9.3. Заправка автомобилей сжиженными углеводородными газами

Автогазозаправочные станции (АГЗС) служат для заправки газобаллонных автомобилей сжиженным газовым топливом (табл. 9.1).

АГЗС (рис. 9.3) включает в себя хранилище сжиженного газа из четырех резервуаров, насосно-компрессорное отделение, колонки для перекачки газа из автоцистерн в резервуары станции, колонки для заправки газом газобаллонных автомобилей, систему автоматической сигнализации опасности, сантехнические, электрические и другие системы.

При размещении оборудования АГЗС следует обеспечить следующие требования

Максимальный объем группы резервуаров со сжиженным газом АГЗС, расположенной на ее территории, не должен превышать 100 м³, а объем одного резервуара - 25 м³ (СНиП И-37-76).

На АГЗС применяют компрессоры АВ-22, АУ-45 и насосы С5/140,

1.5ХГ-3-2Д

Минимальное расстояние от резервуаров с газами составляет: до здания насосно-компрессорного отделения и установок испарения и смешивания газов - 10 м, до колонок для заправки и перекачивания газов - 20 м.

Таблица9.1

Техническая характеристика агзс

Показатель	Проект
	503-136	3895
Номинальная производительность, заправок/сут Средняя заправочная доза, л Площадь земельного участка,м2	600 200 5500	750 200 6400
Число резервуаров для газа вместимостью,м3 25 5	4 1	4 1
Число колонок:
слива газа из автоцистерн	2	2
для заправки автомобилей Число компрессоров Максимальное давление в трубопроводе, МПа	4 2 l.6	4 2 l.6

Глава 10

РЕЗЕРВУ АРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

10.1. Регазификация сжиженных углеводородных газов

Сжиженные углеводородные газы для подачи в газораспределительные сети или непосредственно в газовые приборы подвергаются регазификации. Под регазификацией понимают обратный процесс перехода углеводородов из жидкого состояния в газообразное путем испарения или кипения жидкой фазы и дальнейший перегрев полученных насыщенных паров. Для непрерывного протекания процесса регазификации необходим непрерывный приток теплоты к жидкой и паровой фазам. Отбор паров осуществляют через регулятор давления. Минимальное давление в испарителе обусловливается потерей давления в регуляторе и распределительном газопроводе с учетом номинального давления газовых приборов. Так, для пропана минимальное давление в испарителе при давлении за регулятором 2500-3000 Па может быть в пределах 0,2-1 МПа, что соответствует температуре жидкой фазы для пропана от 248 до 303 К. При этой температуре теплоносителем может быть любая жидкость или газ, имеющие более высокую температуру.

Различают естественную и искусственную регазификацию сжиженных углеводородных газов. Естественное испарение сжиженных углеводородных газов происходит обычно в тех же резервуарах и баллонах, где хранится газ. В качестве теплоносителя могут быть использованы воздушная окружающая среда или грунт. Минимальная испаряющая способность резервуаров, расположенных на открытом воздухе, наблюдается в ночные часы или в наиболее холодные сутки года, минимальная испаряющая способность заглубленных резервуаров - в весенние месяцы. Минимальное количество испаряемого газа оценивают на основе многолетних замеров температуры воздуха или грунта. При естественном испарении вначале испаряются легкие, затем тяжелые компоненты смеси сжиженных углеводородов. Потребитель получает газ переменного состава и теплоты сгорания, а в резервуаре могут накапливаться тяжелые неиспаряющиеся остатки. В северных районах установки с естественным испарением монтируют в отапливаемых помещениях с одинаковой периодичной температурой, поэтому в этом случае испарение будет происходить более равномерно. При испарении или кипении сжиженных углеводородных газов в специальных теплообменниках путем подачи "горячего" теплоносителя количество испаряемого газа возрастает. Такой метод регазификации называется искусственным. В качестве теплоносителя широко используют водяной пар или горячую воду, а также продукты сгорания газа. Может быть использован также электрический метод подогрева. К регазификационным установкам сжиженного углеводородного газа с естественным испарением относят: баллонные установки сжиженного газа, резервуарные установки с естественным испарением, регазификационные и резервуарные установки с искусственным испарением, установки для получения газовоздушных смесей, регазификационные установки большой производительности.

