
- •Содержание
- •Часть I. Природный газ (пг) 9
- •Часть II. Сжиженный углеводородный газ (суг) 207
- •Часть I. Природный газ (пг)
- •1. Основные физические свойства природных газов
- •1.1. Горючие газы, используемые для газоснабжения
- •1.2. Основные физические свойства газов
- •Контрольные вопросы:
- •2. Основные сведения о газораспределительных системах
- •2.1. Общие понятия о газораспределительных системах
- •2.2. Классификация газопроводов
- •2.3. Системы газоснабжения
- •2.4. Потребители и режимы потребления газа
- •Контрольные вопросы:
- •3. Газораспределительные станции (грс)
- •3.1. Классификация и структура грс
- •3.2. Генплан и технологические схемы грс
- •Основные технические данные
- •3.3. Проектирование грс по узлам
- •3.3.1. Расчет узла редуцирования
- •3.3.2. Расчет узла очистки газа
- •3.3.3. Расчет узла предотвращения гидратообразования
- •3.3.4. Расчет узла учета количества газа
- •3.3.5. Расчет узла переключения
- •3.3.6. Расчет узла одоризации
- •3.3.7. Система автоматики и контрольно-измерительные приборы грс
- •3.4. Организация эксплуатации и обслуживания грс
- •3.4.1. Эксплуатация грс
- •3.4.2. Техническое обслуживание грс
- •3.4.3. Ремонт грс
- •3.4.4. Техническое диагностирование грс
- •Контрольные вопросы
- •4. Газорегуляторные пункты
- •4.1. Классификация и оборудование грп
- •Пункты газорегуляторные шкафные
- •Промышленные счетчики газа турбинные
- •Технические характеристики газовых фильтров грп
- •4.2. Регулирование давления на грс и грп
- •Принципиальное устройство регуляторов давления
- •4.3. Выбор оборудования грп, гру
- •4.3.1. Выбор регулятора давления
- •4.3.2. Выбор фильтра
- •4.4. Сезонное регулирование давления газа на выходе грп
- •5. Газовая распределительная сеть
- •5.1. Категории потребителей и режимы потребления газа
- •5.2. Расчетные расходы газа
- •5.2.1. Годовые расходы газа
- •5.2.2. Расчётные часовые расходы
- •5.3. Расчёт диаметра газопровода и допустимых потерь давления
- •5.4. Гидравлический расчёт простых газопроводов высокого, среднего и низкого давления
- •5.4.1. Газопроводы высокого и среднего давления
- •5.4.2. Газопроводы низкого давления
- •5.5. Методы расчёта тупиковой распределительной сети
- •5.5.1. Традиционный метод расчета тупиковой сети
- •5.5.2. Метод оптимальных диаметров
- •5.5.3. Комбинированный метод расчета тупиковой газораспределительной сети
- •5.5.4. Сравнительный анализ методик распределения расчетного перепада давления
- •5.6. Гидравлический расчёт кольцевых распределительных сетей Методика расчета кольцевых сетей
- •Методика гидравлической увязки кольцевой сети
- •5.7. Наружные газопроводы. Трубы и арматура
- •5.7.1. Пересечения газопроводов с различными препятствиями
- •5.9. Контрольная трубка с футляром:
- •5.7.2. Трубы и их соединения
- •5.7.3. Газовая арматура и оборудование
- •5.7.4. Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию
- •5.8. Внутренние устройства системы газораспределения
- •5.8.1. Устройство внутренних газопроводов
- •5.8.2..Бытовые газовые приборы
- •6. Хранилища природного газа и газозаправочные станции
- •6.1. Методы компенсации колебаний расхода газа
- •6.2. Газгольдеры
- •6.3. Аккумулирующая способность магистрального газопровода
- •6.4. Подземное хранение газа
- •6.4.1. Общие сведения по пхг
- •6.4.2. Общие требования
- •6.4.3. Организация эксплуатации
- •6.4.4. Техническое обслуживание и ремонт
- •Часть II. Сжиженный углеводородный газ (суг)
- •7. Общие сведения о сжиженных углеводородных газах
- •7.1. Компоненты суг
- •7.2. Маркировка и технические условия суг
- •7.3. Законы, константы и соотношения суг Законы идеального газа
- •Специфические особенности свойств сжиженных углеводородных газов (суг)
- •Отклонение реальных газов от идеального газа
- •8. Транспорт сжиженных углеводородных газов
- •8.1. Перевозка сжиженного газа автотранспортом
- •8.1.1. Перевозка сжиженных углеводородных газов в автоцистернах
- •8.2. Перевозка сжиженных газов по железным дорогам
- •8.2.1. Конструкция и техническая характеристика цистерн
- •8.2.2. Перевозка сжиженных газов по железным дорогам в крытых вагонах
- •Техническая характеристика цистерн, применяющихся за рубежом
- •8.3. Перевозка сжиженных углеводородных газов водным путем
- •8.3.1. Перевозка сжиженных углеводородных газов по морю
- •8.3.2. Перевозка сжиженных газов речным транспортом
- •8.4. Перевозка сжиженных углеводородных газов авиатранспортом
