Резервное топливо – сжиженный углеводородный газ

 

Рис. 12.1. Испаритель сжиженного углеводородного газа с погруженным змеевиковым теплообменником:

1 – вертикальный  цилиндрический кожух; 2 – змеевиковый  теплообменник;

3 – трубка, направляющая  вертикальный ход поплавка; 4 –  уравнительная парофазная трубка  поплавка; 5 – патрубок предохрани- тельного пружинного клапана; 6 –  патрубок выхода насыщенных паров пропан-бутана;7 – седло предохранительного клапана;8 –  золотник  предохранительного  клапана; 9 – поплавковый регулятор предельного уровня сжиженного углеводородного  газа; 10 – патрубок входа теплоносителя;11 – патрубок выхода теплоносителя; 12 – патрубок входа сжиженного углеводородного газа

Сжиженный углеводородный газ подается в патрубок нижнего  днища 12 и попадает в испарительное  отделение. По змеевику 2 подается горячая  вода с температурой 353 К. Внутри испарителя, выше змеевика, находится поплавок 9 с клапаном 8, который при подъеме вверх плотно закрывает выходное отверстие парофазного патрубка 6. При изменении расхода газа жидкая фаза меняет уровень: при малом расходе наблюдается меньшая высота жидкой фазы и меньшее испарение газа, но больший его перегрев и большее давление. При отборе газа давление в испарителе меньше, чем дав- ление в резервуаре. При большом расходе газа уровень жидкости повыша- ется, заливает весь змеевик. После выяснения причин увеличенного расхода испаритель включает в работу обслуживающий персонал.

Трубчатый испаритель состоит из труб, собранных при  помощи трубных решеток в кожухе. Вертикальный кожухообразный испаритель сжиженного углеводородного газа с  плавающей головкой изображен на рис. 12.2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 12.2. Вертикальный кожухотрубчатый испаритель сжиженного углеводородного газа с плавающей головкой: 1 – днище; 2 – уплотнительные про- кладки фланцевых соединений; 3 – нижняя неподвижная трубная решетка; 4 – фланцевое соединение днища с кожухом; 5 – кожух; 6 – трубный тепло- обменный пучок; 7 – фланцевое соединение крышки с кожухом; 8 – фланцевое соединение камеры плавающей головки; 9 – разрезное прижимное кольцо; 10 – плавающая головка трубного пучка; 11 – сальниковое уплотнение патрубка теплоносителя в крышке испарителя; 12 – крышка; 13 – патрубок для подачи теплоносителя во внутритрубное пространство тепло- обменного пучка; 14 – верхняя подвижная трубная решетка; 15 – патрубок для предохранительного выпуск- ного клапана; 16 – патрубок для при- соединения контрольного уровне- мерного вентиля; 17 – патрубок для присоединения поплавкового регулятора предельного уровня сжиженного углеводородного газа; 18 – возврат СУГ в резервуар; 19 – патрубок отвода тепло- носителя; 20 – дренажный патрубок

 

Сжиженный углеводородный газ поступает в межтрубное пространство испарителя через штуцер 17 и поплавковый регулятор предельного уровня за счет избыточного давления в резервуаре. Теплоноситель (водя- ной пар) подается сверху по патрубку 13 в пучок труб 6, проходит через трубки и уходит снизу через выходной патрубок 18 и конденсационный горшок. Теплообменник работает по принципу противотока. Образующиеся насыщенные пары проходят через верхнюю часть межтрубного пространства испарителя, перегреваются и через выходной штуцер поступают на регулятор давления и далее к потребителю. Для наблюдения за количеством жидкой фазы в испарителе имеется уровнемерное стекло. При изменении отбора газа изменяется уровень жидкой фазы. Для предотвращения перелива жидкой фазы и попадания ее в регулятор давления и далее в трубопровод установлен регулятор предельного уровня на высоте 1/3 высоты теплообменных трубок 6. В этом случае при интенсивном кипении жидкой фазы брызги попадают на трубки теплообменника и испаряются. Для про- пан-бутана внутритрубное пространство и крышку перегревателя рассчитывают на рабочее давление 1,6 МПа. Разработан ряд трубчатых испарителей горизонтального и вертикального типов с пучками труб U-образной формы. В качестве теплоносителя используется водяной пар, который по- ступает в верхнюю камеру. 