Естественная регазификация

Производительность установок с естественным испарением зависит от состава сжиженных углеводородных газов, температуры окружающей среды, параметров теплообмена, степени заполнения резервуаров газом, числа и характера взаимного расположения резервуаров, а также от режима отбора газа из резервуаров. При расчете газобаллонных установок необходимо учитывать также повышенную влажность воздуха, так как в зависимости от запотевания резервуара изменяются параметры теплообмена. Это приводит к увеличению интенсивности испарения жидкой фазы, так как теплопередача жидкости значительно выше теплопередачи воздуха. Такое же явление наблюдается при омывании резервуаров или баллонов дождем. Зимой при обмерзании резервуара теплопередача ухудшается, так как слой инея является своего рода изоляцией, 0,105Вт/(м К). При обледенении

резервуара тепловой приток увеличивается, 2,5 Вт/(м К). Режимы работы подземных резервуаров имеют свою специфику, обусловленную процессами теплообмена между грунтом и резервуаром с учетом влияния температуры поверхности грунта. Тепловые потоки для резервуаров, находящихся на определенной глубине, изменяются в зависимости от времени года. При работе резервуаров на бытовое газоснабжение газ ночью практически не отбирается, и теплота грунта идет на нагревание жидкой фазы в резервуаре. Поэтому ночью наблюдается наиболее высокая температура жидкости в резервуаре. Днем и вечером расход газа превышает среднечасовой. Процесс испарения газа происходит большей частью за счет теплоты, которая аккумулируется системой. Разность в подводе теплоты к резервуару в период максимального и минимального отборов паров должна соответствовать количеству аккумулируемой теплоты. Таким образом, необходимое для испарения дополнительное количество газа компенсируется снижением внутренней энергии, накопленной в ночные часы.

Состав жидкой фазы влияет на давление насыщенных паров смеси в резервуаре или, в конечном счете, на допустимое снижение давления при отборе первой фазы. При большом снижении давления наблюдается сильное испарение жидкости, так как при понижении температуры жидкости увеличивается перепад температур, а следовательно, и тепловой поток. Минимальное абсолютное давление в резервуаре с учетом нормальной работы регуляторов, установленных на резервуарах, не может быть ниже 0,14-0,15 МПа. При определении расчетной производительности подземного резервуара необходимо брать наихудшие температурные условия в грунте. Допустимое снижение уровня сжиженного углеводородного газа в резервуаре определяется минимальным тепловым потоком из грунта, остаточным составом жидкой фазы и экономическими соображениями (например, закономерностями завоза сжиженных углеводородных газов). В среднем считается, что допустимая степень заполнения не меньше 30 %. Длительность непрерывной работы резервуаров зависит от вида потребителя газа. Во время перерывов в отборе паров жидкой фазы резервуар и окружающий грунт нагреваются. Следует отметить, что при хранении смеси сжиженных углеводородных газов но мере отбора паров газа увеличивается содержание более тяжелых углеводородов. Упругость паров, остающихся в резервуаре, по мере отбора снижается: чем больше содержание более тяжелых углеводородов, тем ниже упругость насыщенных паров газа в резервуаре.

В некоторых случаях может быть использован способ естественного испарения газа в подводящих трубопроводах и регуляторах. Сжиженный углеводородный газ в жидком состоянии поступает в газоиспользующую систему под принудительным давлением, равным давлению в резервуаре, через регулятор давления. В регуляторе давление газа снижается, часть его испаряется. Другая часть газа испаряется после регулятора на участке трубопровода. Температура газа снижается и зависит от степени испарения. Испарение прекращается при установлении равновесия между давлением паров и давлением жидкости за регулятором, что может происходить при малых расходах газа. Состав паров испаряющихся газов тот же, что и в

резервуаре.

Искусственная регазификация

Зависимость естественной регазификации от окружающей среды и от потребления газа, а также недостаточная производительность установок вынуждают использовать способы искусственной регазификации сжиженных углеводородных газов. Преимущества установок с искусственной регазификацией состоят в большей производительности, не зависящей от внешних условий, в постоянстве состава испаряемого газа и в соответствии его с составом жидкой фазы, хранящейся в резервуаре, а также в независимости от степени заполнения хранилища и в возможности использования смесей газа с большим содержанием более легких углеводородов. Однако для установок искусственной регазификации, для которых необходима непрерывная подача тепла от внешнего источника, отмечается сложность их обслуживания и необходимость установки систем автоматики. Кроме того, в этих установках наблюдается конденсация паров СУГ в газораспределительных сетях. Общим для установок искусственной регазификации является генерация пара в движущемся потоке. Конструктивно испарительные теплообменники бывают рекуперативного типа со змеевиковым нагревателем, вертикальные, кожухотрубные, трубчатые с вертикальным или горизонтальным кожухом, пленочные и форсуночные.

В некоторых случаях целесообразно использовать в качестве топлива непосредственно жидкую фазу, транспортируя ее до горелочных устройств по трубопроводам. В этом случае нет необходимости регазификации сжиженных углеводородных газов. В зависимости от конструкции горелок практически возможен любой расход газа независимо от теплоподвода с учетом любой неравномерности потребления, а также более равномерный расход всех компонентов газа из резервуара. Разработаны специальные конструкции горелок типа инжекционных, форсунок и др. Однако этот метод имеет ограниченное применение из-за возможного перегрева жидкости во время остановки или прекращения работы оборудования, вскипания газа в трубопроводе, перехода однофазного потока в двухфазный и т. д.