2.1.1 Определение основных физических свойств паров суг при естественной регазификации в резервуаре

Естественной регазификация жидкой фазы СУГ происходит в резервуаре для хранения СУГ. За счет тепла окружающей среды происходит испарение в первую очередь легкокипящих фракций СУГ.

При равновесии фаз, когда парциальное давление в жидкой и паровой фазах одинаково, справедливо соотношение, объединяющее законы Рауля и Дальтона [32, 38]

, (2.4)

где y_i - молярная концентрация i-го компонента паровой фазы, находящейся в равновесии с жидкой фазой СУГ, %.

Состав паровой фазы СУГ будет зависеть от температуры окружающей среды. Результаты расчета равновесного состава паровой фазы СУГ по формуле (2.4) при естественной регазификации СУГ в наземном резервуаре при температурах атмосферного воздуха минус 10C, минус 20C, минус 30C и минус 40C сведены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 - Результаты расчета молярного состава паровой фазы СУГ при естественной регазификации в наземном резервуаре

Температура атмосферного воздуха t ,C	Молярная концентрация паров, находящихся в равновесии c жидкой фазой СУГ, yi ,%
	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	Пропен С3Н6	н-Бутан n-С4Н10	Изобутан i-С4Н10	Бутен-1 С4Н8
t = –40C	15,65	79,39	4,96	-	-	-
t = –30C	14,41	80,75	4,84	-	-	-
t = –20C	12,98	78,66	4,55	2,25	1,56	-
t = –10C	11,90	79,35	4,52	2,31	1,60	0,32

Средняя молекулярная масса многокомпонентной паровой фазы СУГ рассчитывается как сумма молярных составляющих молекулярных масс компонентов, входящих в состав паровой фазы СУГ, по формуле [32, 36]

, (2.5)

где y_i - молярная концентрация i-го компонента паровой фазы СУГ, %;

 _i - молекулярная масса i-го компонента паровой фазы СУГ, кг/кмоль (см. таблицу 2.1);

n - число компонентов, входящих в состав паровой фазы СУГ.

Газовая постоянная смеси газов вычисляется по формуле [36]

, (2.6)

где - универсальная газовая постоянная, равная 8314 Дж/(кмольK).

Плотность паровой фазы СУГ при стандартных условиях (P_ст = 760 мм рт.ст. = 1,033 кгс/см² = 0,1013 МПа; Т_ст = 293,15 К) рассчитывается по формуле [27, 34, 36]

. (2.7)

Относительную плотность газа по воздуху вычисляют по формуле [39]

, (2.8)

где _в = 1,20445 кг/м³ - плотность воздуха при стандартных условиях;

R_в = 287Дж/(кгK) - газовая постоянная воздуха;

_в = 28,966 кг/кмоль - молекулярная масса воздуха.

Псевдокритическое давление P_пк определяют как сумму молярных составляющих критических давлений компонентов, входящих в состав паровой фазы СУГ, по формуле [28, 32, 38, 39]

, (2.9)

где P_пк - псевдокритическое давление, МПа;

P_{кр i} - критическое давление i-го компонента смеси, МПа;

y_i - молярная концентрация i-го компонента в составе паровой фазы СУГ, %;

n - число компонентов в составе паровой фазы СУГ.

Псевдокритическую температуру T_пк определяют как сумму молярных составляющих критических температур компонентов, входящих в состав паровой фазы СУГ, по формуле [28, 32, 38, 39]

, (2.10)

где T_пк - псевдокритическая температура, K;

T_{кр i} - критическая температура i-го компонента смеси, K;

y_i - молярная концентрация i-го компонента в составе паровой фазы СУГ, %;

n - число компонентов в составе паровой фазы СУГ.

Низшая рабочая теплота сгорания Q_нр паровой фазы СУГ, состоящей из n компонентов, определяется по формуле [39]

, (2.11)

где Q_{нр i} - низшая рабочая теплота сгорания i-го компонента смеси, МДж/м³;

y_i - молярная концентрация i-го компонента в составе паровой фазы СУГ, %;

n - число компонентов в составе паровой фазы СУГ.

В справочной литературе [39] имеются два значения низшей теплоты сгорания, выраженных в МДж/кг и МДж/м³, которые взаимосвязаны между собой соотношением

Q_нр(МДж/м³) = _п.ф.Q_нр(МДж/кг), (2.12)

где _п.ф. - плотность паровой фазы СУГ, кг/м³.

Плотность паровой фазы СУГ определяется при стандартных условиях: P_ст = 760 мм рт.ст. = 1,033 кгс/см² = 0,1013 МПа; Т_ст = 293,15 K.

Значения плотности при стандартных условиях и низшей рабочей теплоты сгорания углеводородных газов, входящих в состав паровой фазы СУГ, приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Значения низшей рабочей теплоты сгорания углеводородных газов, входящих в состав паровой фазы СУГ

№№ п/п	Газы углеводородные	Плотность газа при стандартных условиях ст, кг/м3	Низшая рабочая теплота сгорания Qнр
			МДж/кг	МДж/м3
1.	Метан СН4	0,667	50,08	33,40
2.	Этан C2H6	1,250	47,42	59,28
3.	Пропан C3H8	1,833	46,30	84,87
4.	Пропен C3H6	1,749	46,04	80,52
5.	н-Бутан n-C4H10	2,416	45,76	110,56
6.	Изобутан i-C4H10	2,416	45,68	110,36
7.	Бутен-1 C4H8	2,332	45,45	105,99

Плотность паровой фазы СУГ, состоящей из n компонентов, при стандартных условиях можно определять как по формуле (2.7), так вычислять и по формуле [39]

, (2.13)

где _{ст i} - плотность i-го компонента паровой фазы СУГ при стандартных условиях, кг/м³.