 

 

Рис. 12.3. Испаритель пленочного типа: 1 – штуцер для установки  термометра; 2 – штуцер для установки  манометра; 3 – ороситель; 4 – корпус; 5 – каплеотбойник; 6 – рубашка; 7 – отводной штуцер;8 – труба для слива неиспарившихся остатков; 9 – штуцер для установки уровня; 10 – вертикальная труба: 11 – штуцер для подачи теплоносителя; 12 – сепаратор; 13 – патрубок

Образовавшиеся пары поступают  через специальные отверстия  в выходной патрубок 13. Теплоноситель  подается в верхний штуцер рубашки 11 и отводится через нижний штуцер 7. К днищу испарителя приварена труба для отвода неиспарившихся остатков 8.

Форсуночный испаритель состоит  из двух обечаек – внутренней и  внешней. Между ними по кольцевому пространству циркулирует теплоноситель –  горячая вода или водяной пар. Жидкая фаза впрыскивается во внутреннюю трубу через форсунку. При интенсивном перемешивании капель жидкой фазы с нагретыми парами и испарении на горячей стенке происходит регазификация сжиженного углеводородного газа. Коэффициент теплоотдачи в этом случае достигает 750 Вт/(м2×К). Перегрев полученных паров осуществляется в спиральном перегревателе на выходе испари- теля змеевикового типа. Уровень жидкой фазы контролируется поплавковым регулятором,  который  при  предельном уровне прекращает подачу жидкой фазы в испаритель.

 

Рис. 12.4. Электрический регазификатор

Электрический регазификатор (рис. 12.4) сжиженного углеводородного  газа состоит из резервуара 1, изготовляемого по типовому проекту, взрывозащищенной коробки 4 с электронагревателем 2, автоматики регулирования и контроля 5, электрического манометра 6 и электрошкафа 3. Электронагреватель 2 опускают в резервуар 1.

Испарение сжиженного углеводородного газа происходит за счет теплоты электронагревателя, который включается или выключается в зависимости от расхода паровой фазы газа. При давлении, равном верхнему заданному пределу, или при весьма малом расходе электронагреватель отключен, при понижении давления вследствие увеличения расходов газа он включается в работу с помощью электроконтактного манометра. Таким образом, путем поддержания давления в определенных заданных пределах, значения которых устанавливаются в зависимости от режима работы газораспределительной сети, достигается заданная производительность установки.

В огневом испарителе в качестве теплоносителя используют высоко- температурные дымовые газы или раскаленные твердые тела. Для того чтобы языки пламени  не касались непосредственно стенок теплообменника (основное требование для огневых испарителей) ставят специальные искрогасители и отбойные экраны. Все испарители должны отвечать «Правилам устройств и установок и освидетельствования сосудов, работающих под давлением». На корпусе испарителя должно быть указано:

• завод-изготовитель, заводской номер и дата выпуска;
• тип и назначение испарителя;
• предельно допустимая производительность, рабочее давление;
• наружная и внутренняя поверхность испарения;

предохранительной и контрольно-измерительной аппаратурой, исключаю- щей замерзание используемой в качестве теплоносителя жидкости, выход жидкой фазы из испарительной установки в газопровод паровой фазы, повышение давления газа и жидкой фазы выше принятого для расходных резервуаров. Испарительные установки размещают на открытых площадках или в помещениях, при этом уровень поля не должен быть ниже планировочной отметки земли. Если испарители размещают вне помещений, то преду- сматривают тепловую изоляцию корпуса. При групповом размещении испарителей расстояния между ними следует принимать не менее 1 м.

