,    '

и удерживая первые два члена ряда, вместо уравнений (6.12) получаем уравнение

tu—to — b

1 - aL.    (6.13)

tK t0 ь


Во многих случаях можно пренебречь теплотой тренпя. Тогда при Ъ = О в исходном уравнении получим

1 nJj^Jjt^aL,

Г0

откуда

= +    (6.14)

Уравнение (6.14) впервые получено акад. В. Г. Шуховым.

шак

Сравнивая уравнения (6.13) и (6.14), легко определить прирост температуры AtT от трения потока при движении в трубопроводе

AfT = Ъ (1 — e~aL).

(6.15)


В начале трубопровода Atr = 0, так как L = 0, а в конце трубопровода яри L -у сю имеем: AtmaK = Ъ.

При вычислении значений Ъ следует иметь в виду, что гидравлический уклон i «горячих» трубопроводов непрерывно возрастает по длине трубопровода вследствие увеличения вязкости нефтепродукта при охлаждении. Поэтому вычисление Ъ следует вести при icp, что применимо для коротких нефтебазовых трубопроводов.

При перекачке парафинистых нефтей, имеющих высокую температуру застывания, следует учесть, что при снижении температуры потока до tn.n, при которой начинается выделение твердого парафина, часть тепловых потерь будет покрываться за счет выделения скрытой теплоты кристаллизации парафина х.

Процесс охлаждения парафинистых нефтей, двигающихся по трубопроводу, можно разделить на две стадии. В течение первой стадии до длины •температура нефти падает от температуры tB.n.

На длине Ьг тепловой расчет нефтепровода следует вести по формуле (6.14). Вторая стадия охлаждения сопровождается кристаллизацией парафина, и тепловой расчет следует вести по уравнению

(6.16)

Здесь s — количество парафина в частях единицы, выпадающего из нефти при понижении температуры от tR,п до tK (8 определяется лабораторным способом).

Тепловой расчет при внутреннем путевом подогреве нефтепродукта в трубопроводе

В периодически действующих трубопроводах, перекачивающих высоковязкие и парафинистые нефти и нефтепродукты, при продолжительной остановке поток может застыть и полностью закупорить сечение трубы. Вытолкнуть застывший нефтепродукт часто бывает невозможно и во избежание этого внутри трубопровода помещают греющую трубу-теплоноситель, все теряемое тепло которого полностью передается нефтепродукту. Поэтому внутренний подогрев обладает более высоким к. п. д.

На нефтебазах теплоносителем чаще всего является водяной пар. По отношению к теплоносителю нефтепродукт может двигаться прямотоком или противотоком.

Паровой внутренний подогрев эффективен только для сравнительно коротких трубопроводов, имеющих предельную длину Ьс, рассчитанную с учетом гидравлических сопротивлений двухфазных потоков. Если предельная длина паропровода больше рассчитанной, пар вводится с двух сторон, а конденсат отводится от середины паропровода.

Для решения задачи о падении температуры нефтепродукта в трубопроводах с паровым внутренним подогревом выберем элементарно малый участок нефтепровода dL и составим уравнение теплового баланса (рис. 6.9).

Яп =    (ti t%)dL.

За это время нефтепродукт получит тепло

qa = cGdt2.

Теплопотери в окружающую среду составят

Яо ~ K-ond2 (^2    ^о)    dL.

Здесь /сп_н — полный коэффициент теплопередачи от пара к нефтепродукту; &н_0 — полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду; Gвесовой расход нефтепродукта; t0температура окружающей среды; индексы при буквенных обозначениях относятся: «1» — к теплопроводу, «2» — к трубопроводу, н — к началу трубопров к — к концу трубопровода.

Рис. 6.9. Внутренний путевой обогрев трубопровода.


Примем температуру пара tx = const. Тогда

K-^dx (^i    ^2) dLGcdt%н_0д^2 (^2 — t0) dL

или


wT

dt-2 + qc №п-н^1 ~ ^н-0^2) t^dL

G~c (к^-Л + K~o ^1dL = 0. Обозначив через

Xl — Qc (^П-H^l ^н-0^2)

С2 Qc (^П-Н^1 ! ^н-о^2

получим

Отсюда


dt2 — (^2^1 — ^1^2) dL.

L =

или

L = ^ in Cl^2K конечной температуры нефтепродукта в трубопровода-^1


Искомое


значение


ИЛИ


kn-ndi -j~ ^h-od2 ~~ kn-ndi + A:h_0^2


nL


*2K = *2He'iGc (*D-A+J-oi!)+(1l


В Gc (йп-н“1-‘н-о“2; _ (6Л7^


Тепловой расчет при внешнем путевом подогреве нефтепродуктов в трубопроводе

Внутренний путевой подогрев обладает серьезными недостатками, ограничивающими его применение:

1)    внутренняя труба с протекающим по ней теплоносителем подвержена значительным температурным напряжениям, компенсировать которые сложно;

2)    ремонтировать внутренний подогреватель и обнаруживать места повреждений довольно трудно;

3)    внутренний трубопровод уменьшает поперечное сечение внешнего трубопровода и тем уменьшает его производительность.

Конструкция внешнего подогрева не имеет отмеченных недостатков и, как более надежная в эксплуатации и более простая конструктивно, получила широкое распространение.

При проектировании трубопроводов с внешним обогревом чаще всего требуется выполнить условие постоянства температуры предварительно разогретого нефтепродукта. Для выполнения условия tH = tK — ta-п = const необходимо, чтобы температура воздуха внутри теплоизолирующего кожуха была бы постоянной. Тогда полный расход тепла, получаемого от путевого подогревателя, пойдет на покрытие тепловых потерь:

Q zi.d2kT^R (tT ^н-п)    '    (tT ^0)9    (6.18)

где кт_„ — полный коэффициент теплопередачи от теплоносителя к нефтепродукту, вычисляемый из условия, что температура внутри кожуха выравнивается благодаря конвекции воздуха. Поэтому можно принять, что воздушная прослойка не оказывает сопротивления тепловому потоку и значения ссг и а2 для вычислений кт.н определяются по формулам (6.4) и (6.9); d2 внешний диаметр теплопровода; tT, ?н_п, t0 — температуры теплоносителя, нефтепродукта и окружающей среды; D — внешний диаметр кожуха; /ст_0 — полный коэффициент теплопередачи от теплоносителя в окружающую среду, вычисляемый но приведенным выше формулам в зависимости от окружающей среды (воздух, грунт).

При укладке трубопровода в канал тепловой расчет ведется также по уравнению (6.18) с той лишь разницей,что в правой части вместо nDL следует подставить полную поверхность охлаждений канала.

В тех случаях, когда трубопровод работает периодически и перекачивает высоковязкий нефтепродукт, то назначение путевого подогрева может быть ограничено лишь созданием внутри трубопровода «горячего» пристенного слоя толщиной б. Расчет количества тепла следует вести по уравнению (6.2), в котором вместо tcр следует принять tr, а величину G — приравнять к расходу «горячего» пристенного слоя

q_ ndLbp

х

§ 3. ОСТЫВАНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТРУБОПРОВОДАХ

Большое практическое значение имеет умение рассчитать время охлаждения нефтепродукта в остановленном «горячем» трубопроводе. «Горячие» трубопроводы, работающие периодически, должны быть освобождены или заполнены незастывающим маловязким нефтепродуктом. Если по каким-либо причинам это не сделано, то по истечении определенного времени вязкость нефтепродукта может возрасти настолько, что допускаемого рабочего давления в трубе окажется недостаточным для возобновления перекачки.

Для экономии эксплуатационных расходов, связанных с замещением нефтепродуктов в трубопроводе, иногда можно на определенное время оставлять нефтепродукт в остановленном трубопроводе, если по известному графику периодичности работы трубопровода за время остановки нефтепродукт не охладится ниже допускаемой температуры tK, при которой напряжения сдвига потока не превысят допускаемой прочности трубопровода (иногда это напряжение определяется не прочностью материала трубы, а прочностью корпуса насоса или арматуры — задвижки, клапана). Зная характер изменения температуры потока во времени, можно найти критическое значение температуры tK и соответствующую ей допустимую продолжительность остановки трубопровода.

Эти критические температуры помимо физических свойств нефтепродукта зависят еще от материала трубы и протяженности трубопровода, а поэтому должны быть заранее рассчитаны при проектировании данного трубопровода.

Охлаждение подземного нефтепровода до заданной температуры tK

Сложный процесс охлаждения нефтепродуктов в подземных трубопроводах зависит от другого, не менее сложного процесса — от охлаждения массы грунта, окружающего трубопровод.

Задача об охлаждении подземных трубопроводов была решена В. И. Чер-никиным для случая постоянной производительности перекачки.

Процесс нагрева системы грунт — трубопровод в основном определяется скоростью нагрева массы грунта, окружающего трубопровод, так как теплосодержание нефтепродукта, находящегося в трубопроводе, мало по сравнению с теплом, аккумулированным в грунте, и им можно пренебречь. Грунт вокруг трубопровода считается изотропным, а физические константы его неизменными. Температурное поле Земли не учитывается. Отсюда следует, что процесс охлаждения нефтепродукта определяется лишь скоростью охлаждения грунта. При этих ограничениях время охлаждения нефтепродукта. в трубопроводе т от начальной температуры tH до заданной температуры tK находится по формуле

R 2

где t0 — температура грунта на глубине заложения трубопровода; h0 — глубина заложения трубопровода (до оси); Н2 — наружный радиус трубопровода; Е; — знак интегральной показательной функции; Fo — критерий Фурье

а — коэффициент температуропроводности, характеризующийся скоростью изменения температуры в неравномерно нагретом теле (молекулярным переносом внутренней энергии тела)

^•гр

а =-.

t'rpPrp

Формула (6.19) дает несколько завышенное значение т, так как при выводе ее тепловой поток по длине трубы был принят постоянным, что может быть допущено только для коротких нефтебазовых трубопроводов.

Известно также несколько экспериментальных формул для определения т. Из них наиболее предпочтительной является

. R\ ( h0 т = 4z —2 '

1    N2,32


(6.20)


а \ 2Я2    Nu

Здесь

Nu =

гр

схг-е — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу. Длят практических расчетов аг_Е = (10    15) • 10_ 3 кВт (м2-°С); z — коэффициент,.

зависящий от отношения -р—р- (см. таблицу):

*н-Го

z

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,0

0,7

0,8

1,0

1,2

1,45

^^100

Lo

20,0

13,5

10,0

8,2

6,8

5,5

4,5

3,6

2,5

1,6

1,0

Охлаждение наземного трубопровода до заданной температуры tK

Задача об охлаждении наземного трубопровода решается при следующих

упрощающих положениях:

1)    тепловое сопротивление трубопровода    =    const>

i=i

2)    в период охлаждения сс2 = const;

3)    температура окружающей среды t0 = const.

При охлаждении остановленного трубопровода уравнение теплового* баланса от нефтепродукта в окружающую среду, отнесенное к единице длины (для неизолированного трубопровода), может быть записано так:

a^nd (ttCT) a2nd (tCT —10),

Таблица 6.3 где t температура нефтепродукта; t0 — температура окружающей среды.

Значения коэффициентов е и п в формуле (6.21)

GrPr

8

n

От 10“3 до 5 • 103

1,18

0,13

От 5 • 103 до 2 • 107

0,54

0,25

От 2 • 107 до 1013

0,14

0,33


Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи аг определяется по эмпирической формуле

a1 = e-^-(GrPr)n, (6.21)

где Я,тр — коэффициент теплопроводимости: материала трубы.

Значения коэффициентов г и п даны в табл. 6.3.

Подставив значения Gr и Рг в (6.21), получим

1Тр


(6.22)


а, = е


ср Р    гТр)

Тр    v


где р — коэффициент объемного расширения нефтепродукта. Введем новые пере-Tpi У ~ ^Тр

менные: х = t — iT„; у = tTp — t0; t = t0 + x + y.


Тогда уравнение теплового баланса примет вид

агх = а.,у

или, подставляя значения для аг, получаем

>.Хтр / gfycficp \ п d \ vXTp у


Для упрощения записи обозначим


Величину и в первом приближении можно принять постоянной. Для точных расчетов весь температурный интервал от tu до tK следует разбить на несколько участков и для каждого из них определять и по начальной температуре участка:

у а, = еихnJhl; dya2 = &и(п — 1) xndx\

dy = ^-(n -f-1) xndx.

Последнее выражение позволяет перейти к уравнению с одним переменным х.

Запишем уравнение теплового баланса в дифференциальной форме. Для этого положим, что за время dx нефтепродукт охладился на dt и потерял при этом следующее количество тепла:

dq = ~ pcdt.

В окружающую среду должно поступать такое же количество тепла, т. е.

--— pcdt ¦= ахяйdx(t — tTp).

Согласно принятым обозначениям dt = d (х -j- у), так как t0 = const.

Тогда

Подставив значения dt, ах и (tta) в последнее уравнение и решив его относительно dx, получим


x,


Ж,



Откуда


ИЛИ


cdp    l

4т L п (<кгтР)”

Для трубопровода, имеющего хорошую теплоизоляцию, уравнение теплового баланса упрощается

/

cgpdt =    nd (t10) d%,

4    0Нз

где Яиз и 6ИЗ — коэффициент теплопроводимости и толщина теплоизоляции. Разделив переменные и проинтегрировав уравнение от iH до tK, получив

cdpg _ _биз_ In —to

(6.24)


4 Хиз in to

Вытеснение застывших нефтепродуктов из трубопроводов

Если нефтепродукт в период бездействия «горячего» трубопровода сильна охладился или застыл, то для нормальной работы трубопровода нефтепродукт необходимо вытеснить маловязкими жидкостями. Вытеснение высоковязких нефтепродуктов (подчиняющихся закону Ньютона) из горизонтальных трубопроводов возможно при любых напорах насосов; вопрос заключается лишь в продолжительности процесса вытеснения.

Вытеснение нефтепродуктов, обладающих начальным напряжением сдвига а0 (для неньютоновских жидкостей), возможно лишь при напорах насосов Я0, необходимых для преодоления ст0. Начальное напряжение сдвига определяется из условий равновесия внешних и внутренних сил в трубопроводе

60nLd = J- nd2pgH0.

Отсюда

p gH0d


(6.25)

Нефтепродукты, обладающие начальным напряжением сдвига, движутся по трубопроводам при так называемом структурном режиме, когда центральная часть потока движется как твердое тело, а периферийная — как вязкая жидкость при ламинарном режиме. Для упрощения задачи о вытеснении застывших нефтепродуктов при структурном режиме движения введем следующие предположения:

1)    застывший и толкающий нефтепродукты движутся один за другим подобно поршням;

2)    гидравлическое сопротивление толкающей жидкости не учитывается, так как вязкость ее во много раз меньше вязкости застывшего нефтепродукта;

3)    смешение нефтепродукта на границе раздела отсутствует.

Движение застывшего нефтепродукта происходит в соответствии с законом

Шведова и Бингама

(6.26)

Я


\


Я — напор, создаваемый насосами.

В момент времени т, когда толкающая жидкость вытеснит застывший нефтепродукт из участка трубопровода длиной х. расход будет равен

тде v0 — кинематическая вязкость застывшего нефтепродукта.

Из условия неразрывности потока

Qdx = dx.

Подставив значение Q и разделив переменные, получим время вытеснения застывшего нефтепродукта пз всего трубопровода длиной L

L

32v0 f {L—x) dx

H-^{L-x) 3dp g

ИЛИ

16vq Г 3dpgH ^ /_3dgHp_(6.27)

gd* L 16(To    \    3dgpH-i6o0L    J J’    K '

Время вытеснения нефтепродуктов, подчиняющихся закону Ньютона, получим при ст0 = 0 в уравнении (6.27). Для этого выражение

jn    3 dpgH_

3 dpgH — 16o0Z, 16o0Z,


лредставим в виде

(1—3dpgH и разложим его в ряд

Ь (<\    \    I    1    (    i%a°L    У    I 1 ( 16(IoL У 4-

V    3dpgH J 3dpgH 2 V 3dpgH /    ' 3 \ UpgH J ' ' ' '

Подставив это выражение в уравнение (6.27) и произведя некоторые преобразования, получим    ¦

16vp    j 2    ,    153б0р    гз _    4096Qq    rii    /ft осл

T    gd*H    1    27<22pg#2    ¦    9d3tf3    т.. .    ( •    ;

Положив оq = 0,    получим    формулу для определения    времени вытеснения

ньютоновских нефтепродуктов (жидкостей)

t =    (6.29,

Поскольку толкающая жидкость в действительности врезается клином в застывший нефтепродукт, а не движется как поршень, то время вытеснения по формуле (6.29) всегда будет больше фактического. Это обстоятельство может быть учтено введением опытного поправочного коэффициента

¦ ,    >    3600

У~ рг7/8 ’

где Рг — критерий Прандтля, вычисляемый для застывшего нефтепродукта.

217

§ 4. ТЕПЛОВОЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ (ИНТЕРФЕРЕНЦИЯ) ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

В условиях сильно развитой трубопроводной сети нефтебаз трубы различного технологического назначения укладывают в непосредственной близости друг от друга. Это приводит к тому, что «холодные» трубопроводы, попадая в сферу действия температурных полей «горячих» трубопроводов, нагреваются за счет охлаждения «горячих», т. е. получается тепловая интерференция. В некоторых случаях такое явление может быть весьма полезным, например при укладке

в одном канале промышленного паро- и маслопроводов. В других случаях это может оказаться вредным, например при укладке бензопровода вблизи «горячего» мазутопровода, что приводит к повышению температуры бензина, а следовательно, и к увеличению потерь от испарения в резервуарах. Таким образом, правильное разрешение вопроса о тепловом взаимодействии различных трубопроводов представляет значительный практический интерес.

(6


In

Рис. 6.10. Расчетная схема теплового взаимодействия подземных трубопроводов.


Рассмотрим тепловую интерференцию двух трубопроводов (рис. 6.10). Ввиду сложности теоретического решения зтой задачи ограничимся лишь приведением результатов решений и некоторых практических выводов.

Тепловые потоки двух интерфирирующих трубопроводов («горячего» и «холодного»), уложенных на одной глубине h0, можно определить по следующим формулам:

для «горячего» трубопровода

2лХ


гр


(6.30)


V-


¦ In2


R г


г - to) In - (fx - to) In Y


г2+ 4 hi Z2


для «холодного» трубопровода

(tx —to) In Щ2- — (<r-Hr


I2 +4fog


2яЯ,


-to) In


ГР


(6.31)


v-


2^q

Rr


l* + 4h% I*


In


-Ins


R,


Здесь tr, Rr и tx, Rx — температуры и радиусы внешних поверхностей «горячего» и «холодного» трубопроводов; t0 — температура окружающего грунта; h0 — глубина заложения трубопроводов в грунт (до осей); I — расстояние по горизонтали между вертикальными осями трубопроводов.

Исследования уравнений (6.30) и (6.31)

1. При увеличении расстояния между трубопроводами I до бесконечности (практически I = оо наблюдается на расстоянии более чем 10—15 м)

2яХгр (tr t0)

Rr

¦ 1» =-ГТк-•    <мз>

"йГ

т. е. тепловые потери каждого из трубопроводов соответственно равны тепловым потерям одиночных труб с температурами внешних поверхностей tr и tx, что и следовало ожидать.

2. По мере приближения «холодного» трубопровода к «горячему» тепловые потери первого уменьшаются и при определенном положении трубопроводов доходят до нуля. При этом расстояние между трубопроводами находится по формуле (6.31) при дх 0 или

откуда

2h


/


2h0\ Rr J


(*x_*0)ln 2g> -(fr-*0)lnj/Л_^1=0,    (6.34)

-.    (6.35)


В большинстве случаев при >4 и ——— >4- формула (6.35) может

Л    tp    — t о    "

быть упрощена

-Щ-Г-.    (6.36)

^ 2h0 J ‘г-‘о

Тепловые потери «горячего» трубопровода можно получить, если подставить txt0 из условия (6.34) в уравнение (6.30); в этом случае получается формула (6.32), т. е. тепловые потери «горячего» трубопровода равны тепловым потерям одиночной трубы с температурой стенки tr. Присутствие «холодной» трубы, находящейся на расстоянии Z, определяемом по (6.33), не влияет на тепловые потери «горячей» трубы. Такое явление возможно в том случае, «ели «холодная» труба попадает в изотерму «горячей» трубы с температурой tx. Отсюда следует важный для практики вывод: если разместить несколько «холодных» трубопроводов так, чтобы они цопали в изотермы «горячего» трубопровода с температурами, равными температурам стенок «холодных» труб, то вся система теоретически будет иметь такие же тепловые потери, как и одиночный «горячий» трубопровод.

Практически этого достичь трудно, так как в течение года положение изотерм меняется. Однако всегда можно располагать трубопроводы так, чтобы свести тепловые потери системы к величине, примерно равной qr, и незначительно нарушить тепловой режим «горячего» трубопровода.

3. При некотором положении трубопроводов тепловые потери «горячего» трубопровода могут быть минимальными. Расстояние между трубопроводами I,

при котором qrmin будет находиться из уравнения (6.30) при условии, что (dqjdl) =0:

2h0


1 =


-1


(6.37)



Подставив значение I в уравнение (6.31). найдем, что в то время, когда тепловые потери «горячего» трубопровода минимальные, тепловые потери «холодного» трубопровода

(6.38)

:


In


Сравнение полученного значения qx с тепловыми потерями «холодной» одиночной трубы длиной I — показывает, что они составляют 1/2 тепловых потерь одиночной трубы. Следовательно, «горячие» трубопроводы для максимального снижения тепловых потерь необходимо помещать на расстоянии I, вычисленном по формуле (6.37).

4. При приближении «холодной» трубы к «горячей» на расстояние

(6.39)

2h0


I <


2h0

-i


тепловые потери первой становятся отрицательными, т. е. «холодная» труоа нагревается за счет «горячей», тепловые потери которой, естественно, должны увеличиться.

Величина тепловых потерь каждой из труб при укладке пх рядом может быть вычислена по уравнениям (6.30) и (6.31), если вместо I подставить значения Rx + 2?,..

V    __

§ 5. РАСЧЕТ ПОДОГРЕВА НЕФТЕПРОДУКТА В ЕМКОСТЯХ

Для правильного подсчета количества тепла, необходимого для подогрева определенного количества нефтепродукта в резервуаре от начальной температуры tn до конечной tK в зависимости от мощности, типа подогревателя, температуры окружающей среды и др., надо определить суммарные составляющие тепловых потоков. В общем случае полное количество тепла Q. сообщаемое подогревателем нефтепродукту, складывается пз следующих элементов:

qx — тепло, необходимое для разогрева количества нефтепродукта весом G от до tK, имеющего теплоемкость с.

- ' ' "    ¦    <h'~    '-'С(/.._    /н):    *

q2 — тепло, необходимое для расплавления застывшего парафина в количестве Ga (Gn определяется лабораторным путем) я — скрытая теплота плавления парафина;

9з — тепловые потери в окружающую среду

9з~ kF% (tCp tr)',

к — полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую*-среду; F — поверхность охлаждения; т — время разогрева; tcp — средняя температура нефтепродукта в резервуаре за время разогрева; t0 — температура окружающей среды.

Температуру нефтепродукта в конце подогрева по истечении времени т можно вычислить по формуле (6.14), которая применительно к условиям резервуара примет вид

hFx

tK = t0 — (tn-t0)e^.    (6-40)

Температура окружающей среды для наземных и полуподземных резервуаров

=    ,    '    (6.41)

г ~Т~ * в    I

где tr и tB — температуры грунта и воздуха, окружающих резервуар; Frn FB — поверхности резервуара, соприкасающиеся с грунтом и воздухом.

Для подземных резервуаров t0 принимается равной температуре грунта на глубине заложения оси резервуара или его середины.

Наибольшую сложность для подсчета q3 представляет вычисление полного коэффициента теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду. Для резервуаров значение к должно быть вычислено с учетом характера теплопередачи через стенку кс, днище кл и крышу кК:

к =    (6.42)

*с.~Г * А~Г

где Fc, Fa, Fk — площади стенок, днища и покрытия резервуара.

Значение кс определяется по формуле (6.3), в которой внутренний коэффициент теплопередачи вычисляется по следующим уравнениям: при 108 S& (Сг-Рг)н 103

%= 0,76 А». (Сг • Рг)‘/‘ [-||^]1/4;    ’    (6.43)

при (Сг • Рг)н >

а1 = 0,15-^(Сг.Рг)уз[1|^]Ч/4.    (6.44)

Для горизонтальных цилиндрических резервуаров при 108 (Cr-Рг) 103 ' a1 = 0,5-^-(Cr.Pr)‘/1[igk]‘/‘.    •    (6.45)

В вышеприведенных уравнениях — коэффициент теплопроводности нефтепродукта; z — высота наполнения резервуара; D — диаметр резервуара. Индекс «н» означает, что все физические величины для вычислений Рг и Сг выбираются при средней температуре нефтепродукта, индекс «с» означает стенка резервуара. При выборе средней температуры следует руководствоваться следующими рекомендациями:

2) если ~——¦ >2, то

' t0

f —f Л_ . cp *0 «    f _/

in 4^—г

3) средняя температура стенкп резервуара определяется методом последовательных приближений по формуле

Внешний коэффициент теплопередачи от стенки резервуара в воздух определяется по формуле (6,10). Коэффициент теплопередачи радиацией определяется по формуле (6.11).

Для полуподземных вертикальных цилиндрических резервуаров

7„    Лс-В*В "Г ^-'С-ГР-^Гр

fbc -

Fb + Frj,

где кс.в и кс_гр — полные коэффициенты теплопередач через стенку в воздух и через стенку в грунт; FB и /Vp — площади стенок, соприкасающиеся с воздухом и грунтом; кс_в определяется по формуле (6.3), а кс.гр по следующей формуле:

кс-гр =    ^    ;    (6.46)

1    .Vi,    h0    1

CXi    %{    2ЯГр    ct0

i-1

h0 — глубина погружения резервуара в грунт; а0 — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в воздух (ориентировочно а0 12-10'3 кВт/(м2-°С). Для подземных горизонтальных цилиндрических резервуаров к я» кс:

* =-ЪГп--(6.47)

±. + уЬ -±_

а1    а2-Гр

/-1

где а2_гр — коэффициент теплопередачи    от поверхности резервуара через

грунт в атмосферный воздух

4^гр

Р    (6.48)

ln(16j_+l)+

В изолированных резервуарах основное сопротивление оказывает тепловая изоляция. Поэтому с достаточной для практических расчетов точностью можно пренебречь а2 и ах и считать, что

-49>

К=-----(б-50>

-L + A + y4L,_1_

аг 1 /.эк 1    Ц    ~    аг-о — о-й

(=1

Коэффициент теплопередачи через днище резервуара

*д =-т=г-- '    (6-51>

^+у4^+-?-

«1    f'i    8лГр

i=i

где а[ — коэффициент теплоотдачи от зеркала нефтепродукта в газовое пространство резервуара: для (Рг • Gr)cp = 50 • 102    2 • 107

a'^5.5i' t3 — tr п Вт/(м2-°С);    (6.52)’

для (Pr-Gr)cp > 2 • 107

a'«=1,15Vt3 — tr n Вт/(м2-сС);    (6.53)-

t3 — температура зеркала нефтепродукта в резервуаре; tT- п — температура газового пространства резервуара (ориентировочно tT.n ^ 10 + 0,5i3); 8Р — толщина газового пространства над нефтепродуктом; 8t и Я,- — толщина листов: и коэффициент теплопроводности металла, теплоизоляции, грунта над подземным резервуаром; лэк — эквивалентный коэффициент теплопроводности газовоздушной смеси, который ориентировочно принимается как

Хэквек;    (6.54),

Яв — коэффициент теплопроводности воздуха; ек — коэффициент конвекции.. Для воздуха

S2;    (6.55):

А — безразмерный коэффициент, который при средней температуре газа 0,50 и 100° С соответственно равен 19,4; 16,7 и 14,8.

Для наземных резервуаров /сдп кк во много раз меньше кс. Поэтому при расчетах, не требующих большой точности, коэффициентами кА и кК можно пренебречь. Ориентировочно кл ^ 0.3 • 10"3 кВт/(м2 5 С); Я’к^1-10"3 кВт /(я2-°С). и кс (5    7)    •    10"3 кВтДм2с С).

Для железнодорожных цпстерн при движении поезда коэффициент к принимается равным кс и определяется по формуле (6.3), в которой аг вычисляется, по (6.45), а а2 — по уравнению

а2 = 0,032 Re°>8,

где Ав — теплопроводность воздуха; L — длина котла цистерны;

VB

wn ¦= wBwn;

D — диаметр цистерны; vB — кинематическая вязкость воздуха.

Ориентировочно для цистерн принимается к ^ (7 -^-8)-10~3 кВт/(м2-°С). Для нефтеналивных судов

7    _ ^С-ВОД^1 ВОД ~Г ^'с-В^В

~    /•    В.ОД : / в.    ’    -    •

где &с.вод и &с_в — полные коэффициенты теплопередачи через борт в воду и через борт в воздух; FB0K и FB — площади нефтеналивных судов, соприкасающиеся соответственно с водой и воздухом. Для части стенки, обдуваемой воздухом, коэффициент к находится по формуле (6.3), а для части стенки, омываемой водой, — по формуле (6.48), в которой а2_гр заменяется а2_воД, т. е. коэффициентом теплоотдачи от стенки судна к текущей воде:

а2-воД = 0,035    Re°’8Pr04,    (6.56)

где параметры Re и Рг вычисляются по средней температуре воды за бортом ж по длине нефтеналивного судна L.

Расчет трубчатых подогревателей '

При известном значении суммарного теплового потока q поверхность нагрева трубчатых подогревателей / находят из формулы

9

т0т

где кг — полный коэффициент теплопередачи от теплоносителя к нефтепродукту

-Mi =---;    (6.57)

¦    ,    -    '-    +    V_

t=l

аг — коэффициент теплопередачи от теплоносителя к стенке трубы подогревателя (вынужденная конвекция).

Для практических расчетов при использовании в качестве теплоносителя насыщенного пара аг «=* 3,5    11,6    кВт/(м2-сС), а коэффициент а.2 рассчи

тывают по формуле (6.21), в которой за определяющий параметр принимается диаметр трубы.

В формуле (6.57) величины di + 1 и dt — внешний и внутренний диаметры трубы с учетом загрязнений на трубах от накипи и грязи, выпадающей из нефтепродукта; — средний коэффициент теплопроводности металла труб и загрязнений.

При расчетах можно принять для накипи ^„^0,23-^0.81 Вт/(М'3С); .для нефтяной грязи Ян.гг=*0,47 Вт/(м-°С).

Обычно а2 значительно меньше alt поэтому слагаемым l/cc1d1 в уравнении (6.57) вследствие малой величины можно пренебречь.

Поскольку практически невозможно учесть толщину накипи п загрязнения, то при расчетах кт принимают, что эти отложения снижают кг на 40%. Следо-

вательно, для насыщенного пара кт 0,6а,; 0Т_Н — средняя разность температур между теплоносителем и нефтепродуктом

fT _1    я    >

(6.58)


Inis—.

где /в и — начальная п конечная температуры теплоносителя;

?}} и _ начальная и конечная температуры нефтепродукта.

Зная площадь подогревателя и задаваясь диаметром, можно определить полную длину трубы подогревателя

•    '    '    '    :    (6.59)

71а

При конструировании трубчатых подогревателей следует иметь в виду, что по пере отдачи тепла теплосодержание пара падает и происходит частичная его конденсация. Это обстоятельство приводит к резкому увеличению гидравлических потерь в трубах подогревателя. Поэтому полученная по формуле (6.59) длина подогревателя должна быть меньше предельно допустимой 1пр, полученной в результате совместного решения уравнений теплопередачи и гидравлических сопротивлений

/„p_2,44.1O4)^(^)(^y(i0),    (6.60)

где d — внутренний диаметр трубы подогревателя в м; 6 — толщина стенки трубы в м; Л,см — коэффициент гидравлического сопротивления в трубах при движении пароводяной смеси; потери давления в трубе пароподогревателя в Па; р', р" — плотности конденсата и насыщенного пара в кг/м3; ?п и гк — соответственно энтальпия пара и конденсата в Дж/кг; к — коэффициент теплопередачи от пара к нефтепродукту в Вт/(м2-сС).

Если I ^> lnpt то конструкцию подогревателей выполняют из нескольких параллельно включенных секций. Тогда число секций п = 1]1пр.    ,    ,

Весовой расход пара на подогрев

la — !ц

Расчет трубчатых подогревателей для транспортных емкостей аналогичен расчету подогревателей в стационарных резервуарах и отличается лишь значениями полного коэффициента теплопередачи.

- _ _    Расчет    электроподогрева

Полное количество тепла, отдаваемое электронагревателем в единицу времени, определяется законом Джоуля —Ленца:

q — IV = PR. "    (6.61)

Зная q и напряжение, можно определить силу тока

/ — «-

V    ¦    ,

15 Заказ 191    :    -    225

Если все проводники в грелке соединены параллельно, то прп Л' параллельных проводниках

¦ Д =

где г — сопротивление одного параллельного проводника

I

р — удельное сопротивление металла проводника при температуре нагрева tn

Р«=Ро(1-г“г;)’

и — термический коэффициент сопротивления металла проводника.

Подставляя значение г, получим сопротивление электроподогревагеля прп N параллельно соединенных проводниках:

р __ Рtl

Я

где I — длина параллельно соединенных проводников площадью поперечного сечения /.

Количество тепла, которое передается с поверхности электроподогревагеля нефтепродукту, может быть выражено п через уравнение теплопередачи

q = kF (t„ — ?|Р) = PR, ;    (6.62)

где F — площадь всех проводников подогревателя

F = Nlnd.

Средняя температура нагрева нефтепродукта tcp = 1/2 (tH -f tK). Подставив значения R и F в (6.62) и решив это уравнение относительно диаметра проводника, получпм

*-V «(..Jffkw-    <мз>

Для ленточных проводников при толщине ленты а и ширине Ъ имеем;

Z, т /    /П П/\

Ь-у k{tn_tK)miXf >    (6-64)

где т = Ъ]а (обычно т колеблется в пределах от 3 до 12).

Ленточные проводники выгоднее круглых, так как при одинаковом поперечном сечении теплоотдающая поверхность их больше. Но конструктивным соображениям обычно применяют более прочные круглые проводники. При использовании электроподогревателей для разогрева масел следует учесть, что температура поверхности проводника tn должна быть ниже температуры коксования массы, иначе масло резко ухудшит своп кондиционные качества — цвет, механические примеси и др.

Мощность электроподогревателя можно регулировать переключением фазовых сопротивлений на треугольник TFTp, звезду W3B и двойную звезду Т?дв. зв. Мощности электроподогревателей, соединенных подобным образом, относятся между собой, как

WiB : IFTP : И'дв. за = 1 : 3 : 4.

Для более равномерного распределения теплового потока по всей массе нефтепродукта требуемую поверхность нагрева осуществляют в трех подогревателях, один пз которых помещают в центре под люком цистерны, а два — по бокам, ближе к торцам. Прп таком конструктивном решении каждый электро-подогреватель рассчитывается на одну треть требуемого общего теплового потока.

Расчет циркуляционного подогрева

Как следует из описания, типовая установка укомплектована теплообменником с известной поверхностью нагрева / п насосом производительностью Q. При этих данных целью расчета является определенпе продолжительности разогрева до заданной температуры слива tK.

Уравнение теплового баланса для рассматриваемой задачи может быть записано в впде

(6.65)


dq — Qc (t7 — t)dx = Gc dt — kf(t —10) dx,

где с — теплоемкость нефтепродукта; G — вес нефтепродукта в цистерне; к — коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в цистерне в окружающую среду; t — переменная температура нефтепродукта в цистерне; tr — температура нефтепродукта на выходе из теплообменника; t0 температура окружающего воздуха.

Принимаем, что за время подогрева к = const и tT = const. Тогда, разделив переменные и интегрируя от tH до tK, получаем

(6.66)

к

Gc i Qd-rAr hf:p — fH (Qc-\-kf)

СQc + kf)    Qctr-\- kf totK (Qc-\-kf) '


или


X


При разомкнутой схеме циркуляции в исходное уравнение (6.66) вместо Q следует подставлять величину QQ', где Q' — количество отводимого из цистерны нефтепродукта при температуре tR.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.    Валявский П. В. и др. Борьба с потерями светлых нефтепродуктов. М., изд. ОНТИ НКТН, 1937. 231 с.

2. Г е л л е р 3. И. Мазут как топливо. М., «Недра», 1965. 495 с.

3. Григорян Г. М., Ч е р ни кин В. И. Подогрев нефтяных продуктов. М., Гостоптехпздат, 1947. 287 с.

4.    Губин В. Е., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И. Типовые расчеты при проектировании нефтебаз и нефтепродуктов. М., «Недра», 1958. 155 с.

5.    Константинов Н. Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М., Гостоптехиздат, 1961. 259 с.

6.    Коршунов Е.    С., Едигар ов    С. Г. Потери    нефтп,    нефтепродуктов и га-

80в и меры их сокращения.    М., «Недра», 1968.    117 с.

7.    Л е с с и г Е. Н.,    Л и л е е в А. Ф.,    Соколов    А. Г.    Листовые металли

ческие конструкции. М., Стройиздат, 1970. 488 с.

8.    Мишин Б. В.,    Ш п о т а к о в с к и й М. Н. Краткий    справочник обору

дования нефтебаз. Л., «Недра», 1965. 227 с.

9.    Савицкий В. Б. Экономика и планирование нефтебазового хозяйства. М., «Недра», 1971. 151 с.

10.    С а ф а р я н М. К. Стальные резервуары для хранения нефтп и нефтепродуктов. М., изд. ОНТИ ВНИИСТ, 1958. 239 с.

11.    С а х н о в с к и й К. В. Железобетонные конструкции. М., Госстройпздат, 1960. 840 с.

12.    Справочник по оборудованию нефтебаз под ред. В. И. Титкова, М., Гостоптех-издат, 1959. 464 с.

13.    С т у л о в Т. Т. и др. Железобетонные резервуары для нефти и нефтепродуктов. Проектирование и сооружение. М., «Недра», 1968. 286 с.

14.    У и л к и н с о н У. Л. Неныогоновскпе жидкости. М., «Мир», 1965. 216 с.

15.    Черникин В; И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. М., Гостоптех-

издат, 1955. 317 с.    1

/

ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И ГАЗОХРАНИЛИЩА

Г л а в а 7

общий ПОНЯТИЯ О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ сетях, свойства ГАЗОВ

§ 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

Газовая промышленность является самой молодой отраслью топливной промышленности Советсткого Союза. В дореволюционной России природный газ не добывался. В незначительных количествах добывался попутный нефтяной газ в Бакинском и Грозненском районах. Перед Великой Октябрьской социалистической революцией в Баку использовалось всего лишь 33 млн. м3 попутного нефтяного газа.

Начало производства искусственного газа в России относится к тридцатым годам XIX столетия. В Петербурге был построен небольшой завод, который вырабатывал газ из угля, поступавшего из Англии. В 1914 г. в Петербурге этот газ поступал только в 3 тыс. квартир наиболее богатых семей. В Москве искусственный газ начали использовать в конце шестидесятых годов XIX века для освещения улиц и вокзалов. Позже газ стали применять и для бытовых нужд. В 1913 г. было газифицировано 2.7 тыс. квартир.

После Великой Октябрьской революции использование попутного нефтяного газа стало постепенно возрастать. В Бакинском и Грозненском нефтедобывающих районах в 1927—1928 гг. было добыто и использовано 270 млн. м3 газа. В 1940 г. добыча природного и попутного газов в Советском Союзе составила около 3220 млн. м3.

В сентябре 1944 г. было принято решение Советского правительства

о строительстве первого дальнего газопровода Саратов — Москва. В июле 1946 г. саратовский газ поступил в Московскую газовую сеть.

За пять лет (1946 —1950 гг.) в Москве было построено более 1340 км уличных и внутридворовых газопроводов, десятки регуляторных станций, две газгольдерные станции, газифицировано 211 тыс. квартир.

В настоящее время протяженность Московской газовой сети (магистрали и внутридворовые газопроводы) составляют около 6000 км.

В газовую сеть Москвы газ попадает по таким мощным магистральным газопроводам, как Ставрополь — Москва, Северный Кавказ — Москва, Средняя Азия — Центр и др.

В Москве действует пять газгольдерных станций общим объемом 1 700 000 м3 при остаточном давлении газа в них 2,2 кгс/см2. Газгольдерные станции оборудованы газгольдерами постоянного объема с рабочим давлением 7—12 кгс/см2. Газгольдеры предназначены для покрытия часовой неравномерности потребления газа в течение суток.

В 1972 г. добыча природного газа составила 221 млрд. м3. Газ получили 220 городов и поселков городского типа и более 6 тыс. сельских населенных пунктов, газифицировано 3,5 млн. квартир, в том числе в сельской местности 1,4 млн. квартир.

Для улучшения системы газоснабжения в районе крупных городов (Москва, Ленинград, Киев, Рига, Ташкент, Свердловск и др.) созданы подземные хранилища природного газа.

Газификация сельского хозяйства в Советском Союзе начата с 1962 г. (потребление сжиженного газа в 1962 г. составило всего 20 т).

В настоящее время в селах газифицировано более 6,5 млн. квартир. Газом пользуются свыше 30 млн. сельских жителей. В сельских районах построено около 10 ООО км газораспределительных сетей. В 1971 г. на газоснабжение этих районов израсходовано 665 ООО т сжиженного газа и 4,2 млрд. м3 природного газа.

Директивами XXIV съезда КПСС по пятилетнему плану развития народного хозяйства СССР на 1971—1975 гг. намечено дальнейшее развитие газовой и нефтяной промышленности. В 1975 г. добыча газа составит 300—320 млрд. м3.

В 1971—1975 гг. намечено построить 57 000 км магистральных газо-и нефтепроводов и газифицировать 17—18 млн. квартир. Уровень газификации жилого фонда должен составить в городах 65—75% , на селе 40—50%.

§ 2. ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ И ГАЗОХРАНИЛИЩАХ

Система газоснабжения городов может базироваться на природном газе, подаваемом в город или в другой какой-либо населенный пункт по магистральному газопроводу, сжиженном газе или на смеси паров пропана и бутана с воздухом.

Природный газ является основным топливом в системе газоснабжения. В последнее время резко растет потребление сжиженных газов.

Система газоснабжения городов и поселков состоит из источника газоснабжения, газораспределительной сети и внутреннего газового 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 и оборудования, служащих для транспорта и распределения газа внутри города. Газопроводы распределительной сети условно делятся на магистральные и распределительные. По магистральным газопроводам газ передается из одного района города в другой, а по распределительным газопроводам — непосредственно потребителям.

Из магистрального газопровода в городскую распределительную сеть газ подается через газораспределительную станцию (ГРС). Городская сеть оборудуется газорегуляторными пунктами (ГРП), которые служат для снижения давления газа и объединяют газопроводы различного давления.

Внутреннее газовое оборудование жилых домов, коммунальных и промышленных предприятий включает внутридомовые или промышленные газопроводы, газовые приборы и установки для сжигания газа.