- •8.5. Транспортировка сжиженных углеводородных газов по трубопроводам
- •Контрольные вопросы:
- •9. Хранение сжиженных углеводородных газов
- •9.1. Способы хранения
- •9.1.1. Хранение при переменной температуре и высоком давлении
- •9.1.2. Хранение при постоянной температуре и низком давлении
- •9.2. Резервуары для хранения сжиженных углеводородных газов под давлением
- •9.2.1. Хранение сжиженных газов в стальных резервуарах под давлением
- •Допускаемый вакуум определяется из выражения
- •9.2.2. Подземные хранилища шахтного типа
- •9.2.3. Подземные хранилища в отложениях каменной соли
- •9.3. Эксплуатация подземных хранилищ в отложениях каменной соли
- •9.4. Низкотемпературное хранение сжиженных газов в наземных резервуарах
- •9.4.1. Конструкции низкотемпературных резервуаров
- •9.4.2. Низкотемпературное хранение сжиженных газов в подземных ледопородных резервуарах
- •9.5. Техническая и экономическая оценки существующих способов хранения сжиженных углеводородных газов
- •Контрольные вопросы:
- •10. Газонаполнительные станции сжиженных углеводородных газов
- •10.1. Назначение и размещение
- •10.2. Схемы и устройства гнс сжиженных газов
- •10.3. Типовые гнс сжиженных газов
- •10.4. Автоматизация и механизация процессов налива, слива и транспортировки баллонов
- •10.5. Характеристики насосов и компрессоров
- •10.6. Анализ методов перемещения сжиженных углеводородных газов
- •10.7. Использование сжиженных углеводородных газов в коммунально-бытовой газификации
- •10.7.1. Общие положения. Удельные расходы газа
- •10.7.2. Бытовые газобаллонные установки
- •Скобы …......……………………………………….. 2
- •Изоляция……………………………………...........8г
- •10.8. Заправка автомобилей сжиженными углеводородными газами
- •Контрольные вопросы:
- •11. Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
- •11.1. Регазификация сжиженных углеводородных газов
- •11.1.1. Естественная регазификация
- •11.1.2. Искусственная регазификация
- •11.2. Резервуарные и баллонные установки с естественным и искусственным испарением [3, 10]
- •Список литературы
9.2. Резервуары для хранения сжиженных углеводородных газов под давлением
9.2.1. Хранение сжиженных газов в стальных резервуарах под давлением
Для хранения сжиженных углеводородных газов под давлением в настоящее время широко используются стальные резервуары цилиндрической и сферической формы.
Сферические резервуары по сравнению с цилиндрическими имеют более совершенную геометрическую форму и требуют меньшего расхода металла на единицу объема емкости за счет уменьшения толщины стенки, благодаря равномерному распределению напряжений в сварных швах и, по контуру всей оболочки. Однако снабжение хранилищ этими резервуарами пока ограничено из-за трудностей, возникающих в процессе изготовления. [8]
С
ферические
резервуары объемом 600 м3
применяются в основном для хранения
бутана на хранилищах заводов-изготовителей.
Цилиндрические резервуары с эллиптическими днищами объемом 25; 50; 100; 175 и 200 м3 получили в нашей стране большее распространение и используются на всех видах хранилищ сжиженного углеводородного газа (рис. 9.2).
Цилиндрические резервуары устанавливаются горизонтально и располагаются как на поверхности земли (наземные), так и под землей (подземные). Подземными считаются резервуары, в которых высший уровень жидкости ниже низшей планировочной отметки прилегающей территории не менее чем на 0,2 м. Территорией, прилегающей к резервуару, считается площадь, находящаяся в пределах 6 м от стенки резервуара. Если наземный резервуар имеет обсыпку грунтом не менее 0,2 м выше высшего уровня жидкости в резервуаре и шириной не менее 6 м, считая от стенки резервуара до бровки обсыпки, такой резервуар приравнивается к подземным.
Схема установок резервуаров показана на рис. 9.3.
Резервуар состоит (рис. 9.4) из цилиндрического корпуса 12 и двух эллиптических днищ 1. Жидкостная труба заполнения и слива подсоединена к штуцеру 4, труба паровой фазы – к штуцеру 9. Резервуар оборудуется указателем уровня, подсоединенным к штуцеру 5, сигнализатором предельного уровня сжиженного газа, подсоединяемого к штуцеру 6, и двумя предохранительными клапанами, подсоединяемыми к штуцеру 8. Продувка производится через штуцер 15, установленный в низшей точке резервуара. Каждый резервуар должен иметь люк-лаз 7 диаметром не менее 450 мм и люк для вентиляции 10 диаметром 200 мм.
