11.1.1. 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, λ_ин = 0,105 Вт/(м·К). При обледенении резервуара тепловой приток уве­личивается, λ_л = 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. [10]

Производительность резервуаров при естественном испарении сле­дует определять:

• при подземном расположении — по номограмме, рис. 11.1;

• при надземном расположении — расчетом, исходя из условий теп­лообмена с окружающей средой.

Для учета теплового воздействия рядом расположенных подземных резервуаров полученную по номограмме производительность следует умножить на коэффициент теплового взаимодействия m в зависимости от числа резервуаров в установке:

Число резервуаров	Значение коэффициента
в установке	теплового воздействия m
2	0,93
3	0,84
4	0,74
6	0,67
8	0,64

Тепло для испарения М_исп, кг, СУ Г в баллоне или надземном резерву­аре можно определить по формуле:

Q_ИСП=Q_с+Q_ж+Q_м=r·М_ИСП (11.1)

где Q_c — количество тепла, подаваемое от окружающей среды; Q_ж и Q_M — количество тепла, отдаваемое соответственно жидкостью и металлом за счет снижения температуры.

Тогда при минимально допустимой температуре можно определить максимальный отбор.

Используя основные зависимости тепломассопереноса, можно записать:

(11.2)

(11.3)

(11.4)

где Т_к и Т_и — конечные и начальные значения температуры, F— площадь внешней поверхности резервуара.

В резервуарах под давлением, когда не отбирается пар сжиженного углеводородного газа, температуры окружающей среды Тс и жидкости Тж равны между собой. В этом случае Q_c = 0, и испарения не происходит. При отборе паров из резервуара давление в паровом пространстве не­сколько понижается, и происходит испарение жидкой фазы для восста­новления равновесия фаз при данной температуре. Тепло отбирается как от жидкости, так и от металла резервуара. Используя метод смены стаци­онарных состояний, получим:

(11.5)

где х — время, Т — температура.

Рис. 11.1. Номограмма для определения производительности резервуара сжиженного газа вместимостью 2,5 и 5м³ (подземного)

I - резервуар 5м³, заполнение 85%; II - резервуар 5м³, заполнение 50%; III - резервуар 5 м \ заполнение 35% и резервуар 2,5 м³, заполнение 50%; IV - резервуар 2,5 м³, заполнение 85%; V – резервуар 2,5 м³, заполнение 35%

Разделяя переменные и интегрируя в пределах от τ₁ до τ₂ и от T₁ до Т₂ получим оценку снижения температуры жидкой фазы за определенное время:

(11.6)

Подобным образом можно оценить время, за которое температура жидкой фазы снизится на ΔТ= Т_к — Т_н.

Количество испарившегося газа при снижении температуры от t до t_k за время Δt можно найти методом последовательных приближений. Температура жидкой фазы при установившейся температуре равна

(11.7)

где F — площадь смачиваемой поверхности.

Тогда при минимально допустимой температуре можно определить максимальный отбор:

(11.8)

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 М_исп, 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 теплоизоляцией — λ_инея=0,105 Вт/(мК). При обледенении резервуара тепловой приток увеличивается — λ_льда =2,5 Вт/(м К).

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 фунте. 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). Считается, что допустимая степень заполнения в сред­нем не меньше 30 %. Длительность непрерывной работы резервуаров за­висит от вида потребителя газа.

Во время перерывов в отборе паров жидкой фазы сам резервуар и окружающий грунт нагреваются. Следует отметить, что при хранении смеси сжиженных углеводородных газов по 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.