Низшая рабочая теплота сгорания Q_нр паровой фазы СУГ многокомпонентного состава рассчитывается по формуле (2.11).

Взаимозаменяемость газовых смесей различного компонентного состава характеризует число Воббе, значение которого вычисляется по формуле [11]

, (2.14)

где Wo - число Воббе, МДж/м³;

Q_нр - низшая рабочая теплота сгорания природного газа, МДж/м³;

 - относительная плотность газа по воздуху.

Природный газ, используемый для целей газоснабжения, на 95-97% состоит из метана. Относительная плотность метана по воздуху  = _г/_в= = _г/_в= 16,043/28,966 = = 0,554. Число Воббе по формуле (2.14) для метана

МДж/м³.

ГОСТ 5542-87 [11] устанавливает диапазон изменения числа Воббе Wo в пределах от 41,2 до 54,5 МДж/м³, отклонения чисел Воббе допускаются в пределах не более 5%.

Природные горючие газы относятся к группе веществ, образующих с воздухом взрывоопасные смеси. Концентрационные пределы воспламенения (по метану) в смеси с воздухом: нижний - 5, верхний - 15 в объемных процентах. Для природного газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют по ГОСТ 12.1.044-89 [12]. Категория и группа взрывоопасной смеси IIАТI по ГОСТ 12.1.011-78 [13].

Нижний и верхний концентрационные пределы воспламенения многокомпонентной газовой смеси могут быть уточнены по формуле [32, 39]

, (2.15)

где L - концентрационный предел воспламенения газовой смеси (нижний или верхний), %;

y_i - молярная концентрация i-го компонента в составе газовой смеси, %;

L_i - концентрационный предел воспламенения i-го компонента газовой смеси (нижний или верхний), %.

Значения нижнего и верхнего концентрационных пределов воспламенения углеводородных газов приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Концентрационные пределы воспламенения углеводородных газов в смеси с воздухом

№№ п/п	Газы углеводородные	Концентрационные пределы воспламенения, %
		нижний	верхний
1.	Метан СН4	5,00	15,00
2.	Этан C2H6	3,22	12,45
3.	Этилен C2H4	2,75	28,60
4.	Пропан C3H8	2,37	9,50
5.	Пропен C3H6	2,00	11,10
6.	н-Бутан n-C4H10	1,86	8,41
7.	Изобутан i-C4H10	1,60	8,40
8.	Бутен-1 C4H8	1,70	9,00
9.	н-Пентан n-C5H12	1,40	8,00

Результаты расчетов основных физических свойств паров СУГ при температурах минус 10C, минус 20C, минус 30C и минус 40C сведены в таблицу 2.9.

Таблица 2.9 - Результаты расчетов основных физических свойств паров СУГ

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Температура воздуха,C
			минус 40	минус 30	минус 20	минус 10
1.	Средняя молекулярная масса см	кг/кмоль	41,802	41,978	42,719	42,924
2.	Газовая постоянная R	Дж/(кг·K)	198,9	198,1	194,6	193,7
3.	Плотность паров СУГ при стандартных условиях ст	кг/м3	1,738	1,745	1,776	1,784
4.	Относительная плотность газа по воздуху 	-	1,443	1,449	1,475	1,481
5.	Псевдокритическое давление Pпк	МПа	4,38	4,37	4,34	4,33
6.	Псевдокритическая температура Tпк	K	359,5	360,3	363,1	364,0
7.	Низшая рабочая теплота сгорания Qнр	МДж/м3	80,65	80,97	82,33	82,70
8.	Число Воббе Wo	МДж/м3	67,14	67,27	67,79	67,96
9.	Концентрационные пределы воспламенения: нижний (НКПВ) верхний (ВКПВ)	%	2,45 9,94	2,44 9,91	2,40 9,82	2,39 9,79

Выполненные расчеты по определению физических свойств паровой фазы СУГ, которая образуется при естественном испарении СУГ в резервуарах, позволяют сделать следующие выводы:

1. Теплота сгорания изменяется в зависимости от компонентного состава паровой фазы СУГ и в более чем 2,5 раза превосходит теплоту сгорания природного газа. Число Воббе паров СУГ находится за пределами диапазона от 41,2 до 54,5 МДж/м³, установленного ГОСТ 5542-87 [11]. Пары СУГ являются более калорийным видом топлива по сравнению с природным газом, поэтому горелки газоиспользующего оборудования должны быть перенастроены для использования паровой фазы СУГ.

2. Нижний и верхний концентрационные пределы воспламенения паров СУГ составляют 2,4 и 10,0% объемных соответственно, что отличается от концентрационных пределов воспламенения природного газа от 5,0 до 15,0% объемных и должно учитываться при использовании СУГ в качестве резервного топлива для целей газоснабжения.

3. При естественной регазификации СУГ в паровую фазу переходят, прежде всего, легкокипящие фракции. При температурах окружающего воздуха –30C и –40C бутановые фракции СУГ (н-бутан, изобутан и бутен-1) будут оставаться в резервуаре в виде неиспаряемых остатков, которые необходимо будет периодически удалять из резервуара.

4. Величины давления насыщенных паров СУГ марки ПТ (пропан технический) при температурах окружающего воздуха –30C и –40C получились равными 0,154 МПа и 0,104 МПа (абс.) соответственно, что не позволит подать паровую фазу СУГ из резервуара в газовую сеть среднего давления.

5. Недостатки, связанные с естественным испарением СУГ в резервуарах, могут быть преодолены за счет применения искусственной регазификации СУГ, когда испарение жидкой фазы СУГ происходит от внешнего источника электрической или тепловой энергии.