Цилиндрические резервуары для хранения пропана и бутана имеют одинаковую конструкцию и габаритные размеры, но отличаются толщиной стенок корпуса и днищ.
Основные характеристики цилиндрических резервуаров приведены в табл. 9.1.
Расчет цилиндрических резервуаров на прочность ведется по расчетному давлению, которое принимается по компоненту сжиженного газа с большей упругостью паров при температуре +50ºС, если его количество в смеси превышает 5 %. Пропановые резервуары рассчитывают
на давление 1,61,8 МПа, бутановые – на 0,60,7 МПа.
Таблица 9.1 Основные характеристики цилиндрических резервуаров
|
Условная вместимость, м3 |
200 |
192,6/192,6 160,6/173,5 3,4/3,4 21,8/21,8 20,0/20,0 12,8/12,8 1,8/7
38/18 38/20
32/16 32/20 1,1/1,1 1,4/1,4
73,9/55,8 62,7/32,4 0,348/0,168
|
Примечание. В числителе приведены данные для пропановых резервуаров, в знаменателе - для бутановых.
|
175 |
175,0 146,2 3,0 25,5 23,8 5,1 1,6
22 24
— — 0,9 3,15
44,6 — 0,255 |
|||
160 |
152,3/154,3 128,9/139,2 3,2/3,2 19,7/19,7 18,0/18,0 11,5/11,5 1,8/7
36/18 36/20
30/14 34/16 1,4/1,4 1,7/1,7
60,1/31,9 50,4/25,8 0,395/0,200 |
|||
100 |
93,3/93,3 77,8/83,4 3,0/3,0 13,6/13,6 12,0/12,0 8,0/8,0 1,8/7
34/16 34/16
28/14 28/16 1,1/1,1 1,14/1,14
37,2/19,1 30,5/16,8 0,399/0,205 |
|||
50 |
49,8/49,8 41,6/44,8 2,4/2,4 11,3/11,3 10,0/11,0 6,6/6,6 1,8/7
28/14 28/16
24/12 24/12 1,4/1,4 1,4/1,4
20,2/10,4 17,4/9,2 0,405/0,209 |
|||
25 |
27,8 23,2 2,0 9,1 8,0 5,5 1,8
24 24
20 20 1,1 1,4
11,7 9,7 0,420 |
|||
Показатели |
Вместимость, м3: действительная…………….……..…..…… полезная………………………..……...…… Внутренний диаметр D, м…………….……. Общая длина L1, м……….…………..…… Длина цилиндтической части L2, м……..… Расстояние между опорами L3, м…….…..… Наибольшее рабочее давление, МПа………. Толщина стенки, мм: Ст.3(спокойная) корпус……………………………………… днище……………………………………… Сталь СП, ЗН корпус……………………………………….. днище……………………………………… Расстояние между щтуцерами 4, 5………… Расстояние между щтуцером и люком 7… Общая масса, т Ст.3(спокойная)……..…………….………… Ст.ЗН………………………………….…… Удельный расход металла (Ст.3) на 1 м3, т.
|
Напряжения в стенках резервуара определяются по формулам:
меридиональное
,
(9.4)
тангенциальное
,
(9.5)
где р – расчетное давление, кгс/см2; Dв – внутренний диаметр резервуара, см; δ – толщина стенки (корпуса) резервуара.
Условие прочности в точке А по главным напряжениям имеет вид
,
(9.6)
,
(9.7)
Величина расчетного давления р в резервуаре для сжиженного углеводородного газа мала по сравнению с допускаемым напряжением [σ], поэтому ею можно пренебречь. Тогда
,
(9.8)
откуда
,
(9.9)
Толщина стенок резервуаров для сжиженных газов рассчитывается с учетом коэффициента прочности сварного шва φ и запасом на коррозию S, который принимается для наземных резервуаров 1 мм, для подземных – 3 мм. Вводя в формулу (9.9) значения φ и S, получим
,
(9.10)
Толщина стенок эллиптических днищ δД резервуаров определяется по формуле:
,
(9.11)
где R – радиус сферы; r – радиус закругления.
Расчеты обычно выполняются с четырехкратным запасом прочности по временному сопротивлению стали [σ] = 0,25σвр.
После расчета резервуара на прочность необходимо проверить его устойчивость при вакууме по уравнению:
,
(9.12)
где Dн – наружный диаметр резервуара, см; [σ]' – допускаемое напряжение, которое в данном случае при расчете на наружное давление равно 0,025σт МПа (σт – предел текучести стали при данной температуре).