Газопроводы на территории городов и других населенных пунктов в зависимости от максимального рабочего давления делятся на:

1)    газопроводы низкого давления

до 0,02 кгс/см2 (200 ми вод. ст.; -—2000 Па) —для искусственного газа;

до 0,03 кгс/сма (300 мм вод. ст.; -—3000 Па) —для природного газа; до 0,035—0,04 кгс/см2 (350—400 мм вод. ст.; -—3500—4000 Па) — для сжиженного газа.

При наличии у бытовых и коммунально-бытовых потребителей индивидуальных или групповых регуляторов-стабилизаторов в распределительных газопроводах допускается давление до 0,05 кгс/см2 (500 мм вод. ст.;—5000 Па);

2)    газопроводы среднего давления

от 0.05 до 3 кгс/см2 (~3*105 Па);

3)    газопроводы высокого давления

от 3 до 6 кгс/см2 (-—-6• 105 Па);

4)    газопроводы высокого давления

от 6 до 12 кгс/см2 (-—-12-105 Па) — для подачи газа газгольдерным станциям и отдельным промышленным предприятиям.

Давления, по которым проведена классификация городских газопроводов, являются избыточными.

Источником искусственных газов являются заводы, вырабатывающие газ из угля, сланцев или нефти.

Запасы природного газа на территории Советского Союза находятся на большом расстоянии от крупнейших потребителей — Москвы, Ленинграда, Киева, Горького, Риги, Ташкента, Свердловска и других городов.

Природный газ в города подается по мощным магистральным газопроводам, которые целесообразно эксплуатировать при максимальной проектной производительности. Фактическое потребление газа характеризуется резкой неравномерностью в течение суток, месяца и года. Неравномерность потребления связана с изменениями погоды, специфическими особенностями некоторых производств и т. д. Города и населенные пункты потребляют газа зимой в 1,3 — 2,0 раза больше, чем летом.

Сезонные излишки и недостатки газа прп подаче его крупным городам исчисляются сотнями миллионов кубических .метров. Единственно приемлемым способом аккумулирования таких количеств природного газа и создания резерва 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 компрессорную станцию. Отбор газа из хранилища ведется через газораспределительную станцию.

Для хранения относительно небольших количеств газа на заводах и в газораспределительной сети применяют газгольдеры низкого и высокого давления. В газовой сети газгольдеры служат для покрытия часовой неравномерности потребления газа в течение суток.

Для приема, хранения и поставки потребителям сжиженных углеводородных газов строят газораздаточные 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, которые к ним предъявляются. Газовые сети должны быть надежными и обеспечивать бесперебойность газоснабжения. Эксплуатация газовой ¦ сети должна быть простой, удобной и безопасной. При проектировании сети

необходимо предусмотреть возможность отключения отдельных районов, а также возможность строительства и ввода в эксплуатацию по очередям. При оборудовании сети следует использовать однотипные сооружения и узлы.

Газораспределительная сеть должна обеспечивать минимальные материальные и капитальные вложения, а также минимальные эксплуатационные расходы.

§ 3. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗОВ Работа

При выводе расчетных формул будет использовано понятие «потенциальная работа».

Потенциальной называется работа перемещения газов из области одного давления рх в область другого давления р2.

Элементарные величины потенциальной работы соответствуют бесконечно малым изменениям давления:

.бИ7 = —V dp]    (7,1)

'    '    "    \Tm=vdp,    -    (7.2)

где bW — элементарная потенциальная работа любого количества газа в Н-м;

V — объем газа в м3; р — давление газа в Па; т — масса газа в кг; v — удельный объем газа в м3/кг.

При перемещении газа в газопроводах распределение потенциальной работы Н. И. Белоконь формулирует следующим образом:

v dp = Ы* — d    —    g    dz    -f    8/**,    (7.3)

где I* — удельная эффективная работа, передаваемая телам внешней системы (для газопроводов I* = 0); Z** — необратимые превращения работы

«••«х*.    (7.4)

Я — коэффициент гидравлического сопротивления; w — линейная скорость газа; х — расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; D — внутренний диаметр газопровода; г — положение рассматриваемой точки газопровода по высоте; g — ускорение силы тяжести.

Из аналитического выражения потенциальной работы следует, что работа затрачивается на преодоление трения газа о стенки газопровода, на изменение положения газа и его линейной скорости.

Уравнение Клапейрона

Уравнение Клапейрона получается путем сопоставления законов Бойля— Мариотта и Гей-Люссака.

По закону Бойля — Мариотта

Pv = f{t),

f (t)

р ¦ - '

Удельный объем идеального газа прп температуре 0° С и любом заданном давлении

где р — абсолютное давление идеального газа в Па; v — удельный объем идеального газа в м8/кг; R — газовая постоянная идеального газа в (Н-м)/(кг - К); Т — абсолютная температура газа в К.

Уравнение Клапейрона может быть записано также в виде

— = RT,    ,

-    Р    '    -    ¦

где р — плотность газа в кг/м8.

Если умножить левую и правую части уравнения состояния на количество газа в единицах массы (т). то получим уравнение состояния для любого количества газа

pV = mRT,    ¦    (7.6)

где V — полный объем газа в м8: т — масса газа в кг.

Газовая постоянная R — есть работа расширения единицы количества газа (1 кг) прп нагревании его на 1= С (или 1 К) при постоянном давлении = idem).

Газовые постоянные некоторых газов:

воздух R = 29.27 (кгс-м)/(кг-К) = 287,04 (Н-м)/(кг-К); метан (СН4) R = 52.95 (кгс-м)/(кг • К) = 519,26 (Н-м)Дкг-К); пропан (С3Н8) R — 19,93 (кгс • м)/(кг - К) = 195,45 (Н-м)Дкг-К); н-б у тан (С4Н10) R = 14,59 (кгс-м)/(кг • К) = 143,08 (Н-м)/(кг-К).

Параметры физического состояния реальных газов — температура 0° С и давление 760 мм рт. ст. — далеки от условий идеального состояния.

Для реальных газов составлено большое число уравнений состояния. Наиболее распространенное — уравнение Клапейрона с поправочным коэффициентом:

pv=ZRT,    (7.7)

где Z — коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от законов идеальных газов. Коэффициент Z часто называют коэффициентом сжимаемости.

W 20    30    W50

3,0

"0,1    0,2 0,3 0/f 0,6 0,81,0    2    3    U Б 8 10    20 30 UOfT

Рис. 7.1. График зависимости коэффициента сжимаемости газов от приведенного давления н приведенной температуры.

Критические параметры газов

Таблица 7.1

Газ

Температура

Т .

КР’

сС

Давление * р,,п

кр

МПа

Мкгс/м2

Азот...........

—147,1

3,39

0,346

Бутан ..........

152,8

3,62

0,369

Водяной пар .......

374,15

21,77

2,220

Воздух..........

—140,7

3,77

0,385

Кислород ........

-118,8

5,04

0,514

Метан ..........

—82-5

4,65

0,474

Пропан .........

95,6

4,40

0,449

Этан...........

32,1

4,94

0,504

Пентан .........

197,2

3,34

0,341

* 1 МН/м!= юеПа.

Величины коэффициента отклонения обычно определяются по графикам (рис. 7.1), в которых коэффициент Z приводится в зависимости от приведенных параметров (давление и температура) газа:

Рп р = тг-;    (7-8)

Р КР

т

где рпр — приведенное давление; р — абсолютное давление газа; ркр — критическое давление газа; tnp — приведенная температура; Т — абсолютная температура газа: Ткр — критическая температура газа.

Критическим давлением называется такое давление, при котором и выше которого нельзя испарить жидкость ни при каком повышении температуры.

Критическая температура — это температура, прп которой и выше которой ни прп каком повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Значения критических параметров некоторых газов приведены в табл. 7.1.

Теплоемкость газов

При проведении тепловых расчетов газопроводов необходимо знать значение удельных теплоемкостей газов. Удельной теплоемкостью газа называется количество тепла, которое необходимо сообщить единице массы (или объема) газа, чтобы температура его в данном процессе изменилась на 1° С.

Теплоемкость газа зависит от характера протекаемого процесса. Например, если в газгольдере находится газ, который подогревается на 1° С, но при этом в различных случаях объем газа меняется по-разному. Работа газа будет различной. В связи с этим п теплоемкость газа будет не одинакова. Она будет зависеть от характера протекающего процесса.

Наибольшее распространение в термодинамических расчетах получили теплоемкости двух простейших процессов: прп постоянном давлении Ср и при постоянном объеме С.,.

В каком-либо определенном процессе изменения состояния газа количество тепла, необходимое для нагревания 1 кг газа на Iе С при данном давлении, зависит от абсолютной температуры газа. Количество тепла оказывается разным прп различных температурах газа. При данной температуре газа количество тепла, необходимое для нагревания 1 кг газа на 1° С, зависит от величины давления.

Для городских газопроводов теплоемкость газов изменяется в узких пределах, поэтому величину теплоемкости можно принимать постоянной.

Значения массовой теплоемкости Ср некоторых газов (в кДж/(кг-К):

Прп

При

0° с

100° с

бутан ........

....... 1,592

2,027

ВОЗДЛ'Х .......

....... 1,003

1,010

метан ........

....... 2,165

2,448

пропан .......

2,016

В табл. 7.2 приведены значенпя массовой теплоемкости при постоянном давлении для метана в зависимости от давления и температуры.

Для идеальных газов справедливо соотношение (закон Майера):

cp-cv=R,    (7.10)

где ср — удельная теплоемкость прп постоянном давлении в Дж/(кг-К); cv — удельная теплоемкость прп постоянном объеме в Дж/(кг-К); R — газовая постоянная в Дж/(кг-К).

Таким образом, еслп известна величина удельной теплоемкости при постоянном давлении, можно определить теплоемкость прп постоянном объеме.

Массовые удельные теплоемкости при постоянном давлении и постоянном объеме идеальных газов являются функцией только одной температуры, т. е. зависят только от температуры.

Массовые теплоемкости Ср (в кДж/(кг-К) метана прп постоянном давленнп

Температура,

°С

Давление, МПа

0,0980

1,010

2,020

3,0 3 0

4,040

-30

2,022

2,106

2,223

2,370

2,554

-20

2,064

2,148

2,244

2,360

2,499

-10

2,110

2,185

2,269

2,370

2,487

0,0

2,152

2,223

2,307

2,395

2.491

+10

2,192

2.26-1

2,340

2,424

2,512

+20

2,231

2,298

2,378

2,457

2.537

+30

2,273

2,336

2,407

2,483

2,554

Эффект Джоуля—Томсона

При движении природного газа через сопротивление (регулирующие клапаны ГСР и ГРП, трубопроводы, фильтры и т. д.), особенно прп резком падении давления, наблюдается снижение температуры газа. На газораспределительных станциях снижение температуры вызывает обмерзание трубопроводов, запорных регулирующих и измерительных устройств и приводит к образованию гидратов в трубопроводах. Это явление называют эффектом дросселирования (дроссельным процессом).

Характеристикой дроссельного процесса или коэффициентом Джоуля — Томсона называется предел отношения изменения температуры газа к изменению его давления в пзоэнтальнпйном процессе:

1    a-№»(?),-(-?),-ap. р).    (-¦«)

Для идеальных газов ' . . (7Л2)

Величины коэффициента Джоуля — Томсона л ля метана приведены в табл. 7.3.

Таблица 7.3

Значения коэффициентов Джоуля —Томсона D.-;С/(кге/см2) для метана в зависимости от температуры и давления

Давление

Температура, °С

кгс/см2

МПа

—25

0

25

50

75

100

1,0

0,10

0.56

0,48

0,41

0,35

о.зо

0,26

5,2

0,52

0,55

0,47

0,40

0,34

0,30

0,26

25,8

2,58

0,50

0,43

0,36

0,31

0,26

0,23

51,5

5,15

0,45

0.38

0,33

0,28

0,24

0,21

103,0

10,30

0,36

0,32

0,27

0,25

0,21

0,19

Дросселирование большинства газов прп обычных температурах и давлениях сопровождается охлаждением газа (положительный коэффициент Джоуля — Томсона). Прп некоторых условиях (температура и давление) дросселирование сопровождается нагреванием газа (отрицательный коэффициент Джоуля — Томсона).

Коэффициент Джоуля — Томсона прп некоторых значениях давления и температуры может обращаться в нуль. Совокупность точек, в которых коэффициент Джоуля — Томсона равен нулю, называется линией инверсии.

Вязкость газов

Прп движении вязких жидкостей и газов наблюдаются касательные напряжения (напряжения внутреннего тренпя). Это явление обусловлено молекулярной структурой газа и жидкости. Внутреннее трение газов и жидкостей характеризуется коэффициентом вязкости.

Напряжение внутреннего тренпя между двумя слоями прямолинейно движущегося вязкого газа согласно закону Ньютона пропорционально отнесенному к единице длины изменению скорости по нормали к направлению движения:

где т — напряжения внутреннего тренпя в Па; w — линейная скорость газа в м/с; п — расстояние по нормали к направлению линейной скорости газа; j.i — динамический (пли абсолютный) коэффициент вязкости.

Единицы измерения динамической вязкости:

Размерность динамической вязкости получпм, если развернем выражение силы — Ньютон.

Наряду с динамическим коэффициентом вязкости широко используется кинематический коэффициент вязкости л\ который равен отношению динамического коэффициента вязкости к плотности газа или жидкости

(7.14)

где р — плотность газа пли жидкости в кг/м3; v — кинематический коэффициент вязкости.

Единицы измерения кинематического коэффициента вязкости:

Размерность кинематического коэффициента вязкости:

Физический смысл динамической вязкости виден из рассмотрения ее единиц измерения; в числителе — работа, в знаменателе — объемный расход

__работа__Н ¦ м _ Н ¦ с _

^~~ объемный расход газа м3/с м2 ~~ а с-

Таким образом, динамический коэффициент вязкости определяется работой, которую необходимо произвести прп относительном течении вязкого газа для единицы объемного расхода.

Физический смысл кинематического коэффициента вязкости также можно установить из ее единиц измерения. Он выражается следующим образом:

Следовательно, кинематический коэффициент вязкости определяется работой, которую необходимо совершить прп относительном движении вязкого газа для единицы массового расхода.

Для городских распределительных газопроводов (давление не более 20 кгс/см2) динамическая вязкость мало зависит от давления. Прп более высоких давлениях становится заметной зависимость динамической вязкости от давления. В табл. 7.4 приведены величины коэффициентов динамической вязкости метана при различных давлениях и температурах.

Таблица 7.4

Динамическая вязкость метана и [в (мк Н • м)/(мЗ ¦ с)] *

Давление

Температура,

с

кгс/см2

МПа

0

25

75

1

0,1

10,27

11,08

12,60

20

2,0

10,68

11,35

12,90

60

6,0

12,20

12,60

13,55

100

10,0

14,20

13,70

14,55

* 1 (Мк Н-ы)/(м3/с)=1 мк Па-с.

Коэффициент динамической вязкости зависит от температуры газа. Эта зависимость выражается по формуле Сёзерленда

273-гС ( Т у/.

^ — И'о т — С V 273 /    ’    ('¦1°/’

где (д. — динамическая вязкость прп температуре газа Т: ii0 — динамическая вязкость при С; Т — абсолютная температура газа в К; С — постоянная Сёзерленда.

Кинематическая вязкость в зависимости от температуры п давления выразится формулой

7.2 представлен график зависимости коэффициента вязкости от для различных газов.

Значения табл. 7.5.

На рпс. температуры


Динамическая и кинематическая вязкости чистых газов при атмосферном давлении


Рис. 7.2. График зависимости I динамической вязкости различных газов от температуры.

1 — кислород; 2 — воздух; 3 —?окись углерода; 4 — азот; 5 — двуокись углерода; 6 — метав; 7 — алети-лен;% s — этилен; 9 — этан; 10 — пропилен; 11 — пропан; 12 — пары бензола.

Таблица 7.5

Газ пли пар

Темпе

ратура,

°С

Динамическая вязкость

Постоян

ная

Сёзер

ленда

С

Кинемати

ческая

вязкость

V- (0е,

м2

И- 10е, (Н-с)/м2 (Па-с)

и-Ю7,

(кгс-с)/мг

Азот........

0

1665

16,98

103,0

13,24

Бутан .......

20

739

7.54

349,0

3,11

Водяной пар ....

904

9,22

673,0

11,24

Воздух...... .

0

1710

17,43

123,6

13,20

Кислород .....

0

1920

19,58

138,0

13,50

Метан .......

17

1094

11,17

198,0

16,20

Пропая ......

20

806

8,22

324,0

3,72

Этан........

0

909

9,27

287,0

6,44

§ 1. ГАЗОПРОВОДНЫЕ НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ И СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ|И АРМАТУРА

Для сооружения газовых сетей в городах п промышленных объектах применяют бесшовные или сварные трубы из низколегированных и малоуглеродистых мартеновских сталей спокойной плавки с предельным содержанием углерода в металле не более 0,27%.

Трубы для наружных п внутренних газовых сетей п детали газопроводов следует изготовлять из стали, удовлетворяющей следующим требованиям: соотношение предела текучести ст5 и временного сопротивления ов

для низколегированных сталей значение as не должно быть ниже 0.65 от браковочного значения ав;

предел прочности для низколегированной стали ав ^ 50 кгс/мм2 и для углеродистой стали сгв ^ 35 кгс/мм2;

относительное удлинение не менее 18%.

Трубная сталь должна хорошо свариваться дуговыми методами и стыковой контактной сваркой.

Трубы для подземных и наземных распределительных газопроводов всех давлений применяют со стенками толщиной не менее 3 мм. а для подводных переходов не менее 5 мм, т. е. на 2 лш больше расчетной.

Применяют бесшовные горячекатаные трубы (ГОСТ 8731—66, ГОСТ 8732—58) с наружным диаметром 32—426 мм и стенкой толщиной 3— 9 мм и бесшовные холоднокатаные (ГОСТ 8733—66 и ГОСТ 8734—58) с наружным диаметром 34—110 мм и стенкой толщиной 3—5 мм (табл. 8.1 п 8.2).

Эти трубы должны быть изготовлены из сталей марок В Ст.2. В Ст.З п В Ст.4 (подгруппа В с учетом выполнения требований п. 19 ГОСТ 380—60) и марок 0, 8, 10, 15 и 20 (группа 1 с учетом выполнения требований п. 8 ГОСТ 1050-60).

Можно применять также электросварные (прямошовные) трубы по ГОСТ 10704—63, группа А и В с наружным диаметром 426—920 мм и стенкой толщиной 5—9 мм. Эти трубы необходимо изготовлять из углеродистой стали марок В Ст.2, В Ст.З и В Ст.4 (подгруппа В с учетом выполнения требований п. 19 ГОСТ 380—60) или низколегированной конструкционной стали марок 10 Г2СД (МК), 14ХГС, 24Г по ГОСТ 5058-65.

Кроме того, применимы электросварные трубы со спиральным швом (ГОСТ 8696—62) диаметром 426—720 мм и стенкой толщиной 6—9 мм.

Механические свойства стальных п бесшовных труб по ГОСТ 8732-58, 8734-58 и 8733-66, 8731—66"

Марка

стали

Предел текучести crs, кгс мм2 (не менее)

Временное сопротивление разрыву сгв, кгс мм2 (не менее)

Относи

тельное

удлинение

«в- % (не З1енее)

10

21

34

24

20

25

42

21

Ст. 2

21

34

24

Ст. 3

23

38

22

Ст. 4

25

42

20

Таблица 8.2

Наружный диаметр, мм

Теоретический вес (масса), в кг

1 м трубы при толщине стенки, мм

3)5

4

4,5

5

5)0

6

7

8

9

10

11

57

4,62

5,23

5,83

6,41

6,99

7,55

8,63

9,67

10,65

11,59

12,48

60

4,88

5,52

6,16

6,78

7,39

6,99

9,15

10,26

11,32

12,33

13,29

70

5,74

6,51

7,27

8,01

8,75

9,47

10,88

12,23

13,54

14,80

16,01

76

6,26

7,10

7.93

8,75

9,50

10,36

11,91

13,42

14,87

16,28

17,63-

89

7.38

8,38

9,38

10,36

11,33

12,28

14,16

15,98

17,76

19,48

21,16

108

10,26

11,49

12,70

13,90

15,09

17,44

19,73

21,97

24,17

26,31

133

12,73

14,26

15,78

17,29

18,79

21,75

24,66

27,52

30,33

33,10'

159

17,15

18,99

20,82

22,64

26-24

29,79

33,29

36,75

40,15

168

20,10

22,04

23,97

27,79

31,57

35,29

38,97

42,59

219

31,52

36,60

46,63

46,61

51,54

56,43

273

45,92

52,28

58,60

64,86

71,07

325

62,54

70,14

77,68

8а,18

377

81,68

90,51

99,29

426

92.55

102,59

112,5

На каждую партию труб должен быть представлен сертификат (паспорт), в котором дана характеристика труб.

Сортамент наиболее употребительных бесшовных горячекатаных труб


Размер труб характеризуется условным проходом (указывается номинальный диаметр), наружным диаметром п толщиной стенки.

Расчет городских газопроводов на прочность осуществляется так же, как и магистральных газонефтепроводов и трубопроводов нефтебаз.

Арматура газопроводов

На распределительных газопроводах высокого, среднего и низкого давлений устанавливают предохранительную, запорную и специальную арматуру.

~    К онденсатосборники    4

Для сбора н удаления конденсата на распределительных газопроводах устанавливают конденсатосборникп (сифоны). Число их должно обеспечивать сбор и удаление всего конденсата, выпадающего в газопроводах.

Размер конденсационных горшков обычно выбирают в зависимости от диаметра газопровода. Высоту горшка принимают равной 1—1,5 диаметра газопровода, а его диаметр — равным диаметру газопровода.

Различаются конденсатосборники низкого и высокого (или среднего) давлений.

Рис. 8.1. Конденсатосборник.


Направление движения транс-


а — низкого давления: 1 — конденсационный горшок, 2 — муфта, з — стояк, 4 — планка (против провертывания), 5— ковер, 6 — муфта, 7 — пробка, 8 — железобетонное основание под ковер; б — высокого давления:    1    — конденса

ционный горшок; 2 — конденсаторный стояк,

3 — газовый стояк, 4 — ковер, 5 — кран, 6 — основание под ковер.

Конденсатосборники высокого и среднего давлений освобождаются от конденсата без применения насосов. Конденсат удаляется под давлением газа. Из конденсатосборников низкого давления конденсат удаляется насосами.

На рис. 8.1, а показан конденсатосборник низкого давления с врезным конденсационным горшком. Конденсат пз газопровода стекает в горшок, а для удаления конденсата устанавливается специальная трубка-стояк.

На рис. 8.1, б представлен конденсатосборник высокого давления, в котором устанавливается дополнительный второй стояк. Наличие байпасной трубки с краном, соединяющей оба стояка, предотвращает подъем конденсата под действием давления по внутреннему стояку. Это предохраняет внутренний стояк от заполнения конденсатом и от разрыва его в случае замерзания жидкости.

Изменения температуры грунта и газа приводят к появлению температур-» ных напряжений в стенках газопроводов, что может привести к отрыву фланцев чугунных задвпжек и к другим нарушениям трубопровода.

Для снятия температурных напряжений на открыто прокладываемых газопроводах, а также в местах установки чугунных задвижек предусматриваются компенсаторы, которые устанавливают после задвижек по ходу газа.


На газопроводах используют линзовые компенсаторы с числом линз не более трех.

Линзовые компенсаторы обеспечивают достаточную плотность газопровода и необходимую компенсацию. Кроме того, они облегчают монтаж и демонтаж задвпжек и другого оборудования.

Устройство линзового компенсатора представлено на рпс. 8.2. К фланцам компенсатора приварены четыре кронштейна, которые служат для стягивания болтами компенсатора с целью создания зазора при смене арматуры пли прокладок.

Внутрь компенсатора вставлен кусок трубы диаметром, равным диаметру газопровода. Патрубок приварен только одним концом, поэтому он не препятствует перемеще- ^ _ полулинза. , _ кронштеин; , _ иа_ НИЮ ЛИНЗ. Остановка патруока позволяет правляющая труба; 4 — патрубок; 5 снизить гидравлическое сопротивление ком-    стяжка,

пенсатора. Для предотвращения скопления

жидкости компенсатор заливают битумом. Линзовые компенсаторы рассчитаны на рабочее давление до 3 кгс/см2 (3-105 Па).

Запорные краны

Для отключения отдельных участков газопроводов, а также для включе--ния и отключения технологических установок применяют запорную арматуру (краны, задвижки, вентили и гидравлические затворы).

Вследствие больших гидравлических сопротивлений вентили на распределительных газопроводах не применяют. Гидравлические затворы могут быть использованы только на газопроводах низкого давления.

Запорная арматура должна обеспечивать надежность отключения участков газопроводов или установок, сохранять герметичность в процессе эксплуатации, создавать минимальное гидравлическое сопротивление при движении газа и быть надежной в эксплуатации.

Запорный кран состоит из двух основных частей — корпуса и пробки. В зависимости от формы затвора (пробки) краны могут быть конические и шаровые (пли сферические).

По конструкции краны разделяются на простые поворотные краны с выдвижной пробкой и краны с принудительной смазкой.

В зависимости от способа передачи усилия для прижатия пробки к корпусу простые поворотные краны разделяют на натяжные, сальниковые, самоуплот-. няющиеся и пружинные.

На подземных газопроводах низкого давления из простых поворотных кранов устанавливают только чугунные сальниковые краны (рис. 8.3). Обычно они устанавливаются на газопроводах диаметром до 80 мм. С увеличением диа-жетра растет усилие, необходимое для управления краном.

^ис. 8.3. Поворотный са.тьниковьгй кран для    Рпс.    8.4.    Запорный    кран    со    смазкой.

подземных газопроводов.    j    —    смазочный    болт; 2 —¦ шпиндель; 3 — смазочная ка

мера; 4 — пробка; 5 — смазочная канавка.

Широкое применение на газопроводах находят краны с принудительной смазкой (рис. 8.4). Они надежны в эксплуатации и герметично перекрывают газопровод. Усилие для поворота пробки в этих кранах невелико.

Плотность перекрытия пробкового крана создается прижатием поверхности пробки к корпусу с определенным давлением. Можно считать, что давление равномерно распределяется по всей поверхности контакта. Давление на уплотнительных поверхностях создается осевым усилием Q, приложенным к пробке крана (рис. 8.5).

Рис. 8.5. Схема силового расчета пробкового крана.


Для управления краном к пробке необходимо приложить крутящий момент, равный сумме моментов:

М = М1 + Ма + М9,    (8.1)

где Мг — момент от уплотнения конуса; Л/, — момент на натяжном устройстве; М3 — момент от действия давления среды.

В сальниковых кранах общий момент равен стмме моментов:

М =М1-‘-М3-1-Л/4,

тде Mi — момент трения в сальнике.

Определим момент от уплотнения конуса и осевое усилие Q.

Осевое усилие, действующее на пробку, создает усилия на внутреннюю поверхность корпуса. В результате этого появляются реакции, результат действия которых можно представить в виде 2Л".

Можно записать следующее условие равновесия:

Q = 2Л' sin ф — 2Т cos ср,

где Т — силы трения на конической поверхности; 2ф — угол конуса пробки.

Учитывая, что спла трения Т = -V14 (где jix — коэффициент трения на конусной поверхности), получаем

Если обозначить через q0 удельное давление на конусной поверхности, необходимое для обеспечения плотностп, то вертикальное усилие, достаточное, чтобы обеспечить плотность крана, будет равно

Силы реакпип

лд0 (D\ — D\)


Обычно в конусных кранах конусность принимается от 1 : 7 до 1 : 6. При конусности 1:6 tg ф = 0.08333 (ф = 4;46'), а прп конусности 1:7 tg ф = = 0,07143 (Ф = 4:05').

Для расчета стальных кранов со смазкой рекомендуются следующие значения коэффициентов тревпя:

1)    для кранов малых диаметров (50—100 мм) р.. = 0,35;

2)    для кранов больших диаметров (до 700 мм) |хт = 0,2.

Момент трения от действия среды определяется по формуле


М з — (?з^1


Пз


где и. 2 — коэффициент трения корпуса крана с натяжной шайбой; ds — средний диаметр опорной кольцевой поверхности соприкосновения корпуса крана с натяжной шайбой.

В сальниковых кранах момент тренпя в сальнике зависит от затяжки сальниковой набивки. На рпс. 8.6 представлена схема сальникового уплотнения.

На схеме выделен кольцевой элемент сальниковой набивки высотой dy. Наиболее часто применяются сальниковые уплотнения с мягкой набивкой из пеньки или асбеста.

Под действием усилия, передаваемого втулкой, в упругой набивке создается осевое давление ру. Вследствие упругости набивки возникает радиальное давление рх.

Величина давления ру больше давления рх.

Соотношение между ними


где Qз — усилие от действия давления газа (Qa = F3p); F3 — площадь проходного отверстия корпуса, перекрытая пробкой; р — давление газа.

Момент от натяжного устройства зависит от его конструкции.

Для шарового натяжного устройства момент тренпя


где |д2 — коэффициент тренпя контактной поверхности шар — пробка крана: d2 — диаметр поверхности контакта шара с пробкой.

Для крана с натяжной шайбой момент тренпя


М2 = <?р,2


М, = (2|х2


do


Ру = пРх,


где п — коэффициент пропорциональности {п >!)¦

Для мягких набивок прп давлении 50 кгс/см- п сеченпп кольца набивки 4x4 мм коэффициент п = 5. а при сеченпп 6x6 мм коэффициент п = 3.

Рассмотрим уравнение равновесия кольцевого элемента сальниковой набивки:


л. (D-d) \ipxdy = —~(D2 rf2) dpy,

где D — наружный диаметр втулки; d — диаметр шпинделя: и коэффициент тренпя в сальнике: dy — высота элемента набивки.


(8.5)


Рис. 8.6. Схема сальникового уплотнения 1 — шпиндель; 2 — втулка сальника; 3 — крышка.


(8.6)


(8.7).


2 *


(8.8)


средний.


dpy_ dy

~Ру    п    (D    —    d)


Таким образом, определяется суммарный момент, необходимый для поворота пробки крана.

Для создания плотности перекрытия крана необходимо обеспечить соответствующее удельное давление прижатия пробки крана к корпусу.

Необходимое удельное давление ориентировочно можно рассчитать по формуле

?о = 0,06/?2,

где р — давление газа в кгс/см2. Это соотношение действительно для давлений газа до 25 кгс/см2.

В настоящее время выпускаются пробковые краны диаметром до 700 мм, рассчитанные на давление до 64 кгс/см2. Соединение кранов с трубопроводом может быть фланцевым или сварным.

На рис. 8.7 показан кран для бесколодезной установки.

Корпус крана выполнен с концами под приварку. Кран имеет обводной трубопровод для выравнивания давления по обе стороны крана. Диаметр обводного трубопровода 150 мм. На обводном трубопроводе устанавливается трехходовой кран. Третий выход крана служит для продувки трубопровода при ремонтных работах. На фланец крана крепится продувочная свеча. Управление краном осуществляется путем вращения маховика червячного редуктора.


Чтобы обеспечить плотность сальника, необходимо создать радиальное усилие не меньшее, чем рабочее давление среды, т. е. при у = h рх = р.

Проинтегрируем уравнение в пределах от рс до пр и от 0 до h и выразим давление рС) необходимое для затяж


pc = npen'-±J-“i.    (8.10)

Силы трения между элементом набивки и шпинделем

dT=^ndpx\idy.    (8.11)

Радиальное давление изменяется по следующему закону:

4 u. (h-y)

(8.12)


41Л

¦ пре 11 (.D-d)


l). (8.13)


ки сальника,


М, = Т~ .


; л (D-d)


Момент от трения в сальнике


(8.9)


/ Вид tm редуктор сверху


Рх = ре Сила трения в сальнике

4 V<h е п (D-d)


п (D —d)


Т = 7i dp


1 — кран; 2 — обводной трубопровод; 3 — привод крана; 4 — запорный кран на обводной линии.


(8.14)


Рис. 8.7. Запорный кран для ковки.


бесколодезнои уста-


Кран диаметром 700 мм на давление 64 кгс/см2 имеет высоту 2985 мм, длину 1800 мм и веспт 4315 кг,

В качестве привода кранов применяют электропривод, пневмопривод и гидропривод.

Краны с коническими пробками обладают прямоточностью, низким гидравлическим сопротивлением, постоянством взаимного контакта уплотнительных поверхностей и малыми габаритными размерами,

На газопроводах широко применяют шаровые краны, которые имеют все преимущества кранов с коническими пробками, а также обладают и другими преимуществами. Пробка и корпус крана благодаря сферической форме

имеют меньшие габаритные размеры и вес. а также большую прочность и жесткость. Шаровые краны менее чувствительны к неточностям изготовления и обеспечивают лучшую герметичность. Изготовление их менее трудоемко.

Рис. 8.8. Схема шарового крана.

2 — корпус; 2 — шаровая пробка крана; 3 — сальниковая набивка; 4 — втулка сальника; 5 — шпиндель; 6 — уплотнительное кольцо.


Схема шарового крана приведена на рис. 8.8. Уплотнения крана обеспечиваются уплотнительными кольцами, изготовляемыми из фторпласта-4. полиэтилена, капрона и др.

Усилие на уплотняющих кольцах создается действием давления среды на пробку крана.

Наибольшее значение момент трения на пробке имеет в конце закрывания или в начале открывания крана.

Момент трения на пробке

М = Мг+Мг,

где Мх — момент тренпя на кольцах; Мг момент трения в сальнике.

При закрытом положении крана на пробку действует усилие

XD2

Q = —rP>

где D — средний диаметр уплотняющих колец; р — давление газа.

Сила Q создает на уплотнительных кольцах удельное давление

Q Рр У nDb АЬ ’

где Ъ — ширина кольца.

Как следует из последнего выражения, удельное давление пропорционально диаметру и давлению газа. Поэтому, чтобы обеспечить постоянство удельного давления при увеличении диаметра и давления газа, необходимо увеличивать ширину уплотняющего кольца.

Наибольшее распространение имеет шаровой кран с плавающей пробкой. Удельное давление в нем может создаваться вследствие разности давлений до и после затвора, а также с помощью затяжки крышки натяжными болтами.

Выпускают также краны с плавающими кольцами. В них давление на уплотнительные кольца частично воспринимается подшипниками.

Шаровые краны выпускаются диаметром 800 и 1000 мм. Уплотнительные поверхности крана смазываются специальной смазкой для газовых кранов.

Задвижки являются наиболее распространенной запорной трубопроводной арматурой. Основное преимущество задвижек — их малое гидравлическое сопротивление. В задвижках струя газа не меняет своего направления. Газ через задвижки может проходить в прямом и обратном направлениях. Задвижки выпускают разного диаметра и на любое давление.

Недостатки задвижек заключаются в потере герметичности через непродолжительное время эксплуатации, в относительной продолжительности закрывания и открывания    _

Рпс. 8.10. Задвпжка параллельная о выдвижным шпинделем.

1 — корпус; 2 — распорный клин; 3 — диски; 4 — крышка: — сальник; 6 — шпиндель; 7 — втулка; 8 — маховик.


л в сложности изготовления.

?>ис. 8.9. Клиновая задвпжка с выдвижным шпинделем и сплошным клином.

I — корпус задвижки; 2 — клин; з — крышка; 4 — сальник; 5 — шпиндель; 6 — маховик.

Присоединение задвижек к газопроводу осуществляется на фланцах или при помощи сварки.

По конструкции затвора задвижки разделяют на два типа: клинкетные (клиновые) п параллельные. В клиновых задвижках (рис. 8.9) уплотнительные поверхности затвора наклонены к вертикальной оси. Герметичность закрытия задвижки создается прижатием уплотнительных поверхностей затвора и корпуса.

Затвор в клиновых задвижках может быть изготовлен в виде сплошного клина пли в виде двух дисков, шарнирно соединенных между собой. Задвижки со сплошным клином более надежны в эксплуатации, но создают трудности подгонки клина к корпусу.

Клиновые задвижки с двухдисковым затвором имеют лучшие условия для создания герметичности.

В параллельных задвижках уплотнительные поверхности параллельны вертикальной оси.

Наиболее распространены параллельные задвижки с распорными клиньями (рис. 8.10).

На газопроводах применяют как чугунные, так и стальные задвижки давлением 1—64 кгс/см2. Приводом задвижек являются гидравлические и электрические двигатели.

1 — цилиндрический резервуар; 2 — патрубок гидравлического затвора; 3 — трубка; 4 — муфта; 5 — ковер.


Гидравлические затворы

Гидравлический затвор (рис. 8.11), применяемый на городских газопроводах низкого давления, представляет собой стальной цилиндрический сосуд с крышкой и патрубками для присоединения к трубопроводу. Вертикальная трубка затвора служит для его перекрытия. По-этой трубке производится заполнение гидравлического затвора жидкостью.

Основное преимущество гидравлического затвора заключается в его герметичности и простоте конструкции.

Гидравлические затворы при транспорте влажного газа необходимо заглублять ниже глубины промерзания грунта. Гидравлические затворы можно использовать в качестве конденсатосборников. При транспорте сухого газа заглублять затворы не надо.

Неметаллические трубы

В городах на промышленных предприятиях наблюдается высокая агрессивность грунтов и большая плотность блуждающих токов. В связи с этим стальные трубопроводы подвергаются значительной коррозии. Для предотвращения коррозии стальных газопроводов применяют усиленную и весьма усиленную противокоррозийную изоляцию и электрическую защиту (катодные станции* протекторные и дренажные установки).

В различных отраслях народного хозяйства велика потребность в трубах. Поэтому замена стальных труб неметаллическими дает значительный экономический эффект.

В системе газоснабжения городов в качестве неметаллических труб применяют асбоцементные, пластмассовые, железобетонные и другие трубы.

Асбоцементные трубы изготовляют из асбеста, сцементированного цементным камнем. Трубы для газовых сетей рассчитаны на давление до 5 кгс/см2..

Асбоцементные трубы выполняют диаметром (условный) от 100 до 500 мм с толщиной стенок обточенных концов 11—36 мм соответственно. Концы труб обтачивают на токарных станках для придания строгой цилиндрической формы и гладкой поверхности, что позволяет осуществлять муфтовые соединения труб.

Для труб диаметром до 200 мм длина обточенных кондов составляет 300 мм, а для труб больших диаметров — 200 мм.

Асбоцементные трубы подвергают гидравлическому испытанию на прочность (25% труб одной партии и одного диаметра испытывают под давлением 18 кгс/см2). Если в течение 3 мин труба, находящаяся под этим давлением, не разрушается и если на ее поверхности не образуется потемнения или капелек воды, то такая труба считается выдержавшей испытание на прочность и водонепроницаемость стенок.

Газонепроницаемость стенок асбоцементных труб косвенно регламентируется объемным весом, который у труб диаметром до 300 мм должен быть равен 1800 кг/м3, а при больших диаметрах — не менее 1750 кг/м3.

Почти все асбоцементные трубы в сухом состоянии даже при высоком объемном весе способны пропускать газ. При увлажнении стенок труб газонепроницаемость резко снижается.

При пропитке водой асбоцементные трубы становятся практически газонепроницаемыми при давлениях от 8 до '12 кгс/см2.

Снижение газопроницаемости труб достигается несколькими способами: пропиткой водой и остатками парафина, обработкой углекислотой, покрытием битумом, асфальтом, жидким стеклом, клеем, лаками и т. д.

Асбоцементные трубы допускаются к прокладке подводящих газопроводов с рабочим давлением до 5 кгс/см2, проходящпх вне населенных пунктов и промышленных площадок.

Асбоцементные газопроводы целесообразно использовать для транспорта попутных газов, а на территории газовых промыслов — для транспорта природного газа. Асбоцемент слабо реагирует на агрессивное воздействие сероводорода и газового конденсата.

На территории городов и промышленных предприятий асбоцементные газопроводы допускается применять только на опытных участках по специальному разрешению.

Для асбоцементных газопроводов применяют чугунные или стальные фасонные части. Для чугунных фасонных частей не требуется противокоррозийная изоляция. Фасонные части к асбоцементному газопроводу присоединяют при помощи чугунных фланцевых муфт.

Для асбоцементных газопроводов применяется та же арматура, что и для стальных газопроводов. Соединение арматуры с трубами муфтовое.

Вводимые в эксплуатацию асбоцементные газопроводы подвергаются испытанию на прочность и плотность.

Газопроводы, работающие под давлением до 5 кгс/см2, испытывают на давление 6,25 кгс/см2. Газопроводы низкого давления (не более 0,05 кгс/см2) испытывают воздухом на прочность под давлением 3 кгс/см2 и на плотность под давлением 1 кгс/см2.

Первый асбоцементный газопровод протяженностью 20 км и диаметром 300 мм был сооружен на трассе Бугуруслан — Куйбышев в 1943 г. Рабочее .давление в газопроводе 6 кгс/см2.

Первый внутригородской асбоцементный газопровод низкого давления был построен в Москве.

В настоящее время ведется широкое строительство асбоцементных газопроводов.

В 1923 г. в Бельгии (г. Антверпен) был построен первый газопровод диаметром 75 мм. Газопровод, предназначенный для газоснабжения предприятия, эксплуатировался до 1958 г. без существенных аварий. В настоящее время

в Антверпене из 2000 км распределительных газопроводов города 300 км трубопроводов уложено из асбоцементных труб.

Проверка в ФРГ асбоцементных газопроводов после эксплуатации их. в течение 23 лет показала, что состояние труб и соединительных муфт хорошее.

Обычно асбоцементные газопроводы предпочитают прокладывать во влажных и водонасыщенных грунтах.

Для распределения газа по газопроводам низкого давления также применяют пластмассовые трубы (виннпластовые и полиэтиленовые).

Пластмассовые трубы имеют малый вес, что очень удобно для их транспорта. Трубы из пластмасс коррозионностойки, хорошо поддаются механической обработке и удобны при монтаже. Пластмассовые грубы не подвергаются действию блуждающих токов.

Виннпластовые трубы выпускают диаметром до 150 мм. Они рассчитаны на давление до 10 кгс/см2. Длина труб 5, 6 и 8 мм. Трубы имеют толщину стенок от 1,6 до 12,4 мм. Плотность винипласта 1400 кг/м3.

Соединения винипластовых труб осуществляются при помощи раструбов на колею, муфт, сварки, фланцев и резьбовых соединений.

Полиэтиленовые трубы выпускают диаметром от 6 до 150 мм на давление до б кгс/см2. Длина труб 6—8 м. Трубы диаметром до 40 мм выпускают длиной до 25 м.

Полиэтилен легко сваривается, режется, склеивается. Плотность полиэтилена составляет ~ 940 кг/м8.

В Соединенных Штатах Америки широко применяют пластмассовые трубы для газопроводов. К 1961 г. там было уложено несколько тысяч километров пластмассовых газопроводов, работающих под давлением более 2 кгс/см2.

В Советском Союзе с 1959 по 1961 г. построено несколько опытных участков газопроводов из пластмассовых труб, которые были применены для внутри-домовой и дворовой разводкн.

В 1964—1965 гг. в городах Тамбове, Уфе. Ленинграде п в 1966 г. в Саратовской области построены распределительные газопроводы из полиэтиленовых труб. В настоящее время они успешно эксплуатируются.

Применение полиэтиленовых труб сокращает капиталовложения и эксплуатационные расходы и, кроме того, расход металла.

