7.6. Транспортировка сжиженных углеводородных газов

ПО ТРУБОПРОВОДАМ

Сжиженные газы транспортируют по трубопроводам при доставке их с заводов-изготовителей крупным потребителям, в основном предприятиям нефтехимии.

1 2 3 4 5 6 7 8

Рис. 7.9. Технологическая схема магистрального трубопровода для

сжиженного углеводородного газа:

1 - резервуары головной насосной станции; 2 - подпорные насосы головной насосной станции; 3 - основные насосы головной насосной станции; 4 - пункт замера; 5 - промежуточная насосная станция; 6 – манометр для контроля давления; 7 - регулятор давления (до себя); 8 - резервуары хранения на конечном пункте (на кустовой базе или на газонаполнительной станции)

Технологическая схема трубопроводов сжиженных родных газов (рис. 7.9) не отличается существенно от схемы обычных нефтепродуктопроводов.

Головная насосная станция (ГНС) может быть расположена непосредственно на территории завода или может быть отдельно стоящей в комплексе с резервуарным парком. На головной насосной станции сооружают резервуары для хранения запаса газа и насосную станцию с подпорными, основными и резервными насосами. Через определенные расстояния (определяемые расчетным путем) на магистральном трубопроводе размещают промежуточные насосные станции (ПНС). Их оборудуют основными и резервными насосами,.

Сжиженный газ из резервуаров 1 подпорными насосами 2 направляют в основную насосную, откуда с помощью основных насосов 3 через пункт замера 4 - в магистральный трубопровод.

Сжиженные газы могут легко переходить в газообразное состояние, заполнять часть сечения потока, что может привести к резкому повышению потерь давления на трение и, как следствие, к снижению пропускной способности трубопровода. Кроме того, при прохождении газожидкостной смеси через насос возможны кавитационные явления. Опасной точкой

трубопровода СУГ является верхняя точка профиля трассы трубопровода, так как здесь наиболее возможно испарение жидкой фазы. Для обеспечения однофазного течения жидкости в конце трубопровода устанавливают регулятор давления (до себя) 7, с помощью которого можно обеспечить требуемое давление в контрольном сечении трубопровода независимо от производительности трубопровода.

По магистральным трубопроводам сжиженные газы (пропан, бутан) можно перекачивать как совместно с другими нефтепродуктами (бензинами), так и без них по специальным пропан-бутановым трубопроводам. При последовательной перекачке бензина, бутана, пропана и пропан-бутановых смесей по одному и тому же трубопроводу смешение этих продуктов незначительно.

На разветвленных трубопроводных системах необходимо точно определять время появления "головы" партии продукта на приемном пункте для переключения приемных емкостей. При этом следует учитывать изменение объема партии из-за изменения температуры и давления по длине трубопровода.

Глава 8 хранение сжиженных углеводородных газов

8.1. Определение объемов хранилищ сжиженных углеводородных газов

В связи с непрерывным ростом производства и потребления сжиженных газов требуется увеличение общего объема хранилищ и усовершенствование способов хранения. Хранилища сжиженных газов необходимы на газо- и нефтеперерабатывающих заводах, установках стабилизации нефти, газоприемораздаточных и газонаполнительных станциях, на химических предприятиях, для нормальной эксплуатации трубопроводов сжиженного газа и регулирования сезонной неравномерности газопотребления. Мелкие емкости сжиженного газа используют для коммунально-бытовых нужд, в сельской местности и на транспорте. Без хранилищ сжиженного газа невозможна непрерывная и надежная работа транспортно-распределительной системы газоснабжения. Это объясняется неравномерностью производства и потребления сжиженных газов. Работа транспорта становится оптимальной только при равномерной нагрузке в течение года. Для обеспечения таких условий работы транспорта с учетом создания резервов на случай аварий в отдельных звеньях транспортной системы необходимо иметь крупные хранилища сжиженных газов. Для обеспечения бесперебойного производства, транспорта и потребления сжиженных газов необходимо иметь не менее 0,5-0,55 м резервной вместимости на 1 т годовой производительности.

Хранилища для сжиженных углеводородных газов по своему назначению можно разделить на следующие основные группы.

Группа А - хранилища, находящиеся на газо- и

нефтеперерабатывающих заводах. Объем резервуарного парка таких хранилищ определяют по формуле

где M_r - годовой объем производства сжиженного углеводородного газа;

 - время хранения, сут (2-20), определяется в зависимости от принятого для промышленного предприятия норматива;

 - плотность хранимого продукта;

k₃ - коэффициент заполнения резервуаров хранилищ.