 

 

 

 

 

4.Резервуарные и баллонные установки с естественным и искусственным испарением

Регазификационная резервуарная установка с естественным испарением состоит из одного или  нескольких емкостей, соединенных между  собой уравнительными парофазными и жидкостными трубопроводами. Резервуары оборудуют арматурой для заполнения их сжиженным углеводородным газом, замера уровня жидкой фазы, предохранительными клапанами, газопроводами высокого давления и регуляторами низкого давления газа. Резервуары можно устанавливать на земле или под землей. Они могут быть стационарными, когда сжиженный углеводородный газ доставляется автомашинами, и передвижными, когда налив груза осуществляется на газораздаточных станциях. Резервуары являются как емкостями для хранения сжиженных углеводородных газов, так и теплообменными установками для естественного испарения. В начале отбора паров сжиженный углеводородный газ имеет температуру, близкую к температуре окружающей среды, и соответствующее этой температуре давление насыщенных паров. Тепло- обмен между резервуаром и окружающей средой отсутствует. Снижение давления происходит до минимального, определяемого режимом работы газораспределительной сети с учетом падения давления на регуляторах, установленных на резервуарах. При установлении этого давления испарение сжиженных углеводородных газов за счет уменьшения энтальпии прекращается и наступает стационарный режим теплового притока из окружающей среды, обусловленный разностью температур резервуара и окру- жающей среды. При уменьшении отбора газа наблюдается как уменьшение теплового притока от среды, так и увеличение энтальпии сжиженных угле- водородных газов. Производительность наземных резервуарных установок является переменной величиной. Наземные резервуары устанавливают на фундаменты. Объем их достигает 1600 л. Они наиболее пригодны для использования в районах с теплым климатом. Их применяют также при работе установок, функционирующих в летний период. Подземные резервуары имеют цилиндрическую форму. Резервуары устанавливают в котловане на фундаментах на 600 мм ниже верхней образующей поверхности земли. Наружная поверхность резервуаров покрыта слоем битумной изоляции. Для защиты от статического электричества их заземляют. Применяют преимущественно подземные групповые резервуарные установки, которые включают в себя несколько резервуаров, соединенных между собой трубопроводами жид- кой и паровой фаз. В типовых проектах обычно рассматриваются групповые установки, состоящие из 2 ÷ 4 резервуаров объемом 2,5 ÷ 50 м3. Максимальный объем одного резервуара не более 5, 10, 25 и 50 м3 при подзем- ном расположении резервуаров с общим объемом хранения соответствен- но до 20, 50, 100 и 300 м3. Для увеличения испарительной способности групповой установки в некоторых случаях устанавливают резервуары с большой поверхностью теплообмена (например, трубчатый резервуар). Резервуары групповой установки соединяют с учетом выключения на профилактический ремонт части резервуаров.

На рис. 12.5 изображена схема подземной четырехрезервуарной  установки. Заполнение резервуаров 1 сжиженным углеводородным газом производится по общему надземному трубопроводу-коллектору 4. Парофазный коллектор 5 также выполняется надземным. Каждый резервуар оборудуют уровнемерными и грязеотводной дренажной трубками и предо- хранительными клапанами, установленными в арматурном блоке 2. Регуляторы давления, предохранительные клапаны и прочее оборудование размещают на некотором расстоянии от резервуаров в специальном защитном кожухе 3. Пары СУГ подаются потребителям по газопроводу 6

 

 

Рис. 12.5. Подземная  четырехрезервуарная установка  с надземным жидкостным трубопроводом

При групповой  установке подземных резервуаров  существенно сказывается тепловая интерференция тепловых полей резервуаров. Так, при установке 10 резервуаров  в две линии с расстояниями между линиями 2,1 м производительность групповой установки в 7 раз больше производительности одиночных резервуаров. С другой стороны, расположение резервуаров должно быть компактным, поэтому в некоторых случаях устанавливают тепловую экранизацию резервуаров.