Железобетонные трубы для строительства распределительных газопроводов весьма мало применяют из-за малой надежности стыковых соединений. Эти трубы стойки против коррозии, долговечны, требуют небольшого расхода металла и дешевле стальных труб. Они могут быть применены для газопроводов с давлением до 15 кгс/см2.

Конфузорно-диффузорные переходы

Чтобы уменьшить вес и стоимость кранов, пх часто принимают меньших размеров, чем диаметр газопровода. Для соедпнения крана с газопроводом применяют конфузорно-диффузорные переходы.

Для уменьшения гидравлического сопротивления кранов устанавливается плавный пологий диффузор. Узким концом он входит в выходную часть крана, а расширяющимся — в трубопровод после крана. Обычно узкпй конец диффузора плотно присоединяется к корпусу крана в непосредственной близости от выходного отверстия пробки. Расширенный конец диффузора приваривается, как правило, по периметру к стенке трубопровода. В стенке диффузора имеются

сквозные отверстия. Они служат для выравнивания давления в диффузоре и области между его наружной стенкой п трубой.

Конфузоры обычно имеют меньшую длину. Как конфузоры, так и диффузоры обычно изготовляют прямолинейными.

Прямолинейная форма конфузорно-дпффузорного перехода наиболее проста. но имеет не нанлучшее сочетание. Гидравлические потери на кранах можно дополнительно уменьшить путем выбора лучшего сочетания формы и размеров конфузорно-дпффузорного перехода.

Для установления рациональной формы конфузорно-дпффузорных переходов былп проведены исследования. Эксперименты проводились с переходами прямолинейными и по радиусу, а также со смешанными переходами, у которых конфузор выполнен по радиусу, а диффузор прямолинейный. На рис. 8.12 представлена схема смешанного перехода.

рис, S.12. Схема смешанного конфузорно-дпффузорного перехода с конфузором по радиусу и прямолинейным диффузором.


В результате исследований были определены числовые значения коэффициентов сопротивления в зависимости от соотношения диаметров (D4) и формы конфузорно-дпффузорных переходов.

Исследования показали, что увеличение соотношения диаметров D'd приводит к интенсивному росту коэффициента сопротивления. Оказалось, что симметричные переходы по радиусу обладают значительно большими коэффициентами сопротивления по сравнению с лучшими симметричными прямолинейными переходами прп одинаковом соотношении диаметров.

Коэффициенты сопротивления несимметричных конфузорно-дпффузорных переходов по радиусу значительно больше, чем коэффициенты лучших несимметричных прямолинейных переходов при одном и то.м же соотношении диаметров. Следовательно, лучшие несимметричные переходы по радиусу значительно хуже прямолинейных переходов.    ~

Таблица 8.3

Значения коэффициентов сопротивления I; переходов с прямолинейными диффузорами (угол конусности а) и конфузорами по радпусу (R^ = d)

/

Коэффициенты

D/d

a

5

7

iO

12,5

15

о

э

2,00

1,610

1,527

1,688

2,065

2,535

b/bjnin

1,068

1,000

1,103

1,352

1,660

1,75

0,858

0,800

0,836

0,981

1,140

t/Smin

1,070

1,000

1,046

1,228

1,425

?

1,50

0,418

0.394

0,414

0,457

0,531

'

w?min

1,088

1,000

1,078

1,190

1,383

S

1,25

0,147

0,129

0,123

0,116

0,128

Utmln

1,270

1.110

1,060

1,000

1,105

Примечание. ъш[п—минимальный коэффициент сопротивления для данного соотношения диаметров (D, <2 = const).

Смешанные конфузорно-диффузорные переходы с диффузором по радиусу и прямолинейным конфузором также имеют высокий коэффициент сопротивления. Это объясняется неблагоприятной формой диффузора. Поперечные сечения в диффузоре резко возрастают по направлению потока, что эквивалентно прямолинейному диффузору с большим углом конусности.

Исследования смешанных конфузорно-диффузорных переходов с конфузором по радиусу и прямолинейным диффузором показали, что они имеют наименьшее сопротивление. Коэффициенты сопротивления этих переходов меньше минимальных коэффициентов сопротивления несимметричных и симметричных прямолинейных переходов. Конфузоры, выполненные по радиусу, имеют меньшую длину по сравнению с прямолинейными конфузорами.

В табл. 8.3 приведены величины коэффициентов сопротивления, полученные экспериментально.

Как следует из данных табл. 8.3, наименьший коэффициент сопротивления лереходов получен при значении угла конусности диффузора, равном 7—10°.

§ 2. ПОТРЕБИТЕЛИ ГАЗА. КОЛЕБАНИЯ РАСХОДА ГАЗА

В городах и населенных пунктах в первую очередь 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 газ в качестве сырья, а также в металлургии, в машиностроении и других отраслях.

Отбор потребителей для перевода их на газ следует осуществлять на основании сравнительных технико-экономических расчетов. При этом необходимо учитывать неравномерность потребления газа и возможность ее компенсации.

Потребление газа в течение года и суток является неравномерным. Различается неравномерность: сезонная (месячная); суточная и часовая.

Сезонная неравномерность вызвана дополнительным расходом газа на отопление в зимнее время, а также некоторым уменьшением потребления газа летом на коммунально-бытовые нужды.

В течение недели по отдельным ее дням неравномерное потребление газа вызвано укладом жизни населения, режимом работы предприятий и изменением температуры наружного воздуха. Эта неравномерность потребления газа называется суточной.

В течение суток газ потребляется также неравномерно (часовая неравномерность). Наибольшая часовая неравномерность наблюдается у бытовых и коммунальных потребителей. Режим потребления газа промышленными предприятиями определяется главным образом числом рабочих смен.

Графики газопотребления. Коэффициент неравномерности

Годовой график потребления газа городом имеет большое значение для эксплуатации системы газоснабжения. Он строится на основе годовых графиков всех категорий потребителей.

На рис. 8.13 приведен годовой график суточного потребления газа в Москве. Наибольшей сезонной неравномерностью обладает отопительная нагрузка (в летние месяцы газ на отопление не расходуется). Газ на технологические .нужды расходуется наиболее равномерно.

Годовой график позволяет составлять баланс газа, планировать его подачу потребителям, определять количество 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..

80

о4

5 60

са

'

j

j

!

1

7”

_

]

f

J

Ч

1

2

1

1

ш

7

1

ь-

i

l I

/

j

! 1

-

П Л Ж


Наибольшая часовая неравномерность потребления газа наблюдается у бытовых и коммунальных потребителей. Характерный график потребления газа в течение суток приведен на рис. 8.14. Потребление газа электростанциями в графике не учитывается.

го


ж 7 ш

Месяцы


рис. 8.13. Годовой график суточного потребления газа в Москве.

1 — потребление промышленностью; 2 — потребление электростанциями; з — коммунально-бытовое потребление; 4 — потребление в квартирах; о — потребление на отопление и вентиляцию зданий.


бремя, ч

Рис. 8.14. Суточный график потребления в Москве.

Неравномерность потребления газа характеризуется следующими коэффициентами неравномерности:

1)    коэффициент сезонной неравномерности Кг определяется как отношение-расхода газа за данный месяц к среднемесячному расходу;

2)    коэффициент суточной неравномерности К2 рассчитывается как отношение расхода газа за данные сутки к среднесуточному расходу за неделю;

3)    коэффициент часовой неравномерности К3 определяется как отношение расхода газа за один час к среднечасовому расходу за сутки.

Во ВНИИГазе И. Я. Фурманом были рассчитаны коэффициенты сезонной' неравномерности газопотребяения в зависимости от доли отопительной нагрузки и продолжительности отопительного сезона.

Для центральных районов, где отопительный сезон продолжается 212 дней, при 10%-ной отопительной нагрузке коэффициент сезонной неравномерности Кг = 1,30, а прн 50%-ной отопительной нагрузке Кг = 1,75.

Для квартир, в которых газ используется для приготовления пищи, наибольший коэффициент суточной неравномерности потребления газа К2 1,96. Наибольший коэффициентчасовоп неравномерности Ks в городских квартирах в зависимости от объема газоснабжения и характера газооборудования изменяется1 в пределах 1,6—2,2. Для коммунально-бытовых потребителей К3 = 2,62.

Для проектирования системы газоснабжения города необходимы данные

о годовом потреблении газа различными потребителями. Расчет годового потребления ведется по нормам.

Строительными нормами и правилами установлен расход газа в год (на одного человека):

1)    600 ООО ккал — на приготовление пищи в квартирных условиях (без подогрева воды, расходуемой на хозяйственные и санитарно-гигиенические нужды);

2)    700 ООО ккал — на приготовление нищи и горячей воды на хозяйственные нужды в квартирных условиях без удовлетворения с.анитарно-гигиениче-•ских нужд и без стирки белья:

3)    780 000 ккал — на выпечку 1 т хлеба на хлебозаводах и т. д.

Часовой расход газа (в м3/ч) на отопление жилищ и общественных зданий

можно определить по формуле

Vq(h~t,)    .    '

'    <?н-П    '

где V — геометрический объем отапливаемых зданий в м3; q — средняя удельная тепловая характеристика отапливаемых зданий в Дж/(м3-ч• СС); — расчетная температура воздуха внутри отапливаемых помещений в CC; t2 — расчетная температура наружного воздуха в °С; QH — низшая теплотворная способность газа в Дж/м3; г| — к. п. д. отопительных установок (i] = 0.65 -н 0,80).

Расход газа промышленными предприятиями определяется расчетным путем на основании данных проекта или по данным расхода жидкого пли твердого топлива с учетом повышения к. п. д. при переводе установок на газ.

Расчетные расходы газа

Расчетные расходы газа Qpм®/ч) для городских распределительных газопроводов определяются по годовым нормам и коэффициентам неравномерности потребления газа:

О — к

V Р — Кт г >

где кт — наибольшее значение коэффициента часовой неравномерности потребления газа за год

кщ ~ kipji^nkzm'

Qr — годовое потребление газа в м3; т — число часов в году; кк и к — максимальное значение коэффициента сезонной неравномерности за год, суточной неравномерности за неделю и часовой неравномерности за сутки.

Максимальное значение коэффициента часовой неравномерности за год кт определено из условия совпадения максимальных значений коэффициентов

^1 mi ^2яг И к Зт.

§ 3. ВИДЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Все газопроводы, входящие в газораспределительную сеть, условно разделяются на магистральные (транзитные) и распределительные. Магистральные газопроводы предназначены для передачи газа из одного района города в другой. Распределительные газопроводы служат для подачи газа непосредственно потребителям.

К внутреннему газооборудованию жилых домов п промышленных предприятий относятся внутридомовые и промышленные газопроводы, газовые приборы п установки для сжигания газа.

Газораспределптельная сеть города .может пметь газопроводы различного давления. В зависимости от этого могут быть следующие системы:

1)    одноступенчатая система, при которой распределение газа и подача его потребителям осуществляется по газопроводам только одного давления;

2)    двухступенчатая система, при которой подача газа в различные районы города осуществляется по газопроводам высокого или среднего давления, а распределение по потребителям — по газопроводам низкого давления;

3)    трехступенчатая система, в которой попользуются газопроводы высокого, среднего и нпзкого давлений.

Газораспределительные сети могут быть кольцевыми или разветвленными (тупиковыми). Кольцевые сети обладают большей надежностью, но для них требуется и большее количество труб.

Система газоснабжения выбирается с учетом источников, объема и назначения газоснабжения, размера и планировки города, а также с учетом экономики.'

Трассирование газораспределительных сетей и расстановка арматуры

Для прокладки городского газопровода необходимо иметь следующие исходные данные:

1)    генеральную схему системы газоснабжения;

2)    планы проездов с подземными сооружениями;

3)    геолого-литологическын разрез на глубину 3 м или отдельные колонки буровых скважин вдоль предполагаемой трассы;

4)    данные о коррозионной активности грунтов на глубине заложения газопровода.

На стадии проектного задания определяются давления, расходы, диаметры газопроводов и т. д. На основании генеральной схемы (проектного задания) выполняется схема прокладки газопровода в масштабе 1 : 1000 или 1 : 2000. На схеме указывают проектируемые газопроводы, их диаметры, давления, ответвления от газопроводов и вводы к потребптелям, а также отмечают устанавливаемые отключающие устройства.

На основании схемы прокладки газопровода разрабатывается чертеж трассы газопроводов, ответвлений от них и вводов.

Трассу газопровода наносят на кальку, снятую с планшетов съемки проезда. По трассе выбираются постоянные сооружения для привязки газопровода. Перед нанесением трассы газопровода на план производится ее обследование.

При выборе места положения газопровода учитываются характер проезда и застройки, число вводов, конструкция дорожного покрытия, наличие трамвайных путей и подземных сооружений, удобство эксплуатации газопровода и и др.

После трассировки газопровода составляют продольный профиль газопровода, на который наносят подземные сооружения, пересекаемые газопроводом, их отметки, а также отметки поверхности земли, колонки буровых скважин с характеристикой грунта, уровень грунтовых вод, характеристику кор-розионности грунтов. На шкале профиля указывают длину газопровода, уклон, отметку верха трубы и глубину заложения.

Отключающие устройства на газопроводах высокого давления устанавливают в соответствии с конструктивной схемой системы газоснабжения города, на пересечении газопроводом железнодорожных путей и на переходах через реки, на ответвлениях к ГРП п потребителям газа, на вводах газопровода на территорию домовладения пли предприятия.

На газопроводах нпзкого давления отключающую арматуру устанавливают в соответствии с конструктивной схемой для сетей нпзкого давления, на выходе от регуляторных пунктов, на распределительных газопроводах для отключения отдельных районов сети и на вводах к потребителям.

Сборники конденсата размещают на газопроводах влажного газа в пониженных точках профиля.

Для предохранения арматуры газопровода от повреждений на поверхности земли устанавливают ковер, имеющий люк, верхняя плоскость которого совпадает с покровом улицы.

Прокладка газопроводов. Глубина заложения сетей

На территории городов и других населенных пунктов газопроводы прокладываются в грунте. Надземная прокладка допускается на переходах через реки, овраги и на территориях промышленных предприятий.

Пересечения железных дорог, трамвайных путей н шоссейных дорог осуществляются под углом 90°. Прокладку газопроводов по проездам рекомендуется предусматривать в технической зоне или в полосе зеленых насаждений.

Расстояния по горизонтали между подземными газопроводами и другими сооружениями и подземными коммуникациями не должны быть меньше величин, указанных в табл. 8.4.

Таблица 8.4

Минимальные расстояния (в м) по горизонтали в свету между подземными газопроводами п другими сооружениями п коммуникациями

l . Сооружения и коммуникации

Газопроводы, работающие под давлением, iac 'см-

до 0,05

от 0.0 5 до з

от 3 До 6

от 6 30 12

Здания (но линии застройки) ....

2,0

5,0

9,0

15,0

Фундаменты опор, освещения и связи Высоковольтные воздушные ПЭП (от

0,5

0,5

0,5

0,5

контура заземления) ........

Путл (до ближнего рельса):

1,0

1.0

1,0

1,0

железнодорожные ........

3,0

4.0

7,0

10,0

трамвайные ...........

2,0

2.0

3.0

3,0

Деревья (до ствола) .........

1,5

1.5

1,5

1,5

Водопровод (до стенки трубы) .... Канализация, водосток (до стеыкп

1.0

1.0

1:0

1-0

трубы)...............

1.0

1.5

2.0

5,0

Тепловая сеть (до наружной стенки)

2,0

2,0

2,0 '

4.0

Силовые и телефонные кабели ....

1,0

1.0

1,0

2,0

При укладке нескольких газопроводов в одной траншее расстояние между ними должно быть не менее 0,4 м для труб диаметром до 300 мм и не менее 0.5 м для труб диаметром более 300 мм.

Расстояние по вертикали между подземным газопроводом и водопроводом, теплопроводом, водостоком, канализацией п т. п. на пересечениях должно быть :не менее 0,15 м. а между газопроводом и электрическим или телефонным кабелем не менее 0.5 м.

Глубина заложения газопровода прп транспорте осушенного газа должна быть не менее 0,8 м от верха трубы. Таким образом, газопровод можно прокладывать в зоне промерзания грунта.

В местах, где отсутствует движение транспорта, глубина заложения может быть снижена до 0.6 м.

При транспорте влажного газа необходимо предусматривать уклон газопровода не менее 0.002.

§ 4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ ВЫСОКОГО П СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ

При движении газа в газопроводах среднего и высокого давления происходит значительное падение давления по длине в результате преодоления гидравлических сопротивлений. В этих условиях плотность газа соответственно уменьшается. Это ведет к изменению по длине газопровода линейной скорости газа. Для увеличения линейной скорости газа требуется затратить некоторое количество энергии.

Если профиль газопровода не горизонтальный, то дополнительно необходимо затратить энергию на подъем газа (для газопровода с подъемом).

Таким образом, в общем случае при гидравлическом расчете газопровода среднего и высокого давления следует учитывать гидравлическое сопротивление трубопровода, влияние профиля трассы газопровода и влияние изменения скорости газа.

Потребление газа городскими потребителями неравномерно в течение года, месяца и суток. Поэтому процесс течения газа в распределительных газопроводах зависит от времени, т. е. является нестационарным. Однако изменение во времени расхода газа в газопроводах происходит довольно медленно. Поэтому тидравлический расчет городских газопроводов ведется для стационарного режима течения.

Температура газа в распределительных газопроводах практически равна температуре грунта на глубине заложения трубопровода и малоизменяется при движении газа. В связи с этим течение газа в городских распределительных газопроводах будем рассматривать при постоянной температуре, т. е. изотермическим.

Стационарное движение газа в газопроводе высокого и среднего давления описывается системой уравнений:    ,

движения:    .

состояния

Л/= pu.\F--= idem;    -    (8.16)


(8.15)


баланса количества газа


(8.16)

(8.17)


р = pZRT.    (8.

Уравнения (8.15), (8.16) и (8.17) можно свести к одному уравнению

-ZRT Ai^L + ad(wi)~2gdz~Xw9- 4г = °-    • (8Л8)

Рис. 8.15. Схема к расчету газопровода среднего и высокого давления.


ZRT-


Xw2


- = 0.


D


где а — коэффициент Кориолиса (для ламинарных потоков а = 2, для турбулентных а = 1,1).

Рассмотрим газопровод (рис. 8.15) с равномерным постоянным подъемом (или уклоном). Тогда абсолютная величина подъема профиля трассы газопровода на элементарном участке будет равна

dz = dx,


I

где Az — разность отметок конечной и начальной точек газопровода; I — длина рассматриваемого участка газопровода.

Заменяя в уравнении (8.18) элементарное приращение высоты газопровода, получаем

d (wZ) т    I    о_    Аг


ad (w2) -4- 2g —j~ dx -f

dx


(8.19)


Уравнение (8.19) является обыкновенным дифференциальным уравнением разделяющимися переменными. После разделения переменных будем иметь:


ZRTd (w2)


ad (wi)


dx=Q.


(8.20)


’ +


т ^    „

~В~


A z

T~


Az

~T


+


Ц)2


2 g


D


п Az ,

2 g~r +


В -1 4-а — m

ч-t 1 А.


•In


+


I.


w‘


2 g A z


w4


3.21) на


и подставим


A

Я"


2gAs


2g AzD ¦


In


1 -


(8.22)


ZRT


2g Az


2g AzB


Обозначим линейную скорость газа в начале газопровода (х = 0) через w±, а в конце = I) через w2. Проинтегрировав уравнение (8.20) в пределах от до w2 и от х = 0 до х — I, получим

ZRTI п_ ( 2g Az

..............^


Разделим левую и правую части выражения пределы интегрирования:

2g Az

In -


да,

ZRTI

2Az


(8.21)


Z?a

ТГ


Если проследить еще раз за ходом решения псходной спстемы уравнений, то можно заметить, что выражение в (8.22), стоящее в скобках, определяет влияние изменения скорости газа по длине газопровода. Оставим это выражение без изменения, а линейные скорости и,\ и w2, стоящие в левой части, заменим через массовый расход газа и давления в соответствующих точках. Освободимся еще от логарифма в левой части последней формулы. После этих преобразований найдем:


XMZZRTI 1 — е~ьс

¦Ъс_


-р\-


F2B    ъ '    (8.23)

Из последнего выражения можно найти также массовый расход газа в газопроводе, если известны давления в начале и в конце участка:

р !е-

л[ (р|е~ьср\) РЬ У XZRTl (1 — e-t>c)

Полученные последние два выражения являются основными расчетными формулами для газопроводов среднего и высокого давления. Формула (8.23) позволяет рассчитать перепад давления на известном участке газопровода при заданном массовом расходе газа. В формуле (8.24) рассчитывается массовый расход газа на известном участке газопровода (дана длина, диаметр, коэффициент гидравлического сопротивления, разность отметок газопровода, температура газа) при заданных давлениях на концах участка газопровода.

В приведенных формулах коэффициент Ъ учитывает влияние разности отметок начала и конпа газопровода

*ЧУг-    <8-25)

Коэффициент с учитывает влияние изменения линейной скорости газа на рассматриваемом участке газопровода:

c = l^^ln 2gAzD + Uwl    (826)

' U 2gAzD + Uw\ ¦    v '

Для горизонтального газопровода (Дг = 0) коэффициент с = с0

с, = 1-1--ft In-4..    (8.27)

Для расчета газопроводов без учета изменения скорости коэффициент с = = 1 и расчетные формулы примут вид:

р1е-ь-р1 = Ш^Т1 .Л=?1.    (8.28)

M = fVSP**:l-P%Db.    (8.29)

ш г У \ZRTl(i-e~b) '    V 7

Еслп газопровод горизонтальный, то при Дг = 0 коэффициент 6 = 0. В правых частях выражений (8.28) и (8.29) появляется неопределенность вида

Раскрывая неопределенность, получим

А-А -    :    <8-30>

M = FYlPlzRPnD ¦    <8'31)

Формулы (8.30) и (8.31) являются основными расчетными формулами для газопроводов высокого и среднего давления. Их применяют, когда можно пренебречь влиянием разности отметок крайних точек газопровода и изменения линейной скорости газа.

При расчетах часто пользуются объемным расходом газа. Все полученные формулы легко преобразуются для получения объемного расхода, который приводят к нормальным или стандартным условиям:

п м п    м

И <?ст = —.

Рн    Рст

Плотности    газа,    приведенные к нормальным рн    (температура    0°    С и    давление 760 мм рт. ст.) или    стандартным (температура 20° С и давление    760 мм    рт. ст.)

берутся по справочникам для данного газа или рассчитываются по известному составу газа.

При оперировании объемным расходом, приведенным к нормальным условиям, расчетные формулы примут впд: в общем случае

Vh“Ph Г XZflnU-e-6) ’

без    учета    изменения скорости газа

(9 = F    Л[ *е~ь-Р1)дь .    /о одч

р„    I KZRTl (1 — е~ь) 1    (o.ob)

для    горизонтального    газопровода    без учета    изме

нения линейной скорости газа по длине

О =JLl/rAfhuDJL    /о

рн [ /.гдгг •    (о.З I)

При оперировании со стандартным расходом в формулах (8.32) — (8.37) величины QH и рн следует заменить на Qст и ост, оставляя все остальные пара метры без изменения.

Во всех приведенных формулах массовый пли объемный расход газа является секундным. Для получения часового, суточного п т. д. расхода газа необходимо секундный расход умножить на соответствующее время в секундах.

Массовый и объемный часовые расходы будут равны:

Мч = Л/тч и    ч = QHтч.

В гидравлических расчетах удобнее применять массовый секундный рас* ход газа. Конечный результат можно приводить к часовому или суточному расходу.

Выше рассмотрены случаи, когда массовый расход газа по длине газопро-рода остается постоянным.

Расчет газопровода прп равномерном отборе газа по длине

При большом числе отводов от газопровода его можно представить как газопровод с равномерным по длине отбором газа.

Движение газа в этом случае будет описываться системой уравнений (8.15), (8.17) и уравнением баланса газа, которое запишется следующим образом:

В этом уравнении массовый расход газа меняется с удалением от начала газопровода, где расход равен 310. Отбор газа на единице длины газопровода равен т.

Решая совместно систему уравнений (8.15). (8.17) и (8.38), получим для горизонтального газопровода без учета инерционного члена уравнения (8.15):


pdp | Z RT ~г


В результате интегрирования этого уравнения от рх до р2 и от 0 до I получим

(8-40)

где а — доля газа, отбираемого на рассматриваемом участке газопровода,

ml

По формуле (8.40) можно рассчитать газопровод, если известен массовый расход газа в начале газопровода 310 и доля отбираемого газа по длине газопровода а.

В газопроводе с непрерывным отбором газа массовый расход


М0 = F / -Щ- pl)D — .    .    (8.41)

V f.ZRTl    j

При а = 0 формула (8.41) превращается в обычную формулу для горизонтального участка без отбора газа. Наибольшее значение коэффициента а = 1. Это соответствует отбору газа полностью по длпне данного участка. Таким образом, значение коэффициента, стоящего в знаменателе формулы (1.41), изменяется от 1 прп отсутствии отбора газа до 0,333 при отборе всего поступа* ющего газа,


Расчет газопровода прп сосредоточенном отборе газа по длине

Если отборы газа по длине газопровода нельзя распределить равномерно, то гидравлический расчет ведется на сосредоточенные отборы.

Схема газопровода представлена на рпс. 8.16.

Газопровод состоит пз п участков различных диаметров и длпн с соответствующими массовыми расходами и отборами. Если газопровод заканчивается /2-м уча-


расхода 31Т расход на последнем участке будет равен Мп =* = 31т — Мп. Расходы на всех предыдущих участках определяются путем суммирования расходов газа на отводах. Расход на первом участке

t-n

Мг — Мт2m<• i= 1


тп. Прп наличии


Mplj Pi М2,1г Р2 Mj.LjPj Mn^ln.jPn-j


V,

/77,

777,

m2 J


Vn


Dn-


'71-7


ж


'л-/


Рпс. 8.16. Расчетная схема газопровода высокого и среднего давления с сосредоточенными отборами газа.


CTKOM, ТО

транзитного


Я nMftZR

ПОп

Сложим левые и правые части выписанных выражений:

(8.42)


Коэффициент отклонения свойств реальных газов от законов идеальных нринят средним для всех участков. Формула (8.42) позволяет рассчитать горизонтальный газопровод с отбором газа по длине.

Расчет газопроводов, проложенных параллельно

В случае двух газопроводов, проложенных параллельно и работающих с одинаковыми начальным и конечным давлениями, можно записать для каждого газопровода, воспользовавшись (8.29):

Индексы «1» и «2» относятся соответственно к первому п второму газопроводам.

В данном случае длина газопроводов одинакова, а диаметры могут быть разные.

Массовый расход газа через параллельные газопроводы

(р|е~ьр\) Ъ


(8.43)


ZRTl{[ — е-*) '


м = Мг + М2 = (л ]/^-f F, У-]/-


Коэффициент Ъ для обоих газопроводов один п тот же, так как он не зависит от параметров трубопровода, а определяется разностью отметок Дz конца Я начала газопроводов. Оба газопровода имеют одну и ту же разность отметок. Другие параметры (Z, R, Т) также одинаковы для двух газопроводов. Среднее значение коэффициента Z зависит от средних давлений, которые точно равны между собой в первом и втором газопроводах.

Расходы в газопроводах будут распределяться следующим образом:

(8.44)

Это соотношение одинаково для горизонтального п для наклонного газопроводов. Соотношение объемных расходов будет также определяться выражением (8.44), в котором вместо массовых расходов следует представить соот-

г

ветствующие объемные расходы, приведенные к стандартным или нормальным условиям.

Если заданы диаметры газопроводов и общий массовый (или объемный) расход при известных коэффициентах гидравлического сопротивления, то иэ

(8.43) найдем:

2 ь _2    M’-ZRTl    1 — е"6

(8.45)

'УтГ+'У

Для горизонтального газопровода (6 = 0) после раскрытия неопределен-

0

НОСТИ — ;

M-ZRTI

(8.46)


Pi—Pi

¦Г    I    rl^2

> у тг+М ТГ'

Массовый расход в горизонтальном газопроводе с параллельными ниткамй можно выразить из (8.43), принимая коэффициент 6 = 0 или из выражения (8.46)

Расчет газопровода с лушшгом

Лупинги устанавливают для увеличения пропускной способности газопроводов. Если на горизонтальном газопроводе установлен лупинг длиной х, то, учитывая выражение (8.46) для участка с параллельными газопроводам^ можно записать:

2    2    }.0MZZRT    (I    —    х)    .    M-ZRTx

Р1—Р2 — ~    -

FID!


(гУтг+'У-й-Г

Здесь индекс «1» относится к основной нитке газопровода, а индекс «2» к лупингу. Последнее выражение можно переписать в виде

Хо (Iх)    .    X

p\-p\=lWZRT

(8.47)


F\D 1


гУтт+-"•/'

Из последней формулы можно получить массовый расход, если заданы давления в начале и в конце газопровода и длина лупинга. Расход определяем по сравнению с расходом М0 в газопроводе без лупинга (при равных давлениях до и после увеличения расхода, а также при условии Х0 = AJ:

М°    (8.48)

м-.

о,б

ЗУ

1 +


При заданном увеличении расхода газа и том же перепаде давления необ^ ходимо определить длину параллельного газопровода. Из формулы (8.48) имеем:

Если диаметр луппнга равен диаметру основного газопровода (Z), = Dx), то из формул (8.48) п (8.49) следз-ет:

Л/S у,:, •    ¦    '    .    (8.50)

1и )

x =    (8.51)

зч -V-

Когда требуется увеличить расход газа в газопроводе в 2 раза = 2Л/0), то длина лупинга пз (8.51) будет равна:

. г-тЧ'-тН

т. е. при неизменном перепаде давления на данном газопроводе необходимо рараллельно проложить второй газопровод. Пример этот приведен для проверки расчетной формулы.

Из анализа расчетных формул следует, что место установки луппнга по длине газопровода не влияет на величину гидравлического сопротивления. Поэтому с этой точки зрения луппнг может быть установлен в любом месте газопровода.

Расчет газопровода со вставкой

Увеличить пропускную способность газопровода можно путем прокладки участка (вставки) некоторой длины большого диаметра, чем дпаметр всего газопровода. Для газопровода со вставкой запишем

2    2    i.xMiZRT (I — X) , /.oM'-ZRTx

Pi~Pi~ FW-,    “i-F%D,    ’    .

где x — длина вставки диаметром Dи Я, — коэффициенты гидравлического сопротивления основного газопровода и вставки.

Увеличение пропускной способности найдем относительно пропускной способности 0) газопровода без вставки:

М<> ; Fin-- ~iп " •    (8.52)

I/ .__\    /-1    /.2fi-Di-' ПМ    -    v    '

Lv    I J /.0    t-JV-'J J

Необходимая длина вставки прн заданном увеличении расхода и неизменном перепаде давления равна

>¦1 Щ

Х~208 /.! ° FIDr •    .    ..    (83^

/¦о    /-о F\D-i

Если условиями строительства вынуждены задаваться определенной длиной вставки, то из формулы (8.52) пли (8.53) можно определить необходимый диаметр D2 вставки при установленном увеличении расхода газа. Расчетные формулы (8.52) и (8.53) получены прп условпп, что коэффициент гидравлического сопротивления основной лпнпп газопровода после установки вставки большего диаметра остается неизменным или изменяется незначительно.

Пример 8.1. Определить расход газа в газопроводе длиной 5 км, диаметром 500 мм. Избыточное давление в начале и в конце газопровода соответственно равно рг = 3-105 Н/м3 и р2 = 1 • 105 Н/м3. Газовая постоянная 500 (Н-м)/(кг ¦ К). Температура газа 5° С. Коэффициент гидравлического сопротивления X = 0,02. Плотность газа 0,7 кг/м3.

Решение. Абсолютная температура газа

Т = 273 — 5 = 278 К.

Коэффициент отклонения значения реальных газов от значения идеальных принимаем равным единице (z = 1).

Массовый расход будет равен

М~ p~\f (p\~pDd __ лД2 1 f (Pi —Р|)д __

. <    -    IZRTI    4 V    7.ZRTI

- л052 ]/    ^~2~22)    1010 -°’5    ---12    9    кг/с

4 V 0,02 •-1 • 500 • 278 • 5000    ’    '    ,

Объемный расход газа    '    '

п М 12.9    ,о/з/

<?н==^=18Дм/с-

Часовой расход газа

<?н. ч = 18,4 • 3600 = 66 200 м3/ч.

Пример 8.2. Определить перепад давления в горизонтальном газопроводе длиной 10 км, диаметром 300 мм, при расходе газа 500 000 м3^сут. Плотность газа 0,7 кг/м3, газовая постоянная R = 500 (Н-м)/(кг-К). Коэффициент гидравлического сопротивления X = 0,015. Коэффициент Z = 1. Температура газа в газопроводе равна 7° С. Абсолютное давленпе в конце газопровода равно р2 = = 6-105 Па.

Решение. Выразим секундный массовый расход газа через объемный

М —_

24-3600 '

Определяем разность квадратов давлений

2    2    MZXZRTI    _    52-1010-0,72-0.015-1-500-280-10000 п 4то

Pi Рг piD    ,    л    ч,    —^oU-lu .

242 ¦ 36002    —    0.32    0,3

рг = 1/230 1010 + pl = ]/230 • 1010 - 36 • 1010 = 16,3 • 106 Па.

Перепад давления

Pi — Ро = (16,3 6,0) 105 = 10,3 106 Па.

Пример 8.3. Определить давление столба газа в наклонном газопроводе, если Дz = 500 м, Т = 280 К, р2 = 5-105 Па (давление абсолютное), R — = 500 (Н-м)/(кг-К). Газопровод остановлен 0 = 0).в

h - 2gAz    2'9,81'500 — О 07

RT    500-280

Определяем давление столба газа

Pi — Рг ~ РФ~ь,г Р% = Р-z _6/2 — 1) = 5 • Ю5(е+М36 — 1) =

= 5 • 10Б (1,035 -1) = 5•10е• 0,035 = 0,175 • 105 Па.

Пример 8.4. Определить давление столба газа в наклонном газопроводе, если Az = 280 м, абсолютное давление в начальной точке газопровода р = = 3• 105 Па; R = 490 (Н-м)/(кг-К)4; Т = 280 К. Газопровод остановлен = 0).

Решение. Определяем коэффициент Ъ

,    2g&z    2 • 9,81 • 280 J п п,

RT    490 - 280    5

Определяем давление столба газа Р1-Рг =Pi-Pie~b/2 = Pi (1 - е"6/2) = 3 • 10® (1 - е'°’02) = 3 • 105(1 -0,98) =

= 0,02 - 3-105 = 0,06-106 Па

или Р\ — рг составляет 2% от давления в начале газопровода рх.

Пример 8.5. Определить массовый и объемный расход газа метана в газопроводе длиной 10 км, внутренним диаметром 0,3 м. Положительная разность отметок газопровода составляет 500 м. Избыточное давление в начале газопровода равно рх 15 кгс/см2, в конце газопровода р2 = 14 кгс/см2. Температура газа 5° С, плотность р = 0,7 кг/м3, газовая постоянная 500 -м)/(кг• К).

Решение. Определяем коэффициент Ъ

ъ _    __    2 • 9,81 - 500__ q Q744

ZRT 0,95-500-278

Приведенные давление и температура

15,5-104

: 0,327:


Рпр :


0,474 • 106

t =    = _278_в ! 45

Гкр 190,5 1,ЧОш

Коэффициент сжимаемости по графикам устанавливаем равным 0,95. Массовый расход будет равен

лт РпрО.ОЭ л[ (162е-0.0744 —152)9,812.Ю8-о,3-0,0744 _опох 4 У 0,015-0,95-500-278-1041-е-о.0744)    — a,U^Krgc.

Объемный расход

м 3,03 .i4|33m/Ci

VH Рн 0,7 Суточный расход газа

Q, =    =    374    .    юз    M8/cvT#

х - U. I    и./


Пример 8.6. Определить перепад давления в наклонном газопроводе прп положительной разности отметок Az = 300 м. Диаметр газопровода 200 мм, длина 5 км. Температура газа 1' С, газовая постоянная 500 (Н-м)^(кг-К), плотность прп нормальных условиях он = 0,7 кг/м3. Объемный расход газа = ЮО 000 м3/сут. Избыточное давление в начале газопровода рг = 6 кгс/см2. Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода Я = 0,02.

Решение. Определяем секундный массовый расход газа


Q НрН


100 000 • 0,7


= 0.81 кг^с.


24• 3600    24•3600

Определяем коэффициент сжимаемости Z по приведенным параметрам:

^=i^=i!r=0148


и


280


=1,47.


^пр гр


190,5


Коэффициент сжимаемости из графика    1,

Находим коэффициент Ъ


2 • 9,81 • 300


= 0,042.


Ь =


1 • 500 ¦ 280


ZRT


Из


выражения


UP-ZRTI

F-D


Pie-6р\ =


находим давление


}.M'2ZRTl

F'-D


= |/Р\<


-Ь.


Рг


0.02 • 0.812 • 1 ¦ 500 • 280 • 5000    1    —    е-о>042    _


2 • 9,812 • 104е_0.042


Рпр ¦ 0.22


0,042


0,2


=- 6,37 -105 н/м2 = 0,648‘105 кгс/м2 = 6,48 кгс/см2. Перепад давления будет равен:

р1 — р2 = 7 — 6,48 = 0,52 кгс/см2.


§ 5. ГПДРАВЛПЧЕСКПЙ РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

НПЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

В настоящее время городские распределительные газопроводы, в которых избыточное давление не превышает 500 мм вод. ст., относятся к газопроводам нпзкого давления. В гидравлических расчетах таких газопроводов плотность газа принимается постоянной. В действительности имеется незначительное изменение плотности газа по длине газопроводов, но это изменение не учитывается.


Для оценки изменения плотности газа в распределительных газопроводах примем температуру газа постоянной и равной Т0. Коэффициент отклонения реальных газов для низкого давления (близкого к атмосферному) примем также постоянным и равным Z0. Тогда из уравнения состояния плотность газа будет равна:

Р

Р=" ZoRTo

Абсолютное изменение плотности в зависимости от абсолютного изменения давления составит:

dp- dp

Z0RT

Из двух выражений можно найти относите льное изменение плотности бр, если поделить их левую и правую части соответственно:

б (8>54) ¦ Р Р    v

где dp и р — абсолютное изменение плотности и плотность газа; dp — абсолютная величина изменения давления газа в газопроводе; р — абсолютное давление газа в газопроводе.

Для определения числового значения величины относительного изменения плотности газа примем наибольшее изменение давления. Наибольшее избыточное давление газа составляет 500 мм вод. ст. Наименьшее давление определяется давлением перед газовыми приборами, которое можно принять равным 100 мм вод. ст.

Наибольшая величина абсолютного изменения давления газа в газопроводе dp — 500 — 100 = 400 мм вод. ст.

Среднее абсолютное давление газа в газопроводе

Pm ах — Pmin    'ЮоОО 10 100    4    м    о    оа

p ~ ™ x    ¦    =---= 10 300 мм вод. ст.

Наибольшее относительное изменение плотности, которое возможно в городских газопроводах низкого давления, составит

%.

Таким образом, можно считать, что наибольшее изменение плотности в газопроводах низкого давления может достигать 4%. Часто в городских газопроводах на расчетных участках перепады давления имеют величину, значительно меньшую 400 мм вод. ст. Поэтому плотность газа в этих случаях будет изменяться еще меньше

Учитывая,что относительное изменение плотности газа невелико и не превышает 4%, в гидравлических расчетах газопроводов низкого давления плотность газа можно принимать постоянной величиной, равной среднему значению на расчетном участке

_ _ Pi —р2

где рх и р2 — значение плотности газа в начале и конце участка. 270

Вывод расчетных формул для случая равномерного отбора газа по длине горизонтального газопровода

Городские распределительные газопроводы имеют по длине сосредоточенные отборы, расположенные на некотором расстоянии друг от друга. Величины отборов могут быть различные. Гидравлический расчет газопровода с учетом большого числа сосредоточенных отборов слишком громоздкий. Для облегчения расчета принимается упрощенная схема газопровода с непрерывным и равномерным отбором газа по длине.

Рассмотрим участок газопровода длиной I, который необходимо рассчитать. По длине газопровода равномерно отбирается q (удельный расход газа на единицу длины газопровода) газа. Общее количество газа, отбираемого на данном ^ участке (путевой расход газа), обозначим Qn, Он равен: Qn = ql.


Количество газа, который проходит по рассматриваемому участку для обеспеченна других участков газовой сети, обозначим Q1 (транзитный расход). Величина транзитного расхода не меняется по

длпне данного участка. Путевой расход    отбором газа по длине

является переменной величиной, уменьшающейся до нуля к концу участка. Аналитически путевой расход в любой точке газопровода (х) можно выразпть линейной зависимостью

Qnx = q(l — z)-

Суммарный переменный расход газа в любой точке газопровода

Q = Qt — Q (l — х).

Определим перепад давления на горизонтальном участке газопровода (рис. 8.17). Влиянием изменения скорости на инерционность потока пренебрегаем.

На элементарном участке газопровода перепад давления определим по формуле Дарсн—Вейсбаха:

dp — X~ dx.    (8.55)

Лпнейная скорость газа w — переменная величина. Выразим ее через ¦ объемный расход газа

Q _    — q{l — X)

- J-•    .    -

Подставим значение линейной скорости газа в формулу (8.55) и, проинтегрировав эхо выражение от 0 до I. получпм

i

Pi-P2 = -9FP2D- j* X [Qr~q(l—x)}2dx,    (8.56)

о

где pL п р2 — давление в начале и в конце расчетного участка.

Давление в формуле (8.56) можно принимать как абсолютным, так и избыточным, поскольку формулой определяется перепад давления, который не зависит ох выбранной плоскости отсчета.

Коэффициент гидравлического сопротивления зависит от режима течения, поэтому для получения из (8.56) расчетных формул необходимо рассмотреть конкретные режимы и соответствующие им коэффициенты гидравлического сопротивления.

Для ламинарного режима (К = 64/Re) в пределах чисел Рейнольдса от О до 2320 будем иметь:

тэп  D    +    —х)

пе - V    F    ’

а после подстановки и интегрирования

8Р1-Р2 = -§^(<?Г + 0,5<2П).    (8.57)

По формуле (8.57)'Гопределяется перепад давления на горизонтальном участке газопровода длиной I при условии равномерного отбора газа по длине и наличии как транзитного, так и путевого расхода газа.

При расчете без путевого расхода (Qn= 0) формула?(8.57) принимает вид

(3.58)

Для концевых участков газораспределительной сети, которые не имеют транзитных расходов ((?т = 0),

1 п _ п__П6<?пРУ1    /о CQ\

JPi Р 2    pjji *    (о.5У)

Для    критического    режима течения    при числах    Рейнольдса    от    2000 до 4000

(зона перехода    от    ламинарного режима    течения к    турбулентному)    коэффициент

гидравлического сопротивления можно выразить по формуле Зайченко: К = = 0,0025 У Re. Тогда перепад давления из (8.56) будет

(

-р- j 0,0025 j/ ^ • *?т+-д/ -х> q (I ~ г)]» dx.

