84 Емкости для хранения суг под давлением.

Стальные резервуары бывают цилиндрические и сферические, а в зависимости от монтажа - наземные, подземные и с засыпкой (рис. 11.1). В первом случае внешняя среда обусловливает температурный режим хранимого сжиженного газа: изменение температуры воздуха вызывает соответствующие изменения температуры сжиженного газа. Разница в температурах сжиженного газа и атмосферы незначительная - порядка 1…2 К. Максимальная температура сжиженного газа в наземных резервуарах определяется максимальной температурой воздуха в летний период.

При заглублении резервуаров температура газа мало зависит от колебаний температуры воздуха и больше зависит от температуры окружающей среды. Давление сжиженного углеводородного газа в резервуарах изменяется в зависимости от температуры хранимого в них продукта. Максимальное давление в резервуаре обусловливается упругостью насыщенных паров при максимальной температуре внешней среды. Максимальная температура в надземных резервуарах и транспортных емкостях для территории России принимается порядка 328 К. При этой температуре упругость насыщенных паров пропана 1,92 МПа, н-бутанa 0,62 МПа и изо-бутана 0,8 МПа. Минимальная температypa в надземных резервуарах для территории России может достигать 233 К. При этой температуре упругость паров пропана составляет 0,114 МПа, бутана 0,04 МПа, т. е. в резервуаре для хранения бутана может наблюдаться вакуум. На глубине 1…1,5 м t_max  293…298 К, что обусловливает давление упругих паров пропана 0,95 МПа, н-бутана 0,265 МПа и изо-бутана 0,35 МПа. В зимне-весенний период года t_min = 271 К, тогда давление упругих паров пропана 0,45 МПа, н-бутана - 0,11 МПа и изо-бутана - 0,15 МПа. Таким образом, при хранении сжиженных углеводородных газов при переменной температуре давление в резервуаре колеблется в значительных пределах. Для хранения сжиженных углеводородных газов при повышенных давлениях затрачивается много металла, а также требуется оснащать резервуары арматурой высокого давления при повышенных эксплуатационных расходах. Резервуары под высоким давлением имеют сравнительно небольшой объем и являются весьма пожаро- и взрывоопасными. Поэтому к устройству складов сжиженных газов, оборудованных этими резервуарами, предъявляются повышенные требования по технике безопасности. Недостаток этих резервуаров - их большая стоимость и металлоемкость (около 320 кг металла на 1 м³ объема для сжиженных углеводородных газов). Хранение продуктов значительно усложняется, если необходимо хранить газы (например, этилен), которые при нормальной температуре технологически трудно перевести из газообразного состояния в жидкое.

Сжиженные газы хранят в цилиндрических и шаровых резервуарах. Вместимость цилиндрического резервуара должна быть не более 200 м³ для СУГ и 250 т для аммиака, вместимость шарового резервуара для СУГ, входящих в состав газонаполнительных станций, - не более 600 м³, для СУГ, хранящихся на сырьевых и товарных складах нефтехимических предприятий, - не более 2000 м³. Вместимость шарового резервуара для хранения аммиака не должна превышать 2000 т при р_хр до 1 МПа, 950 т при Р_хр от 1 до 1,6 МПа и 500 т при р_хр от 1,6 до 2 МПа включительно..

Резервуары для сжиженных газов изготовляют из стали ВСт.З, спокойной, предназначенной для хранения продуктов при температурах стенки емкости до 243 К и не выше 323 К и из стали 16ГС для хранения продуктов с температурой стенки не выше 323 К и не ниже 233 К. Основные характеристики цилиндрических резервуаров даны в табл.11.1.

На газобензиновых, нефтеперерабатывающих, химических и |других заводах, а также на крупных базах хранения и распределения сжиженных газов применяют шаровые резервуары. Основные характеристики сферических резервуаров даны в табл. 11.2, на изготовление которых расходуется меньше металла на единицу объема сферический резервуар объемом 600 м³ при толщине стенки 22 мм и диаметром 10,5 м, рассчитанный на рабочее давление 610⁵ Па, весит 70 т.

Наземные резервуары для защиты от действия солнечных лучей окрашивают в светлый цвет и оборудуют теневыми кожухами или располагают под навесами. Подземные резервуары покрывают противокоррозионной изоляцией и засыпают песком. Каждая емкость оборудуется люками. Люк-лаз имеет диаметр 0,45 м, а люк вентиляции - 0,2 м. От люка-лаза внутрь горизонтального резервуара установлена стремянка для спуска по ней рабочего во время осмотра емкости. Штуцер для спуска воды должен оборудоваться незамерзающим клапаном.