Простейшая  баллонная установка состоит  из баллона, поддерживающего постоянное давление выходящих паров, и подводящего  трубопровода. Процесс испарения  в баллонных установках аналогичен рассмотренному.

Баллонные установки  исполняют в виде индивидуальных с одним баллоном, вместимостью 50 или 27 л с монтажом внутри здания, индивидуальных с двумяном металлическом шкафу, групповых на 4, 6, 8, 10 и более баллонов, размещенных в шкафах, под кожухами в специальных отапливаемых помещениях для снабжения газом жилых

домов и промышленных объектов. В состав групповой баллонной  установки входят баллоны для  сжиженных углеводородных газов, коллектор  высокого давления, регулятор давления газа (редуктор) или автоматический регулятор-переключатель, общее отклю- чающее устройство, показывающий манометр, предохранительный сброс- ной клапан и соединительные трубопроводы. Групповые баллонные установки рекомендуется устанавливать непосредственно у глухих несгораемых стен зданий, в шкафах или с защитными кожухами. Для газоснабжения жилого дома допускается размещать не более трех групповых установок на расстоянии не менее 15 м одна от другой. Шкафы и баллоны устанавливают на фундаменты, вокруг которых выполняют отмостку шириной не менее 0,5 м. При обеспечении стабильного испарения допускается размещать установки в специальном строении или в пристройке к наружной стене, которые должны быть отапливаемыми, вентилируемыми и иметь электрическое освещение.

Установки с  естественным испарением имеют переменную производительность из-за ряда условий, переменную теплоту сгорания, получаемую паровой фазой, большие металловложения и габариты установок. Существенным является влияние заполнения резервуаров на производительность установки. Для больших промышленных объектов и крупных населенных пунктов используют регазификационные резервуарные уста- новки с искусственной регазификацией. Их производительность, которую можно регулировать согласно объему газопотребления, не зависит от количества жидкой фазы в резервуарах. Процесс регазификации осуществляется в специальном теплообменном аппарате (испарителе), куда жидкая фаза подается непрерывно. Регазификационную установку с искусственным испарением оборудуют чаще всего подземными резервуарами. Все резервуары соединяют в единое целое с помощью подземного уравнительного жидко- стного трубопровода.

Питание испарителя осуществляется от одной арматурной головки, в которой монтируется  вся арматура по наполнению резервуаров  сжижен- ным углеводородным газом  и подаче его из резервуаров в  испаритель. Все подземные резервуары, входящие в общую емкость, оборудуются предо- хранительными клапанами, дренажной и уровнемерными трубками.

При заполнении резервуара из цистерны патрубок паровой  фазы резервуара соединяют с патрубками паровой фазы цистерны.

Резервуары подземного размещения:

Предназначены для применения в системах, в которых  по условиям технологии и специфики  режимов работы необходима подземная установка резервуаров

Применение:

• В системах автономного газоснабжения
• В системах резервного газоснабжения
• В технологических системах автомобильных и газовых заправочных станций, газонаполнительных станций

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.Приемущества  СУГ

Газификация - основное направление в развитии инфраструктуры любого региона нашей страны, ведь сегодня просто невозможно представить наш быт без природного газа. Были времена, когда практически везде дымили угольные и мазутные котельные, в каждом доме были установлены печки, а заготовка дров была обязанностью почти для каждого жителя нашей страны. Сегодня газопроводы стали обычной и неотъемлемой частью и городского и загородного ландшафтов. В современной России интенсивно ведется газификация территорий.Однако остаются места где еще не проведен газ и его нет даже в перспективе. И для того чтобы обеспечить уют и комфорт в своем доме, используются альтернативные источники теплоснабжения. Самым оптимальным на сегодняшний день альтернативным видом топлива является использование систем автономного газоснабжения на основе сжиженного углеводородного газа пропан-бутана. Чтобы разобраться почему все большее распространение получают системы на пропан-бутане, рассмотрим каждый из представленных сегодня на рынке вид топлива, его преимущества и недостатки.