Р1 — Р2-


2F2D

о


После интегрирования получпм

л-л-m-QJ''-(8.60)

Когда газопровод не имеет путевого расхода (Qn = 0), при раскрытии

О

•неопределенности —, найдем:

Pi-P2=-тг^.    (8.61)

Для расчета тупиковых (концевых) участков газовой сети, на которых не транзитных расходов (QT = 0), пз формулы (8.60) будем иметь:

Критический режим течения газа практически занимает такой же диапазон чисел Рейнольдса, как п ламинарный, т. е. 2000. Здесь, конечно, исключаются специальные случаи ламинарного режима, который может быть сохранен и при значительно больших числах Рейнольдса, чем критические.

Распределительные газопроводы могут работать в критическом режиме течения так же часто, как и при ламинарном. Это подтверждается наблюдениями, проведенными в городских газовых сетях.

Для турбулентного режима течения газа в пределах чисел Рейнольдса от 4000 до 100 000, когда коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Блазиуса (X = 0,3164/Re0,25), при интегрировании формулы (8.56) получаем:

Pi-Pi    [(<?т-<2п)275-<??'”].    (8.63)

Формула (8.63) применима для расчета горизонтальных газопроводов нпзкого давления с равномерным отбором газа по длине при турбулентном режиме течения в зоне гладких труб.

При отсутствии путевого расхода (Q„ = 0) после раскрытия неопределенности -jj- по правил^' Лоппталя:

0,159<?t’7V25p^    /о    с/л

Pi~P%=х.75Д1.25 -•    (864)

Для концевых участков газораспределительной сети при отсутствии транзитных расходов (<2Т = 0) пз формулы (8.63) имеем:

п _п _ 0,0577(?п’75У°|25Рг     есл

Р1 Р*    /Ч,75?)1.25    *    (о.Ьо)

Формулы (8.63), (8.64) и (8.65) применимы для гидравлического расчета горизонтальных газопроводов нпзкого давления для случая гидравлически гладких труб (зона Блазиуса, Re = 4000 ч-107).

В переходной области режима течения газа, где коэффициент гидравлического сопротивления зависит не только от числа Рейнольдса, но и от шероховатости внутренних стенок газопровода, коэффициент гидравлического сопротивления можно выразить по формуле Альтшуля:

^0,1(1^+-®)-

где К — абсолютная шероховатость внутренней поверхности трубы газопровода.

Подставив коэффициент гидравлического сопротивления в формулу (8.56), найдем перепад давления в газопроводе для переходной области в пределах чисел Рейнольдса от Re2 до Re,:

Р1 = 'Шб'1    +4^г)020    lQr    +    q(l    —    x)]2dz.    (8.66)

Pi-

Граничные числа Рейнольдса для переходной области можно по формулам:

определить


Re1 = J!L|l п Re2=^^!®!M±.

1    е1143    1    в

^ к

Относительная шероховатость е = Интеграл в правой части выражения

(8.66) может быть рассчитан численным методом.

В наиболее простом случае, когда расход газа не зависит от расстояния, что соответствует газопроводу без путевого отбора (Qn = 0), перепад давления из формулы (8.66) будет

Pl-P2 =    0,l(l,46i?^^^)°’25^Lr.    (8.67)

Формула (8.67) пригодна для расчета газопроводов низкого давления в переходной области течения газа для постоянного по длине расхода.

При высоких линейных скоростях газа в газопроводах, соответствующих числам Рейнольдса более Re,, коэффициент гидравлического сопротивления перестанет зависеть от числа Рейнольдса или, что то же самое, от линейной скорости. Коэффициент гидравлического сопротивления становится зависимым лишь от шероховатости внутренней поверхности трубы. Для этого режима в формуле (8.56) коэффициент % можно вынести за знак интеграла. После интегрирования получим:

— <?т].    (8.68)

Если на участке газопровода нет путевого сброса газа (Qn =0), то пз формулы (8.68) найдем:

Pi-P^^TET- '    (8-69)

Для расчета тупиковых участков газораспределительной сети (QT = 0) из формулы (8.68) найдем:

Р1-Рг = $W-    '    (8-7°)

Последние три формулы пригодны для гидравлического расчета горизонтальных газопроводов низкого давления для турбулентного режима в зоне квадратичного закона трения. Коэффициент гидравлического сопротивления в них можно определять по формуле Шифринсона X = 0,111 (KJD)0,25.

Все приведенные выше    расчетные    формулы для распределительных    газопроводов    низкого    давления    учитывают    только потери на трение    на    всем рас

четном участке газопровода. По длине газопровода могут встречаться местные сопротивления: задвижки, повороты, отводы и т. д. С учетом местных сопротивлений расчетные формулы примут вид:

Pi Р 2 :

2 F2D


где — коэффициент местного сопротивления; i — порядковый номер местного сопротивления; wt — линейная скорость газа; п — число местных сопротивлений.

Коэффициенты местных сопротивлений берутся пз таблиц для соответствующих местных сопротивлений. Первый член правой части уравнения (8.71) получим в формулах (8.57) —(8.70) для всех режимов течения газа и с учетом транзитного и путевого расходов газа.

При решении многих задач проектирования н эксплуатации городских распределительных газопроводов не требуется привязка к конкретным гидравлическим режимам. Такие задачи ставятся, когда находят их общеее решение. К ним относятся, например, технико-экономические расчеты газораспределительных сетей.

Коэффициенты гидравлических сопротивлений можно выразить для различных режимов одной обобщенной формулой

Rem

где А п т — постоянные коэффициенты, зависящие от гидравлического режима течения газа.

Для непрерывного и равномерного по длине отбора газа

D. — D Qr—q {1 — х) v ' F

Подставляя данное значение числа Рейнольдса в вышеприведенную формулу получаем

D_ya j~ Qi~ я (Iх) '

В формуле Дарси — Вейсбаха

dp = X^--^dx

выразим линейную скорость газа через расход, а коэффициент гидравлического сопротивления пз предыдущей формулы. Тогда

dP =    [<?т -q(l~ *)Гт dx.    (8.72)

Проинтегрируем правую часть выражения (8.72) от 0 до I. Этим будет определен перепад давления на рассматриваемом участке. Давление в начале газопровода обозначим рг, а в конце газопровода — р2. Тогда перепад давления на участке будет равен

,    ,    A'mPl    (Qr-Qu)s~m~Qrm    /о    7о\

Pl    2(3 — т)    Оп    ’    '    '

Полученная формула (8.73) выражает перепад давления любого режима течения. Исключение составляет переходная область турбулентного течения. Она применима для участков с путевым и транзитным расходами газа.

Коэффициенты соответственно равны: для ламинарного режима А = 64 п т = 1 ; для критического режима А = 0,0025 н т = —1/3; для турбулентного режима в случае применения закона Б л а з и у с а А= 0,3164 н т = 0,25;

для квадратичного закона сопротивления А = 0,111 X t К \о 25 X    п    т    =    0.

Подставляя в формулу (8.73) различные значения коэффициентов А и т, получаем соответствующие частные расчетные формулы, приведенные ранее в начале главы.

В тупиковых участках с путевыми расходами, но без транзитных расходов газа (QT = 0) перепад давления от трения определим из формулы (8.73)

r r _ AQl-^pl

Pi Р2 — 2 (3__ТО) jfi->nDi+m ¦    (О. IV

Чтобы определить полные перепады давления в формулах (8.73) и (8.74), следует учесть еще потери в местных сопротивлениях.

Если расчет ведется только на транзитный расход (Qn 0), то из (8.73):

_ AQtmvmpl    я    .

Pi P'l gjrs-mQi+m -    (О./О)

Определение расчетных расходов

В некоторых случаях при гидравлических расчетах газопроводов низкого давления удобно пользоваться расчетными расходами газа. Этот метод хорошо освещен в литературе по городскому газоЬнабжению и городским газораспределительным сетям. Обычно расчетный расход определяется только для турбулентного режима течения газа при квадратичном законе сопротивления.

Принятие расчетного расхода газа без учета течения н соотношения путевого и транзитного расходов может привести к значительной погрешности расчета (до 20%).

Расчетным расходом называется такой эквивалентный расход, постоянный по всей длине газопровода, который создает перепад давления, равный перепаду, создаваемому переменным по длине газопровода расходом газа.

Перепад давления от расчетного расхода газа

1 Pi2F2~mD1+m '    (8.75а)

Перепад давления для непрерывного отбора газа по длине газопровода /п    A'-mPl    8    ш

{Pl — Po.h-2{?)_m)F2-mDi+m    Qn    ¦    (5./00)

Заменяя действительный переменный расход газа    по    длине газопровода

эквивалентным постоянным и приравнивая левые и правые части выражений (8.75а) и (8,756), найдем значение расчетного расхода:

п - Г 1 (Qr-Qn)3-m-Qtm 1Т5Г    ,я

|_3-т'    Qn J    *    №'‘Ь>

Из формулы (8.76), выражающей расчетный расход газа в общем виде, следует, что расчетный расход зависит от режима течения газа в газопроводе (показатель т) и из соотношения транзитного и путевого расходов газа.

Из выражения (8.76) можно получить частные случаи расчетных формул для конкретных режимов течения газа: для ламинарного режима (т = 1)

(?= = ]’(?? — Q-Qr, — у Qn',    (8.78)

для турбулентного режима в случае применения закона Б л а з и у с а

(8.79)

Если газопровод имеет только путевой расход (QT = 0), то расчетные расходы будут соответственно выражаться формулами: для ламинарного режима

QP =    (8.80)

для квадратичного закона сопротивления

<?р = р| = 0.577(?п;    (8.81)

для турбулентного режима в случае применения закона Б л а з и у с а

Qp = 75^iP 1.Т5 = 0,555(?п;    (8.82)

Выражения расчетного расхода позволяют установить, что при различных режимах течения газа величины расчетных расходов будут существенно отличаться. Поэтому прп определении расчетных расходов следует учитывать как режим течения, так и соотношение транзитного и путевого расходов.

Гидравлический расчет распределительных газопроводов для сосредоточенного отбора газа

Не во всех случаях газопроводы с сосредоточенными расходами можно свести к схеме с равномерным распределением газа по длине. Это относится к газопроводам с резко неравномерным

*

С*

1

-1п-

9t

%

1-

1п-1


равен сумме отборов на рассматривав- Рис. 8.18. Расчетная схема газопровода низкого

it    -L    давления    с    сосредоточенным    отбором    газа.

мом участке.

Qn = 2 ?*.

t=l

В общем случае режим течения на каждом участке может быть различным, поскольку расходы газа на них различны. Могут различаться также и диаметры соседних участков.

Определим перепады давления на каждом участке: на первом участке

п __ л ((?т + (?п)2 Ph .

Pi Plx 1 2F\Di на втором участке

„    _    _ -1    (<?T+Qn    9l)2P^2.

Plx Ргх-л 2    2^2Д2

на третьем участке

_ \    (9т~г    Qt_

2F\D^

на re-ом участке

(Qt+Qn — qi — qi—. . .—qn~i)'1 Pin Pin-1) x P2 ~ Л„    •

• В последнем выражении pn = p2-Общий перепад на всей длине I рассматриваемого газопровода найдем сложением перепадов на каждом участке с учетом потерь на местных сопротивлениях газопровода:

Qt , Qn 2 Qi-1 j Pi-P2 = jj^J h --- -f ApM,    (8.83)

'¦D;


где Арм — сумма местных сопротивлений на всем расчетном участке.

При определении общего перепада по формуле (8.83) в первом члене ряда появляется отбор газа с индексом нуль (q0). Величину нулевого отбора следует принимать равным нулю, т. е. д0 = 0.

Если транзитный расход на участке отсутствует (@т = 0), а величины отборов одинаковы (q1 = q2 = . . . gj, расстояния между отборами равны между собой, газопровод на всех участках пмеет один и тот же диаметр (D1 = = D2 = . . . = D), то при условии одинакового гидравлического режима на всех участках газопровода получпм

n2-mvmni

п _ п — А    V    /л    2-т ni -т 02 -т _    .    2    -т\    ,о о/\

?1 А~л 9n3-mf2-mDl-^k I1    d    П    )¦    (8.8^)

Таким образом, формула (8.84) дает возможность определить перепад давления в газопроводе с учетом сосредоточенных отборов прп условии равенства расстояния между точками отбора, прп одинаковых диаметрах всех участков и расходов газа на отводах.

Гидравлический расчет газопровода низкого давления с отбором газа по пути ведется по формулам, которые учитывают непрерывное распределение отбора газа или распределение сосредоточенных отборов. Теперь необходимо установить границу, позволяющую выбирать необходимый способ расчета. При произвольном выборе формул при расчете может быть допущена числовая ошибка. Гидравлический расчет с учетом сосредоточенных отборов является всегда правильным, но он оказывается более громоздким по сравнению с равномерным непрерывным отбором газа.

Для обоснования выбора метода расчета (непрерывный или сосредоточенный отбор) распределительного газопровода низкого давления возьмем участок газопровода длиной I. На этом участке на одинаковом расстоянии расположены п отводов, по которым отбирается одинаковое количество газа (qx = q2 = . . .qn).

Общее количество газа, подаваемого в начале участка, составляет (без транзитного расхода, т. е. Qr = 0):

Qn=qi~ck-4s~- ¦¦¦'гЯп.

Определим перепад давления на рассматриваемом участке двумя способами: для сосредоточенного и непрерывного равномерного отбора. При непрерывном отборе возьмем го же самое количество газа Qn. Удельный расход на единицу длины газопровода равен q = QnJl.

Перепад давления равен: для сосредоточенного отбора газа

(г, __ п ) — 1    j_ni-ту

Как следует из последнего выражения, относительная ошибка расчета по формуле для непрерывного по длине газопровода отбора газа не зависит от величины отбора и расстояния между отводами, а определяется режимом течения газа (показатель т) п главным образом числом отводов на расчетном участке газопровода:

для ламинарного режима = 1)

= <8-86) .для квадратичного закона сопротивления (т = 0)

? л__2П2___3П -\- 1__/о ОП\

Р    (ге + 1) (2« + 1) _ (ге + 1) (2ге+1) *    '    \    -    >

В случае других режимов в формуле (8.85) следует подставить соответствующие значения показателя т. Величина относительной погрешности может быть заранее определена, если задана точность гидравлического расчета. Введем обозначение задаваемой относительной погрешности расчета бр.3. Тогда по •формулам (8.86) и (8.87) определим граничное число отборов на расчетном

участке соответственно для ламинарного и турбулентного режимов в зоне квадратичного закона сопротивления:

(8.88)

и

(1-Sp)+/9(1-Sp)2 + 8SP (1-бр) р

(8.89)


Последние две формулы дают возможность по заданной погрешности гидравлического расчета правильно выбрать способ расчета участка газопровода. Если действительное число отводов при соответствующем режиме оказывается больше, чем число, полученное расчетным путем по формуле (8.88) или (8.89) то расчет можно вести как для равномерного по длине отбора газа. Если же, фактическое число отводов меньше полученного по формулам, то гидравлический расчет газопровода следует вести для сосредоточенных расходов газа.

Выбор метода расчета, таким образом, определяется граничным числом отводов на расчетном участке газопровода низкого давления.

Граничное число отводов зависит от режима течения газа и допустимой (задается) погрешности расчета.

Если гидравлический расчет газопровода низкого давления с сосредоточенными отборами газа ведется по формулам, учитывающим непрерывное распределение отбора газа по длине, то погрешность расчета зависит от режима течения и числа отборов газа. Чем больше число отводов, тем меньше погрешность расчета. Погрешность расчета для одного и того же числа отводов при квадратичном законе сопротивления оказывается больше, чем при ламинарном. Это следует из выражений относительных погрешностей для таких режимов течения газа.

Гидравлический расчет наклонных распределительных газопроводов

Городские распределительные газопроводы не всегда являются строго горизонтальными. Наличие разности отметок начальной и конечной точек газопровода может оказывать заметное влияние на величину расхода газа, особенно для газопроводов с малыми допустимыми перепадами давления.

Плотность газа в распределительных газопроводах практически постоянна по всей длине и не может вызывать изменение скорости газа. Линейная скорость газа переменна вдоль распределительного газопровода низкого давления. Изменение линейной скорости газа вызвано отбором газа из газопровода. В связи с этим поток газа будет инерционным, что будет влиять на величину перепада давления.

В общем случае на перепад давления в распределительном газопроводе оказывают влияние следующие факторы: гидравлические потери на трение; разность отметок газопровода; силы инерции потока газа и местные сопротивления в газопроводе.

Для расчета перепада давления с учетом всех факторов рассмотрим дифференциальное уравнение

Перепад давления определим для равномерного и непрерывного по длине отбора газа. Расчетная схема газопровода представлена на рис. 8.19. Перепад давления на элементарном участке

apd(^)


Потери на трение (первый член справа) были подробно рассмотрены ранее для газопроводов с сосредоточенным и равномерным отбором газа. Аналитическое выражение потерь на трение остается неизменным для горизонтальных, наклонных и вертикальных газопроводов низкого давления.

Второй член справа в этой формуле определяет влияние столба газа на перепад давления. Характерно, что изменение профиля газопровода по его длине не оказывает никакого влияния на перепад давления. Это утверждение легко проверить. Пусть отметки газопровода по длине меняются произвольным образом. Тогда

Рпс. 8.19. Расчетная схема наклонного газопровода нпзкого давления»


pgdz=pgd [г (г)].

Перепад давления от разности отметок на всей длине газопровода от 0 дс

0


I будет равен

О

После интегрирования п подстановки пределов получпм = pg [2 (г) —2(0)] = Р? (г, — zL) = pg Az,

где Zj_ и г2 — отметки начальной и конечной точек газопровода.

Третий член правой части пз аналитического определения общего перепада характеризует влияние изменения линейной скорости газа на перепад давления. Здесь так же, как п в случае разности отметок, характер изменения скорости газа по длине не оказывает влияния на общий перепад давления в газопроводе. Величина общего перепада зависит от значений линейной скорости в начале и конце газопровода.

Перепад давления на всем участке наклонного газопровода будет равен


J*-ap p(-y).

После интегрирования этого уравнения и подстановки соответствующих пределов получпм

о

(8.90)

Линейная скорость газа в газопроводах низкого давления с отбором газа по пути в начале больше, чем в конце. В связи с этим пришлось поменять местами пределы интегрирования третьего члена в выражении перепада давления па участке наклонного газопровода. Этим формально объясняется появление знака минуса в формуле (8.90).

Учитывая перепады давления на местных сопротивлениях, окончательное выражение общего перепада давления на рассматриваемом участке газопровода будет иметь вид

i

С д w- dx    ,    ч

Pi Р2 = \ Л    ' ~~Q Р ~ Pg iZi Z1)

о о

г—п

и-? — U'|

-ао    —-


р2^х- -    '    (8-91)

При отсутствии отбора газа линейные скорости в начале и в конце газопровода равны между собой, т. е. и\ = w2. В этом случае перепад давления для наклонного газопровода будет равен: для ламинарного режима

г=п

2

pi - р2.=ЩЩ1 - pg (*2 - so - р 2 ^ -т;    <8-92)

г=1

при критическом режиме

г=п

0,002qQ? 3\'~ ¦ 3pl i ч V1 - «1    /о по\

Pi-P2 = —J;4.-    - pg (^2 - Si) - Р 2i ^ ~Г;    (8-93)

г=1

при турбулентном режиме в случае применения закона Б л а з и т с а

0.159 ¦ (?т'"5'°’25рг -    /    %    ¦    V? е и-?    /о п/\

Pi~ Рг =-~ Р^ (2°- ~ 21) ~ Р 2) ~2 ;    (894)


0,159 ¦ ?ф-5г°.25рг

— ,us у

г=1

при квадратичном законе сопротивления

t~u

Pl—P2 = -Jfzfi--Pg(z2 — Z1)-P 2^' I1'    ^895)

i = l

Если коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности стенок газопровода (переходная область турбулентного режима), то гидравлические потери на трение можно определить по формуле (8.66).

Для тупиковых участков газопровода, в которых отсутствует транзитный расход (QT = 0), перепад давления равен: при ламинарном режиме

16(?nvpZ

1=П

l6<?nvpz    ,    1    “"!    ¦    XT«- wi    /о    nci

PiPi =    -    Pg    (-2    —-1) - «Р ~f -r P 2i Sl' 2 ;    ^    -9    ^

e=i

при критическом режиме

0,00075(?nT;3v‘ V Pi-P* =-------pgx

при турбулентном режиме в случае применения закона Блазиуса

i~n

0,0577<2n’75v°’25P^    /    n    wl    "S?    «¦ wi to no\

Pi-P2= F17oDuio- PS (Ч - 4) - ap ~ P 2i T ’    (    ^

i= 1

прп    квадратичном    законе    сопротивления

'¦Qlpi ¦

6 F°-D


P?(Z!-‘'l)-KPy-rP^i|-'    (8’")

Когда в газопроводе нет транзитного расхода, весь газ отбирается по длине, п в конце газопровода расход окажется равен нулю. Поэтому линейная скорость газа в конце газопровода (и;,) принята равной нулю.

Для газопроводов с транзитными и путевыми расходами расчетные формулы будут пметь вид:

при ламинарном режиме

PiР2 = (Qt ~ 0,oQn) -- рg (z2Zj_) —

FD

i =71

(8.100)


-Сф

2 ¦ '

1 = 1

при критическом режиме

OjOOU/ON SQl r//~i    /~»    \Ю    /    лю    /    i    I

! = 1

при    турбулентном    режиме    в случае    применения

закона Блазиуса

л-л-

+    (8'102)

i= 1

при    квадратичном    законе    сопротивления

Pl — Pi= Joщп [(<?Т — п)3 — (??] -pg х

i=n

X(22-2l)-ap^^i^p 2^4-    (8Л03)

Z=1

Все расчетные формулы для газопроводов низкого давления приведены , в виде, пригодном для использования Международной системы единиц (СИ).

283

Параметры, входящие в расчетные формулы, должны выражаться в следующих единицах измерения:

давление р................. Н/м2

объемный расход Q (Qr или    Qn)...... м3

вязкость газа и............... м^/с

плотность газа р.............. кг/м3

ускорение силы тяжести g......... м/с2

геодезические отметки газопровода z ... . м

Оценим влияние инерционного слагаемого расчетных формул на конкретном примере. Для тупикового газопровода изменение давления от уменьшения скорости газа составит

APw = ар -у" •

Пусть имеем: а = 1,1; р = 1 кг/м®; wx = 10 м/с. Тогда

Да»=i,i-1^ = 50 н /М2

или

50

Лрш= g-gj- = 0,102 «бО^ 5 мм вод. ст.

Таким образом, для принятых величин давление от проявления инерционности потока увеличивается на 5 мм вод. ст. При общем допустимом перепаде давления на рассматриваемом участке, равном 50 мм вод. ст., поправка на изменение скорости составляет 10%. Эту величину, по-видимому, следует учитывать в гидравлических расчетах.

Для оценки влияния давления столба газа в наклонных газопроводах найдем изменение давления на 1 м высоты столба газа:

Если давление столба газа определять в мм вод. ст., то будем иметь

Pg

9,81


ЛР</ =

Коэффициент 9,81 и ускорение силы тяжести численно равны между собой. Поэтому оказывается, что давление на 1 м высоты столба газа, выраженное в мм вод. ст., численно равно плотности газа.

Пусть плотность газа р = 1    кг/м3. Тогда

м2

Для разности отметок, равной 10 м, перепад давления от действия столба газа составит 10 мм вод. ст. Прп движении газа по газопроводу с подъемом

необходимо преодолеть давление столба газа. При движении газа по наклонному газопроводу появляется дополнительное давление, способствующее движению газа в газопроводе.

Гидравлический расчет разветвленных и кольцевых газораспределительных сетей

Конечная цель гидравлического расчета газораспределительных сетей низкого давления — определение диаметров отдельных участков трубопроводов.

При расчете разветвленных тупиковых сетей заданными параметрами являются длина магистрали п длины ее отдельных участков и тупиковых газопроводов, а также расходы газа по участкам (транзитные и путёвые) и расчетный перепад давления. Для проведения расчета необходимы план сети и схема распределения газа. Порядок расчета тупиковых сетей следующий.    f    ^

падов давлений вычисляют перепады давлений на каждом участке газопровода:

Дп    S.20.    Схема    тупиковой    газораспределительной

ДPt = -j- h,    сетв-

где Др — допустимый перепад давления на всей магистрали; I — длина магистрали; lt — длина данного участка газопровода.

3.    Вычисляют диаметры участков газопроводной магистрали. На схеме, приведенной на рис. 8.20, магистралью тупиковой сети является участок 15. Тупиковые участки сети — это 26, 3—7 и 48. Диаметры газопроводов могут быть определены также по таблицам или номограммам.

4.    Выбирают диаметры газопроводов по стандартам и проверяют фактический перепад давления в магистрали, исходя из принятых диаметров. При значительном отклонении фактического перепада давления от расчетного необходимо изменить диаметры некоторых участков, т. е. произвести увязку сети.

5.    Вычисляют давления в узлах разветвленной сети. На приведенной схеме (см. рис. 8.20) участками сети являются точки 2, 3 и. 4. Давление в узле 4 определяется так: ру = ръ — Др4_5. Давление в следующих узлах определяется аналогично. Давления в точках 5, 6 и 8 известны. Они устанавливаются по нормам давлений на газовые приборы и нормам перепадов давлений в газопроводах от магистрали до газовых приборов.

6.    Определяют перепады давлений в ответвлениях. Для рассматриваемой схемы — это участки 2—5, 3—7 и 4—8.

7.    Вычисляют диаметры ответвлений по известным расходам и установленным в п. 6 перепадам. Если вычисленный перепад давления превышает допустимый перепад, установленный нормами и правилами проектирования, то диаметр участка определяют по допустимому перепаду.

8.    Выбирают диаметры ответвлений по ГОСТ.

Кольцевые сети состоят из замкнутых контуров. В связи с этим распределение расходов может иметь множество вариантов. В кольцевой сети на каждом участке неизвестными являются не только диаметр, но также расход и перепад давления. Порядок расчета кольцевых сетей может быть следующий.

1.    Определяют путевые расходы по участкам кольцевой газораспределительной сети.

2.    Задаются направлением газа и выбирают кратчайшие пути движения газа от точки питания к потребителю.

3.    Определяют расчетные расходы газа по участкам сети.

4.    Рассчитывают перепады давления по участкам, исходя из заданного перепада.

5.    Вычисляют диаметры участков газопроводов и выбирают диаметры по ГОСТ.

Алгебраическая сумма перепадов давлений участков газопроводов для любого замкнутого кольца должна быть равна нулю:

2 Ар = 0,

1

где п — число участков газопроводов, составляющих замкнутое кольцо.

Расчетные перепады давления

Для городских распределительных газопроводов установлены перепады давления, превышение которых не допускается. По величинам этих перепадов и заданным расходам определяются диаметры газопроводов. Нормы перепадов установлены для того, чтобы газовые приборы, питаемые газом пз газопроводов, работали под избыточным давлением газа, незначительно отличающимся от номинального.

Приборы, расположенные блнже к началу газопровода, могут иметь большее избыточное давление по сравнению с приборами, находящпмпся ближе к конечным участкам газопровода. Чем меньше перепад давления в газопроводе, тем меньше давление у газовых приборов будет отличаться от номинального, тем больше эффективность использования газа.

Избыточное давление газа в газопроводе определяется разностью абсолютного давления газа и давления атмосферного воздуха. Давление воздуха в горизонтальном газопроводе можно считать постоянным по длине; оно не оказывает влияния на избыточное давление газа.

Давление воздуха относительно наклонного газопровода изменяется по его длине, поскольку меняются отметки газопровода. В связи с этим могут измениться и величины допустимых перепадов давления.

Перепад давления в газопроводе зависит от потерь на трение, преодоления давления столба газа, изменения скорости газа и потерь давления на местных сопротивлениях и не связан с изменением давления воздуха. Но изменение давления воздуха по длине наклонного газопровода может повлиять на допустимый задаваемый перепад давления в газопроводе.

К допустимому перепаду давления для наклонных газопроводов следует подходить несколько иначе, чем эго обычно делается. Основным условием работы газопровода низкого давления по существу является то, что избыточное давление в начале газопровода не должно сильно отличаться от избыточного давления в конце газопровода. Для горизонтальных газопроводов это тождественно утверждению, что перепад давления на рассматриваемом участке газопровода не должен превышать его допустимого значения. -

Это положение легко проверить. Пусть давление газа в начале газопровода равно pi, а в конце газопровода рг. Соответственно давление воздуха будет р и р. Избыточное давление газа: в начале газопровода

Aii = Pi Pib>

в конце газопровода

Р и2 ~ Pi Pi в-

Для горизонтального газопровода plsр. Пусть допустимая разность избыточных давлений

АрИ1 = Рт Pni.

Тогда    ¦

Ар = Pui — Pwi = Pi — Pis — Pi - Р-2в= Pi — Pi,

т. e. в газопроводе допустимое изменение избыточного давления газа тождественно совпадает по величине с его перепадом давления. Для наклонного газопровода это тождество нарушается.

Если газопровод идет на подъем, то давление воздуха в любой точке газопровода в зависимости от отметки можно выразить в виде

Рв = Р1ъ— Рз^(- — 2х).    .

Давление воздуха в конце газопровода

Piв = Pla PbS ("2    2l)    •

Поэтому допустимая разность избыточных давлений для газопровода с подъемом (^ < z2) будет равна:

АриPul Ри2 = Pi PlB Pi —Г Pib Peg (zi zl)=

— Pi Pi PbS (zi zl)-

Из последнего выражения можно определить допустимый перепад давления в наклонном газопроводе. Он будет равен:

рх — р0_ = ДраpBg(:2 — Zi).    (8.104)

Допустимое изменение избыточного давления дается в различных литературных источниках по газоснабжению как допустимый перепад давления в горизонтальных газопроводах. Пз формулы (8.104) следует, что допустимый перепад давления для наклонного газопровода (с подъемом) низкого давления может быть увеличен по сравнению с нормами на величину, равную произведению

Pngfc —-l).

Прп этом перепад давления в газопроводе определяется по формулам, приведенным ранее.

Если газопровод идет под уклон, то давление воздуха относительно газопровода будет увеличиваться по его длине. Давление в любой точке газопровода в зависимости от отметки составляет

Рв=Р1в-Ре?(-1 — z).

Давление воздуха в конце газопровода

Ргв — Pis~r PbS (zi zi)-

Допустимая разность избыточных давлений для наклонного газопровода ДРи = Ри1 ' Рп1 Pi PiB Рг ~ Pib ~г + Рвё (Zi — 2,) 1 — Рг — Рвё (Zi — z2),

откуда допустимый перепад давления в газопроводе с уклоном (при гг > z2) будет

p1 — p2-=^pa-psg{z1 г,).    (8.105)

Из выражения допустимого перепада следует, что в газопроводе с уклоном (zx > z2) табличное значение перепада следует уменьшить на величину

pBg(z1 — z2).

Физическое объяснение изменения перепадов давления в наклонных газопроводах можно дать еще следующим образом. Допустим, что давление воздуха относительно наклонного газопровода не меняется, т. е. давление воздуха постоянно по всей высоте наклонного газопровода. Тогда перепад давления в газопроводе совпадает с допустимым изменением избыточного давления.

Из этого следует, что допустимый перепад не зависит от действия столба газа, который создает дополнительное изменение перепада и избыточного давления наряду с потерями на трение, на местные сопротивления и на изменение линейной скорости газа.

В реальных условиях давление воздуха по длине газопровода, идущего на подъем, будет снижаться. Это приведет к уменьшению различия избыточных давлений в начале и в конце газопровода. Поэтому, чтобы оставить одно и то же значение разности избыточных давлений, надо увеличить перепад давления. Соответственно, если имеем газопровод, идущий под уклон, то перепад давления необходимо уменьшить.

Если не увеличивать перепад давления в газопроводе, то давление газа вдоль газопровода с подъемом будет выравниваться.

В газопроводе с подъемом можно также снижать давление в начале участка ла величину pBg (z2—zx), если не увеличивают перепад давления.

По допустимым перепадам давления и известным расходам газа можно определить диаметры газопроводов. Выбор расчетных формул будет зависеть от режима течения газа.

Определение расходов по элементам сетей

Выбранные по стандарту диаметры газопроводов обычно отличаются от расчетных значений. В связи с этим перепады давлений на участках газопроводной сети будут отличаться от заданных величин.

Для кольцевой сети может оказаться, что алгебраическая сумма перепадов давлений по замкнутому контуру не будет равна нулю. Кольцевая сеть должна удовлетворять двум условиям:

1)    в каждом узле сети алгебраическая сумма расходов газа должна быть равна нулю (поступление газа к узлу учитывается со знаком плюс, а выход газа из узла — со знаком минус);

2)    для каждого замкнутого контура алгебраическая сумма перепадов давлений на участках, составляющих контур, должна быть равна нулю.

Первое условие обычно легко выполняется. Выполнение второго условия требует проведения специальных расчетов (увязки сети).

Алгебраическая сумма перепадов давлений по контуру, имеющая некоторую величину Лрк, называется невязкой. Добиться в процессе расчета нулевой невязки весьма трудно, поэтому расчет ведется до некоторой допустимой величины невязки, определяемой точностью расчета.

Устранение невязок производится методом постепенного приближения с последовательным уменьшением невязок до заданной допустимой величины.

Увязка газовой сети состоит в проведении по замкнутым контурам, сети расходов, называемых увязочнымп, которые уменьшают невязки внутри контуров. Величина увязочного расхода зависит от величины невязки перепада давления в контуре. После проведения увязочных расходов и определения перепадов давлений в контурах приступают к следующему циклу увязки.

Обычно используются два метода увязки. По методу В. Г. Лобачева в цикл увязки включаются все кольца. В каждом кольце определяется и проводится свой увязочнып расход. Для каждого участка определяется поправка к расходу, равная алгебраической сумме увязочных расходов, примыкающих к участку с двух сторон колец.

По методу М. М. Андрияшева увязочные расходы проводятся не одновременно во всех кольцах, а последовательно в зависимости от величины и знака невязок.

Задачи технико-экономического расчета газораспределительных сетей.

Повышение пропускной способности сетей

При проектировании распределительных газопроводов обычно известно территориальное размещение величины нагрузок газопотребителей. Поэтому следует обосновывать и выбирать расположение газопроводов и их диаметры. По металло- и капиталовложениям наиболее выгодной оказывается разветвленная газовая сеть. На закольцованную сеть затрачивается больше металла. Однако кольцевание сети обеспечивает большую надежность газоснабжения.

Расчет на минимум затрат металла и капиталовложений рекомендуется производить только в пределах данной кольцевой или разветвленной сети. Выбор типа сети производится с учетом надежности.

Технико-экономический расчет содержит решения некоторых вопросов.

Экономическая эффективность газовой сети зависит от числа и расположения газораспределительных пунктов. Местоположение ГРП, определенное из условий минимума капиталовложений, смещается в сторону больших потоков газа.

Стоимость газовой сети может быть снижена путем соответствующего распределения допустимого перепада давления. Для разветвленных сетей в некоторых случаях может оказаться более выгодным допускать большую долю общего перепада на конечные участки сети.

Для симметричной кольцевой сети с расположением газораспределительного пункта в ее центре оптимальный перепад давления растет от центра сети, достигает максимума и затем снижается к конечным участкам сети.

Конечная цель технико-экономического расчета — определение диаметров всех участков газораспределительной сети.

Разработаны технико-экономические расчеты для тупиковых и кольцевых газораспределительных сетей, для сетей нпзкого, среднего и высокого давлений

В процессе эксплуатации газораспределительных сетей возможно подклю чение новых потребителей газа, не предусмотренных при проектировании сети-В результате скопления конденсата или пыли пропускная способность газопроводов может уменьшиться. Чтобы повысить пропускную способность сетей при засорении, надо очистить газопроводы от пыли и удалить конденсат.

Повышение пропускной способности газораспределительной сети может быть достигнуто путем подключения дополнительных газораспределительных пунктов, а также за счет прокладки новых газопроводов, лупингов и вставок. Увеличение пропускной способности газораспределительных сетей можно получить путем увеличения давления в газопроводе или повышения допустимого перепада. Выбор способа увеличения пропускной способности зависит от конкретных условий газовой сети.

Гидравлический расчет вертикальных домовых газопроводов

Гидравлический расчет внутренних горизонтальных газопроводов жилых и общественных зданий производится по тем же формулам, по которым рассчитываются распределительные газопроводы низкого давления. Вертикальный газопровод (стояк) следует рассматривать отдельно и перепад в нем принимать независимо от перепада в горизонтальных газопроводах.

Рис. 8.21. Схема для расчета вертикального газо


При эксплуатации внутридомовых распределительных газопроводов замечалось, что на верхних этажах газовые приборы работают лучше. Особенно это касается высоких домов, где газовые приборы находятся в различных условиях по высоте. Прп соответствующем расчете и подборе размеров труб можно создать практически одинаковые условия работы газовых приборов на всех этажах.

Выбор расчетных формул при равномерном по длине отборе газа

Пусть в вертикальный газопровод (рис. 8.21) диа-

провода с равномерным и метром D и высотой Н поступает газ с объемным расхо-

иепрерывным отбором    г    -    г

газа.    дом    Q.    1    аз    подается в вертикальный газопровод снизу.

Весь газ равномерно отбирается по высоте газопровода. Отбор газа на единицу длины газопровода

?=!-.

Для данной расчетной схемы транзитный расход в газопроводе отсутствует (<?т = 0).

Расход газа в любой точке газопровода

н

где z — переменная координата рассматриваемой точки газопровода.

Движение газа в вертикальном газопроводе описывается дифференциальным уравнением

(f)


llL-ad


-gdz-k-f ¦?=().


Поскольку абсолютное давление газа в вертикальном газопроводе изменяется незначительно, с очень малой погрешностью можно принять плотность


газа постоянной величиной (р = idem). Линейная скорость газа по высоте газопровода вследствие его отбора является переменной величиной.

Выразпм линейную скорость газа через объемный расход

тде F — площадь поперечного сеченпя газопровода. Переменная 5 изменяется от нуля до Н.

Коэффициент гидравлического сопротивления выразим в общем виде

/ — А

Rem '

Подставив выражения линейной скорости и коэффициента гидравлического сопротивления в дифференциальное уравнение, получим

dp~apd^)~pgdz^    (i--^-)2dz = 0.

Чпсло Рейнольдса выразпм через объемный расход

,    Re.i??_?4(l-^

v v F \ Я

Перепишем дифференциальное уравнение с учетом нового выражения числа Рейнольдса

dp - ар d    pg dz -    mv^(1 - if)2~mdz --- 0.    (8.106)

Проинтегрируем выражение (8.106) от рг до р2 п от 0 до Н.

Лпнейная скорость в начальной точке равна il\, а в конечной — нулю:

Г dP ~ “Р ld ("У ) “ PS \ dZ~    -    j(l-jf)2mdz = °-

УI    и    1    О    О

После пнтегрпрованпя п подстановки пределов полним

Pi - Р-2 =    + 9gH°Р ^ + АР><-    (8.107)

Формула (8.107) выражает перепад давления в вертикальном газопроводе с равномерным отбором газа по высоте для различных режимов течения газа: для ламинарного р е ж и м а = 64: т = 1)

Pi — P-i^-^yj^ + Pgn — ар-у- + Дрм;    (8.108)

для критического режима = 0,0025; т = ^

0,0015<2    3pFIx    3    . тт    j *    /о .j пси

Pi —Рг =---Ь Р?Я“ «Р “Г- + АРм!    (8.109)

4F ' *D •s    -

для    турбулентного режима в случае    применения

закона    Б л а з и у с а (А = 0,3164; тп = 0,25)

Г) 1,75л ТТ\'0,2Ъ    ...2

Pi~Pt = 0,0о77 pi?D1M + pgff-ctp-^ + Aj?M,    (8.110)

где А/>м — перепад давления от местных сопротивлений.

При малых скоростях течения газа инерционным членом можно пренебречь. Тогда получпм: для ламинарного режима

Pi-Po^-^^ + PgH -г1ры;    (8.111)

д л я к р и т и ч е с к о г о р е ж и м а

0,0015<?,/зрЯ\'-1/5гг . .

Pi —Рз =---~№Н~^Р*'    (8.112)

для турбулентного режима в случае применения закона Блазпуса

0.0577(2175рЯг°’25    1 гг    .    ,п , .

Рг-Рь =---г QgH    — Дрм.    (8.113)

Перепад давления от местных    сопротивленца    определяется по формуле

i=l

Для квадратичного закоиа сопротивления

. _    0,11    (—)0,25^ря

Рг — Р2^=Ш>--'rpgH-\pv,    (8.114)

Вывод расчетных формул при сосредоточенном отборе газа

Не всегда вертикальные домовые газопроводы можно рассматривать как газопровод с непрерывным и равномерным распределением отбора газа. Для малоэтажных зданий будет допущена погрешность в расчетах и в этом случае вертикальные газопроводы следует рассматривать как газопровод с сосредоточенным расходом газа.

Расчетная схема газопровода с сосредоточенным отбором газа представлена на рис. 8.22.

Диаметр газопровода принимаем постоянным по всей высоте. Все участки газопровода между отборами газа равны между собой. Начальный участок принимаем такой же длины, как и остальные участки. Отборы по всем этажам считаем одинаковыми. Общий расход газа составляет: Q = qn (где п — число отборов, равное числу этажей).

Определим перепады давлений по отдельным участкам вертикального газопровода:

A (gny--m\-moh .    ,

Pi Pi 0ГЪ~тГ)1-тт    ’

¦2F2-mDi-

A fqnq)*~m\mph ~    9 f2-m pi+m

+ P gfy + pgh'>


Pl-?2: р[ — Рз =


A (qn2q)2~m\'tnpk

2f2-mpi+n

A [an(n— 1) q]2~mxmph

¦ 9Ф-


Pr.-l — Pi


Просуммируем перепады по всем участкам п получим перепад на всем газопроводе:

Pi - Pi =    (12_m    -    -2~т    - 38_т ^ • ¦ • - п*~т) ~ рМ-1

вм

Учитывая потерп на местные сопротивления и проведя некоторые преобразования, из последнего выражения по- p„-z лучаем

AQ2~rrl\TnpH



( ) t-m 9 2

•If 2-m?)i-rr.n3-m V1    “

n2~m) OgH — A pit.


• • ¦ +


Pl—P2:


(8.115)


Формула получена без учета инерционности потока. pt Влияние скорости можно учесть, если вычесть пз правой частп поправку на скорость,    которая в случае сосредото-    рцС. 8.22. расчетная

тгр тйгттпг'о Атпг»т1С1 rinp тт я    схема вертикального

Ч6НЫ010 ОТООрВ. раВНа    газопровода с сосре

доточенным отбором газа.


Q--4-

2f2


A p.j, = ар


Рассмотрим частные случаи различных режимов, для которых расчетные формулы прп сосредоточенных расходах будут иметь вид: для ламинарного режима


16 QvpH n — l FD- n~


(8.116)


¦pgtf+ ApM;


Pi — iV


для критического режима 0,0025<?,;iv-Vsptf

(I’,» —27/ = -r. . . + n7/*)-f pg-#-f-Ары; (8.117)

Pi— P2=-


IF’• Юг- “я”


для турбулентного режима в случае применения закона Б л а з п v с а

0.3164 (?1,75У0,25рД’

Pi Pi'-


2/"!,75/^1,25^2,75

Перепад давления, вычисленный по формулам для сосредоточенного отбора. оказывается несколько больше перепада давления, вычисленного при равномерном распределении отбора.