Резервуары базы хранения оборудуют следующими КИП и арматурой: указателями уровня жидкой фазы, указателями явления паровой фазы, предохранительными клапанами, термометрами для замера температуры жидкой фазы, люками-дазами и вентиляционным люком, устройствами для продувки резервуара паром или инертным газом и удаления из него воды, тяжелых остатков, устройством для отбора проб жидкой и паровой фазы. Кроме того, на наполнительно-расходном трубопроводе резервуара устанавливается скоростной клапан, автоматически отключающий трубопровод при его разрыве или другой аварии на нем, приводящей к выбросу из резервуара большого количества сжиженного газа. Если к резервуару подводится отдельный наполнительный трубопровод, то на нем должен быть установлен обратный клапан, предотвращающий возможность выхода жидкой фазы.

Для оперативного определения уровня сжиженного углеводородного газа в резервуаре используют указатели уровня (уровнемеры). Применяют уровнемеры следующих типов: с постоянными трубками, с мерным стеклом, с поворотной или скользящей трубкой, поплавковые, магнитные, электронные, радиоактивные и др. Уровнемеры используют также для оценки учета количества газа. Наиболее распространен уровнемер с постоянными трубками, погруженными внутрь резервуара на разную глубину, одна из них - трубка предельного уровня. Во время заполнения резервуара вентиль на трубке предельного уровня каждые 3…5 мин открывают полностью и жидкость наливается до тех пор, пока из трубки не появится туманообразная струя жидкости. Считается, что жидкая фаза не должна полностью занимать объем надземного резервуара при температуре 55 °С, а подземного резервуара - при температуре 41 ⁰С. Практически степень заполнения принимают для наземных резервуаров = 0,85, для подземных резервуаров  = 0,9. Остальные трубки ставят через 25 % заполнения или через 10 % заполнения.

Цилиндрические резервуары на прочность рассчитывают по давлению, которое определяется по компоненту сжиженного углеводородного газа с большей упругостью паров, если его количество в смеси превышает 5 %, при абсолютной максимальной температуре окружающей среды для определенного района строительства.

Резервуары, предусматриваемые для районов со средней температурой наиболее холодной пятидневки до 233 К включительно, должны быть изготовлены из стали с гарантируемой ударной вязкостью при этой температуре не менее 0,3 МПам.

Подземные резервуары рассчитывают на рабочее давление, соответствующее давлению насыщенных паров сжиженного газа при максимальной температуре грунта в летнее время, но не ниже 298 К. Толщину стенки цилиндрической части резервуара определяют по формуле

где р - расчетное давление; D_вн — внутренний диаметр резервуара; k_c—коэффицент прочности сварного шва;  - расчетное напряжение стали; S_к - запас толщины на коррозию, который принимается для наземных резервуаров 0,1 см, для подземных резервуаров 0,3 см.

Толщину стенок эллиптических днищ цилиндрических резервуаров определяют из соотношения

где R—радиус закругления; r—радиус сферы.

Наполнительные, сливные и парофазные патрубки резервуа­ров обвязаны общими трубопроводами (коллекторами). Паро-фазный коллектор используют для выравнивания давлений или для создания избыточного давления в резервуарах для их опо­рожнения. Технологическая схема хранилища сжиженного газа высокого давления изображена на рис. 11.2. Она предусматривает выполнение следующих операций: слив сжиженного газа из железнодорожных цистерн в резер­вуары хранения; хранение запасов сжиженного газа,

заполнение сжиженным газом подвижных емкостей - баллонов, цистерн; если имеется регазификационная установка - обеспечение возможности подачи сжиженного газа на установку регазификации и далее в газораспределительную сеть. В данной схеме парофазный объем железнодорожных цистерн используется для создания дополнительного давления при подаче компрессором 15 паров пропана и бутана, забирае­мых из парофазного объема резервуаров хранилища и подаваемых по технологическим трубопроводам 12 и 9. Слив сжиженных газов из железнодорожных цистерн происходит через коллектор сливных устройств 2 по трубопроводу 8. Разность давлений между цистерной и резервуаром может достигать (1,5…2)•10⁵ Па, что обеспечивает слив цистерн в течение 3 ч. Слив производится при температуре СУГ, находящегося в цистерне, которая близка к температуре окружающего воздуха. При выдаче сжиженных газов они по трубопроводу 17 подаются на вход насосных агрегатов 18 и далее на налив передвижных автоци­стерн 19 - по трубопроводу 20, для налива баллонов 22 - по трубопроводу 21, на установку регазификации 24 - по трубопроводу 23. Пары сжиженных газов от автоцистерн по трубопроводу 16 поступают на компрессор 15 и далее в паровое пространство резервуара 4.

Рис. 11.2. Технологическая схема хранилища сжиженного углеводородного газа высокого давления