Внедрение новых, прогрессивных методов переосвидетельствования позволит шире применять хранение сжиженных углеводородных газов в подземных резервуарах, характеризующихся меньшей пожароопасностью и возможностью уменьшения толщины стенки резервуаров. Наиболее эффективными по расходу металла из стальных резервуаров, как уже отмечалось, являются сферические.
Сферические резервуары устанавливаются только на поверхности земли. Впервые такие резервуары появились в США после первой мировой войны. В бывшем СССР наибольшее распространение получили резервуары объемом 600 м3 с расчетным давлением до 1,8 МПа и толщиной до 34 мм. Наиболее совершенный способ сооружения резервуаров – сборка их из укрупненных блоков-лепестков. Усовершенствованная технология монтажа сферических резервуаров позволяет предварительно собирать полусферы резервуаров в удобном положении. [8] Лепестки сферических резервуаров изготовляют на заводе горячим штампованием или вальцовкой холодным способом на сферических вальцах с максимально допустимыми по условиям перевозки размерами. Перед отправкой с завода лепестки подвергают контрольной сборке. Указанные сферические резервуары имеют экваториально-меридиональный раскрой оболочки и собираются из двух полушарий с разъемом по экватору. Каждую полусферу собирают из 12 лепестков и днища, состоящего в одних случаях из двух отправочных элементов, в других – представляющего одно целое.
Отличительной особенностью технологии производства монтажных работ на строительных площадках является различная степень укрупнения монтажных блоков, а вследствие этого применение раз личных типов грузоподъемных механизмов. Сварка резервуаров осуществляется автоматически с вращением оболочки на манипуляторах.
Основные данные, характеризующие различные объемы сферических резервуаров, приведены в табл. 9.2.
Таблица 9.2
Характеристики сферических резервуаров
Номинальная вместимость, м3 |
Внутренний диаметр, м |
Внутреннее давление, МПа |
Марка стали |
Толщина стенки, мм |
Масса одного резервуара, т |
Число стоек |
Общая масса двух резервуаров (включая лестничную площадку), т |
300 600 600 600 600 600 900 900 2000 2000 4000 4000 |
9,0 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 12,0 12,0 16,0 16,0 20,0 20,0 |
0,25 0,25 0,6 1,01 1,8 1,8 1,8 1,8 0,25 0,6 0,25 0,6 |
09Г2С(М) 09Г2С(М) 09Г2С(М) 09Г2С(М) 09Г2С(М) 12Г2СМФ 09Г2С(М) 12Г2СМФ 09Г2С(М) 09Г2С(М) 09Г2С(М) 09Г2С(М) |
12 12 16 22 34 25 38 28 16 22 20 28 |
24,0 33,3 43,6 60,0 94,6 69,5 140,0 101,5 101,2 143,0 218,0 305,0 |
6 8 8 8-9 8 8 8 8 12 10 16 14 |
65,09 94,76 111,02 143,96 212,40 – – – 260,20 – – – |
Опоры для сферических резервуаров приняты в виде вертикальных трубчатых стоек (рис. 9.5), примыкающих к оболочке по касательной, между стойками – крестовые связи. Число стоек принято кратным числу лепестков. Стойки опираются на железобетонный фундамент.
На резервуарах устанавливают предохранительные клапаны, приборы для отбора проб и замера уровня продукта (УВЦ), термометры, манометры, патрубки для входа, выхода продукта и для уравнительной линии. Кроме того, вверху и внизу оболочки резервуара размещаются люки диаметром 500 мм.
Расчет сферических резервуаров на прочность ведется по безмоментной теории. Толщина оболочки δ определяется по формуле:
,
(9.13)
где р – нагрузка на верхнюю или нижнюю точку оболочки, кгс/см2 (избыточное давление или избыточное давление плюс гидростатическое); n – коэффициент перегрузки, равный 1,2; r – внутренний радиус сферы; m – коэффициент условия работы, равный 0,65; φ – коэффициент прочности сварного шва, равный 0,65; С – надбавка к толщине на недокат (0,8 мм) и на вытяжку при штамповке (2,8 мм);
R1 = [σ]вK1K2 (9.14)
где [σ]в – временное сопротивление стали; К1 – коэффициент однородности стали; К2 – коэффициент, учитывающий двухосное напряжение стали, равный 1.
Кроме того, оболочку проверяют на местный краевой эффект по линии опирания и на устойчивость при вакууме. Критическое напряжение σкр при этом будет:
,
(9.15)
где К – коэффициент, установленный экспериментально, равный 0,1; Е – модуль продольной упругости, равный 2,110 кгс/см2. Критическое давление
,
(9.16)