С увеличением числа сосредоточенных отборов результаты расчета сближаются. При неограниченном увеличения числа отборов расчетные выражения перепадов давления совпадают. Такие же выводы можно сделать, если проанализировать расчет вертикальных газопроводов для других режимов течения газа.

Расчетные формулы для ламинарного режима при непрерывном и сосредоточенном отборах газа отличаются множителем, величина которого зависит только от числа отборов. Таким образом, выбор расчетных формул не зависит от величины отборов и расстояния между ними, а определяется только числом отборов. Этот вывод распространяется и на формулы для других режимов течения газа.

Из сравнения расчетных формул для непрерывного и сосредоточенного отборов газа следует, что при расчете по формуле для непрерывного отбора газа

получается несколько заниженный перепад давления.

рис. 8.23. Погрешность прп расчете перепада давления на трение в вертикальном распределительном газопроводе для непрерывного отбора газа. I — для квадратичного закона трения; 2 — для ламинарного режима.


Установим область применения расчетных формул. Ясно, что формулы для сосредоточенного отбора газа применимы в любом случае. Для этого надо суммировать числовой ряд с элементами в дробной степени.

При расчете перепада давления в газопроводе по формулам для непрерывного отбора газа по высоте вертикального газопровода будет получаться некоторая погрешность.

Относительную погрешность определим как разность перепадов от преодоления гидравлического сопротивления, вычисленных по формулам для сосредоточенного и равномерного распределенного отбора газа, отнесенную к величине перепада давления только от трения, определенного по формуле для сосредоточенных отборов газа:

6Р = 1 —

(8.119)

где бр — относительная погрешность; т. — характеристика режима течения газа; п — число этажей.

Для ламинарного режима = 1) выражение относительной погрешности упрощается:

(8.120)

га — 1

0) трения (8.121)


Для турбулентного режима в зоне квадратичного закона относительная погрешность

2га2

1

(га —1) (2га —1)

По формулам (8.120) и (8.121) вычислена относительная погрешность в зависимости от числа этажей дома. Данные расчета использованы для построения графиков на рпс. 8.23. Кривые построены для двух крайних случаев: ламинарного режима и турбулентного режима для квадратичного закона трения.

Можно ожидать, что еслп построить кривые для других режимов, то они пройдут между линиями 1 и 2.

По числу этажей можно определить погрешность расчета потери давления на тренпе. а по заданной величине относительной погрешности — установить число этажей, прп котором допускается производить расчет по формулам для непрерывного отбора газа.

Аналитическое выражение относительной погрешности показывает, что с увеличением числа этажей погрешность убывает. Это следует и из приведенных графиков. Особенно велика погрешность прп малом числе этажей.

Погрешность расчета в данном случае относилась к перепаду давления от гидравлического сопротивления (тренпя). Еслп отнести погрешность к общему перепаду гр.2) с учетом разностп отметок и местных сопротивлений, то относптельная погрешность будет пметь меныпие величины.

Физическое объяснение работы распределительных вертикальных домовых газопроводов

Работа распределительных вертикальных газопроводов состоит из двух этапов. Во-первых, это транспорт газа от нижнего конца газопровода к верхнему, п, во-вторых, это распределение газа по этажам.

Двпженпе газа внутри газопровода определяется только параметрами газа и характеристикой газопровода и не зависит от состояния окружающей среды. Перепад давления в газопроводе определяется потерями на трение по длине, местными сопротивлениями (напрпмер. отводы по этажам) и перепадом давления на преодоление столба газа.

Характеризуя состояние газа в газопроводе, следует пользоваться абсолютными давлениями. Использование избыточного давления для этой цели может привести к значительной путанице и неправильным выводам.

Из приведенных расчетных формул для вертикального газопровода следует, что давление газа в нижней точке всегда больше, чем в верхней. Физически это значит, что для подачи газа с нижнего этажа на верхний необходимо затратить энергию, которая идет на покрытие гидравлических сопротивлений по длине, местных сопротивлений и подъем газа. В связп с этим перепад давления зависит только от этих факторов. Таким образом, перепад давления в вертикальном газопроводе никак не связан с состоянием окружающей среды (с воздухом). Перепад давления нельзя определить.еслп давление в начале и в конце вертикального газопровода выражать как избыточное.

Истеченпе газа в газовых приборах будет зависеть от разности давлений газа в газопроводе и воздуха вне газопровода. Давление газа так же, как и давленпе воздуха, меняется с изменением высоты. Поэтому перепад давления должен зависеть от координаты рассматриваемой точки по высоте газопровода, т. е. от этажа дома.

Плотность воздуха значительно больше плотности природного газа. По высоте газопровода статическое давление воздуха уменьшается быстрее, чем статическое давление газа. В связи с этим возможны случаи, когда избыточное давленпе газа на верхних этажах может оказаться больше, чем на нижних. Это явление часто наблюдается прп эксплуатации домовых газопроводов.

Обоснование расчетного перепада давления

Расчетный перепад давления в вертикальном домовом газопроводе можно обосновать пз физических соображений. Давленпе воздуха гак же, как и давление газа, изменяется по высоте газопровода. Наплучшпм условием для

работы газовых приборов на всех этажах будет такое, прн котором избыточные давления газа будут одинаковы.

Величину избыточного давления Ар на всех этажах можно легко обеспечить одинаковой, если скорость изменения давления газа в газопроводе будет равна скорости изменения давления воздуха. Это эквивалентно условию, при котором перепад давления газа в газопроводе равен изменению статического давления воздуха по высоте газопровода.

На рис. 8.24 представлен график изменения давления газа и воздуха по высоте газопровода. Сплошными линиями показано изменение давлении, когда избыточное давление газа увеличивается по высоте. Если давление газа будет изменяться по высоте газопровода так, как это указано пунктирной

линией, то избыточное давление будет оставаться постоянным.

999Z    /0000    р, мм Вод. ст.


Исходя пз приведенных соображений, расчетный перепад давления в вертикальном газопроводе следует принимать равным

Рх —Рг — 9ьёН,

где рг и р2 — абсолютное давление газа в нижней и в верхней точках газопровода; рв — плотность воздуха; g — ускорение силы тяжести; Н — высота газопровода.

Принятый перепад давления не следует включать в установленные нормы допустимого перепада в домовых газо-

Рис. 8.24. Изменение давления газа в верти- проводах. Величина ЭТОГО перепада ПО-кальном газопроводе.

I - атмосферное давление; 2 - давление га- ЯВЛЯвТСЯ дополнительно ТОЛЬКО В резуль- -за; зизбыточное давление.    тате изменения давления воздуха. Весь

перепад давления, допускаемый на домовую разводку, следует распределять на всю разводку, исключая вертикальный газопровод.

Если предположить, что на всех этажах установлено одинаковое число газовых приборов с одной и топ же нагрузкой, то расчетный перепад для этажей будет одинаковым. Обозначим его через Арэ.

Давление газа в любой точке вертикального газопровода

'    '    '    '    Pz    = Px — pBgz,

Тде Pi — давление газа в начале вертикального газопровода.

Учитывая перепад давления на трубопроводной разволке газа, найдем его давление в конце газопровода на каждом этаже:

Рэ = Рг — ^Рэ = Р1 — Рз?2 — Дрэ.    ¦!

Избыточное давление в конце горизонтальной разводки на каждом этаже

Ря.э = РэРц—Рх PbSz Ар $ (Pib' PBgz) = Рх Рхв Арэ.

Из последнего выражения следует, что избыточное давление газа на каждом этаже определяется только постоянными величинами: давлением газа и воздуха в начале газопровода и допустимым перепадом давления на каждом этаже. Таким образом, если принимать перепад давления в вертикальном газопроводе

равным изменению давления воздуха по высоте газопровода, то этим будет обеспечено одинаковое избыточное давление в газопроводах на всех этажах,, что в свою очередь обеспечит равномерную работу всех газовых приборов.

Перепад давления, равный изменению давления воздуха по высоте газопровода, можно принимать прп использовании природного газа, плотность которого значительно меньше плотности воздуха. При одинаковой плотности газа и воздуха допустимый перепад давления в вертикальном газопроводе следует-принимать большим по сравнению с изменением давления воздуха на той же-высоте газопровода.

Разность между перепадом давления газа в вертикальном газопроводе и изменением давления воздуха следует включать в общую норму перепада давления на домовую разводку. Этот случай возможен при снабжении потребителей сжиженным газом.

Определение диаметра вертикального домового газопровода

Перепад давления в вертикальном ломовом газопроводе при равномерном отборе газа определяется по формуле (8.107). Как было установлено вышег расчетный перепал давления следует принимать равным изменению давления воздуха на этой высоте. Учитывая это. получпм

Pi — Pi = P,gH

А

Qt-mxmpH


f p gH + Ap„‘


Влиянием изменения скорости в последнем выражении пренебрегаем’» Диаметр газопровода определится из последнего условия:

1


A


(8.122),


D =


2 (3 —m)


[Eg (pB — p)~ Aj3„]


Q2-mxmpff


В случае сосредоточенных отборов газа диаметр вертикального газопровода будет равен

1

(8.123>



ft \ 2-m


2 -7- Г [(Рв-Р)shn


Akq2~mxmp (i2-mjr22~mjr .


p) ghn — &pu]


где q — расход газа в сосредоточенных отборах по этажам; п — число этажей; рв — плотность воздуха; р — плотность газа; Q — расход газа в начальной, точке вертикального газопровода.

По формулам (8.122) и (8.123) можно определить диаметры вертикальных газоироводов для различных гидравлических режимов при равномерных ила: сосредоточенных отборах газа.

Гидравлический расчет домовых газопроводов, когда плотность газа больше плотности воздуха

В принципе гидравлический расчет газопроводов одинаков для газов любое плотности. Все расчеты ведутся по одним и тем же формулам. Однако при раз--личных соотношениях плотностей газа и воздуха гидравлический расчет вертикальных домовых газопроводов будет производиться по различным допустимым перепадам давления.

Если плотность газа меньше плотности воздуха, что возможно прп использовании природного газа, то допустимый перепад можно принимать равным изменению давления воздуха (pBg!f). Эта величина перепада не связывается с нормой допустимого перепада в домовых газопроводах.

Использование сжиженных газов или смеси паров сжиженных газов с воздухом накладывает свои особенности на выбор допустимого перепада давления. В этом случае плотность газа больше плотности воздуха. В связи с этим перепад давления в вертикальном газопроводе всегда оказывается больше изменения давления газа. С этим фактором связаны два обстоятельства. Во-первых, при плотности газа, большей плотности воздуха, и направлении движения газа снизу невозможно добиться одинакового избыточного давления газа на всех этажах. Во-вторых, величину допустимого перепада давления следует включать в общую норму перепада давления на домовую разводку.

Практически одинаковое давление на всех этажах прп плотности газа, большей плотности воздуха, можно обеспечить путем направления газа в вертикальном газопроводе сверху вниз. Статическое давление газа от верхней точки газопровода будет нарастать быстрее, чем статическое давление воздуха.

Давление газа в нижней точке газопровода

Р°=Р1 + РёН,

соответственно давление воздуха

Р%Ъ Pl3 ~ PvgH,

где р1 и рг — давление газа в верхней п нижней точках газопровода; р и р — давление воздуха на уровне верхней и нижней точек газопровода.

Отсюда следует, что давление газа по сравнению с давлением воздуха больше на величину

Ар = gU (р — рр).

Это дополнительное приращение давления газа можно компенсировать потерями на трение соответствующим подбором диаметра вертикального газопровода. При этом условии будет обеспечено одинаковое избыточное давление газа на всех этажах.

Примеры расчета вертикальных домовых газопроводов

Пример 8.7. Обоснователь выбор расчетной формулы для гидравлического расчета вертикального газопровода для девятпэтажного дома. Прп движении газа наблюдается ламинарный режим течения. Допустимая погрешность расчета перепада давления от трения не должна превышать 10%.

Решение. Из формулы (8.120)

определяем число этажей, прп котором можно производить расчет по формулам для непрерывного отбора с погрешностью определения потерь на трение до 10% ,

» = -зг- — 1= -^т —1 = 10 —1 = 9. о р    0,1

Таким образом, по формулам лля непрерывного отбора газа, по которым рассчитывается вертикальный газопровод для девятпэтажного дома, допускается относительная ошибка, равная 0,1 (10°о). Для более точного расчета необходимо применять формулы для сосредоточенного отбора газа.

Пример 8.8. Определить расчетный перепад давления в вертикальном газопроводе девятиэтажного дома (// = 27 м). По газопроводу подается природный газ плотностью 0.7 кг/м3.

Решение. Поскольку плотность воздуха больше плотности газа, то-перепад давления следует принять равным изменению давления воздуха, т. е.-

Ар = P~gH — 1.29-9.81 • 27 = 342 Н/м2 = -^- = 35 мм вод. ст.

У »о 1

Пример 8.9. Определить перепад давления в вертикальном газопроводе (без учета потерь на местные сопротивления) пятиэтажного дома. Высота этажа. h — 3 м. Плотность газа р = 0.7 кг/м3.

Решение. Общая высота газопровода составляет

Н = hn = 3¦ 5 — 15 м.

Поскольку плотность газа меньше плотности воздуха, расчетный перепад давления в вертикальном газопроводе можно принять равным изменению давления воздуха:

т    1.29-9,81-15    , п ,

8^1-^- = ^-=-?81-= 19.4 мм вод. ст.

Таким образом, перепад давления только в вертикальном газопроводе можно принять равным 19 мм вод. ст.

§ 6. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦПП II ИХ ОБОРУДОВАНИЕ

В конце магистрального газопровода пли на отводе от магистрального газопровода в любой точке для подачи газа в газораспределительную сеть города, населенного пункта или промышленного предприятия сооружается газораспределительная станция.

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для выполнения следующих операций:

1)    приема газа из магистрального газопровода;

2)    очистки газа от механических примесей:

3)    снижения давления до заданной величииы:

4)    автоматического поддержания давления на заданном уровне;

5)    распределения газа по потребителям:

6)    измерения количества газа.

Кроме того, на ГРС может осуществляться одоризация газа.

Для обеспечения надежной п бесперебойной работы оборудования и приборов ГРС. а также газовых приборов потребителей газ, поступающий из магистрального газопровода, проходит через пылеуловители и фильтры, очищаясь от пыли, песка, влаги и пр.

На ГРС предусматривается защита трубопроводов от недопустимых повышений давления. С целью отключения участков газопровода, отдельных узлов ГРС и полностью ГРС устанавливаются запорные устройства — задвижки и краны.

На выходе газораспределительной станции, а также между ступенями реду-цирования имеются пружинные предохранительные клапаны, которые отрегулированы на срабатывание прп соответствующем давлении.

На газопроводах, рассчитанных на давление газа от 0.5 до 2,8 кгс/см3, устанавливают специальные пружинные клапаны типа СППК1, а на газопроводах, рассчитанных на давление газа до 16 кгс/см2. — клапаны типа ППК2.

Устройство клапана СППШ представлено на рпс. 8.25. Настройка клапана на необходимое давление осуществляется с помощью пружины. Выход газа яз газопровода в случае срабатывания клапана происходит через специальные

газопроводы (свечи), которые выводятся за пределы здания и не менее чем на 2 м выше крыши здания.

Рис. 8.25. Специальный предохранительный клагган СПЛШ. 1 — корпус клапана; 2 — клапан; 3 — шток; 4 — пружина;

5    — втулка для регулирования;

6    — выходной патрубок; 7 — -седло клапана; 8 — входной

патрубок.


Два раза в год клапаны проверяют на срабатывание путем искусственного повышения давления газа.

Для учета количества газа на выходе газораспределительной станцип служат измерительные устройства. Напболее широкое распространение на ГРС получили поплавковые дифманометры-расхо-домеры с ртутным заполнением ДП-430. Используются также мембранные дифманометры типа ДМ и ДМПК-100. Дифманометры работают вместе с сужающим устройством (диафрагмой).

Количество газа при давлении до 1 кгс/см2

объемном расходе до 1000 м3/ч можно измерять с помощью объемных счетчиков тппа PC.

Регулирование давления газа

Для поддержания давления на заданном уровне на ГРС устанавливаются автоматические регуляторы. По способу действия они делятся на регуляторы прямого и непрямого действия.

Регуляторы состоят из регулирующего клапана, чувствительного п управляющего элементов.

На ГРС шпроко применяются пневматические изодромные регуляторы 04-МСТМ-410 и пропорциональные регуляторы типа РД в комплекте с мембранными регулирующими клапанами.

Регуляторы тппа РД просты по конструкции, надежны в работе, устойчивы против внутреннего обмерзания и засорения сопла. Пропорциональный закон регулирования в приборе достигается за счет пропорционального перемещения заслонки относительно сопла.

Схема регулятора представлена на рис. 8.26. Работа регулятора основана на использовании деформации одновитковой пружины, которая при раскручивании воздействует на пневматическую систему. Манометрическая пружина 3 является чувствительным элементом измерительного устройства. В регуляторе имеется также механизм ручного задатчпка 4 п механизм пневматического преобразования. Работа регулятора протекает следующим образом. Увеличение или уменьшение регулируемого давления вызывает перемещенпе вправо пли влево свободного конца манометрической пружины, чго приводит к перемещению заслонки 5 относительно сопла 6. Прп этом заслонка поворачивается вокруг передвижной осп 7 н прижимается к соплу прп помощи пружины. К соплу 6 подводится сухой очищенный воздух плп газ с давлением 1,2—

1,4 кгс/см2 после редуктора (редуктор н фильтр поставляются комплектно с регулятором). Расход воздуха (газа) на один регулятор составляет примерно 0,5—0,7 м3/ч). Давление воздуха (газа), поступающего к регулирующему клапану. увеличивается прп закрытии заслонкп и уменьшается прп открытии ее. Задатчиком 4 устанавливается то давление, которое должен поддерживать регулятор.

Дпапазон регулирования (пропорциональности) устанавливается путем

8. на которой также закрепляется

Рпс.

S.27. Стальной регулирующий клапан с мембранным приводом.


пзменения положения осп у в прорезн платы сопло. Прп перемещении оси вверх чувствительность регулятора повышается, прп движении оси вниз — чувствительность уменьшается (предел пропорциональности увеличивается). Для регуляторов типа РД предел пропорциональности составляет 3—5?о. Давление воздуха (газа) перед соплом и выходное давление контролируются двумя манометрами. Поскольку регулятор выпускается бесшкальным. то для удобства его настройки на ГРС обычно устанавливают вблизи регу-


S.26. Пневматический

регулятор давления тппа РД. 1 — дроссель; 2 — подвижный упор; з — манометрическая пружина; 4 — задатчик; о — заслонка; 6 — сопло; 7 — ось; 8 — плата.


Рпе


лятора манометр, по которому контролируют величину регулируемого давления. Регулятор может быть построен как на прямое, так и на обратное действие. На рпс. 8.26 изображена принципиальная схема регулятора, работающего на режиме прямого действия (повышение давления газа вызывает увеличение давления после регулятора). Перестройка регулятора достигается за счет перестановки на правую сторону сопла, передвижной оси и пружины. В этом случае увеличение давления газа до регулятора вызовет уменьшение давления после регулятора.

На ГРС регулятор устанавливают в помещениях с положительной температурой. При наличии хорошо осушенного газа можно устанавливать регуляторы при отрицательной температуре окружающей среды.

¦НШНкйа

В качестве исполнительных механизмов в комплекте пневматических регуляторов на ГРС применяют регулирующие клапаны с мембранным приводом (рис. 8.27). При изменении сечения проходного отверстия клапана изменяются величина гидравлического сопротивления и давление на выходе клапана. Перестановка клапана из одного положения в другое достигается за счет-действия командного газа на мембрану. При увеличении давления газа, действующего на мембрану сверху, пружина мембранного привода сжимается, и шток регулирующего клапана опускается. При уменьшении давления газа шток регулирующего клапана поднимается. Полное перемещение штока регулирующего клапана из одного крайнего положения в другое происходит прп изменении давления в надмембранном пространстве от 0,15 до 0,95 кгс/см^ с отклонением ±0,05 кгс/сма. Регулирующие клапаны изготовляют двух типов: ВО — воздух открывает, при подаче воздуха в мембранно-исполнительный механизм (МИМ) регулирующий клапан открывается: ВЗ — воздух закрывает, при подаче командного воздуха в МИМ регулирующий клапан закрывается. На ГРС применяют регулирующие клапаны типа К, 25с48нж н 25с50нж, а также клапаны типа ПРК и УКС, используемые в основном в схемах автоматического управления ГРС.

Мембранный привод регулирующего клапана состоит из верхней 11 и нижней 12 крышек, между которыми плотно зажимается болтами резиновая мембрана. Под мембраной расположен металлический диск 10. связанный со штоком 8 и прижимаемый к мембране при помощи пружины 9. Регулировка натяжения пружины производится при помощи втулки 7, ввернутой в корпус исполнительного механизма. Усилие от резьбовой втулки на регулировочную пружину 9 передается через подшипник 14 и опорное кольцо 13. Шток привода и шток регулирующего клапана соединены между собой резьбовой втулкой 5. Корпус исполнительного механизма крепится к верхней крышке 20 корпуса регулирующего клапана посредством болтов 4. Верхняя 20 и нижняя 22 крышки регулирующего клапана крепятся к корпусу 1 болтами 23 и 3. В верхней крышке имеется сальниковое устройство, состоящее из грундбуксы 16. втулки 18, накидной гайки 15 и сальника 17. Сальниковое устройство обеспечивает герметичность регулирующего клапана и снижает трение при перемещении штока. Внутрь сальника при помощи лубрикатора 19 периодически подается смазка для предупреждения высыхания сальниковой набивки. В нижней крышке 22 имеется сливное отверстие с пробкой 24. Для наблюдения за положением клапана на штоке укреплен указатель 6. В корпусе регулирующего клапана установлены седла 2 и золотники 21.

Регулирующие клапаны выбирают в зависимости от давления и расхода газа. При расчете производительности клапанов определяется коэффициент производительности С при полном открытии клапана.

Для определения коэффициента С необходимо иметь следующие данные:

1)    максимальную и минимальную часовую производительность;

2)    плотность газа прп стандартных условиях;

3)    давления перед клапаном и после него.

Коэффициент С вычисляется по формулам:

С =

(при р.2 > 0,5/^);


Q



Парка клапана

.V еловнып диаметр, мм

К

ПРК

УКС-64

2ос48нж и 2 5с5 0нж

6

0,3

0,10; 0,16; 0.25

9

-

0,7

15

5

0,40; 0,64; 1,00

20

8

25

14

1,60; 2,50

3,5; 6.5; 10,5

40

32

50

50

26; 40

80

100; 80

87; 100

100

210

160

125

250

150

425

360

200

640

где р± п р,давления до клапана и после него в кгс/см2; Q максимальный объемный расход газа прп нормальных условиях в м3/ч; р — плотность газа прп стандартных условиях (t = 2O' С п р = 760 мм рт. ст.): Z — коэффициент сжимаемости; t — температура газа перед клапаном в :С.

По вычисленному коэффициенту производительности С для максимального расхода по табл. 8.5 находится ближайший условный диаметр выбранного типа регулирующего клапана.

Если регулирующий клапан должен работать в условиях значительного изменения расходов, то коэффициент С вычисляется также для минимальной нагрузки.

Применяемые на ГРС регуляторы типа 04-МСТМ-410 и РД в комплекте с мембранным регулирующим клапаном не обеспечивают необходимой надежности работы. Регуляторы не приспособлены к длительной работе без частых осмотров п подстроек.

Основные недостатки мембранных регулирующих клапанов:

1)    неустойчивая работа прп болыппх перепадах давления;

2)    недостаточная герметичность перекрытия проходного сечения при закрытом состоянии клапана:

3)    малая динамическая устойчивость и подверженность вибрациям, которые приводят к поломкам подвижных частей клапана;

4)    высокий уровень шума, превышающий допустимую норму.

В институте ВНИИГаз разработаны регуляторы прямого действия типа РД. Регуляторы пригодны для одноступенчатого редуцирования с подогревом газа в теплообменниках.

Устройство регулятора представлено на рис. 8.28. Регулятор состоит из двух основных частей: дроссельного устройства (регулирующего клапана) и мембранного привода. Мембранный привод состоит из резиновой мембраны 5 с двумя дисками 7. Мембрана жестко соединена штоком 3 с клапаном 9. Мембрана разделяет мембранный прпвод на две камеры — надмембранную и под-мембранную. В надмембранную камеру подводится газ с постоянным заданным давлением, подмембранная камера сообщена с трубопроводом выходной стороны регулятора. Газ отбирается из трубопровода со стороны высокого давления, которое снижается при помощи спецпального редуктора до заданной величины.

Дроссельное устройство регулятора, разгруженное высокпм давлением, состоит из корпуса 1, седла 8 п клапана 9. Последний снабжен резиновым уплотнителем, обеспечивающим герметичное перекрытие проходного сечения клапана в случае прекращения расхода газа прп работе регулятора. В дроссельном устройстве газ проходит через кольцевой зазор, образующийся между седлом 8 и клапаном 9. Корпус мембранного привода 4 и нижняя крышка регулятора крепятся к корпусу

1 при помощи шпилек с гайками.

Процесс регулирования давления протекает следующим образом. При повышении или понижении регулируемого давления нарушается равновесие сил на мембране, которая будет перемещаться, изменяя положение клапана до тех пор. пока не наступит равновесие сил, действующих на мембрану снизу и сверху. Таким образом, в зависимости от положения клапана будет изменяться количество протекающего через регулятор газа, благодаря чему и поддерживается заданное давленпе на выходе. Чтобы получить на выходе регулятора новое давление, необходимо установить соответствующее постоянное давление в надмембранной камере (камере задания).

Рис. 8.28. Регулятор давления прямого действия типа РД.

1 — корпус регулятора; 2 — втулка; 3 — шток; 4 — корпус мембранного привода; 5 — мембрана; 6 — крышка привода; 7 — диск; S — седло; 9 — клапан; 10 — уплотнитель; 11 — крышка корпуса регулятора.


Основные технические данные регуляторов типа РД приведены в табл. 8.6.

Регуляторы типа РД монтируются мембранным приводом вверх (рис. 8.29) между двумя отключающими кранами или задвижками 1. Расстояние между регулятором и входным краном должно быть не менее пяти диаметров, а между регулятором и выходным краном — не менее десяти диаметров трубы.


Давление задания регулятора 6 поддерживается редуктором 3. Газ к редуктору подводится от входного трубопровода, давленпе после редуктора контролируется манометром 4, который установлен на крышке мембранного привода. Выходное

Параметры

Марка регулятора

РД-50

РД-80

РД-100

Условный диаметр, мм ......

50

80

100

Давление, кгс/см2:

условное ...........

64

64

64

рабочее ............

55

55

55

Пропускная способность регулятора

(при рвх = 50 кгс/см^). м3/ч . . .

28 ООО

76 000

100 000

Допустимая неравномерность регу

лятора, кгс/см2 .........

0,3

0,3

0,3

Диапазон настройки выходного давления. кгс'см2 .........

1,5—20

1,5—20

1,5-20

давление после регулятора контролируется манометром 5, установленным на импульсном трубопроводе. Газ поступает в редуктор, предварительно пройдя осушитель 2. Регулятор тппа РД работает бесперебойно в течение 3—6 месяцев без наблюдения и ухода.

Регулятор РДО-1, конструкция которого разработана СКВ Газприбор-автоматика. предназначен для автоматического регулирования давления газа и автоматической отсечкп газа на входе в регулятор в случае повышения регулируемого давления сверх допустимого.

В схемах двухступенчатого редуцирования при малых колебаниях расхода на ГРС устанавливаются постоянные дроссели. На второй ступени редуцирования могут быть установлены дроссельные камеры, конструкции которых разработал ВНИИГаз. Дроссельные камеры облегчают работу регулирующих клапанов первой ступени и значительно снижают уровень шума на ГРС.

Температурный режим газораспределительных станций

Газораспределительные станции, как известно, предназначены для приема газа высокого давления пз магистральных газопроводов, снижения и поддержания давления на заданном уровне.

Снижение давления газа на ГРС приводит к значительному охлаждению газа, особенно при больших перепадах давления.

Охлаждение газа является причиной образования гидратов и обмерзания регулирующих клапанов, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов н трубопроводов. Гпдратообразование и обмерзание коммуникаций значительно усложняют условия эксплуатации ГРС, приводят к перебоям в снабжении газом потребителей, нарушают нормальную работу контрольноизмерительных приборов и исключают возможность полной их автоматизации.

Прп проектировании: и эксплуатации ГРС для выявления условий гидрато-образованпя и обмерзания оборудования необходимо знать температуру газа после регулирующего клапана. Рассмотрим изменение температуры газа при дросселировании его на регулирующем клапане.

На основании первого начала термодинамики имеем: где 5 q* — количество тепла внешнего теплообмена (8^* —¦ 0 пренебрегаем вследствие малости поверхности теплообмена), 8^** — количество тепла внутреннего теплообмена; di — изменение энтальпии газа

di = CpdtCpDidp;

Ср — теплоемкость газа прп постоянном давленпп: Dt — коэффициент Джоуля — Томсона; v — удельный объем газа: р — давленпе газа; t — температура газа.

Удельная потенциальная работа vdp пдет на повышение кпнетпческой энергии газа и на преодоленпе сил тренпя в регулирующем клапане.

Если считать, что работа, переданная телам внешней системы и затраченная на изменение положения газа по высоте, равна кулю, будем пметь:

vdp — d {^~) “Ь 8Z**,

где iv — линейная скорость газа; 6/-** — работа, затраченная на преодоленпе сил трения.

Имеем условие:

&q** = 61**.

После преобразования уравнения первого начала с учетом приведенных соотношений получим

Cpdt — CpD;dpd = О-

Теплоемкость газа и коэффициент Джоуля — Томсона завпсят от давления и температуры.

Для упрощения решенпя задачп этп величины примем постоянными п равными средним значениям для рассматриваемого процесса.

Как следует из дифференциального уравнения, температура газа зависит от перепада давления, коэффициента Джоуля — Томсона п изменения линейной скорости газа.

Изменение температуры на элементарном участке процесса

dt = Dtdp —d ( ~ ^ .

После интегрирования от состояния t1p1 и wx до состояния t2, р, п w\ получим температуру газа после регулирующего клапана:

ti^t1-Di{p1~p,) — -~-    ,    (8.125)

При малых изменениях лпнейной скорости газа влиянием скорости по сравнению с эффектом дросселирования можно пренебречь:

t2^t1~Di(p1 — p2).    (8.126)

Рассмотрим конкретный прпмер. Определить температуру газа (метана) на выходе из газораспределительной станции, если температура газа до регулирующего клапана была tt = 0г С. абсолютное давленпе рг 4-10е Н/м2. абсолютное давление после клапана р2 = 10е Н/м2, линейная скорость газа до клапана ю1 = 30 м/с.

Для метана средняя величина теплоемкости прп постоянном давлении может быть принята равной С„ = 2300 Дж/(кг ¦ :С), Коэффициент Джоуля — Томсона Dt = 4-10“ б: С;(Н/м2).

Если дпаметры трубопроводов до п после регулирующего клапана равны между собой, то можно считать, что скорость газа после клапана приближенно равна:

из, = w\ — = 30 4 А- =120 м/с.

= 0- 4 • 10-6(4.0- 1.0) 106--2f-3u-    -14.9 СС.

' •    '    2    ¦23UU

Из приведенного расчета следует, что температура газа в рассмотренном случае снижается главным образом под влиянием эффекта Джоуля — Томсона.

Технологические схемы и компоновка ГРС

Газораспределительные станпип могут быть рассчитаны для снабжения одного или нескольких потребителей. Сооружаются они в настоящее время как по типовым проектам Гппрогаза (TP-S84. ТР-885 и ТР-886), так п по индивидуальным проектам.

Типовой проект TP-8S4 представляет собой проект автоматизированной ГРС с надомным обслуживанием производительностью до 100 000 и до 170 000 м3/ч (прп давлении газа на входе Юкгс’см2) соответственно с одним и с двумя потребителями. Проект содержит набор отдельных узлов ГРС, из которых можно скомпоновать ГРС производительностью 20 000—200 000 м3/ч и более прп входных давлениях осушенного газа 8—64 кгс/сы2. Для неосушен-ного газа по этому проекту можно сооружать ГРС прп давлениях газа на входе до 20 кгс/см2. Прп давлениях на входе свыше 20 кгс/см2 и производительности более 50 000 м3/ч такие ГРС могут применяться только с дополнительным подогревом регулирующих клапанов. По типовому проекту ТР-884 можно строить большое число ГРС как с одним, так и с двумя потребителями и с различной компоновкой технологического оборудования.

Схема ГРС на двух потребителей, выполненная по типовому проекту ТР-884, представлена на рпс. 8.30. Работа газораспределительной станции по данной схеме сводится к следующему. Газ пз входного газопровода поступает в узел отключающих устройств и направляется на очистку в масляные пылеуловители пли виспиновые фильтры. После очистки газ поступает в узел редуцирования одного и другого потребителей, где происходит снижение давления до заданных величин и автоматическое поддержание давления на этом уровне. Затем газ направляется в выходные газопроводы потребителей, на каждом пз которых производится измерение расхода газа и его одоризация.

Технологической схемой предусматривается возможность непродолжительного снабжения газом потребителей по байпасным линиям, минуя ГРС. Эта вынужденная мера вызывается авариями на ГРС. пли ремонтными работами. Дросселирование газа при этом осуществляется прп помощи кранов вручную.

Для защиты потребителей от недопустимого повышения давления на выходных газопроводах ГРС установлены пружинные клапаны.

Проект ТР-885 представляет собой автоматизированные ГРС с надомным обслуживанием с подогревом газа производительностью до 50 000 м3 (при


My ША

ИслпНные иНита'пптя, ш: /цт/угмтп -

QD

а

-ен!ъ

в

—<3—

г!

а

0

г

Рис. 8.30. Типовая схема ГРС на два потребителя по ТР-884. а. —узел дистанционного управления краном; б — гидр опристаока; <? — газовый фильтр; г — приборные фильтр и редуктор; 0 — переходник;

1 — манометр, показы-пающий ОВМГИ-ЮО; 2, 3,4, — манометры, показывающие ОВМ-ЮО;,5 — И-обраоный манометр Ш*-620; «, 7—манометры олектрокоптактпые ЭКМ; 8, 9 — термометры технические ртутные; 10, II—диафрагмы камерные Д1Ш-2Г>; joa, !0ба, и6— дифманометры ш>-илаикопые Д1М.‘Ш; 12, 1,1регуляторы давления 1’Д или MClTM-ilO и комплекте с фильтрами

I Ч^Н [ ffdop


оизицияI 18 {D~—


и редукторами; /га, jgdt 12в, J.Sa 7.3е, ’l;i° — клапаны, регулирующие НО тика К у О4 пгс/см2); 14 — редуктор кислородный; 15 — регулятор низкого дачления (>Д-^2 или РД-ИО; 1(> — разделительный сосуд; 17 — разделительный сосуд с автомати ч ее ним    манор -

ным клапаном; 18, 19, 20 - - изолирующие фланцы. 1’а('.лоло)кение кончен u v I, no-и «мерительных приборок па схеме: f — ч помещении регулировании и на месте отбора показаний; II — в помещении расходомеров; III — на щите сигнализации ГРС; IV — на щитах и в помещении операторов.

давлении газа на входе 10 кгс/см2). Такие ГРС можно применять при поступлении неосзгшенного газа с давлением более 20 кгс/см2. Для борьбы с гидрато-образованием предусмотрен подогрев газа в теплообменниках. На этой ГРС (рис. 8.31) газ после очистки проходит через теплообменник специальной конструкции и затем направляется на узел редуцирования.

На рис. 8.32 показана схема ГРС по типовому проекту ТР-886.

г


Газораспределительные станции размещаются вне черты перспективной застройки города, населенного пункта пли промышленного предприятия. Расстояние от ГРС до населенного пункта должно быть не менее 300 м (при давлении 25 кгс/см2).

Рис. 8.31. Типовая схема с подогревом газа по ТР-885.

Условные обозначения см. на рис. 8.30.

Регуляторы давления и контрольно-измерительные приборы размещаются в помещениях, остальное оборудование — на открытых площадках.

При редуцировании газа по одной нитке газопровода предусматривается вторая резервная. При редуцировании газа по двум ннткам газопровода предусматривается третья резервная.

При редуцировании всего количества газа регулирующими клапанами по нескольким ниткам газопровода резервной нитки не предусматривается. Максимальная производительность одной нитки газопровода должна быть не более '90% от величины минимального потребления. Число ниток газопровода определяется делением максимального расхода ГРС на производительность одной витки. При редуцировании в две ступени расстояние между клапанами принимается не менее 10 диаметров большого клапана.

Диаметр трубопровода между клапанами выбирается из условия, что линейная скорость газа не должна превышать 30 м/с при максимальном его расходе.

На входе и выходе регулирующих ниток газопровода устанавливается запорная арматура.

309

При установке очистных устройств вне помещения площадка ГРС ограждается забором высотой не нпже 2 м. Вытяжная свеча устанавливается вне площадки на расстоянии 10 м от узла отключающих устройств.

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.

Рис. 6*32. Типовая схема ГРС по TP-SS6. Условные обозначения см. на рпс. ь.ЗО.

Узел отключающих устройств должен располагаться на расстоянии не менее 10 м от здания ГРС или от установки масляной очистки. Установка масляной очистки располагается на расстоянии не менее 10 м от здания ГРС и от узла отключающих устройств.

В помещении ГРС должен предусматриваться 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 — 1 м.

Температура в отапливаемых помещениях ГРС. работающих без постоянного персонала, поддерживается не менее —5е С.

Очистка газа от пыли предусматривается на входе в ГРС и должна обеспечивать улавливание твердых частпц размером от 10 микрон (10 мкм) и более.

На газораспределительных станциях можно устанавливать масляные, висциновые и циклонные пылеуловители и сухие фильтры.

Очистка газа в масляных пылеуловителях пропсходпт за счет уменьшения скорости потока и контакта его с соляровым маслом. На ГРС устанавливают

пылеуловители с внутренним диаметром 1000, 1200, 1400 и 1600 мм. '


Пылеуловитель представляет собой цилиндрический сосуд высокого давления, внутреннюю полость которого можно разделить на три секции ('рис. 8.33): нижнюю, промывочную А, в которой все время поддерживается установленный уровень масла; среднюю, осадительную В, где газ освобождается от взвешенных частиц масла; верхнюю, отбойную В. где происходит окончательная очистка газа от уносимых частиц масла. Нижняя секция снабжена контактными трубками 6. имеющими внизу продольные прорези — щели для создания завихрения потока. В отбойной

Рис. 8.33. Л1аслянын пылеуловп- Рпс. $.34. Схема установки для очистки газа в масляных пыле-тель.    уловителях.


секции имеется скрубберная насадка 8, еосюящая пз швеллерных или жалю-зийных секций с волнообразными профилями.

Процесс очистки газа в пылеуловителе пропсходпт следующим образом. Поступающий в пылеуловитель через патрубок 4 газ ударяется о козырек 3 и соприкасается с поверхностью масла, после чего с большой скоростью устремляется по контактным трубкам 6„ захватывая с собой частицы масла. В осадительной камере (от перегородки 5 до перегородки 10) скорость потока газа резко снижается, в результате чего происходит осаждение механических частиц и частиц жидкости (размером 0,25 мм и более). Осажденные частицы по дренажным трубкам 11 стекают в нижнюю секцию аппарата. После осадительной камеры газ, освобожденный от более крупных частип, поступает в отбойную секцию, где происходит окончательная его очпстка. Осевший на отбойной секции шлам стекает также по дренажным трубкам в нижнюю камеру А. Очищенный газ через выходной патрубок 9 поступает на редуцирование.

Удаление загрязненного масла производится периодически продувкой через трубу 13 в отстойник масла. Полная очистка пылеуловителя от загрязнений производится через люки 1 и 7. Чистое масло подается для пополнения через трубу 12 из аккумулятора масла. Уровень масла контролируется згровне-мером 2. Для нормальной работы пылеуловителя уровень масла должен поддерживаться на 25—50 мм ниже концов контактных трубок.

Установка масляных пылеуловителей (рис. 8.34) включает в себя масляные пылеуловители 1, отстойники масла 3, аккумулятор масла 2, короб для сбора грязного масла 4, емкости для чистого масла 5 и 6 п насос 7.

д~б


п-й


Рис. 8.35. Висдиновый фильтр с двумя насадками.

1 — корпус; 2 — кольца Рашига; з — сетка; 4 — заглушка.

J 1


Объем масла для заполнения одного пылеуловителя составляет 0,87 м® при его диаметре 1000 мм и 2,65 м3 при диаметре 1600 мм. Расход масла допускается 25 г на 1000 м3 газа.

Пропускная способность Q (в м®/сут) масляного пылеуловителя можег быть определена по формуле ВШШГаза оседают п задерживаются мелкие механические примесп. Для более тонкой очистки применяется двухрядное расположение очистных органов в висциновом фильтре. Виецпновые фильтры изготовляют диаметром 500. 600, 800 и 1000 мм.

D°-p


0,5


Q = 935 000


где D — внутренний диаметр пылеуловителя в м; р — рабочее давление газа в пылеуловителе в кгс/см2; Т — температура газа в пылеуловителе в К; рж — плотность смачиваемой жидкости в кг/м3; рг — плотность газа прп рабочих условиях.

Висциновые фильтры устанавливают на ГРС небольшой производительности (до 50 000 м3/ч). Их можно размещать в помещении или на открытой площадке. Нормы расхода висцинового масла 5 г на 1000 м3 газа. Висциновые фильтры рекомендуется применять прп очистке газа с небольшой запыленностью.

В висциновых фильтрах (рис. 8.35) газ проходит через слой насадки пз колец Рашига, которые помещаются россыпью между двумя металлическими сетками. Поверхность колец покрывается липкой масляной пленкой, на которой


Расчет пропускной способности висцпновых фильтров производится по допустимой скорости газа (не более i м/с на полное сеченпе фильтра).

Ввиду относительной малой активной поверхности висцпновых фильтров необходимо довольно часто восстанавливать в них дтсляную пленку. О загрязненности насадок судят по перепаду давления газа на висцпновых фильтрах. Процесс восстановления работоспособности фильтров довольно трудоемкий. Он требует применения пара и органических растворителей, громоздкого оборудования (ванны, стеллажи и др.) и выполняется вручную. При проведении работ по регенерации активной пленки впсцпнового фильтра последний отключается запорными кранами от газопровода, и газ из отключенного участка выпускается. Затем открывают люки на корпусе фильтра и извлекают загрязненную насадку. Обычно в качестве растворителя используется керосин, которым промывают насадку. После промывки насадку опускают в висциновое пасло. Затем ее извлекают из масла, выдерживают на стел лажах для сте кания лишнего масла и загружают в фильтр.

Для обнаружения утечек газа и наличия его в воздухе в газ вводят сильно пахнущие вещества — одоранты. В качестве одоранта в настоящее время используется этилмеркаптан. обладающий резким неприятным запахом.

Свойства этл.тмеркаптапа (C3H5SH)

Плотность в    жидком    состоянии, кг/м3 ................846—865

Молекулярный    вес.    кг................................62,136

Плотность паров прп ? = 0?С п р = 760 мм рт. ст.),

Одоризация газа производится на выходном трубопроводе из ГРС. Газ, поступающий бытовым потребителям, должен быть одорпзирован. Газ, поступающий на промышленные предприятия, может не подвергаться одоризации.