Группа Б - хранилища на перевалочных кустовых и портовых базах сжиженного углеводородного газа, резервуарные парки газонаполнительных станций (ГНС). Необходимую емкость резервуарного парка следует определять в зависимости от суточной производительности хранилища, степени заполнения резервуаров и количества резервируемого для хранения сжиженного углеводородного газа. Количество резервируемого газа целесообразно рассчитать в зависимости от времени работы хранилища без поступления газа _р. Величину τ_p определяют по формуле

где ℓ - расстояние от завода-поставщика сжиженного углеводородного газа до хранилища;

V_тр - нормативная скорость доставки грузов (для железной дороги при перегонной отправке принимается 330 км/сут);

_пр - время, затрачиваемое на операции, связанные с отправлением и прибытием продукта (принимается 1 сут);

_з - время, на которое следует предусматривать эксплуатационный запас сжиженных газов в хранилище (в зависимости от местных условий принимается 3-5 сут).

Группа В - хранилища у потребителей (крупные промышленные предприятия, населенные пункты). Необходимый объем этих хранилищ рассчитывают из годовой потребности и характера потребления сжиженного углеводородного газа.

Группа Г - хранилища для сглаживания неравномерности потребления газа. Они обеспечивают бесперебойную и непрерывную подачу газа при колебаниях (сезонных, суточных, часовых) его потребления. Объем хранилищ V_r для сглаживания неравномерности с применением сжиженного природного газа (СПГ) определяют по формуле

,

где М - годовое потребление газа;

П - величина пиковой нагрузки (в % от всего потребляемого газа);

 - количество паровой фазы, получаемой при регазификации из 1 м³

сжиженного природного газа.

В некоторых случаях для сглаживания неравномерности газопотребления эффективнее применять сжиженные газы (пропан, бутан). При этом объем необходимого количества резервного сжиженного газа становится меньше, так как его теплота сгорания примерно в 3 раза больше теплоты сгорания метана.

Объем хранилищ для регулирования неравномерности газопотребления V_r с применением пропан-бутановых смесей определяют по формуле

,

где Q_r - теплота сгорания природного газа;

V_rn- объем хра­нилища природного газа;

Q_rc - теплота сгорания газовоздушной смеси сжиженного газа (пропан, бутан).

Способность сжиженных газов переходить в жидкое состояние при нормальной температуре и невысоком давлении значительно облегчает их хранение. Условия хранения сжиженных газов и их смесей в емкостях определяют физико-химическими и термодинамическими свойствами сжиженных газов.

В зависимости от давления и температуры, при которых хранятся сжиженные газы, существуют два основных способа хранения:

1. При температуре окружающей среды Т и повышенном давлении, равном давлению насыщенных паров продуктов хранения при этой температуре. В этом случае расчетное давление резервуара соответствует давлению паров продукта над жидкостью при абсолютной максимальной температуре окружающей среды, характерной для района строительства. Для хранения сжиженных углеводородных газов под давлением применяют стальные резервуары, подземные хранилища шахтного типа и хранилища в соляных пластах.

2. При постоянном давлении р_хр, значительно меньшем давления насыщенных паров продукта хранения при окружающей температуре (р_хр < 1 МПа) (изотермическое хранение). Температура в хранилище Т_хр будет постоянна и равна температуре насыщенных паров продукта хранения при р_хр. Обычно р_хр близко к атмосферному (р_хр = 0,105-0,11 МПа) и для большинства СУГ Т_хр. < 273 К. Например, температура кипения (в К) при атмосферном давлении составляет 283, бутана - 272,5, пропилена - 226, пропана 231, этилена - 170, этана - 164,5, метана - 114.

Изотермическое хранение сжиженных углеводородных газов осуществляется в емкостях следующих типов:

стальные теплоизолированные резервуары, они бывают цилиндрическими и сферическими; сферические резервуары применяют для хранения сжиженных газов при пониженных давлениях (0,5-0,55 МПа) - промежуточных между принятыми в изотермических резервуарах и обычных

резервуарах высокого давления; стальные изотермические хранилища сжиженных газов могут быть как в наземном, так и в загубленном исполнении;

-железобетонные теплоизолированные резервуары;

-подземные ледопородные резервуары.

В стальных цилиндрических резервуарах под давлением упругости паров сжиженные газы целесообразно хранить на распределительных базах при объемах хранилища до 2000 м³. При объемах хранилища от 2000 до 100000 м³ используют изотермические резервуары с промежуточным хладоносителем, а для хранения большего объема газа целесообразно сооружать резервуары в соляных пластах и горных выработках.

Хранение сжиженного метана возможно только в низкотемпературных хранилищах. Использование для этих целей изотермических стальных, железобетонных и подземных ледопородных емкостей находит все большее применение. Это объясняется высокой эффективностью таких резервуаров

Очень эффективны методы хранения сжиженных газов в подземных и изотермических резервуарах. Для них требуется меньшее количество металла, меньше площади, и они менее пожаровзрывоопасны.