Сигнальная норма концентрации газа в помещении должна составлять Vs от нижнего предела взрываемости. Минимальное количество одоранта в газе должно быть таким, чтобы при сигнальной концентрации газа в помещении ощущался запах одоранта. Из этих условии рассчитана норма расхода одоранта. Она составляет для этнлмеркантана 16 г на 1000 м3 газа.

Одоризация должна производиться путем автоматического ввода одоранта, количество которого пропорционально расходу газа.

На рис. 8.36 представлена схема полуавтоматической одоризационной установки. Она обеспечивает пропорциональную подачу одоранта.

Работа установки происходит следующим образом. На пути газового потока в газопроводе установлена диафрагма 9, на которой создается определенный перепад давления Ар в зависимости от расхода газа. Газ с давлением рг до диафрагмы поступает в бачок 3 с одорантом и создает давление на столб одоранта, равное

Pl—HoPg-

Из бачка 3 одорант но трубопроводу через фильтр 2 н калиброванное сопло 1 впрыскивается в газопровод за диафрагмой с давлением р2. Давление, при котором    осуществляется    выход    одоранта    из сопла, будет равно hpg Ар.

Составляющая    hpg,    т.    е.    давление    столба    жидкости при данной конструкции

установки, всегда будет постоянным, а перепад давления Ар — переменным. Поскольку перепад давлений изменяется в зависимости от количества газа,

проходящего через диафрагму, то этим и будет достигаться пропорциональность расхода одоранта и газа.

Газорегуляторные пункты


Расход одоранта контролируется впзуально по уровнемеру 4. Заполнение бачка одо-рантом производится нередавли-ванием из емкости 8. Редуктор 7 служит для создания в емкости необходимого давленпя, которое контролируется манометром 6. На емкости установлен предохранительный клапан 5. В случае прочистки сопло отклоняется с помощью задвижек 10.

Газорегуляторные пункты Н0БКИ'    предназначаются для снижения

давления и автоматического поддержания его на заданном уровне. Они сооружаются в городах, населенных пунктах, а также на промышленных и коммунально-бытовых предприятиях.

Газорегуляторные пункты связывают сеть высокого или среднего давления с сетью низкого давленпя. Их устанавливают также для снижения давления с высокого до среднего.

9    8

Газорегуляторные пункты включают в себя следующее оборудование:    регулятор давления

1

1


Г\


газа, фильтр для очисткп газа от пыли, предохранительный клапан, прекращающий подачу газа при повышении давления сверх заданного, запорные краны плп задвижки, обходной газопровод п контрольно-измерительные приборы. Схема газорегуляторного пункта представлена на рис. 8.37. Газ, поступающий на газорегуляторный пункт, проходит через фпльтр, где очищается от механических примесей. Затем проходит через предохранительный клапан и регулятор давленпя, где происходит дросселирование его до заданного давления.

-L-


2    Q    5    6

Рис. S.37. Технологическая схема газорегуляторного пункта.

1— входной газопровод: 2, 6 и 9 — задвижки; з—фильтр; 4 — предохранительный клапан; 5 — регулятор давления; 7—выходной газпоровод; 8 — обходной газопровод


Предохранительный клапан автоматически перекрывает трубопровод в случае повышения выходного давленпя сверх заданного, что может быть вызвано неисправностью регулятора давления.

Давление газа до регулирующего клапана п после него измеряется показывающими или регистрирующими манометрамп.

Некоторые газорегуляторные пункты потребителей оборудуются приборами для рагмы с дифференциальными манометрами или ротационные счетчики.

промышленных и коммунальных измерения количества газа: диаф-


J

Рис. S.39. Сварной волосяной фильтр.

1П4 — входной п выходной патрубки; 2 — крышка фильтра; з — фильтруюшая кассета с металлической сеткой и набивкой ^конский волос пли капроновая нить); б — заглушка для удаления пылп из сборника; 6 — отбойный лист.


Прп аварийном выключении регулятора давления

Вход

газа

-чзг

рис. S.3S. Волосяной фильтр Б чугунном корпусе.

1 — крышка фильтра; 2 — корите фильтра; 3 — кассета с металлической сеткой и фильтрующей набивкой.

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 газорегуляторные пункты.

Таблица 8.7

Основные данные волосяных и угловых фильтров


Газорегуляторные пункты подают газ в газопроводы низкого давления отдельных районов города или поселка. Местные пункты называются газорегуляторными установками и служат для подачи газа промышленным и коммунальным предприятиям.


Для очистки газа от механических примесей на газорегуляторных пунктах и установках устанавливаются волосяные фильтры, а в узлах регулирования — волосяные и сетчатые угловые фильтры. Все фильтры хорошо очищают газ, просты по конструкции и удобны в эксплуатации.

Марка


Волосяные фильтры

3895-00

50

6 470

60

3850-00

100

15 000

125

3890-00

200

36 350

310

Угловые фильтры

ШП2-14-00

25

500

5,7

ШШ-17-00

40

1000

9,0

372-00

50

2000

12,0


Промышленностью выпускаются волосяные фильтры с литым чугунным корпусом (рис. 8.38). 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 заполняется фильтрующим материалом, в котором задерживаются мелкие частицы пыли (крупные частицы осаждаются перед кассетой).

Институтом «Мосгазпроект» разработана конструкция волосяных фильтров с условным диаметром 50, 100 и 200 мм, рассчитанных на рабочее давление 6 и 12 кгс/см2. Пропускная способность фильтров приведена в соответствии с пропускной способностью газорегуляторов (табл. 8.7).

Фильтр (рис. 8.39) состоит из сварного стального корпуса, внутри которого имеется    кассета    с    металлической сеткой и фильтрующим материалом. На входе

газа    перед    кассетой    установлен    отбойный лист для    защиты фильтрующего

элемента кассеты    от повреждения крупными частицами.    Сверху корпус закры

Рис. 8.40. Угловой сетчатый фильтр.

1 — крышка фильтра; 2 — корпус фильтра; 3 и 7 — выходной и входной фланцы; 4 пб — штуцеры для подключения манометров; о — стакан с фильтрующей металлической сеткой.


вается плоской крышкой для фильтров Dy = 50 мм или эллиптической для фильтров, у которых условный диаметр равен 100 и 200 мм.

Рпс. 8.41. Схема универсального регулятора давления РДУК.

1 — входной трубопровод; 2 — импульсная линия входного давления; 3 — импульсная линия от головки пилота в подмембранное пр остранство регулятора давления; 4 — пилот; б — импульсная линия подмембранное пространство регулятора — выходной газопровод; 6 — мембрана пилота; 7 — регулирующая пружина пилота; 8 — корпус клапана; 9 — выходной газопровод; 10 — импульсная линия пилот—выходной газопровод; 11 — импульсная линия подмембранное пространство клапана — выходной газопровод; 12 — мембранная коробка; 13 — мембрана клапана; 14 •— колонка штока клапана. 15 — тарелка клапана.


В нижней части фильтра имеется сборник для крупных частиц, которые удаляются через патрубок с заглушкой.

Фильтры больших размеров имеют значительный вес. Поэтому они оборудованы опорами. Фильтры условным диаметром 50 мм опор не имеют. Для волосяных сварных фильтров установлен предельный перепад давления газа, равный 1000 мм вод, ст. Фильтрующую кассету рекомендуется очищать, когда перепад давления газа достигнет 500—600 мм вод. ст. Выбор фильтра следует производить из условия, что перепад давления газа на чистой кассете не должен превышать 300 мм вод. ст.

Общий перепад давления газа в фильтре определяется суммой перепадов давлений на кассете и в корпусе фильтра. Для заданного расхода общий перепад давления на фильтре можно определить по графикам.

Для установки на проектируемом газорегуляторном пункте может быть-выбран чугунный или сварной стальной фильтр в зависимости от производительности и допустимого перепада давления.

Основной недостаток волосяных фильтров — сравнительно быстрая их загрязненность и в связи с этим резкое увеличение сопротивления.

Для очистки газа на газорегулирующих установках и в шкафных газорегуляторных пунктах применяют угловые сетчатые фильтры (рис. 8,40),. основные данные которых приведены в табл. 8.7.

Фильтр состоит из чугунного корпуса с фланцевым или муфтовым соединением. Фильтрующим элементом является стакан, обтянутый металлической сеткой. Сетка имеет размеры ячеек 0,4—0,5 мм и выполнена из проволоки диаметром 0.25 мм. Стакан устанавливают в корпусе и закрывают чугунной крышкой с резьбовым соединением.

Допустимый перепад давления газа на сетке фильтра не должен превышать 200 мм вод. ст. Общие потери складываются из перепада давления на корпусе (30 —40°о), в стакане (50 — 6096) и на фильтрующей сетке (1 — 2%).

Степень загрязнения фильтра определяется по перепаду давления. При возрастании перепада открывается крышка, стакан с сеткой вынимается, промывается или заменяется новым.

Для автоматического регулирования давления на регуляторных, пунктах в настоящее время получили распространение универсальные регуляторы давленпя типа РДУК. Они предназначены для снижения давленпя с высокого на среднее и низкое и со среднего на низкое.

Универсальный регулятор (рис. 8.41) состоит из чугунного литого корпуса, мембранной коробки и регулятора управления (пилота).

Если газ в газопровод не подается, регулирующий клапан находится в закрытом положении. Клапан регулятора (пилота) открыт под действием регулировочной пружины.

При подаче газа на вход регулятора газ поступает в регулятор управления по импульсной трубке 2 и по трубке 3 в подмембранную полость клапана. Далее газ проходит по трубке 10 в выходной газопровод.

Мембрана под давлением газа поднимается, и клапан регулятора открывается. Через открытое седло клапана газ поступает в выходной газопровод. Давление газа в выходном газопроводе по импульсным трубкам 5 и 11 передается в надмембранное пространство регулятора и в надмембранное пространство регулирующего клапана. В зависимости от настройки пружины устанавливается равновесие мембран.

Газ в подмембранное пространство поступает через дроссель. Из трубки 10 в выходной газопровод газ выходит через дроссель, 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 пилога откроется еще больше, давление в подмембранном пространстве увеличится, и крышка клапана поднимется. Таким образом давление в выходном газопроводе восстановится.

При перепаде давления    на    регулирующем клапане, равном 1 кгс/см2,

и плотности газа при стандартных условиях, равной 0,73 кг/м3, производительность регуляторов составляет (в м3/ч):

Для защиты выходных газопроводов от превышения установленного давления на газорегуляторных пунктах устанавливаются предохранительные запорные клапаны и сбросные устройства.

Предохранительные клапаны выпускаются в двух модификациях: высокого и низкого давления. При отклонении давления от заданного чувствительная мембрана приводит в действие систему грузов, и тарелка клапана перекрывает поступление газа.

В качестве сбросных устройств применяются жидкостные затворы и пружинные клапаны более высоких давлений.

Влияние газохранилищ и емкостей магистральных газопроводов на режим работы систем газоснабжения

Характер исподьзоьания газа городскими потребителями приводит к тому, что потребление газа по периодам года и в течение суток не бывает постоянным. Соотношение различных потребителей н характер использования газа ими создает в каждом городе свою неравномерность потребления.

Задача городской газовой сети — обеспечивать потребителей газом постоянно и в достаточном количестве. Особенно остро встает вопрос газоснабжения в часы максимального потребления. Магистральные газопроводы не рассчитаны на подачу количества газа, соответствующего максимальному потреблению. В связи с этим для обеспечения газом потребителей в моменты пик расхода газа служат подземные газохранилища и используется аккумулирующая способность магистральных газопроводов.

В случае отсутствия газохранилищ магистральный газопровод рассчитывается на расход газа, соответствующий напбодыпему потреблению в зимний период.

Учет количества газа.

Эксплуатация газораспределительных сетей

Учет количества газа в городских газораспределительных сетях осуществляется с целью коммерческих расчетов. Кроме того, расход газа является технологическим параметром, характеризующим режим работы газовой сети.

Количество газа учитывается обычно в единицах объема. Для коммерческого учета расхода газа на ГРС и в городских газовых сетях применяются поплавковые дифманометры. Доля этих приборов составляет более 90°6. Для давлений до 1 кгс/см2 применяют объемные счетчики типа PC, рассчитанные на расход газа 25—1000 м3/ч.

Диспетчерская служба городского газоснабжения служит для организации снабжения газом бытовых, коммунальных и промышленных потребителей. В задачу диспетчерской службы входит наблюдение и излченпе режима потребления газа, режима работы газовых сетей.

Диспетчерская служба следит за состоянием системы городского газоснабжения, обеспечивает безопасность эксплуатации газовой сети.

Диспетчер управляет работой газораспределительных станций и газораспределительных пунктов, оказывает влияние на работу буферных потребителей и т. д.

В период наибольшего расхода газа подача его буферным потребителям может быть прекращена. В этом случае буферные потребители переводятся на топливо других видов.

Основная задача эксплуатации газораспределительных сетей — наблюдение и содержание, газопроводов и сооружений в таком состоянии, которое обеспечивает бесперебойную и безопасную подачу гаяа потребителям.

Газопроводы, арматура газопроводов п сооружения периодически осматриваются и ремонтируются. Наблюдение за состоянием газопроводов и оборудования производится путем обхода трасс газопроводов и систематической проверкой колодцев подземных сооружений на загазованность. Работа газовой сети контролируется также по давлению газа у потребителей. Отклонения от нормальных давлений указывают на неисправность сети.

В задачи эксплуатации входит также подключение новых потребителей газа.

/

ГАЗГОЛЬДЕРЫ

§ 1. 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 газонефгяных месторождений содержат метан и значительное количество тяжелых углеводородов (пропан н 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 регазификацип метана можно получить большое количество холода.

Сжиженный метан можно использовать для обогащения низкокалорийных газов, получаемых при переработке каменного угля или нефтепродуктов.

В систему газоснабжения, такпм образом, могут входить следующие объекты: газораспределительная сеть, газохранилища природного и сжиженного газов, газгольдеры и резервуары, а также регазификационные и смесительные установки.

§ 2. МЕТОДЫ ПОКРЫТИЯ МЕСЯЧНЫХ,

СУТОЧНЫХ И ЧАСОВЫХ ПИК ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА    '

Потребление газа бытовыми, коммунальными и промышленными потребителями носит неравномерный характер. Чтобы удовлетворить в течение года нужды всех потребителей, необходимо иметь резерв газа вблизи крупных городов.

В качестве способов покрытия пик сезонной неравномерности потребления газа можно отметить следующие:

1) использование подземных хранилищ природного газа;

2)    создание резерва производительности магистральных газопроводов и газовых промыслов:

3)    использование буферных потребителей;

4)    использование баз сжиженных газов (пропана и бутана);

5)    использование баз сжиженного природного газа (метана).

Неравномерность потребления газа в течение суток может компенсироваться городскими газгольдерным станциями, использованием аккумулирующей способности магистрального газопровода, а также газом из подземного хранилища. В часы наибольшего потребления газа в городскую газораспределительную сеть газ может добавляться с баз сжиженного газа.

§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ГАЗОХРАНИЛИЩ ПО ГРАФИКАМ РАСХОДА ГАЗА

Для определения объема газохранилища, необходимого для покрытия суточной неравномерности потребления газа, надо иметь график поступления газа в городскую газораспределительную сеть в течение суток и график потребления газа городом.

?

Время, ч

Рпс, 9,Ь Определение объема газохранилища по графикам подачи и потребления газа.


На рпс. ЯЛ представлен совмещенный упрощенный график потребления и подачн газа потребителям.

Подача газа принята равномерной в течение суток.

Начиная с 0 ч поступление газа превышает потребление. Поэтому излишек газа необходимо принимать в газохранилище. Объем газохранилища должен быть таким, чтобы весь избыток газа в течение ночи принимать на хранение.

На рисунке заштрихованная часть в некотором масштабе определяет объем газа, который необходимо принять в хранилище.

1 — расход поступающего газа; 2 — изменение потребления газа*


С 6 ч утра потребление газа для рассматриваемого графика превышает поступление. Недостаток поступления газа должен компенсироваться газом, который был накоплен ночью. Однако, как следует из рис. 9.1, газа, накопленного в хранилище от 0 до 6 ч. недостаточно для полной компенсации избытка потребления его в течение дня.

Для полной ксмпенсацпи необходимо иметь такой запас газа в хранилище, который позволил бы покрыть весь избыток дневного потребления газа.

После 22 ч по графику потребление газа становится меньше, чем поступление rasa в город. С этого момента в газохранилище начнет поступать газ. Поэтому объем газохранилища должен соответствовать суммарному объему газа, который в масштабе характеризуется суммой заштрихованных площадей на графике,

Если графики потребления и поступления газа повторяются в течение нескольких суток, то суммарный объем газа, определяемый избытком потребления, равен суммарному объему, определяемому избытком поступления.

Объем газохранилища, полученный по совмещенным графикам потребления ж поступления газа, может быть разделен на две части. Одна часть объема газохранилища может компенсироваться аккумулирующей способностью магистрального газопровода. Другая часть газохранилища может быть размещена в подземном хранилище или обеспечена строительством газгольдерного парка.

§ 4. 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 сжпженных 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:

1)    мокрые газгольдеры;

2)    сухие газгольдеры.

По своей форме газгольдеры делятся на цилиндрические (горизонтальные и вертикальные) и сферические.

§ 5. ГАЗГОЛЬДЕРЫ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ Устройство п оборудование мокрых газгольдеров

Различают два типа мокрых газгольдеров:

1)    мокрые газгольдеры с вертикальными направляющими; \.

2)    мокрые газгольдеры с винтовыми направляющими.

Мокрые газгольдеры наиболее широко применяют как в Советском Союзе, 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 Ьл столба воды, развивающего

н

VV'V

Jl

/


Л.

Рпс. 9.2. Устройство мокрого газгольдера.

Рпс. 9.3. Устройство гидравлического затвора.

1 — стенка резервуара; 2 — стенка колокола или подвижного звена.


1 — резервуар; 2 — промежуточное подвижное звено; 3 — колокол; 4 — гидравлический затвор;

о — подводящий трубопровод; 6 — трубопровод для ‘отбора газа.

давление, равное наибольшему давлению в газгольдере, запасной высотой h2 на случай перекоса подвижного звена, добавочной высотой h3, необходимой для предотвращения просачивания газа, высотой зазора /?4 и высотой образования волн на поверхности воды h5:

Н = h1h.2 — hs~ /г,4h6.    (9.1)

Запас воды гидравлического затвора на случай перекоса звена определяется в зависимости от диаметра резервуара D, т. е. /г, = 0,002.0. Следующие составляющие принимаются: hs = 50 мм; hi = 30 мм; /г5 = 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 пх вертикальном движении газгольдер имеет систему внешних и внутренних направляющих. Вертикальные

Рис, 9.4. Оборудование мокрого газгольдера.

со

to.


1 — газгольдер; а - гидрашшческий затвор; 3 — сливной бак; 4 — клапанная коробка; 5 — подъемно-клапанное устройство; 6 — газосбро-сп*т труба; 7 — ручной насос; 8 — эжектор; 9 — трубопровод; Ю — вентиль или задвшкка; 11 — воздушный кран.

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

Телщину 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

я (p + hpg)a п    Q    2^

R    фто    ’

где р — избыточное давление газа в газгольдере; h — расстояние от поверхности продукта до точки, отстоящей от нижней образующей пояса на 1Ja его высоты; р — плотность воды (р = 1000 кг/м3); g — ускорение силы тяжести; а—радиус резервуара; R — расчетное сопротивление стали; п — коэффициент перегрузки (принимается п = 1,1); ф — коэффициент сварного шва (при хорошем контроле сварки ср = 1); т — коэффициент условной работы (принимается т = 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 окрайкам для газгольдеров объемом 3000 м3 и более.

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 Dл — 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:

б =    /9 4)

U Ясрт ’

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:

-V = kqfK,    (9.5)

где к — аэродинамический коэффициент обтекания (для цилиндрических аппаратов к — 0,7); q — давление ветра (принимается равным 40 кгс/см2 для всех районов Советского Союза, кроме береговых полос морей и океанов): /к — проекция площади крыши колокола на вертикальную плоскость.

Сила ветра, действующая на боковую поверхность стенки колокола

X ^kqD,hx.    .    (9.6)

где hx — 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, полускаль-ных, крупнообломочных, песчаных, глинистых и макропористых грунтах. При соорунсении 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.

Устройство и оборудование сухих газгольдеров

Сухой газгольдер низкого давления имеет цилиндрический стальной корпус, цилиндрический поршень и стальную кровлю (рпс. 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 представлет собой прижимное кольцо, состоящее пз отрезков швеллеров (рис. 9.6). К кольцу прикреплено мягкое уплотнение пз нескольких слоев хлопчатобумажной ткани. -Мягкое уплотнение контактирует со стенкой газгольдера. Мягкое уплотнение и поршень связаны герметичным фартуком.

Газонепроницаемость затвора обепечивается специальным маслом, застывающим прп низкой температуре. Масло заливается в полость, образуемую стенками газгольдера, цилиндрическим кольцом, фартуком и стенкой поршня.

Газгольдерное масло, просачиваемое 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 объ-    рис. 9.6. Устройство затвора с жидкостным

емом 100 ООО м3 (линейные размеры даны в мм).    уплотнением.

1 — площадка фонаря; 2 — шайба в верхнем положе-    I — выравнивающий ролик; 2 — рычаг; 3

нии; з — подъемная клеть; 4 — цепная лестница; б —    противовес; 4 — опора рычага; 5 — днище по-

обшивка толщиной 5 мм; 6 — шайба на опорах; 7 — на-    ршня: 6 — фартук; 7 — прижимное эластич-

ружный подъемник; 8 — подвод газа.    ное    кольцо;    8 — 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 ООО м3толщина 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 п 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 п 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 10 ООО—100 ООО м3. Сухие газгольдеры поршневого типа имеют следующие недостатки: небезопасны, требуют частых ремонтов и установки непрерывно действующих насосов п 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 -f5° С. Уровень воды в газгольдере и гидравлических затворах поддерживается постоянным.

Осуществляется наблюденпе за положением колокола и промежуточных звеньев мокрых газгольдеров и положения поршня сухого газгольдера. Производится периодическая смазка направляющих п 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.

§ 6. 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 газголь-деры, установленные на газгольдерных станциях, имеют объем 175 или 270 м3. Внутренний диаметр пх 3200 мм.

Газгольдеры могут быть рассчитаны на избыточное давление от 2,5 до 20 кгс/см2.

На рис. 9.7, а, 6 пред- рис. ставлена схема цилиндрического газгольдера посто-янного объема и высокого давления, расположенного горизонтально и вертикально. Днища газгольдера имеют сферическую форму.

9.7. Схема цилиндрического газгольдера высокого давления»

• горизонтальный; б—[вертикальный.


Шаровые газгольдеры высокого давления строят объемом 600 м3. Намечается строительство газгольдеров объемом 4000 м3. В некоторых зарубежных странах строят шаровые газгольдеры объемом 5 000—10 000 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

<9'7>

где р — расчетное внутреннее давление; D — внутренний диаметр цилиндрической части газгольдера; а — номинальное допустимое напряжение (для стали марки Ст.З о — 1490 кгс/см2, для стали марки 09Г2С (А!) сг = 1840 кгс/см2); •rj — поправочный коэффициент (т) = 0,9); <р — коэффициент сварного шва •(ф = 1); с — поправка к толщине стенки на недокат и на округление.

Толщину сферической части корпуса газгольдера определяют по формуле

‘-TS§ryw-e'    <9'8>

где h — высота выпуклой части сферы (по внутренней образующей). Остальные обозначения те же, что и в формуле для толщины стенки цилиндрической части.

Опоры п 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 пз гальгольдера его заполняют водой. Таким же способом освобождают газгольдер и от газа. Для горизонтальных газгольдеров, имеющих четыре опоры, нагрузку от воды, газгольдера п его оборудования распределяют на три опоры. Прп 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 п 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 случал 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. Для эксплуатирующихся газгольдеров необходимо устанавливать величину максимального допустимого отбора газа, при котором температура металла еще не достигнет предела хрупкости; это позволит резко повысить безопасность эксплуатации газгольдерных парков.

Для приближенной оценки температурного режима газгольдера, из которого отбирается газ с массовым расходом q = idem, на основании первого начала термодинамики имеем:

8q = 6g* bq** = di — vdp,    (9-9)

где 6q    —    полное    количество тепла, полученное или отданное    1    кг    газа    в газгольдере;    бq*    — удельный подвод тепла из окружающей среды;    бq**    — удель

ное количество тепла внутреннего теплообмена; i — удельная величина энтальпии; v — удельный объем газа в газгольдере: р — давление газа в газгольдере.

Пренебрегая внутренними необратимыми потерями тепла внутри газгольдера (8q** = 0), получим (газ идеальный)

б q* = CpdT-vdp,    (9.10)

где Ср — средняя (в рассматриваемом процессе) массовая теплоемкость газа прп постоянном давлении: Т— абсолютная текущая температура газа в газгольдере.

Удельный подвод тепла пз окружающей среды (потерп тепла с соответствующим знаком минус):

6 q* = -JiLSL^IA^t    (9.11)

где к — полный коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду (или наоборот); F — поверхность газгольдера: Т0 — абсолютная температура окружающей среды 0 = idem); х — время с начала отбора; G — масса газа в газгольдере в данный момент

G = G0-gr:    (9.12)

G0 — масса    газа    в    газгольдере в момент начала отбора    газа.

Из    уравнения    состояния рFr = (G0gr) zRT    (где    z —    средний коэффи

циент сжимаемости газа, Уг — объем газгольдера, причем Vr = idem), находим:

dp~ (G*~r)zR.dT-^dT.    (9.13)

vr    Fr

Подставляя значения 6q* и dp (в 9.10), получим

kF (Т - Т0) dx ~ (G0 - gx) (Ср -;R)dT ~ gTzR dx = 0.

Разделив переменные и проинтегрировав, найдем температуру газа в газгольдере в процессе выхода его с массовым расходом g = idem:

kF То

/ а \ g(c„-zR)T* r = r*-(rH-r*)(g^)    ,    (9.14)

где Тн — температура газа в газгольдере в момент начала отбора; Т* — приведенная абсолютная температура окружающей среды (с учетом отбора газа)

Время, по истечении которого температура газа доводится до заданной температуры (например, Т0) или до температуры хладноломкости газгольдерной стали, из формулы (9.14), будем иметь:

gT*(Cp-zR) и

Т — Т* \ hFTa

(9.15)


Минимальная температура газа в газгольдере при большом отборе g определяется по формуле

(9,16)

Эта температура тем меньше, чем больше g и меньше kF.

При Тн ^^min газ в газгольдере охлаждается (кривые 1, 2, 3 на рпс. 9.8), а при ТнTm-m — нагревается (кривая 4), стремясь к Tmjn (в конце отбора). При Ts = Тmi„ температура газа в газгольдере не изменяется. В этом случае приток тепла из окружающей среды уравновешивается эффектом расширения газа (прямая 5). Если газ из газгольдера не отбирается, то Tmin -^-Т й.

При отсутствии теплообмена (при к = 0 для изолированных газгольдеров) или при быстром отборе газа, когда теплообмен играет незначительную роль

(9.17)

происходит наиболее интенсивное охлаждение газа вследствие адиабатического его расширения.

При отсутствии отбора газа (g = 0) температура газа будет изменяться по закону

Т = TQ-(TH-T,)e (V2R)G\

(9.18)


которое отличается от известной формулы В. Г. Шухова наличием zR в экспоненте, учитывающим изменение температуры газа при расширении пли сжатии (кривые 6, 7, 8). Охлаждение газа, рассчитываемое по формуле (9.18), идет быстрее, чем это следует по формуле В. Г. Шухова.

Минимальная температура газа в газгольдерах всегда должна быть выше предела хрупкости сталей Тх во избежание разрушения газгольдеров. Для этого максимальный допустимый отбор газа ?доп не должен превосходить величины:

(9.19)

где Т0 — минимальная температура окружающей среды.

Отбор ?доп возрастает с увеличением температуры окружающей среды и поверхности газгольдеров. Поскольку прп одинаковом объеме поверхность шаровых газгольдеров меньше поверхности горизонтальных и вертикальных цилиндрических, то ^доп из цилиндрических газгольдеров в 1,5—2 раза больше, чем из шаровых. Поскольку газовая постоянная газов с малым молекулярным весом, например метана, больше газовой постоянной тяжелых газов, то допустимый отбор gRon пропана или этана значительно больше, чем ?доя метана.

Следует иметь в виду, что gAon из (9.19) определяется с некоторым запасом в сторону увеличения надежности, так как минимальная температура стенки газгольдеров всегда несколько выше температуры газа, когорая опускается наиболее нпзко в конце процесса опорожнения, когда давление в газгольдере значительно меньше расчетного.

На рпс. 9.9 приведена кривая 1 напряженного состояния (сг) цилиндрического газгольдера объемом 180 м3 пз сталп Б Ст.З (диаметр 3,22 м, толщина сгенки 6 = 10 мм, поверхность 200 м2) в зависимости от температуры при-огборе газа с расходом g — 1650 кг?ч и ломаная 2 критической температуры хрупкости этой же стали. Начальная температура газа (метана) Тн = Т0 =


— 293 К (20' С), начальное абсолютное давление рн = 9 • 105 Н/м2. Коэффициент теплопередачи к = 21 Дж/(м2 • ч • СС), Ср = 2,22 Дж/(кг • °С), z = = 0.95. Прп этом Т* = —28г С.

рис. 9.8. График изменения температуры газа в газ- Рис. 9.9. Напряженное состояние газгольдера при гольдере при отборе.    отборе    газа.

1 — кривая напряжения в стенке газгольдера; 2— кривая критической температуры хрупкости стали.

Как следует пз рис. 9.9, несмотря на высокую начальную температуру, сталь прп отборе газа попадает в зону хрупкого разрушения, причем наиболее опасен не начальный перпод истечения газа, когда газгольдер работает под наиболее высоким давлением, а промежуточный перпод, когда напряжения а еще достаточно велпкп, а температура газа быстро снижается. Естественно, что при более низких температурах окружающей среды Т0 эта сталь для строительства газгольдеров совершенно непригодна,

Аналпз изменения температуры газа прп отборе его из газгольдера позволяет установить следующее:

1)    при быстром отборе газа пз газгольдеров температура его может снизиться значительно ниже температуры окружающей среды п предела хрупкости газгольдерной стали, в результате чего возможно разрушение газгольдеров;

2)    для предотвращения аварпй наибольший отбор газа не должен превышать допускаемого по формуле (9.19);

3)    прп строительстве газгольдеров сталь следует выбирать с учетом работы газгольдеров при температурах ниже минимальной температуры окружающего воздуха. Предел хрупкости сталей должен быть выше Тт\п, определяемой по формуле (9.16).

§ 7. ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ТРУБАХ

Хранение природного газа под высокпм давлением может осуществляться в стальных трубах. При весьма высокпх давлениях метан сжимается больше, чем при умеренных давлениях. Этпм свойством обладают реальные газы.

М =

ш ZRT .

Чем меньше коэффициент сжимаемости, тем большее количество газа можно закачать в емкость. Коэффициент сжимаемости для метана при температуре 0° С и давлении 150 кгс/см2 равен 0,75. При отклонении давления от 150 кгс/см2 в сторону уменьшения или увеличения коэффициент сжимаемости возрастает. Поэтому наиболее выгодными условиями хранения метана в трубах является диапазон от 120 до 180 кгс/см2.

По данным зарубежных исследователей сжатый природный газ можно перевозить в танкерах на сравнительно небольшие расстояния. Анализ капитальных и эксплуатационных расходов при морском транспорте сжиженного природного газа показал, что значительная доля этих расходов связана со средствами сжижения газа. При транспорте на небольшие расстояния затраты на морской транспорт составляют менее четверти от общих затрат. Следовательно, для таких перевозок может быть использован способ сжатия метана в емкостях, установленных на специальных судах.

Для оборудования танкера рекомендуются трубы диаметром 500 мм и длиной 20 м. Трубы изготовляют из стали марки Х100 с пределом прочности 70 кгс/см2. Всего размещается на танкере 1500 труб. Трубы располагаются вертикально. Общий вес труб составляет 44 000 т. Такой танкер для перевозки сжатого природного газа вмещает 9 ¦ 108 м3 метана. Аналогичные танкеры для нефти рассчитаны на 90 000 т жидкости. Подсчеты показали, что транспорт сжатого природного газа может оказаться выгоднее транспорта газа в сжиженном состоянии, если расстояние не превышает 1000 км.

§ 8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКНЕ 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.

.    ХРАНЕНИЕ    СЖИЖЕННЫХ    ГАЗОВ

§ 1. ПРОИЗВОДСТВО СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

Основной пс i очнпк сырья для получения сжпженных газов — попутный нефтяной газ. поступающий пз нефтяных скважпн вместе с нефтью. Другими источниками сырья являются природные газы с повышенным содержанием пропана п бутанов. газы стабилизации нефтп, а также газы, полученные на нефтеперерабатывающих заводах в результате термической обработки нефти, п др.

Попутный нефтяной газ отличается от природного газа «чисто газовых» месторождений более высоким содержанием в нем тяжелых углеводородов. В практике применяются следующие способы извлечения и разделения фракций сжпженных газов: маслоабсорбцпонный, углеадсорбционный, компрессионный, низкотемпературной конденсации и др.

Наиболее распространенным методом производства сжиженных газов п газового бензина является маслоабсорбцпонный. Сущность этого метода основана на том, что минеральные масла обладают способностью растворять в себе тяжелые углеводороды (чем тяжелее углеводород, тем активнее он растворяется в масле). Контакт масла с углеводородами осуществляется на специальных тарелках, вмонтированных в абсорбционные колонны. Эффективность абсорбции во многом зависит от давления п температуры процесса и от величины поверхности контакта. Чем выше давленпе и ниже температура, тем полнее п эффективнее повышается процесс поглощения. Поглотительным маслом (абсорбентом) служит обычно легропно-кероспновая фракция.

Простейшая схема получения сжиженного газа пз попутного нефтяного газа методом масляной абсорбции показана на рис. 10.1. Смесь сырой нефти и попутного газа пз действующей скважпны 1 поступает в сепаратор (трап) 2 п затем в резервуары 3, а попутный газ выходит сверху сепаратора и по трубопроводу поступает в маслоабсорбцпонную колонну 4. В этой колонне сырой (жирный) газ, содержащий в себе фракцип природного бензина, сжиженных газов и сухого природного газа (в основном метана), проходпт через абсорбционное масло, обладающее свойством поглощать фракции газового бензина и сжиженных газов. Отделяемый при этом сухой природный газ направляется вверх п оттуда по трубопроводам идет в газовую сеть для питания промышленных и коммунально-бытовых потребителей. Абсорбционное масло, насыщенное углеводородными компонентами, направляется в перегонную колонну 5. Здесь смесь газового бензина и сжпженных газов выпаривается в виде нестабильного бензина, а абсорбционное масло, освобожденное от этих фракций,

возвращается на установку. Нестабильный бензин поступает в «стабилизационную» колонну 6, в которой происходит процесс отделения от него более легких углеводородов, являющихся фракциями сжиженных газов. Стабильный газовый бензин в виде готового продукта удаляется из нижней части стабилизационной колонны, а фракции сжиженных нефтяных газов (пропан, нормальный бутан и- изобутан) отводятся через верхнюю часть колонны.

т-



л


Рис. 10.2. Схемы установки надземных и подземных цилиндрических резервуаров. а — надземный резервуар; б — подземный резервуар; в — резервуар с засыпкой.


Отбензинен-

Рис. юл. Схема получения сжиженных газов из попутных нефтяных газов.

§ 2. ЕМКОСТИ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

Наземные резервуары, применяемые для хранения пропана, бутана п их смесей, рассчитываются на рабочее давление, соответствующее давлению насыщенных паров сжиженного газа прп максимальной температуре воздуха в летнее время, но не ниже —50° С. Подземные резервуары рассчитываются на рабочее давление, соответствующее давлению- насыщенных паров сжиженного газа при максимальной температуре грунта в летнее время, но не ниже +25° С.

Цилиндрические горизонтальные резервуары изготовляют объемом 10, 12, 25, 50 и 175 м3. Схема установки и обвязки наиболее распространенных резервуаров объемом 25 и 50 м3 приведены на рпс. 10.2 и 10.3. Шаровые резервуары применяют в основном для хранения бутана. Для изготовления шаровых резервуаров расходуется меньше металла на единицу объема. Например, шаровой резервуар объемом 600 м3 прп толщине стенки 22 мм и диаметром 10,5 м, рассчитанный на рабочее давление 6 кгс/см2, весит 70 т.

Все отключающие устройства на надземных резервуарах располагаются в непосредственной близости от штуцеров. У подземных резервуаров отключающие устройства, а также предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы (КИП) должны находиться выше уровня земли.

Внутренний диаметр штуцеров для манометров, отбора проб газа и уровнемерных трубок должен быть не более 3 мм. Такое отверстие распыляет струю жидкости и в случае поломки манометра или вентиля дает возможность быстро ликвидировать неисправность.

Наземные резервуары для защиты от действия солнечных лучен 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 для вентиляции — 0,20 м. От люка-лаза внутрь горизонтального резервуара установлена стремянка для спуска по ней человека во время внутреннего осмотра емкости. Штуцер для спуска воды должен оборудоваться незамерзающим клапаном.


рис. 10.3. Схема установки и обвязки надземного цилиндрического резервуара.

1 — клапан дренажный незамерзающий; 2вентиль запор ньшЛу=40 мм; з — скоростной ’ клапан на расходном трубопроводе жидкой фазы; 4 — карман для термометра;

5    — кран проходной стальной Dy = 80 мм;

6    — вентиль для отбора пробы; 7 — указатель уровня жидкой фазы;

8 — обратный клапан Dy — 80 мм; 9 — трубопровод для заполнения резервуара; ю — резервный штуцер; 11 — штуцер для установки сигнализатора предельного уровня; 12 — люк для осмотра резервуара Dy=

=450 мм; 13 — предохра*-нительные клапаны; 14 — трубопровод паровой фазы; 15 — надземный стальной цилиндрический резервуар:    16    —

люк для вентиляции резервуара; 17 — кран

проходной стальной

Dy = 50 мм.

Резервуары базы хранення оборудуются следующими КИП и арматурой: указателями уровня жидкой фазы, указателями давленпя паровой фазы, предохранительными клапанами, термометрами для замера температуры жидкой фазы, люками-лазами п 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 аварип на нем. приводящий 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 оборудуется не менее чем двумя пружинными предохранительными клапанами (рабочим п контрольным), снабженными устройствами для контрольной продувки.


1Z П \V1J 14 К 16 , /7


8.:    9 W 11

-МО-1 БОН'8и0 ~1800^ 300




т^гХ* Ч g'1 г &    ^'

3 2 1    L-*—*

W0^-^2000-^r*-БЕОО-^-170(h~\


Хранение сжиженных газов в наземных изотермических резервуарах при низких температурах (—43° С) и атмосферном давлении (пли при давлении, близком к нему) дает возможность снизить расход металла и уменьшить разрывы между хранилищами и зданиями, т. е. удешевить строительные работы и уменьшить взрывоопасность (понижение давления снижает вероятность утечек).

Хранилища представляют собой тонкостенные резервуары большого объема, имеющие цилиндрическую форму. Наружную поверхность резервуара изолируют минеральным войлоком, стекловолокном или вспененными полимерными материалами. Поддержание низкой температуры может быть осуществлено путем испарения части сжиженного газа и за счет выхода паров в газораспределительные города, предприятия или специальной холодильной установкой.

Поступление тепла через стенку резервуара незначительно (вследствие хорошей изоляции) и вызывает испарение 0,5—0.3% объема хранящейся жидкости в сутки.

Основное поступление тепла 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 газа.

Если изотермический резервуар используется как хранилище сжиженного газа при установках регазификации, то охлаждать доставляющийся в цистерну газ можно за счет самоиспарения жидкой фазы. Хранение при промежуточных температурах или в частично охлаждаемых резервуарах осуществляется при температурах ниже окружающей среды. Для таких условий хранения обычно используются сферические резервуары, рассчитываемые на давление 5—

5,5 кгс/см2. Величины целесообразных давлений и температур хранения, а также тип резервуара, обеспечивающие достижение оптимальных экономических показателей, определяют в результате сопоставления стоимостей резервуаров и холодильной установки.

С увеличением объема хранения сжиженного газа удельные затраты на сооружение изотермических хранилищ заметно снижаются. Стальные изотерми~ ческие хранилища сжиженных газов могут быть как в наземном, так и в заглубленном исполнении.

Хранение сжиженного газа возможно и в замороженном грунте при давлении до 250 мм вод. ст. Хранилище представляет собой котлован, вырытый в земле. Температура жидкой фазы в хранилище составляет для пропана около —42° С. Перед отрытием котлована грунт вокруг него замораживают при помощи нагнетаемого в землю сжиженного пропана через специальную систему труб. После того как граница замороженного грунта достигнет диаметра будущего хранилища, начинают рыть котлован. Подачу сжиженного газа прекращают после замораживания грунта по всей глубине будущего котлована. Во время замораживання производят теплоизоляцию поверхности земли в районе укладки труб. Хранилище имеет два трубопровода для закачки и отбора сжиженного газа и трубу, снабженную дыхательными клапанами. Заполнение хранилища производится до уровня 0,6 м от верха котлована.

Хранение сжиженных газов в подземном котловане с замороженным грунтом дешевле по сравнению с обычными методами хранения газа в наземных резервуарах, подземных емкостях, сооруженных в грунте, песчанике и извест-

няке, пли в емкостях, размытых водой или соляными растворами. Потерь сжиженного газа через грунт не происходит, а потерп от испарения за счет тепла, поступающего через грунт, постепенно уменьшаются до 0,5% в сутки в зависимости от объема всего хранилища. Эти потери не выше, чем в наземном изотермическом резервуаре такого же объема. Испарившийся из хранилища газ можно использовать в качестве топлива плп возвратить в хранилище, используя холодильную установку.

§ 4. СТЕПЕНЬ ЗАПОЛНЕНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ СЖИЖЕННЫМ ГАЗОМ

Хранение сжпженных газов в стальных емкостях имеет свои специфические особенности, которые обусловливаются значительными величинами давлений насыщенных паров, коэффициента объемного расширения и сжатия жидкостей. Количество сжиженного газа, помещаемого в емкость, строго ограничивается нормой наполнения, определяемой по формуле

G = Гр',

где V — объем емкости; р' — плотность жидкого газа при максимально воз-згожноп температуре в условиях эксплуатации.

Допустимое давленпе в емкости определяется давлением насыщенных паров сжиженного газа. Еслп сжиженного газа помещено в емкость больше нормы, го при нагревании до максимальной температуры, разрешаемой в условиях эксплуатации, это приведет к повышению давления больше допустимого.

Для расчета давления в случае заполнения емкости жидкой фазой приходится учитывать упругое и термическое приращения ее объема.

Пусть в емкость объемом Vx помещен сжиженный газ. При температуре газа Тх степень заполнения емкости к, а плотность загрузки рг определяются выражением

(10.1)


Pi = /c(Pi — о!) — р\.

Здесь степень заполнения к — отношение объема жидкой фазы ко всему объему емкости V1; а р' и р" — плотности соответственно жидкой и паровой фаз при пх равновесном состоянии. Если при нагревании сжиженного газа жидкая фаза заполнит весь объем, то давление в емкости рабс будет складываться из давления насыщенных паров р t и давления сжатия жидкой фазы Арсж:

(10.2)


Р абс Pyt Арсж-

Давленпе Арсж определяется через приращение объема жидкости в результате изотермического сжатия ее стенками емкости:

(10.3)

T'’iPi


ViPi

Pt


где рсж — коэффициент объемного сжатия; p't — плотность жидкой фазы при температуре Т и давлении насыщенных паров pyt.

Объем емкости Vpt находится как сумма упругого AV р и термического AVt приращенпй п начального объема

Сопоставляя уравнения (10.1). (10.2) п (10.3). найдем степень заполнения емкости

h    ^    vt    Pi    -

(Pi — Pi') [1 — рсж (Рабе— Pyt)\ ~    (Pi —Pi')    (10.5)

Отсюда количество газа, которое может быть помещено в емкость п при нагревании не будет угрожать повышенпем давления выше допустимого, определяется выражением

gt - vlPl = Р; тг- t--(?6c_Pyf)]- ¦    (Ю.6)

Приращения объема емкостп в результате упругого п термического расшп-рения могут быть найдены в каждом конкретном случае. Для цилиндрической емкости с полусферическими днищами эти прпращенпя определяются выражениями:

при термическом увеличен ип объема

AV^Y^aiT-TJ:    (10.7)

при упругом увеличении объема

AVP = Yijjr(p^c—pyi)-    (Ю.8)

где а — коэффициент лпнейного расширения металла корпуса баллона; б — толщина стенки и днища баллона; Е — модуль упругости материала корпуса баллона.

Давление в емкости при нагревании сжиженного газа равно давлению насыщенных паров и изменяется согласно кривой равновесного состояния, пока имеется паровая подушка. Как только ежпженный газ нагревается настолько, что его жидкая фаза заполнит весь объем емкости, давление начнет изменяться в соответствии с зависимостью (10.2). Чем меньше фактическая степень заполнения, тем больше сжиженный газ может быть нагрет, пока его жидкая фаза не заполнит всего объема.

Норма наполнения емкостей сжиженным газом будет рассчитана правильно в подземных и надземных емкостях и в баллонах при температурах соответственно + 40, +55 и +65: С. если жидкая фаза газа в результате температурного расширения полностью займет весь объем емкостп.

При нагреванпи ежпженного газа до расчетной температуры (так будем называть пределы температур —40. —55 и —65" С) не всегда жидкая фаза заполняет весь объем емкости точно при этой температуре. В одних случаях это произойдет при меньших, в других при больших температурах, чем расчетная, даже для одинаковых по номинальному объему емкостей п наполненных одинаковым количеством газа. Первая причина этого заключается в том. что емкость могла быть выполнена газом больше или меньше нормы. Отклонение от нормы происходит вледствпе неточного определения количества газа объемно-весовым способом в емкостях п взвешиванием в баллонах. Вторая причина — геометрический объем емкостп может быть больше или меньше номинального. Если емкость калибровалась на месте монтажа, то вследствие погрешностей при обмерах ее табличный объем может оказаться больше или меньше действительного.

При эксплуатации емкости сжиженный газ может быть нагрет до расчетной температуры. Если жидкая фаза заполнит весь объем емкостп при темпе ратуре, меныпеп, чем расчетная, то прп дальнейшем повышении температуры давление сжиженного газа .может стать больше допустимого и привести к пластическим деформациям емкости.

Зависимость давления от температуры в емкости, когда весь объем заполнен жидким газом, из формулы (10.2) будет иметь вид:

— 1— За (Г— 7’i)+-r?-pi/i — 77- РсжРи Р абс=----— >    (Ю.9)

р; ,irA ье

где с — коэффициент, учитывающий геометрическую форму емкости при упругом увеличении ее объема. •

Будем считать температуру газа Т постоянной и равной расчетной. Если емкость имеет объем, равный номинальному, и наполнена количеством газа, равным норме наполнения, то давление будет соответствовать давлению паров при расчетной температуре.

Допустим, норма наполнения превышена, а объем уменьшен в результате отклонения его от номинального значения. В этом случае увеличение давления в емкости сверх давленпя паров при расчетной температуре может быть определено как сумма приращений функции давления по переменным — норме наполнения и объему емкости согласно формуле

dG

dn= -_—_мсж_—__I-

Р    PiVi    (    G\ic- , cD у-    +

Рсж V I'lPf ~ ЬЕ pfTf , <?рсж , ф

(10.10)


rLo; 1ье

Выясним величины отклонений количества газа и объема емкости от их номинальных значении.

В емкости прп учете газа объемно-весовым способом его количество может быть неточно определено в результате простой ошибки оператора, а также из-за погрешностей прп определении температуры газа и прп замере уровня. Если принимаемое или отпускаемое количество продукта значительно, то суммарная погрешность объемно-весового способа составляет от ±0,3 до ±0,4%, а если отпускаемое количество продукта учитывается счетчиком, то погрешность составляет ±0.5%.

Погрешность объема типовых горизонтальных резервуаров при калибровке составляет от ±0.5 до ±0.7%. Для горизонтальных резервуаров малого объема (до 10—15 м3) предельная погрешность калибровки принимается равной 1%.

При некотором представлении о величине погрешностей определения количества газа и объема емкости при изготовлении или калибровке по формуле (10.10) вычислим изменение давления в емкости и баллоне. Допустим, что имеем неблагоприятный случай: количество газа против нормы завышено, а объем меньше номинального на величину абсолютной погрешности. Величину отклонений в вычислениях будем брать равной погрешности соответствующего измерения.

""Пример 10.1. Рассчитаем величину давления, которая может быть в наземной емкости объемом V = 25 ± 0,2 м3, наполненной пропаном в количестве G = 10700 ± 53 кг; газ нагрет до расчетной температуры 328 К. Характеристика емкости: горизонтальная цилиндрическая с полусферическими днищами; коэффициент формы с = 1,4, диаметр D = 2 м; толщина стенки б = = 24 мм; материал корпуса Ст.З; коэффициент линейного расшпрения и модуль упругости металла корпуса соответственно: а = 12 • 10“6 1/°С и Е = 2,2 X Х10209 Н/м2; абсолютное давленпе прп гидравлическом испытании р = 24 X XlO210 Н/м2. Коэффициент объемного сжатия пропана (5Сж = 72 • 10“211 м2/Н. Плотность жидкой фазы и давленпе насыщенных паров пропана соответственно равны:

при Т = 338 К р' = 421 кг/м3 и р = 23 • 106 Н/м212;

при    Т    =    328    К р' = 437 кг/м213 и    р = 19,31 • 10214    Н/м2;

при    Т    =    293    К р' = 499 кг/м3 и    ру = 8,46 ¦ 105    Н/м2.

Изменение давления по формуле (10.10):

7 __72 • 10~215 ¦ 1,07-53 , ^ 72 •    Ю'*0 ¦ 1,07 ¦ 10 700-0,2 _

Р~    437 -25-6-10-216    437 • 252 ¦ 6 • 10'17

- 6,32 • 105 - 9,06 • 105 = 15,38 • 105 Н/м2.

Полное давление в емкости

р 19,31 • 105 — 15,38*105 = 34,69 * 105 Н/м2.

В неблагоприятном случае давленпе в емкости на 10,69 • 105 Н/м2 будет больше давления гидравлического испытания.

Пример 10.2. Рассчитаем величину давления, которое может быть в баллоне объемом V = 50 ±0,2 л, наполненном пропаном в количестве G 21,5 ± 0,26 кг при условии, что газ нагрет до расчетной температуры 338 К.

Характеристика баллона: днища полусферические; коэффициент формы с = 1,54; диаметр D = 0,3 м, толщина стенки 6 = 4 мм; характеристика материала корпуса баллона та же, что в примере 10.1; абсолютное давленпе гидравлического испытания р = 26 • 105 Н/м2.

Баллон, наполненный газом, взвешивается на весах типа BAI-150, точность взвешивания ±0,065 кг.

Изменение давления по формуле (10.10): является сжиженным газом, а другая — полимером. Полимеризуясь, 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 брикете 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 потерп горючего за счет испарения на его поверхность вносят 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 упаковывают в коробки из плотной бумаги или картона. В таком виде они поступают к потребителю. Наиболее рациональным видом упаковки, оказались крафт-бумага в сочетании с легкими деревянными решетками. Хранение в засыпанных ямах на глубине 1,1 м показало, что брикеты не изменяются в течение четырех лет. что оказалось допустимым. Для хранения сжиженных газов в твердом состоянии не расходз'ется металл и не требуются дорогостоящие хранилища.

§ 1. МЕТОДЫ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

На газоприемораздаточных (ГПРС) п газонаполнительных станциях (ГНС) операции, связанные с приемом, хранением, перемещением и раздачей сжиженных газов, являются основными технологическими операциями. Они могут

осуществляться путем использования гидростатического напора жидкости между освобождаемым и приемным резервуарами, насосами, компрессорами, нагревом верхнего слоя жидкости в освобождаемом резервуаре и охлаждением жидкости в наполняемом резервуаре, созданием избыточного давления газа в паровом пространстве освобождаемого резервуара путем закачки в него инертного газа. Наряду с этим в настоящее время используются комбинированные методы перемещения: насоснокомпрессорный метод, насосно-испарительный и перемещение насосами с помощью инжекторов.

Рис. 11.1. Схема перемещения сжижен ных газов за счет разности уровней I — транспортная цистерна;^ 2 — стационарная емкость; 3 — баллон.


Использование гидростатического напора

Слпв — налив по этому методу (рис. 11.1) производится с использованием разности уровней между транспортной цистерной п стационарной емкостью. Для производства слива необходимо соединить уравнительной линией паровые пространства емкостей и открыть краны на жидкостной линии. Давления в паровых пространствах емкостей будут равными и жидкость будет переливаться за счет гидростатического напора. Для обеспечения достаточной скорости слива при одинаковых давлениях в емкостях необходимо, чтобы за счет гидростатического напора создавалась разность давлений не менее 0,7—1 кгс/см2. При сливе пропан-бутановых смесей эта величина будет составлять 13—20 м. Если паровые пространства резервуаров не соединены уравнительной линией, то в наиболее худших условиях, когда температура в транспортной цистерне будет на 10—15° С ниже, чем в стационарной емкости, необходимо, чтобы раз-

ность геометрических уровней резервуаров компенсировала и эту предельно возможную разность температур п соответствующую ей разность давлений.

Преимущества перемещения газа за счет разностей уровней следующие: исключительная простота конструктивного оформления; отсутствие механических агрегатов; надежность работы всех устройств; готовность схемы к работе в любое время, вне зависимости от наличия постороннпх источников энергии. Недостатки: возможность использования этого метода только в местностях с гористым рельефом; увеличенные размеры площадки; большие потери газа прп отправленпп его в виде остатков паров в цистернах: продолжительный слив. Поэтому указанный метод, несмотря на свою простоту, не может быть широко использован на практике.

Использование сжатого газа

При наличии вблизи ГПРС плп ГНС источника инертного газа необходимого давления выгодным методом перемещения сжиженного газа из резервуара в резервуар является закачка инертного газа в широкое пространство освобождаемого резервуара. Прпчем инертный газ можно подавать через регулятор давления или компрессором. Прп подаче компрессором давление в сливаемой емкости поднимается до максимального. По мере его падения производится подкачка газа. Еслп температуры в слпваемой и наполняемой емкостях равны, то парциальное давленпе пнертного газа в сливаемой емкости должно только компенспровать гидравлические потери в системе слива, составляющие 1,5— 2.0 кгс/см2. Для создания такого давления в освобождаемую емкость необходимо подать инертный газ объемом

FHH = (1,5-2)F,

где V — объем освобождаемой емкостп в м3.

По окончанпп слпва смесь паров п газа необходимо выпустить в атмосферу или, если эта смесь горючая, — в городской газопровод.

Для перемещенпя сжиженного газа по рассмотренному методу необходимо учитывать растворпмость в нем инертного газа. В качестве основных побудителей перемещенпя рекомендуются газы: технический азот; двуокись углерода и природный газ. При все более увеличивающейся плотности газопроводной сети наиболее выгодным для этих целей мог бы быть природный газ, состоящий на 98,5% из метана. Следует отметить, что растворимость метана в углеводородном газе незначительна. Наличие же в природном газе значительного количества этана, хорошо растворяющегося в пропане и бутане, особенно в зимнее время, может прпвестп к переходу этана в жидкость и к увеличению упругости паров сжиженного газа в емкостп (баллоне) выше допустимых норм при последующем нагреве баллона до нормальной температуры. Поэтому при сливе содержание этана в природном газе не допускается выше 3—5%.

Использованпе природного газа на обычных насосно-компрессорных ГПРС также выгодно, поскольку из-за высокой упругости и отсутствия конденсации паров природного газа резко сокращается расход подаваемого газа на вытеснение сжиженного. К недостаткам следует отнестп большие потери сжиженных газов прп выходе их в атмосферу п необходимость снабжения сжатым газом.

345

¦ИЫИЩиП Г inn j ~    '    :

§ 2. KOiMnoHOBKA П ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОПРИЕМО-РАЗДАТОЧНЫХ СТАНЦИИ

Насосно-компрессорные ГПРС

Основные технологические операции по этой схеме (рис. 11.2) выполняются насосами. Компрессоры используются для отсасывания паров из транспортной емкости после слива продукта, для создания подпора перед насосами, если установлены несамовсасывающие насосы, или для осуществления сливо-наливных операций в случае выхода из строя основных насосов.

Данная схема отличается от описанных выше большей сложностью, высокими энергетическими затратами, капитальными вложениями и эксплуатационными расходами.

рпс. 11.3. Схема насосно-компрессорной станции сжиженного газа.

I — хранилище; 2насос; 3 — испаритель; 4 — железнодорожная цистерна; 5 — теплоноситель; 6жидкостная линия; 7паровая линия.


/ • г Но наполнение

6---7

Рис. 11.2. Схема насосно-компрессорной станцпп сжиженного газа.

1 — хранилище; 2 — насос; 3 — емкость; 4 — компрессор; 5 —железнодорожная цистерна; 6 —-жидкостная линия; 7 — паровая линия.

Насосно-пспарптельные ГПРС

Эта схема (рис. 11.3) отличается от вышеописанной установкой испарителя вместо компрессора. Однако в насосно-испарительных ГПРС в результате установки испарителя снижается примерно на 50% расход электроэнергии и повышается производительность установки за счет непрерывной работы испарителя. В этом случае представляется возможность избежать строительства специальных зданий, так как насосы и испарители можно помещать просто под навесом.

Основные назначения компрессора и испарителя в двух последних схемах принципиально не различаются. И в том и в другом случае прп помощи этих средств в освобождаемую емкость подаются перегретые пары сливаемого сжиженного газа, который, конденсируясь на поверхности жидкости, прогревает ее, в результате чего поднимается давление в паровом пространстве освобождаемой емкости. За счет созданного таким образом перепада давления производится слив. В этом случае насос, как правило, включается периодически по мере падения давления в освобождаемой емкости. Испаритель может подавать пары сжиженного газа в освобождаемую емкость периодически или постоянно. Прп этом сжиженный газ в него подается за счет естественной конвекции из емкости или принудительно насосом.

Компрессорные ГПРС

Все технологические операции выполняются только компрессорами. Несмотря на удобство (однотипное оборудование) и надежность этой схемы, ее энергетические затраты по сравнению с энергетическими затратами насосно-компрессорных ГПРС примерно на 40% выше, так как установленная мощность компрессоров^обычно в 2,5—3.5^'раза больше установленной мощности насосов.

Испарительные ГПРС

На этих станциях вместо компрессоров применяются испарители. Поэтому испарительные ГПРС выгодно отличаются от компрессорных ГПРС своей простотой, удобством обслужпванпя, низкими энергетическими затратами и капитальными вложениями. Однако вопрос удаления остаточных паров из транспортных емкостей здесь не решен. Особенно выгодно применять данную схему, когда доставка сжиженного газа осуществляется по магистральному газопроводу и есть источник тепловых отходов (горячая вода, пар).

Насосные ГПРС

Перемещение ^жиженных газов с помощью только насосов является довольно1 интересным с точки зрения надежности, удобства, простоты, малых энергетических затрат п капитальных вложений. Однако для этого необходимо решить вопрос о создании специальных самовсасывающих насосов или создать условия, при которых насосы всегда находились под действием гидростатического напора столба жидкости. Кроме того, отечественная промышленность выпускает железнодорожные цистерны только с верхним сливом сжиженного газа, что затрудняет применение чисто насосной схемы слпва.

Рпо. 11,4. Перемещение сжиженного газа насос-но-инжекторным методом.

1    —способ отсоса инжектором паров из сепаратора и подъема за счет этого жидкости на высоту;

2    — способ создания избыточного давления во всасывающем патрубке насоса; 3инжектор; 4сепаратор; 5 — насос; 6 — линия рециркуляции; 7 — запорный вентиль; 8 — вентиль для залива

жидкости.


Насосно-инжекторные ГПРС

Схема станций сжиженного газа, в которой используется насосно-инжекторный способ перемещения продукта, представлена на рис. 11.4.

Инжектор работает с помощью части жидкости (до 40—60%), подаваемой насосом 5.

В схему включен напорный сосуд 4, который служит для постоянного залива жидкостью всасывающего патрубка насоса и сепарации паровой и жидкостной фаз после инжектора. Данная схема имеет замкнутое кольцо циркуляции сжиженного газа по пути: резервуар — инжектор — напорный сосуд — насос — наполнительная рампа (другой резервуар, куда перекачивается жидкость) — резервуар. В этой схеме насос работает в области относительно постоянного и потому згстойчпвого режима, независимо от интенсивности разбора сжиженного газа на рампе.

Преимущество метода перекачки с помощью насосов — меньший расход энергии при перекачке. Недостатки метода: необходимость наличия источника энергии; сложность схемы обвязки насосов и пуска их в разные периоды года; ненадежность работы (срывы работы насосов); большие эксплуатационные затраты по ремонту для существующих насосов; большие потери газа на включение насосов и ликвидацию срыва работы их (продувка насосов с выпуском паров); необходимость прекращать наполнение баллонов при заправке автоцистерн или иметь дополнительные насосы; невозможность полностью удалить жидкость и пары из железнодорожных цистерн прп сливе; большой расход энергии (непрерывная работа в течение всего рабочего временп станции); низкий к. п. д. насосов; непригодность насосов, используемых для наполнения баллонов, для слива цистерн (небольшая производительность).

§ 3. ПРОЦЕССЫ СЛПВА — НАЛПВА СЖПЖЕННЫХ ГАЗОВ

Рассмотрим истечение сжиженного углеводородного газа из горизонтально-цилиндрического резервуара 1 диаметром Dx и длиной Ьг (рис. М.5) в такой

же резервуар диаметром D% и длиной L2 через сливной трубопровод площадью поперечного сечения / и приведенной длиной /пр. В резервуаре создано давление рсъ, при закачке в его паровое пространство инертного газа. По мере освобождения резервуара давление падает. Предположим, что парциальное давление паров сливаемого продукта остается на прежнем уровне. Тогда уменьшение давления смеси паров будет происходить только за счет уменьшения парциального давления инертного газа.

рие. 11.5. Схема сжиженного газа (углеводородного) из резервуара.


В резервуаре 2 давление р2 остается постоянным (принимается, что резервуарный парк пмеет газоуравнительную систему).

Предположим, что ось z направлена в сторону движения нефтепродукта. За время dx уровень в резервуаре 1 понизится на dzx и из него вытечет некоторое количество нефтепродукта:

со dz -- ц/ У2gz dx,    (11.1)

где jx — коэффициент расхода; со — площадь зеркала продукта в освобождаемом резервуаре:

со = 2Lil/z (?>! — %).    (Ц.2)

Активный напор z получаем из схемы слива (рис. 11.5):

г = П-Ох-^-гг)-±L + _p__*    .3)

гж \ж \ж

гДе Ри — парциальное давление инертного газа в резервуаре 1; рп — парциальное давление паров нефтепродукта; уж — удельный вес жидкости ж = = Рж?)-

Исходя из равенства объемов слитой пз резервуара 1 и поступившей в резервуар 2 жидкости, выразим z2 через zx; заменим в уравнении (11.3) рп, вы-разпв его из уравнения состояния, п. подставив значення (11.2) и (11.3) в формулу (11.1), решим его относительно dx:

и/ у 2g L V (0l — -'i) (-lb — azf — с)

где

I _ DiL\

D,L, '•

z1H — недоливаемый уровень нефтепродукта в освобождаемом резервуаре; z — начальный уровень нефтепродукта в наполняемом резервуаре; Z — коэффициент сжимаемости; G — вес инертного газа; R — газовая постоянная.

Интегрирование уравнения (11.4) приводит к эллиптическим интегралам первого и второго рода.

После интегрирования и соответствующих преобразований имеем:

(11.5)

где F и E — эллиптические интегралы первого и второго рода;

Ъ

С

к — модуль эллиптических интегралов

<р — амплитуда эллиптических интегралов

у = а — (Р — a) sin2 ср.

При полном освобождении резервуара 1 и z1K = 0 формула (11.5) примет

вид

(11.5а)

В формулах (11.5) и (11.5а) индексы «в» и «н» означают соответственно «верхний» и «нижний», а фк определяется из выражения

фн — arcsm

Если слив сжиженного газа идет прп рсм = const, то qp = 0; а = 0; 7 = re. Тогда при направлении оси z вверх формула (11.5) переходит в формулу М. С. Илембитова:

т =

где    _

к = У-j— ; p(x) = x(i — x)(n — x); х =

ч

Di


Пример 11.1. Определить время истечения н-Бутана из горизонтальноцилиндрического резервуара в такой же резервуар, имеющий = 2,6 м; Ьх = 10,1 м; Тг = Т2    =    5° С;    pCi, = 7 кгс/см2; р2    = 1,2 кгс/см2;    у =

= 595 кг/м3; а = 2; Ъ    =    3,24;    / = 0,00785 м2; |х = 0,18.

Вытеснение производится    метаном: G = 53 кг;    R =    52,9 (кгс-м)/(кг • К);

Z = 0,98; а = 1,388;    р    = 1;    у = 2,12; п = 0,625;    <р =    2,785; фн =    49°15';

я

Фв=Т-

По таблицам функций F (А-. -^-) = 2.034; Е (к. у) = 1,261; F (к, -у) =

= 0,93; Е (к, фн) = 0,7905.

Решение. По формуле (11.5а) т = 33,6 мин.

Расчет конструктивных примеров позволяет выявить зависимость времени освобождения резервуара от начального перепада давлений.

Анализируя эту зависимость, можно сделать вывод, что перепад давления выше 4—5 кгс/см2 существенного сокращения времени слива не дает. Поэтому следует принимать перепад равным 2—4 кгс/см2.

Рассмотрим компрессорный способ слива сжиженного газа пз резервуара компрессор нагнетает пары сливаемого газа в паровое пространство емкостп до определенного давления, одновременно происходит слив жидкости.

Для решения поставленной задачи необходимо рассмотреть уравнение теплового баланса спстемы пар — жидкость — металл емкостп и уравнение материального баланса.

Уравнение теплового баланса спстемы связывает тепло, подведенное к системе извне, с изменением теплосодержания каждого элемента системы в отдельности.

Уравнение материального баланса устанавливает связь между количеством поданного в емкость пара, количеством слитой за время работы компрессора жидкости с изменением массы пара и жидкости в емкостп.

При совместном решении уравнений теплового и материального баланса принято:

1)    вследствие постоянства объема емкостп скорости изменения объемов жидкости и пара равны;

2)    скорость изменения температуры металла равна скорости изменения температуры пара;

3) скорости изменения физических параметров жидкости и пара при помощи частных производных связаны со скоростью изменения давления в емкости.

В результате имеем:

w -f и- к-г • - рп+т1

+    (H.e,

где

а = р    у    = cG^A\

' op    op    ’    '    ар    *

Р-    "'г;    '7и    «;,/-'(7'м- 7\,)т;    ¦    .

М" и Л/' — масса поданного пара и слитой жидкости; Ти и Т0 — температуры металла и окружающей среды; G п с — вес п теплоемкость металла емкости; F — поверхность резервуара: т — время нагнетания.

Значения плотностей, объемов п энтальпии жидкости и пара являются

первоначальными. Значения коэффициентов-^-    интервале    температур    от

О до 30" С могут быть приняты постоянными. Они легко определяются из соответствующих таблиц и диаграмм. Температура металла с достаточной степенью точности может быть принята равной среднеарифметической температуре пара за время нагнетания.

В формуле (11.6) первый член равенства выражает расход пара на заполнение объема, ранее занятого жидкостью, второй и третий — на изменение теплосодержания жидкости и пара, четвертый — на теплоотдачу в окружающую среду. Если процесс слива производится таким образом, что прогреванию подвергается не вся масса жидкости, а только ее верхний незначительный слой,

то, приняв = 0 и = 0, получпм

АТ" = — 1Т' _ fnV" v\ (р'^р1’) Ар _ уп др“ (t'p' — i"p")    _    р'~р"    (Л л п\

о'    (    " р" (?"— i")    ‘    ар    p'(t" — i')    ¦ q° р' (?" — ?')

Пример 11.2. Определить расход паров на слив пропана из автоцистерны АЦЖГ-12-200В. Степень заполнения цистерны / = 0,83; G = 5000 кг; с = = 0,105 ккалДкг • °С), температура t' = 0; С: t0 = —1° С; V" = 2,18 м3; V' = = 12 м8; рн = 4.9 кгс/см2; рк = 8,5 кгс/см2; а = 260-10-4 ккал (кгс-м); Р = = 1503 ¦ 10~4 ккал (кгс-м); *> = 2260-10”4 (ккал-м2)/кгс; q0 = '1140 ккал. Решение.

ip' — ?”р' _ 23 ¦ 529- ИЗ • 10,28_= Q

p’(i’-i')    529-90

р' — р" 529— 10.28

* 0,0109;

р'(?' — ?')    529-90

у    (2.18 • 2 -12 • 7.28) 10'4 = 83,04 • 10'4.

ор    ор    к    ’

По формуле (Г1.6) М" = 961.15 кг; по формуле (11.7) М" = 156,25 кг. При прогреве всей массы жидкости расход пара увеличивается прямо пропорционально отношению начального объема жидкости к начальному объему пара.

При компрессорном способе перемещенпя сжпженных углеводородных газов в паровое пространство освобождаемой емкостп нагнетают пары этого же газа, давление которых доводят до необходимой для перемещенпя велпчпны. По достижении заданного давленпя подача пара прекращается. Слив производится при уменьшающемся давленпп в паровом пространстве. Причем нпж-ний предел давления не должен быть меньше заранее заданной определенней величины. Вопрос о том, какое количество жпдкостп может быть слито за время падения давления от максимальной до минимальной велпчпны. имеет большое практическое значение. С одной стороны, это дает возможность определить удельный расход паров для перемещения жпдкостп. т. е. отношение массы поданного пара к массе елптой жпдкостп. С другой стороны, прп заданной производительности елпво-наливных операций решение этого вопроса определит интенсивность работы компрессорной установки.

Для решения поставленной задачп рассмотрены уравнения теплового баланса системы пар — жидкость — металл емкости п уравнение материального баланса емкости.

Уравнение теплового баланса системы связывает тепло, подведенное к системе извне, с изменением теплосодержания каждого элемента системы в отдельности. Причем тепло внутреннего теплообмена принято равным нулю.

Уравнение материального баланса устанавливает связь за время падения давления от максимальной величины до минимальной с изменением массы пара и жидкости в емкости.

В результате имеем:

(11.8)

где

М' — количество елптой жпдкостп: Гм п Т0 — температуры металла емкостп и окружающей среды; G и с — вес металла емкостп и его удельная теплоемкость; F — поверхность резервуара: т — время слива.

Значения плотностей, объемов п энтальппй пара п жпдкостп равны значениям в конце нагнетания и в начале слпва.

Значения коэффициентов п ~ в интервале температур от 0 до 30г С могут

быть приняты постоянными. Они легко определяются из соответствующих таблиц и диаграмм. Температуру металла с достаточной степенью точности можно принять равной среднеарифметической температуре пара за время слпва.

Если подача пара в паровое пространство резервуара производилась таким образом, что прогревался только ее верхний незначительный слой. то. прпняв

М' = (аУ* - у)


Р'-Р"

Пример 11.3. Определить количество слитого сжиженного пропана пз автоцистерны АЦЖГ-12-200В. Степень наполнения ср = 0,57; V" = 6 м3; Г' = 8 II3: G = 5000 кг: с = 0.105 ккал(кг-Х); t' = 0; С; t0 = 1° С; рн = = 8,5 кгс/см2; рк = 5.5 кгс/см2:    а = 281.3-10“ 4 ккал/'(кгс -м); 7 = 2360 X

хЮ"4 (ккал-м2)/кгс; q0 = 2500 ккал;


;'р' — jncs" 23 ¦ 529—118 ¦ 1 /.о

Подставив цифровые значения величин в формулу (11.8), получим М' =

4643 кг.

§ 4. КОМПОНОВКА II ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ

Для бесперебойного снабжения сжиженным газом в районах потребления создается система распределения сжиженных газов.

Основными производственными звеньями спстемы распределения являются кустовая база или газораздаточная станция (ГРС) и транспортные средства.

Кустовые базы и газораздаточные станции сжиженного газа предназначены для приема, хранения и наполнения сжиженным газом баллонов и автоцистерн. а также для доставки их коммунально-бытовым и промышленным потребителям.

Газораздаточные станции сжиженного газа сооружаются по типовым проектам пропускной способностью 3000. 6000 ц 12 000 т/год и кустовая база сжиженного газа пропускной способностью 25 000 т/'год.

В состав газораздаточных станций входят наполнительный цех, хранилища сжиженного газа, эстакада для слива сжцженного газа из железнодорожных цистерн, автомобильные весы, блок вспомогательных по.мещений, трансформаторная подстанция, пожарный резервуар объемом 400 м3, резервуар для питьевой воды на 50 м3 или водонапорная башня, эстакада для мойки машин.

В состав кустовых баз сжиженного газа кроме указанных сооружений входят насосно-компрессорный цех. прирельсовый материальный склад, погрузочно-разгрузочная площадка для баллонов и бензозаправочный пункт. В наполнительном цехе кустовых баз установлен карусельный агрегат для механизированного наполнения баллонов. Как правило, кустовые базы не имеют автомобильных весов для взвешивания автомобильных и железнодорожных цистерн.

Отличительной чертой кустовых баз сжиженных газов является их способность обеспечивать газом определенный экономический район (область, край, республику). Газораздаточные станции, являясь объектами городского газового хозяйства, способны снабжать газом отдельный населенный пункт или очень незначительное количество таких пунктов, близко расположенных друг от ДРУга.

На кустовых базах и газораздаточных станциях сжиженного газа производятся следующие технологические операции:

прием сжнженного газа;

слив сжиженного газа в хранилища;

хранение сжиженных газов в емкостях хранилищ, автоцистернах, баллонах

и т. д.;

слив из пустых и неисправных баллонов неиспарпвшихся остатков; розлив сжиженного газа в баллоны, автоцистерны п передвижные емкости; транспортировка сжиженного газа в баллонах п по трубопроводной сети (внутренней и внешней);

прием пустых и выдача наполненных баллонов;

ремонт и переосвидетельствование баллонов, передвижных емкостей и автоцистерн;

компаундирование сжиженных газов разных составов с целью улучшения качества нефтепродукта;

заправка автомашин, работающих на сжиженном газе; определение качества сжиженного газа.

Площадки для газонаполнительных станцпй выбираются на открытой местности. Жилые, коммунальные и промышленные объекты, прилегающие к станции, должны быть расположены со стороны господствующих ветров.

Расстояние между резервуарами, устанавливаемыми на базе хранения сжиженного газа газораздаточных станций, и зданиями пли сооружениями, не относящимися к газораздаточной станции, должно определяться в зависимости от размеров резервуара (табл. 11.1).

Таблица 11.1 Расстояние от резервуаров до сооружений

Общий объем резервуаров, м*

Максимальный объем одного резервуара, м*

Расстоя от резе

наземных

зие (в м) рвуаров

подземных

До 200

25

100

50

201—500

50

200

100

- 501—1000

100

300

150

1001—2000

100

400

150

2001—8000

Более 100

500

200

Примечание. Расстояния от газораздаточной станцпй с наземными резервуарами до мест скопления людей—стадионы, парки культуры, выставки и театры (Свыше 800 зрителей)—должны приниматься в 2 раза больше указанных.

Расстояния от стационарных емкостей до зданий п сооружений этой же станции также нормируются и должны быть не менее величин, указанных в табл. 11.2.

Подземное расположение резервуаров или установка их с обсыпкой может быть рекомендована лишь для тех случаев, когда отсутствует возможность обеспечить требуемые разрывы. Расстояния в свету между наземными резервуарами должны быть не менее диаметра наибольшего пз рядом стоящих резервуаров, а при диаметре их до 2 м — не менее 2 м. Расстояние между подземными резервуарами должно быть не менее 1 м. Наземные резервуары устанавливают группами; объем группы резервуаров не должен превышать 2000 м3. Прп объеме группы до 200 м3 расстояние между ними должно быть не менее 5 м, при объеме от 200 до 700 м3 — не менее 10 м, а при объеме от 700 до 2000 м3— не менее 20 м. Расстояния считаются между внешними образующими резервуаров.

Таблица 11.2

Расстояния от резервуаров до зданий и сооружений

Здания п сооружения

Расстояние (в м) от емкостей

наземных

подзем

ных

Здания насосно-компрессорного п наполни

10

10

тельного отделении............

Железнодорожные пути для слива сжижен

15

ного газа (до крайнего рельса)......

20

Автомобильные дороги (до обочины) ....

10

10

Автозаправочные колонкп .........

30

20

Котельная, гараж, мастерская, материальный

склад ..................

50

30

Контоюа и прочие здания .........

30

30

Прп размещении наземных резервуаров в два п более рядов расстояние между рядами должно быть не меньше самого длинного резервуара, но не менее

10 м. Каждая группа наземных резервуаров должна пметь обваповку высотой не менее 1 м на полный пх объем.

§ о. РАЗДАТОЧНЫЕ БЛОКП И КОЛОНКИ

Подача сжпженного газа пз стационарных емкостей в наполнительное отделение для заполненпя баллонов сжиженным газом п на колонки для заполнения автоцпстерн производится насоса.мп по сетп стационарных трубопроводов.

В зависимости от заданной пропзводптельностп наполнительного отделения на налпвноп рампе устанавливают посты налпва баллонов. Каждый пост оборудуется медпцински.мп весами B2U-150 пли ВПП-150 для взвешивания баллонов с сжиженным газом, так как количество газа в баллоне определяется по весу.

Установленный на весы баллон присоединяют к наполнительной рампе п взвешивают. Определяют показания весов с учетом веса необходимого количества жидкого газа п производят наполненпе. После наполнения записывают в журнал номер баллона, дату наполнения, состояние баллона, дату последнего освпдетельствованпя. объем баллона, массу залптого газа в килограммах и наименование газа.

Для ускорения налпва баллонов сжпженны.м газом разработаны карусельные установки, которыми оборудуются кустовые базы. Баллоны специальным краном устанавливают на рольганг, по которому они поступают в наполнительное отделенпе на транспортер карусельной установки. В систему наполнения баллон включается вручную. Оператор на дисковом циферблате устанавливает заданный вес газа п включает отсекатель. который прекращает поступление газа в баллон прп фпкспрованпп заданного веса.

Наполненпе автоцистерны сжиженным газом производится через заправочную колонку. В шкафу наполнительной колонкп размещены запорные вентили паровой п жпдкой фаз. Там же располагаются отвод свечи, манометры и счетчик.

На конпе заправочного шланга закреплено присоединительное устройство для подключения к автоцпстерне.

Баллоны под сжиженный газ предназначены для транспортировки, хранения, регазификации и раздачи сжиженных углеводородных газов потребителям. Отечественная промышленность выпускает баллоны объемом 5,27, 30, 40, 50, 55 л, баллоны для автомашин 112 и 250 л, а также малолитражные баллоны объемом 1,4 и 5 л. Баллон состоит (рпс. 11.6) из сварной обечайки 1, двух штампованных днищ 2, защитного колпака или воротника 3, горловины 4, подкладных колец 5, башмака 6. В горловину вворачивается вентиль угловой или клапанного типа.

В баллонах объемом 5, 12, 27, 50 и 80 л вместо колпака применяют защитный воротник. Конструкция воротника позволяет улучшить ц упростить процессы механизации наполнения и ремонтных работ, а также дает возможность устанавливать баллоны друг на друга, что уменьшает площадь хранения и перевозки.

лона объемом 50,5 л для сжиженного газа.


Каждый баллон должен быть окрашен масляной или эмалевой красной 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 горловпны должны быть четко выбиты следующие данные:

наименование или марка завода-изготовителя; тип баллона; номер баллона;

фактический вес баллона в килограммах (для баллонов объемом до 8 л с точностью до 0,1 кг, для баллонов объемом свыше 8 л с точностью до 0,2 кг);

дата (месяц и год) изготовления и следующего освидетельствования;

пробное гидравлическое давление рпр в кгс/см2; рабочее давление рр в кгс/см2; объем баллона в литрах (для баллонов до 5 л включительно — номинальный, для баллонов от 5 до 55 л — фактический с точностью до 0,2 л, для баллонов свыше 55 л — в соответствии с ТУ на изготовление);

клеймо ОТК завода-изготовителя (круглой формы диаметром 10 м).

Место на баллонах, где выбиты паспортные данные, должно быть покрыто бесцветным лаком и обведено белой краской в виде рамки. На баллонах объемом менее 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 газа, помещаемого в баллоне, определяется его объемом, условиями эксплуатации и физическими свойствами. Баллон, наполненный сжиженным газом несколько больше нормы, при нагревании может быть подвергнут внутреннему давлению больше допустимого. Перегрузка баллона сжиженным газом больше нормы может произойти прп 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 вес Г. Вес Г определяется суммой весов газа G, который может быть загружен в баллон, порожнего баллона Т, вентиля В, раздаточного приспособления П;

Y = G~T-B-U.    (11.10)

Загрузка баллона газом прекращается автоматически, как только на шкале прпбора будет зафиксирован установленный вес. Количество сжиженного газа, загруженное в баллон, всякий раз будет разное. Это зависит от того, соответствовали ли действительным веса порожнего баллона, вентиля н раздаточного приспособления, которые были определены ранее. Отсюда абсолютная ошибка количества газа, который может быть загружен в баллон, определяется ошибками прп взвешивании Г. порожнего баллона, вентиля и раздаточного приспособления:

dG^ dX dT dB — сЩ.    (11.11)

Эту ошибку назовем ошибкой дозирования. Абсолютными ошибками веса вентиля и раздаточного приспособления по сравнению с абсолютными ошибками Г и порожнего баллона можно пренебречь, так как их величины отличаются примерно на один порядок.

Так, для баллона объемом 50 л точность взвешивания вентиля и раздаточного приспособления ±5 г (прп взвешивании на весах ВТЦ-10); точность взвешивания Г и порожнего баллона соответственно ±65 и ±45 г (при взвешивании на весах ВМ-150). Следовательно, в основном абсолютная ошибка дозирования будет    определяться ошибками прп взвешивании    Г и Т:

dG==dY±dT.    (11.12)

В неблагоприятном случае знаки абсолютных ошибок dT и dT совпадают, а величина пх суммы образует перегрузку газа в баллоне сверх нормы наполнения.

Перегрузка баллона сжиженным газом может произойти не только в результате ошибки дозирования, но и от неточности изготовления баллона. Объем отдельного баллона вследствие неточности изготовления отличается на некоторую величину от номинального объема баллона данного типа. Объем отдельного баллона может быть и меньше номинального объема. Возьмем отрицательный случай.    Баллон    перегружен сжиженным газом    против    нормы    на    величину

абсолютной    ошибки    дозирования, а объем баллона    меньше    номинального. Для

этого можно записать следующее неравенство:

G~d G>(Y — dY) р,    (11.13)

где G и I — соответственно количество газа, которое .может быть помещено в баллон с    номинальным объемом, и объем баллона,    равный    номинальному;

dG и dV —    соответственно абсолютные ошибки дозирования и    объема    баллона

при изготовлении: р — приведенная плотность загрузки, равная частному при делении .массовой нормы наполнения баллона на его номинальный объем.

Для безопасной эксплуатации этого баллона количество газа, отпускаемое дозатором, надо уменьшить, чтобы даже прп наибольшей ошибке дозирования и объеме, меньшем номинального, это количество газа соответствовало норме наполнения баллона. Тогда .можно записать следующее соотношение:

Gz-dG = (V-dV) р,    (11.14)

где Сд — количество газа, на отпуск которого должен быть отрегулирован дозатор. пли допустимая норма наполнения.

357

¦...................................................I..................................................г ' и yl'Hliii'MMM

В


Отсюда допустимая норма наполнения находится как разность между нормой наполнения баллона с номинальным объемом п выражением (dG — dFp), которое является максимальной абсолютной ошибкой прп заполнении баллона сжиженным газом:

Gn — Vp — ^dG-^dVp).    (11.15)

Заполнение баллонов сжиженным газом производится с точностью, которая обусловливается точностью измерительного прибора п точностью, с которой изготовлен баллон. Возьмем в качестве показателя точности прп заполнении отдельного баллона среднюю квадратическую абсолютную ошибку сг3. которая через аналогичные ошибки дозирования сгд и объема баллона прп изготовлении ay определяется по формуле

«Та = V СГ| — (<TvP)*-    (11.16)

Максимальная абсолютная ошибка прп заполнении может быть больше средней квадратичной ошибки. Если дозатор отрегулирован на отпуск количества газа меньше нормы наполнения только на величину точности при заполнении, то вероятность перегрузки баллона сжиженным газом будет значительной. Следовательно, необходимо определить величину, на которую надо уменьшить норму наполнения, чтобы обеспечить достаточную надежность от перегрузки баллона газом. Степень надежности от перегрузки может определяться доверительной вероятностью. Например, возьмем степень надежности, которой соответствует доверительная вероятность, равная 0.9999. Это из 10 ООО наполненных баллонов только у одного возможна перегрузка. Максимальная ошибка, на которую следует уменьшить норму наполнения пли доверительный интервал, в этом случае будет равна 3,9 сг,. Для этого допустимая норма наполнения определится из выражения

сд = 7р —З.9а3. '    (11.17)

Для определения максимальной абсолютной ошибки прп заполнении был проведен эксперимент с десятью баллонами объемом 50 л. У первых пяти баллонов был измерен объем и вычислена средняя квадратичная ошибка объема отдельного баллона, которая оказалась равной 0.35 л. Следующие пять баллонов были заполнены сжиженным газом (пропаном) и взвешены на весах ВМ-150. Вычисленная прп этом средняя квадратичная ошибка дозирования .оставила

0,22 кг. Определяя среднюю квадратичную абсолютную ошибку п>д заполнении (при этом допускается, что выше обе квадратичные ошибки вычислялись для одних и тех же пяти баллонов), получаем сг = 0.27 кг. .Максимальная ошибка при заполнении с доверительной вероятностью 0.9999 для этпх баллонов равна 3,9 сг3, или 1 кг. Отсюда норму наполнения 21 кг пропана, вычисленную для баллона с номинальным объемом 50 л. надо уменьшить на 1 кг. Тогда можно быть уверенным с принятой степенью надежности, что количество газа, отпускаемое в баллоны, не превысит нормы наполнения каждого отдельного баллона.

Вследствие плохой регулировки прибор, отпускающий газ, может завышать или занижать норму наполнения на какую-то постоянную для этого прибора величину. Эта постоянная величина называется систематической абсолютной ошибкой дозирования. Исключить постоянную перегрузку пли недогрузку баллонов можно, если дозатор отрегулировать так, чтобы систематическая ошибка дозирования стала в несколько раз меньше ошибки прп заполнении и ею можно было бы пренебречь.

Если регулировка прибора по условиям эксплуатации затруднительна, то при установке веса на шкале прибора, по которому производится прекращение заполнения баллона, каждый раз необходимо учитывать систематическую абсолютную ошибку дозированпя.

Так, прп экспериментальном заполнении баллонов на весах ВМ-150 средний арифметический вес сжиженного природного газа, приходящийся на баллон, был равен 21,56 кг, хотя вес газа, помещенного в баллоне, при котором должно было происходить прекращение налива, брали равным 21 кг. В этом случае абсолютная величина систематической ошибки равна 0,56 кг.

Путем тшательной регулировки пневматической системы, при помощи которой осуществляется прекращение налива сжиженного газа, можно добиться, что средний арифметический вес газа, дозируемого в баллоны, будет приблизительно равен норме наполнения, на которую регулируется прибор.

В качестве примера сделаем расчет допустимых норм наполнения пропаном баллонов объемом 12. 27 и 55 л. Нормы наполнения баллонов пропаном могут быть вычислены без учета ошибок дозирования и объема отдельного баллона при заданной расчетной температуре. Для таких баллонов при условии, что расчетная температура -г65° С, нормы наполнения соответственно равны 5,

11,5 и 23,3 кг. Кроме того, следует пметь в виду, что объем баллонов от 5 до 55 л выдерживается прп их изготовлении с точностью до 0,2 л. Точность взвешивания порожних баллонов объемом выше 8 л на заводе-изготовителе равна 0,2 кг. Точность взвешивания на весах ВМ-150 баллонов объемом 12, 27 и 55 л, заполненных сжиженным газом, соответственно равна 45,45 и 75 г.

1.    Вычислим возможные ошибки дозирования для каждого типа баллонов п о формуле, ориентируясь на точность взвешивания порожних и заполненных газом (р = 425 кг/м3) баллонов: для баллонов объемом 12 и 27 л

dG = 0,045 — 0,2 = 0,245 кг; . для баллонов объемом 55 л

dG = 0,075 — 0,2 = 0,275 кг.

2.    Вычислим среднюю квадратичную ошибку количества газа при заполнении баллонов по формуле, считая, что вычисленная ошибка дозирования и точность объема прп изготовлении равны соответствующим средним квадратичным ошибкам:

для баллонов 12 и 27 л

о3 = ]/"(0,245)2 — (0,2 • 0.425)2 = 0,26 кг; для баллонов объемом 55 л

' <т3 = 1/(0,275)’2 - (0,2 • 0,425)2 = 0,29 кг.

3.    Величина допустимой нормы наполнения вычисляется при максимальной ошибке 3.9 ст3 с доверительной вероятностью 0,9999:

для баллонов объемом! 2л

G-, = 5 — 3,9-0,26 = 4,0 кг; д л я б а л л о н о в о б ъ е м о м 27 л

б’д = 23,3 — 3,9 - 0,29 = 22,2 кг.

Если эксплуатируемые баллоны имеют другую расчетную температуру (допустим большую, чем -Ь65" С), то величины максимальных ошибок будут меньше вычисленных, так как в формуле (11.16) плотность загрузки, соответствующая расчетной температуре, уменьшится.

В этом случае допустимая норма наполнення также будет другой, гак как максимальное количество газа, которое можно поместить в баллон без учета ошибок дозирования и объема отдельного баллона, будет меньше (оно будет соответствовать новой расчетной температуре).

В настоящее время на газонаполнительных станциях баллоны заполняют сжиженным газом до максимальной нормы. Опасность перегрузки баллонов сжиженным газом вследствие абсолютных ошибок дозирования и объема отдельного баллона при изготовлении не учитывается.

При учете всех факторов, влияющих на перегрузку баллонов сжиженным газом, можно определить допустимые нормы наполнения баллонов каждого типа, чтобы обеспечить их безопасную эксплуатацию. Особую трудность при этом будет представлять определение доверительного интервала при количестве газа, на которое надо уменьшить норму наполнения. Эта величина наиболее точно может быть установлена на основаннн статистического материала.

§ 7. ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

В связи со значительным ростом производства сжиженных углеводородных газов и их использования проблема транспорта этих газов от мест выработки до районов потребления приобретает первостепенное значение. Транспорт сжиженных газов от пунктов выработки к местам потребления может быть классифицирован по видам применяемых для этого средств:

1)    железнодорожные цистерны;

2)    автомобильные цистерны;

Таблица 11.3

Основные данные железнодорожных цистерн для сжиженных газов

Показатели

Геометрический объем, м3

о 1 *

5 4

60 44

Полезный объем, м3........

43

46

54

Максимальная рабочая температура

нефтепродукта, ;С .......

-f-50

—50

•4-50

Давленпе, кгс/см:

рабочее ............

20

20

3

прп гидравлическом пспытанпп

30

30

12

Вес цистерн (с ходовой частью), кг

36 132

36 815

36 809

* Для пропана. ** Для бутана.

3)    обычно бортовые и специальные автомашины, перевозящие баллоны или другие сосуды;

4)    трубопроводы;

5)    морские и речные суда.

Наиболее широкое распространение в Советском Союзе для перевозки сжиженных газов по железной дороге получили однобарабанные цистерны объемом 51 и 54 м3, основные данные которых приведены в табл. 11.3.

В железнодорожных цистернах для сжиженных газов большого объема резервуар является несущей конструкцией — рамой, к которой при помощи опорных устройств крепят ходовые тележки. Увеличение объема цистерны позволяет уменьшить удельную затрату металла и повысить экономичность железнодорожных перевозок сжиженного газа.

В практике газоснабжения широкое применение получили автоцистерны АЦЖГ'4-164 объемом 4 м3, смонтированные на шасси автомобилей ЗИЛ-130. На заднем днище вварены люк с комплектом приборов и указатель уровня сжиженного газа (водомерная стеклянная трубка). Арматура для наполнения и слива сжиженного газа помещена в нижней части заднего днища цистерны.

Техническая характеристика цистерны АЦЖГ-4-164

Объем резервуара, м3;

Морской и речной транспорт сжиженных газов в специально для этого приспособленных судах получил значительное распространение за рубежом. В ряде стран накоплен значительный опыт по таким перевозкам.

Широко используется морской транспорт сжиженных газов в Италии, Дании, Японии, Англии, Голландии и других странах. Большие количества сжиженных газов перевозят из США и стран Южной Америки через Атлантический океан в Европу.

Грузоподъемность некоторых танкеров достигает 12 000 т и более. Емкости обычного типа для сжиженных газов, размещаемые на судне, имеют преимущественно цилиндрическую форму; в эксплуатации находятся также сферические емкости. В 1964 г. в США был сооружен танкер «Пол Эндикот» для перевозки сжиженного газа в Англию грузоподъемностью 14 000 т пропана. Сжиженный пропан на танкере заливают в изотермические емкости.

Как показывает зарубежный и отечественный опыт, трубопроводный транспорт сжиженных газов весьма практичен и в ряде случаев оказывается экономически наиболее приемлемым по сравнению с другими видами транспорта.

Различают в основном два метода передачи сжиженных газов по трубопроводам: по специально предназначенному для этого трубопроводу и комбинированный с использованием трубопровода для последовательной перекачки сжиженного газа с другими светлыми нефтепродуктами.

Соединенные штаты Америки обладают наиболее развитой сетью трубопроводов для транспорта сжиженных газов на большие расстояния. Магистральный трубопровод протяженностью 400 км. проложенный между городами Вуд-Ривер и Чикаго, эксплуатируется с 1940 г. и используется для перекачки сжиженных газов и других легких продуктов перегонки нефти. Станция перекачки производительностью 3000 м3/сут каждая расположены примерно через каждые 130 км. На станциях установлены центробежные четырехступенчагые насосы, приводимые в движении шестицилиндровыми газовыми двигателями мощностью по 200 л. с. Топливом для двигателей служит бутан, перекачиваемый по магистрали.

§ 8. ОБСЛУЖИВАНИЕ ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ

Эксплуатация газонаполнительной станции допускается после получения на это специального разрешения органов Госгортехнадзора п Государственного пожарного надзора. К работе на газонаполнительной станцпп допускаются лица, прошедшие курс подготовки по соответствующей специальности, имеющие удостоверение о сдаче экзаменов и знающие правила техники безопасности.

На газонаполнительной станции осуществляется хранение сжиженного газа; причем количество газа на станции должно быть таким, чтобы обеспечить бесперебойное снабжение обслуживаемых потребителей.

В процессе обслуживания газонаполнительной станции производится контроль за состоянием газовых установок потребителей, испытание и ремонт баллонов, автоцистерн, арматуры и т. д.

Резервуары газонаполнительной станции подвергаются периодическому техническому освидетельствованию и гидравлическому испытанию. Внутренний осмотр и испытание резервуаров должны проводиться один раз в шесть лет. Полный осмотр резервуара осуществляется один раз в три .месяца.

Профилактический осмотр и ремонт насосов и компрессоров производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Профилактический осмотр компрессора осуществляется один раз в три месяца, ремонт — один раз в шесть месяцев. Кроме того, проводится регулярная проверка запорной арматуры, приборов, весов, шлангов и т. д.

§ 9. ТРУБОПРОВОДЫ, АРМАТУРА И ШЛАНГИ

Стационарные емкости для хранения и выдачи сжиженных газов и их паров всегда оборудуются следующими трубопроводными системами:

1)    налива и слива жидкости;    ;    •

2)    отбора и подачи паров;

2) предохранительных клапанов;

4)    продувок;

5)    измерительных устройств и автоматики.

Кроме того, в парках емкостей прокладывают трубопроводы для подачи водяного пара и отвода парогазовой смесп продувок емкостей при ремонте.

Все трубопроводы, которые постоянно или периодически находятся под давлением жидкости или ее паров, должны быть рассчитаны на давление 20 кгс/см2. Соединения элементов трубопроводов выполняются преимущественно сваркой.

В системах подачи и слива жидкости при нормальных режимах работы не допускается скорость жидкости больше 3—4 м/с. Обычно во всех напорных жидкостных линиях после насосов принимается скорость w = 3 м/с, а для всасывающих линий скорость следует уменьшить до 1—2 м/с. Общее гидравлическое сопротивление всей жидкостной линии, включая линейные задвижки и скоростные клапаны, должно быть таким, чтобы обеспечить расход через систему (прп полностью открытых задвижках на конце трубопровода), в 2—2,5 раза превышающий его номинальное значение. При большем гидравлическом сопротивлении системы скоростной клапан может не сработать.

Трубопроводы — отводы от предохранительных клапанов для индивидуальных емкостей — должны быть защищены от действия атмосферных осадков.

В парковых емкостях выхлопные трубы от предохранительных клапанов собирают в общую сеть и отводят на свечу за пределы территории парка. Эти общие трубопроводные сети должны быть рассчитаны так, чтобы пропустить выхлопной газ нз всех емкостей прп одновременном срабатывании всех предохранительных клапанов.

Парогазовая смесь при продувках емкостей направляется на специальную свечу, расположенную не менее чем в 1 м за обвалованием емкостей.

Таблица 11.4

Основные данные шлангов

Внутренний

диаметр,

Mil

Число

тканевых

прокла

док

Толщина

стенки,

мм

От 4 до 10

2

4,0

)> 12 » 18

3

5,0

)> 20 » 22

3

5,5

» 25 » 30

4

6,5

» 32 » 40

5

7,5

» 42 » 54

5

7,5


Трубопроводы для жидкой и паровой фаз могут быть проложены на эстакаде и под землей ниже глубины промерзания грунта, но не менее чем на 0,6 м от поверхности земли, чтобы обеспечнть защиту трубопровода от механических повреждений при проезде автомобилей. Вдоль трассы подземного трубопровода должны быть проложены опознавательные знаки.

На трубопроводах устанавливают все необходимые в соответствии с технологической схемой задвижки, скоростные и обратные клапаны. Арматура допускается только стальная. На отдельных участках жидкостных трубопроводов, отсекаемых в процессе нормальной эксплуатации запорными задвижками, предусматривается установка предохранительных клапанов. Для возможности обслуживания запорных задвижек их необходимо устанавливать в легкодоступных местах. Всю арматуру рассчитывают на рабочее давление 20 кгс/см2. Запорная арматура должна быть рассчитана на работу в температурных пределах от —50 до —40° С.

Для соединения стационарных емкостей с транспортными емкостями и баллонами прп их заполнении используются гибкие шланги (резино-тканевые рукава), состоящие пз внутреннего слоя специальной резины, несколько их слоев прорезиненной ткани и наружного резинового слоя.

Прорезиненная ткань, вклеиваемая в гибкие шланги, изготовляется из сурового льняного полотна, у которого сопротивление разрыву полоски 50 X X 200 мм по основе и утку должно быть не менее 80—100 кгс/мм2, удлинение при разрыве по основе менее 14—150о, а по утку 10—12%. Основные данные гибких шлангов приведены в табл. 11.4.

Шланги и муфты должны выдерживать давление не менее 15 кгс/см2, испытательное гидравлическое давление должно быть не менее 25 кгс/см2 при отсутствии течи, трещин и местных вздутнй. Давление, при котором разрушаются шланги для сжиженных газов, должно быть не менее пятикратного рабочего и для пропана не должно превышать 80 кгс/см2.

Шланги должны выполняться термостойкими в пределах температур от —40 до —130° С. На конце такого шланга имеется обратный наполнительный клапан. При отключении шланга этот клапан автоматически закрывает выходное или входное отверстие, что уменьшает потери от утечек сжиженного газа.

Сжиженные газы при использовании их бытовыми или промышленными потребителями подвергаются регазификации (испарению). Для регазификации может быть использовано тепло окружающей среды или тепло специального теплоносителя. Тепло, необходимое для процесса регазификации, расходуется на испарение сжиженного газа п перегреЕ его паров до температуры окружающей среды. Количество этого тепла зависит от состава газа и давления, при котором происходит процесс регазпфикацпи. Следует различать испарение в замкнутом объеме и испарение в проточной системе. При испарении в замкнутом объеме необходимо, чтобы непрерывно отводились пары, а температура в сосуде поддерживалась постоянной. При проточной системе испарения сжиженные газы испаряются в теплообменнике, из которого выходят насыщенные или перегретые пары. В баллонах практически всегда происходит достаточное испарение сжиженных газов.

При непрерывном отборе паров из хранилища все время изменяются в нем состав и давление сжиженного газа. В такой системе невозможно полностью испарить всю жидкость. В емкостп остается смесь, обогащенная высоко-кипящими компонентами. Производительность системы зависит от испарительной поверхности емкостей и их числа и в значительной степени от внешних атмосферных условий.

В проточной системе регазификации производительность не зависит от этих условий, так как испарение сжиженного газа осуществляется в специальном теплообменнике-испарителе.

Малогабаритный испаритель сжиженного газа представляет собой баллон, внутри которого расположен змеевик для подачи теплоносителя с температурой до 80° С. Производительность испарителя составляет примерно 50 кг/ч сжиженного газа.

Кожухотрубчатые испарители представляют собой теплообменник, внутри корпуса которого проходит пучок труб. Внутри труб проходит теплоноситель. В межтрубное пространство поступает сжиженный газ. В верхней части меж-трубного пространства происходит перегрев пара жидкого газа. После этого газ из верхней частп испарителя подается к потребителю. Производительность кожухотрубчатых испарителей 200 —1000 кг-ч газа.

§ 11. СЕБЕСТОИМОСТЬ ХРАНЕНИЯ П РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

Снабжение сжиженным газом коммунально-бытовых потребителей осуществляется от газораздаточных станций, которые являются основными производственными звеньями системы газораспределения в каждой пз областей. От газораздаточных станций сжиженные газы транспортируются в автоцистернах и баллонах непосредственно потребителям, если радиусы доставки небольшие. На расстоянии более 75 —100 км сжиженный газ транспортируется через сеть обменных складов или пунктов баллонов.

Одним из основных параметров, определяющих экономические показатели системы газораспределения, является реализация (оборот) сжиженного газа — количество газа (в т). поступившего и реализованного (отпущенного) на объектах распределения за год.

Сжиженный газ с газораздаточных станпнй в основном поступает на нужды населения (80—85% от общего объема). Остальная часть приходится на коммунально-бытовые организации и в меньшей мере — на мелкие промышленные предприятия.

Расходы газораздаточных станций могут быть сгруппированы по следующим стах ьям:

1)    содержание п текущий ремонт газораздаточной станции;

2)    содержание и текущий ремонт баллонов;

3)    транспортные расходы по доставке газа абонентам, которые содержат затраты по доставке газа как населению, так и коммунально-бытовым и другим потребителям:

4)    прочие расходы на содержание аварийно-диспетчерской службы и слесарей профплактиков, содержание групповых емкостей и некоторого домового оборудования (плит, колонок и др.).

Размер удельных издержек реализации газа по отдельным газовым хозяйствам колеблется в значительной степени. Себестоимость реализации газа зависит: от общих размеров оборота газа; от соотношения объемов газа, отпускаемого в автоцистернах и баллонах; от доли газа, реализуемого населению, в общем объеме реализации; от уровня транспортных расходов, в свою очередь определяемых средними радиусами доставки газа потребителям и их концентрацией; от соотношения количества газа, транспортируемого соответствующим транспортом газовых хозяйств и транспортом сторонних организаций и др. Так, себестоимость газораспределения в Ивановской и Ярославской областях в 1968 г. составила 43,1 и 39,5 руб/т. Во Владимирской области расходы на 1 т сжиженных газов значительно больше и составили 60,5 руб/т, что объясняется преобладанием баллонных установок (81.7% общего числа) и большой рассредоточенностью потребления (лишь 25% установок находятся во Владимире).

В табл. 11.5 приведены данные за 1968 г. о структуре издержек газораспределения по отдельным газовым хозяйствам. Транспортные и общеэксплуатационные расходы составляют около 60% всех затрат, прочие расходы от 20 до 30%. Содержание и текущий ремонт газораздаточных станций занимают 10— 15% всех затрат.

Т аблица 11.5 Структура издержек (в %) газораспределения по некоторым городам

Статьи расхода

Калинин

Города

Яро

славль

Смоленск

Транспортные расходы по доставке

газа абонентам .........

30,8

33,9

24,4

Содержание и текущий ремонт га-

зораздаточнои станции .....

11,8

16,5

12,3

Содержание и ремонт баллонов . .

4,4

1,0

1,3

Цеховые и общеэксгглуатацнонные

расходы .............

23,0

26.9

37,9

Прочие расходы ..........

30,0

21,7

24,1

Итого . . . .

100,0

100,0

100,0

Структура себестоимости реализации сжиженных газов газовыми хозяйствами по экономическим элементам характеризуется большим удельным весом заработной платы обслуживающего персонала (до 60—70% всех затрат) и амортизационных отчислений (25—30%).

С.

Часть первая

Сурен Газарович Едпгаров, Сергей Андреевич Бобровский

ПРОЕКТИРОВАНИЕ II ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕБАЗ И ГАЗОХРАНИЛИЩ

Редактор издательства К. Я. Святитская Технический редактор Т. Г. Сивова Переплет художника Ю. Г. Асафова Корректор Т¦ В. Чиркова

Сдано в набор 30 III 1973 г.

Подписано в печать 19 MI 1973 г. Т-09960. Формат 70 х 10и1/. Бумага Лг 2. Печ. л. 23.0. Уел. п. л. 29,9- Уч.-изд. л. 28.7.    Тцра/К-'9800    экз.

Заказ «49 191 82-8.    Цена    1    р. 32 к.

Издательство «Недра». 103633. Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1 19. Ленинградская типография Лг 6 «Союзполпграфпрома» при Государственном комитете Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли. 196006, г. Ленинград. Московский пр.. 9 i.

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ

Утверждены Г оскомнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 г.

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ И ИНСТРУКЦИИ ПО ИХ РЕМОНТУ

Москва «Недра» 1988

Разработчики: Г.К.    Лебедев,    В.Г.    Колесников,    Г.Е.    Зиканов,    О.Н.    Лайков (ЦНИЛ,    часть I);    Ю.К.    Ищенко,    Г.А.    Ритчик,    Л.В.    Дубенъ,    Н.Е.    Калпина

(ВНИИмонтажспецстрой, часть II)

Даны основные положения по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, применению средств контроля и автоматизации, защите металлических конструкций от коррозии, снижению потерь нефти и нефтепродуктов, повышению надежности при эксплуатации резервуаров, проведению ремонтных работ на взрывоопасных объектах и территориях.

Правила разработаны на основании действующих стандартов, СНиПов, технических условий на металлические резервуары для нефти и нефтепродуктов, типовых проектов.

Для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами проектирования, внедрения, сооружения, эксплуатации и ремонта резервуаров.

ЧАСТЬ I

ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ

ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Краткие сведения о резервуарах

1.1.1. Резервуары предназначены для приемки, хранения, отпуска, учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными инженерными конструкциями. Резервуары - мера вместимости со своими градуировочными характеристиками.

Элементы резервуаров в эксплуатационных условиях испытывают значительные быстроменяющиеся температурные режимы, повышенное давление, вакуум, вибрацию, неравномерные осадки, коррозию.

1.1.2.    Безопасная работа резервуаров обеспечивается при условии:

правильного выбора исходных данных при проектировании, принятых для расчета прочностных характеристик конструкций, обеспечения оптимального технологического режима эксплуатации, защиты металлоконструкций от коррозии и т.д.;

выполнения монтажа с учетом строгого соблюдения требований проекта производства работ, а также допусков, устанавливаемых соответствующими нормативными документами или проектом;

испытания резервуара в целом на герметичность и прочность согласно рекомендациям проекта, нормативных документов, настоящих Правил;

соблюдения в процессе эксплуатации требований настоящих Правил.

Общие требования к стальным резервуарам

1.1.3.    Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов, находящиеся в эксплуатации, различны по конструкции в зависимости от назначения (технологических параметров), расположения резервуаров (наземные, подземные), формы (вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, сфероидальные и специальные), вида соединений листовых конструкций (сварные и клепаные) и от способа монтажа (полистовой и рулонной сборки).

1.1.4.    Вертикальные, цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

по вместимости - от 100 до 50000 м ;

по расположению - наземные, подземные;

по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением до 0,002 МПа и повышенным давлением до 0,07 МПа;

по конструкции покрытия - со стационарным покрытием и плавающей крышей.

Стационарные покрытия вертикальных сварных резервуаров бывают конических, сферических и сфероидальных форм.

Стенки сварных резервуаров имеют соединения листов встык, внахлестку и частично встык, а клепаных - внахлестку или встык с накладками. В зависимости от условий эксплуатации и вида хранимого нефтепродукта они могут иметь теплоизоляционное покрытие.

1.1.5.    Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

по вместимости - от 3 до 200 м ;

по расположению - наземные, подземные;

по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением.

Г оризонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,04 МПа.

Резервуары горизонтальные имеют плоские, конические и сферические днища, а также днища в форме усеченного конуса.

1.1.6.    Резервуары эксплуатируются в различных климатических условиях с температурой окружающего воздуха до -60 °С в зимнее время и до +50 °С в летнее время при различной температуре продукта в резервуаре.

1.1.7.    Выбор того или иного типа резервуара для хранения нефтепродуктов должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84 (часть II, прил. 1, п. 3) и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, климатических условий эксплуатации с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.

1.1.8.    Для хранения бензинов и нефти с целью сокращения потерь от испарения независимо от категории и группы резервуарных парков следует применять резервуары вертикальные с защитными покрытиями (плавающими крышами, понтонами и др.) или оборудованные газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации и при соответствующем обосновании.

Допускается хранить бензины и нефти в резервуарах без понтонов и газовой обвязки до капитального ремонта, при этом следует обеспечить хранение бензинов в герметичных резервуарах с избыточным давлением до 0,002 МПа. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

Защитные покрытия (понтоны, плавающие крыши и др.) можно применять как в новых, так и в действующих наземных стальных вертикальных резервуарах.

1.1.9.    Стальные резервуары должны сооружаться по типовым проектам (прил. 1). В отдельных случаях допускается строительство опытных резервуаров по специальным проектам.

С 1986 г. в действие вводятся новые проекты резервуаров, разработанные с учетом действующих нормативных документов и дополнительных изменений к ним, утвержденных Госстроем СССР, органами государственного надзора и другими организациями.

Новые проекты разработаны для резервуаров, применяемых во всех климатических зонах страны.

В прил. 2 приведены оптимальные геометрические параметры резервуаров различных конструкций.

1.1.10.    Каждый действующий резервуар должен постоянно иметь полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом, и находиться в исправном рабочем состоянии. Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается.

1.1.11.    Нефть и нефтепродукты следует хранить в металлических резервуарах с внутренним маслобензино- и паростойким защитным покрытием, удовлетворяющим требованиям электростатической искробезопасности.

Допускается до 1.I.89 хранить нефть и нефтепродукта в металлических резервуарах, не имеющих внутренних защитных покрытий и введенных в эксплуатацию до 01.01.88.

1.1.12.    Стальные горизонтальные резервуары для нефтепродуктов должны изготовляться по типовым проектам, утвержденным в установленном порядке в соответствии с требованиями ГОСТ 17032-71, ГОСТ 8.346-79 (часть II, прил. 1, п. 2, 54).

Места расположения опор и колец, их число для стационарных и перевозимых резервуаров определяются рабочими чертежами.

Допускаемые отклонения от основных размеров резервуаров должны соответствовать указанным на рабочих чертежах.

1.1.13.    Резервуары вместимостью до 8 м включительно должны изготовляться с плоскими днищами.

-3

Резервуары вместимостью более 8 м3 включительно должны изготовляться с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.

1.1.14.    Резервуары и защитные кожухи к ним изготавливают из материала, обладающего достаточной устойчивостью к физическому и химическому воздействию рабочей жидкости и окружающей среды.

1.1.15.    Внутренние поверхности резервуаров и находящееся внутри них оборудование по требованию заказчика должны быть оцинкованы в соответствии с техническими условиями или защищены металлизационными покрытиями.

В резервуарах, предназначенных для специального горючего, которое воздействует на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации. Наружные поверхности резервуаров и находящееся на них оборудование должны быть окрашены. Применяемые для этого лакокрасочные материалы определяются по согласованию между предприятием-изготовителем и потребителем.

Неокрашиваемые детали (крепежные изделия и т. п.) должны быть законсервированы.

1.1.16.    Все фланцевые соединения в резервуарах должны выполняться в шип.

По согласованию с потребителем допускается изготовление резервуаров со стальными плоскими приварными фланцами, имеющими соединительный выступ.

1.1.17.    Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны изготовляться из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338-77 (часть II, прил. 1, п. 55).

Прокладки фланцевых соединений для резервуаров под специальное горючее должны изготовляться из полиэтилена высокого давления марки П-2035Т.

1.1.18. Элементы резервуаров (горловина, грузовые скобы и др.) не должны выступать за пределы железнодорожных габаритов. В конструкции резервуаров всех типов должны предусматриваться грузовые скобы.

1.1.19. Горизонтальные резервуары изготавливают, устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении и опорожнении не возникали существенные изменения вместимости (например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуаров), меток отсчета и встраиваемых деталей.

1.1.20.    Трубы для подвода и вывода жидкости в сочетании с резервуаром изготавливают так, чтобы при измерении объема была исключена возможность притока или выхода жидкости произвольным образом при заполнении, опорожнении или определении вместимости.

1.1.21.    Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей. Подземные резервуары перед определением вместимости должны полностью засыпаться землей.

1.1.22.    Резервуары должны иметь уровни или края отсчета для контроля наклона.

Требования к основаниям и фундаментам

1.1.23.    При выборе площадок для размещения резервуаров в процессе строительства и реконструкции резервуарных парков необходимо учитывать:

качество и состояние грунтов, залегающих в основании площадки;

климатические и сейсмические условия района, в котором расположена нефтебаза;

режим течения грунтовых вод, их химический состав, а также допустимые нагрузки на грунты и тип основания, который необходимо установить для каждого случая после тщательного анализа. Для этого следует ознакомиться с изысканиями, проведенными при сооружении нефтебазы, а также учесть изменения, которые произошли в период эксплуатации по геологическим, сейсмическим и другим условиям.

1.1.24.    Окончательно основание и фундамент под резервуар выбираются на основе технико-экономических показателей, включая мероприятия по водоотводу, прокладке коммуникаций, планировке площадки вокруг резервуара и т. д. При строительстве резервуаров на вечномерзлых грунтах следует предусматривать защиту вечномерзлого грунта от оттаивания в теплое время года или от теплого нефтепродукта в резервуаре.

1.1.25.    Работы по устройству оснований и фундаментов для размещения резервуаров должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-83 (часть II, прил. 1, п. 32).

1.1.26.    Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, для чего необходимо обеспечить беспрепятственный отвод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.

1.1.27.    Откос основания должен быть покрыт несгораемым материалом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос необходимо выполнить из сборных или монолитных бетонных плит; по периметру откоса устраивается бетонный лоток, соединенный с канализацией этилированных стоков. В условиях Крайнего Севера откос основания выполняется по индивидуальному проекту.

1.2. Материалы для резервуарных конструкций

1.2.1.    При строительстве и ремонте резервуаров должны использоваться металлы, обладающие гарантированными механическими характеристиками и химическим составом, высокой сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах и возможностью рулонирования заготовок, повышенной коррозионной стойкости.

1.2.2.    Для сооружения резервуара применяется листовая сталь. Качество и марка стали должны соответствовать указаниям проекта и требованиям соответствующих строительных норм и правил, стандартов, технических условий и удостоверяться сертификатами заводов-поставщиков либо данными лабораторных испытаний.

1.2.3.    По состоянию поверхности листовая сталь должна соответствовать техническим требованиям ГОСТ 14637-79 и ГОСТ 19282-73 (часть II, прил. 1, пп. 4, 5).

1.2.4.    Химический состав, механические свойства марок стали и предельные отклонения по толщине листов металла должны соответствовать

требованиям стандартов и приведены в табл. 1.2.1, 1.2.2.

1.2.5. В понтонах, плавающих крышах, затворах и резервуарном оборудовании допускается применять синтетические, резинотехнические и другие полимерные материалы, которые должны отвечать специальным техническим требованиям для каждого конкретного вида изделия (прочность; набухание и всплытие в нефтепродуктах с содержанием ароматических углеводородов 40 % и более; морозо- и теплостойкость; водопоглощение; влияние применяемых материалов на показатели качества товарных нефтепродуктов и нефтей; старение в бензине, нефти, газовоздушной смеси; технологичность; накопление статического электричества; плотность; долговечность и показатель эластичности; усадка; диффузия через материал). Эти материалы должны также удовлетворять требованиям охраны труда и пожарной безопасности.

1.3. Защита металлоконструкций от коррозии

1.3.1.    Коррозия стальных металлических резервуаров резко сокращает эксплуатационную надежность резервуаров и оборудования, снижает срок их службы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может приводить к потерям хранимого нефтепродукта и авариям.

1.3.2.    К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии относят нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий, применение электрохимической катодной защиты, а также использование ингибиторов коррозии.

Таблица 1.2.1

ТУ, ГОСТ

Марка стали

Содержание элементов, %

С

Mn

Si

S

P

Cr

Ni

ou

V

N

ТУ 14-2-75-72

СТ3сп

0,2

0,4 - 0,7

0,12 - 0,25

0,045

0,04

Не более 0,3

0,3

-

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ2кп

0,09 - 0,15

0,25 - 0,5

Не более 0,07

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ3кп

0,14 - 0,22

0,3 - 0,6

Не более 0,07

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ3пс

0,14 - 0,22

0,4 - 0,65

0,05 - 0,17

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ3сп

0,14 - 0,22

0,4 - 0,15

0,12 - 0,3

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 23570-79

18сп

0,14 - 0,22

0,5 - 0,8

0,15 - 0,3

0,45

0,04

Не более 0,3

0,3

-

-

-

ГОСТ 1050-74

20пс

0,17 - 0,24

0,35 - 0,65

0,05 - 0,17

0,04

0,04

Не более 0,3

0,25

-

-

-

ГОСТ 1050-74

20кп

0,17 - 0,24

0,25 - 0,5

Не более 0,07

0,04

0,04

Не более 0,3

-

-

-

-

ГОСТ 19282-73

09Г2С

0,12

1,3 - 1,7

0,5 - 0,8

0,04

0,035

Не более 0,3

0,3

-

-

-

ГОСТ 19282-73

09Г2

0,12

1,4 - 1,8

0,17 - 0,37

0,04

0,035

Не более 0,3

-

-

0,07 -0,3

0,12

ГОСТ 19282-73

16Г2АФ

0,14 - 0,2

1,3 - 1,7

0,2 - 0,6

0,04

0,035

0,04

0,3

0,15

-

Таблица 1.2.2

ТУ, ГОСТ

Марка стали

Толщина листа, мм

Временное сопротивление, МПа

Предел текучести, МПа

Относительное удлинение, %

Ударная вязкость, Дж/см2

+20

-20

-40

ТУ 14-2-75-72

СТ3сп

До 12

370

225

22

-

-

-

ГОСТ 380-71

СТ2кп

До 20

320 - 410

215

33

-

-

-

ГОСТ 380-71

СТ3кп

До 20

360 - 460

235

27

-

-

-

ГОСТ 380-71

СТ3пс

До 20

370 - 480

245

26

69

29

-

ГОСТ 380-71

СТ3сп

До 20

370 - 480

245

26

69

29

-

ГОСТ 23570-79

18сп

До 20

370 - 540

235

25

-

29

-

ГОСТ 1050-74

20пс

До 20

410

245

25

-

-

-

ГОСТ 1050-74

20кп

До 20

410

245

25

-

-

-

ГОСТ 19282-73

09Г2С

До 20

470

325

21

59

-

34

ГОСТ 19282-73

09Г2

До 20

440

305

31

-

-

29

ГОСТ 19282-73

16 ГАФ

До 32

590

445

20

-

-

39

Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью коррозии, условиями эксплуатации, видом нефтепродукта и технико-экономическими показателями.

Химический состав марок стали


Механические свойства стали


1.3.3.    При выборе лакокрасочного покрытия необходимо, чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара. Лакокрасочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок к металлу резервуара и совместимостью грунтовок и эмалей. Это покрытие должно удовлетворять требованиям электростатической искробезопасности.

1.3.4.    Выполнение работ по защите металлоконструкций от коррозии должно соответствовать требованиям, приведенных в Указаниях по защите резервуаров от коррозии настоящих Правил (прил. 3).

1.4. Оборудование резервуаров

1.4.1. На вертикальные, цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения:

дыхательные клапаны; предохранительные клапаны; огневые предохранители;

приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные пробоотборники ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой среде);

хлопушки;

противопожарное оборудование; оборудование для подогрева; приемо-раздаточные патрубки; зачистной патрубок; вентиляционные патрубки; люки-лазы; люк световой; люк замерный.

Горизонтальные резервуары могут быть оснащены стационарно встроенными элементами: змеевиками, пеноотводами, лестницами, мешалками, приборами контроля уровня и сигнализации, измерительными трубами, замерным люком и другими устройствами в соответствии с требованиями проектов.

1.4.2.    Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара.

Исполнение, категория условий эксплуатации в зависимости от воздействия климатических факторов внешней среды (температуры, влажности воздуха, давления воздуха или газа с учетом высоты над уровнем моря, солнечного излучения, дождя, ветра, смены температуры и т. д.) должны соответствовать требованиям ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80 (часть II, прил. 1, пп. 7, 8).

1.4.3.    Требования по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды должны быть отражены в нормативно-технической документации на оборудование и установлены в соответствии с прил. 8 к ГОСТ 15150-69 (часть II, прил. 1, п. 7).

1.4.4.    Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму и отвечать требованиям ГОСТ 23097-78 (прил. 1, п. 9). По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны изготавливаются категории V размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80 (часть II, прил. 1, пп. 7, 8).

1.4.5.    Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.

1.4.6. Резервуары, которые в холодный период, года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами.

1.4.7.    Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные.

1.4.8.    В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска Д и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска Н.

Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соответствует диаметру клапана.

Размеры Н и Д в зависимости от габаритов дыхательных клапанов приведены в табл. 1.4.1.

Таблица 1.4.1

Параметры

Марка диска-отражателя

КД-100

КД-150

КД-200

КД-250

Д

100

150

200

250

|_Н_I_200_I_270_I_370_|_470_|

1.4.9.    Для тушения пожара на резервуарах следует предусматривать установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП 11-106-79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, пп. 34, 38).

1.4.10.    Патрубки приемо-раздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, прил. 1, пп. 10, 11).

1.4.11.    Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

1.4.12.    Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия.

В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:

стационарные и переносные;

общие и местные;

трубчатые, циркуляционного подогрева;

паровые, электрические и другие.

1.4.13.    Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.

1.4.14.    Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии, быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

1.4.15.    В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов.

Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.

За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

1.4.16.    Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30 %-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

1.4.17.    Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.

Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1 - 2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

1.4.18.    Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хранения    до

температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.

Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

1.4.19.    Электрооборудование, аппараты и приборы, используемые в резервуарных парках, должны удовлетворять требованиям    ГОСТ    12.2.020-76    и

раздела 7.14 Правил технической эксплуатации нефтебаз (прил. 1, пп. 53, 39).

1.5. Автоматика и КИП

1.5.1. Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики:

местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;

сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре;

сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре; дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;

местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;

пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;

дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

сниженным пробоотборником;

сигнализатором верхнего положения понтона;

датчиком утечек.

1.5.2.    Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и другие, сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами.

1.5.3.    Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от -50 до +80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 58,8.104 Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от -50 до +50 °С и относительной влажности до 95 % при температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги.

1.5.4.    Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы: сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня;

сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с диспетчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня;

сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемо-раздаточного патрубка;

сигнализаторы СУУЗ-1 Р, предназначенные для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты;

ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня «Волна-1», служащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство.

Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 - для оснащения стальных вертикальных резервуаров вместимостью 100 - 400 м . Допускается применение других средств автоматизации, которые по техническим характеристикам не уступают указанным.

1.5.5.    Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, должен устанавливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания.

1.5.6.    В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

1.5.7.    В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды.

На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода-нефть (нефтепродукт).

1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы.

1.5.9.    В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517-85 (часть II, прил. 1, п. 16).

1.5.10.    Система автоматического пожаротушения резервуарного парка должна отвечать требованиям СНиП II-106-79 (часть II, прил. 1, п. 34).

1.5.11.    При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика должны разрабатываться с учетом: свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабочих температур, давление и т.д.) хранимых в резервуарах продуктов; диапазона измеряемого параметра;

внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.);

конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр).

1.5.12.    Контрольно-измерительные системы и приборы должны эксплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов, инструкций заводов-изготовителей.

1.6. Приемка новых резервуаров в эксплуатацию

1.6.1.    Монтаж вновь построенного резервуара считается законченным при следующих условиях:

конструктивные элементы резервуара, основание и фундамент его выполнены в строгом соответствии с типовым проектом; оборудование укомплектовано в соответствии с требованиями проекта;

металлоконструкции, сварочные материалы соответствуют действующим стандартам или техническим условиям (на основании документов); монтаж конструкций выполнен в соответствии с проектом производства работ и технологическими картами; стальные конструкции огрунтованы и окрашены в соответствии с указаниями проекта.

Примечание. Монтаж неметаллических защитных покрытий в новых резервуарах, а также дооснащение ими действующих проводится согласно инструкциям, техническим условиям, требованиям организаций-разработчиков проектов на неметаллические защитные покрытия.

Техническая документация на синтетические понтоны должна быть представлена разработчиками проекта монтажникам до начала монтажа с целью согласования возможных отступлений от проекта.

1.6.2.    Приемку нового резервуара после монтажа осуществляет специальная комиссия из представителей строительной и монтажной организации, заказчика, представителя пожарной охраны и других органов.

1.6.3. До начала испытаний организации, участвующие в монтаже резервуара, должны представить заказчику всю техническую документацию на выполнение работы, в том числе:

сертификаты (или их копии) на стальные конструкции резервуара, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов; данные о сварочных работах, проведенных при изготовлении резервуара, и результаты проверки качества сварных соединений; акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя;

результаты контроля сварных соединений резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 (часть II, прил. 1, п. 33).

1.6.4.    Для резервуаров с понтоном (плавающей крышей) дополнительно должна быть представлена техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора понтона и акты испытаний на герметичность плавающих крыш (понтонов) после их монтажа. В технической документации на понтон должна быть указана его масса. Для защитных покрытий из синтетических материалов приводится характеристика примененного материала: марка, компоненты, способ изготовления, температурный режим и т. д.

1.6.5.    Перед гидравлическими испытаниями резервуара необходимо проверить отклонение от проектных величин: фактических размеров основания и фундамента;

геометрических размеров и формы стальных конструкций (днища, стенки, крыши, понтона или плавающей крыши и т.д.).

Отклонения геометрических размеров формы стальных конструкций резервуаров от проектных, в соответствии со СНиП III-18-75, не должны превышать величин, приведенных в табл. 1.6.1, 1.6.2, 1.6.3, 1.6.4.

Таблица 1.6.1

Допустимые отклонения при монтаже конструкций резервуаров

Наименование отклонений

Допустимое отклонение

Днище

Отклонение наружного контура днища от горизонтали

См. табл. 1.6.2

Высота хлопунов днища (допускаемая площадь одного хлопуна 2 м2)

Не более 150 мм

Стенка

Отклонение величины внутреннего радиуса стенки на уровне днища от проектной при радиусе:

до 12 м включительно

±20 мм

свыше 12 м

±30 мм

Отклонение высоты стенки от проектной, смонтированной:

из рулонной заготовки

±15 мм

из отдельных листов

±50 мм

Отклонения образующих стенки от вертикали

См. табл. 1.6.3

Выпучины или вмятины на поверхности стенки вдоль образующей

См. табл. 1.6.4

Понтон и плавающая крыша

Отклонение наружного контура понтона или плавающей крыши от горизонтали

±20 мм

Отклонение направляющих понтона или плавающей крыши от вертикали

25 мм

Отклонение наружного кольцевого листа понтона или плавающей крыши от вертикали на высоту листа

±10 мм

Кровля

Отклонение стрелок прогиба радиальных элементов в центре и промежуточных узлах от проектных (с учетом строительного подъема)

±0,02

Разность отметок смежных узлов радиальных балок и ферм

10 мм

Примечание. Нижняя часть наружного контура понтона или плавающей крыши не должна находиться выше уровня жидкости.

Таблица 1.6.2

При незаполненном резервуаре

При заполненном резервуаре

Вместимость резервуара, м3

разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м

разность отметок любых других точек

разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м

разность отметок любых других точек

Менее 700

<