содержание      ..     41      42      43      44     ..

Глава 10 ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ (1973 год)

1. ПРОИЗВОДСТВО СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

Основной источник сырья для получения сжиженных газов — попутный нефтяной газ. поступающий из нефтяных скважин вместе с нефтью. Другими источниками сырья являются природные газы с повышенным содержанием пропана и бутанов, газы стабилизации нефти, а также газы, полученные на нефтеперерабатывающих заводах в результате термической обработки нефти, и др.

Попутный нефтяной газ отличается от природного газа «чисто газовых» месторождений более высоким содержанием в нем тяжелых углеводородов. В практике применяются следующие способы извлечения и разделения фракций сжиженных газов: маслоабсорбционный, углеадсорбционный, компрессионный, низкотемпературной конденсации и др.

Наиболее распространенным методом производства сжиженных газов и газового бензина является маслоабсорбционный. Сущность этого метода основана па том. что минеральные масла обладают способностью растворять в себе тяжелые углеводороды (чем тяжелее углеводород, тем активнее он растворяется в масле). Контакт масла с углеводородами осуществляется на специальных тарелках, вмонтированных в абсорбционные колонны. Эффективность абсорбции во многом зависит от давления и температуры процесса и от величины поверхности контакта. Чем выше давление и ниже температура, тем полнее и эффективнее повышается процесс поглощения. Поглотительным маслом (абсорбентом) служит обычно легропно-керосиновая фракция.

Простейшая схема получения сжиженного газа из попутного нефтяного газа методом масляной абсорбции показана на рис. 10.1. Смесь сырой нефти и попутного газа из действующей скважины 1 поступает в сепаратор (трап) 2 и затем в резервуары 3, а попутный газ выходит сверху сепаратора и по трубопроводу поступает в маслоабсорбционную колонну 4. В этой колонне сырой (жирный) газ, содержащий в себе фракции природного бензина, сжиженных газов и сухого природного газа (в основном метана), проходит через абсорбционное масло, обладающее свойством поглощать фракции газового бензина и сжиженных газов. Отделяемый при этом сухой природный газ направляется вверх и оттуда по трубопроводам идет в газовую сеть для питания промышленных и коммунально-бытовых потребителей. Абсорбционное масло, насыщенное углеводородными компонентами, направляется в перегонную колонну 5. Здесь смесь газового бензина и сжиженных газов выпаривается в виде нестабильного бензина, а абсорбционное масло, освобожденное от этих фракций, возвращается на установку. Нестабильный бензин поступает в «стабилизационную» колонну 6, в которой происходит процесс отделения от него более легких углеводородов, являющихся фракциями сжиженных газов. Стабильный газовый бензин в виде готового продукта удаляется из нижней части стабилизационной колонны, а фракции сжиженных нефтяных газов (пропан, нормальный бутан и изобутан) отводятся через верхнюю часть колонны.

Рис. 10.1.  Схема получения сжиженных газов из попутных нефтяных газов.

Рис. 10.2. Схемы установки надземных и подземных цилиндрических резервуаров,
а — надземный резервуар; б — подземный резервуар; в — резервуар с засыпкой.

2. ЕМКОСТИ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

Наземные резервуары, применяемые для хранения пропана, бутана п их смесей, рассчитываются на рабочее давление, соответствующее давлению насыщенных паров сжиженного газа при максимальной температуре воздуха в летнее время, но не ниже -50 С. Подземные резервуары рассчитываются на рабочее давление, соответствующее давлению насыщенных паров сжиженного газа при максимальной температуре грунта в летнее время, но не ниже + 25° С.

Цилиндрические горизонтальные резервуары изготовляют объемом 10, 12, 25, 50 и 175 м3. Схема установки и обвязки наиболее распространенных резервуаров объемом 25 и 50 м3 приведены на рис. 10.2 и 10.3. Шаровые резервуары применяют в основном для храпения бутана. Для изготовления шаровых резервуаров расходуется меньше металла на единицу объема. Например, шаровой резервуар объемом 600 м3 при толщине стенки 22 мм и диаметром 10,5 м, рассчитанный на рабочее давление 6 кгс/см2, весит 70 т.

Все отключающие устройства на надземных резервуарах располагаются в непосредственной близости от штуцеров. У подземных резервуаров отключающие устройства, а также предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы (КИП) должны находиться выше уровня земли.

Внутренний диаметр штуцеров для манометров, отбора проб газа и уровнемерных трубок должен быть не более 3 мм. Такое отверстие распыляет струю жидкости и в случае поломки манометра или вентиля дает возможность быстро ликвидировать неисправность.

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 для вентиляции — 0,20 м. От люка-лаза внутрь горизонтального резервуара установлена стремянка для спуска по ней человека во время внутреннего осмотра емкости. Штуцер для спуска воды должен оборудоваться незамерзающим клапаном.

Рис. 10.3. Схема установки и обвязки надземного цилиндрического резервуара.

Резервуары базы хранения оборудуются следующими КПП и арматурой: указателями уровня жидкой фазы, указателями давления паровой фазы, предохранительными клапанами, термометрами для замера температуры жидкой фазы, люками-лазами и вентиляционным люком, устройствами для продувки резервуара паром или инертным газом и удаления из него воды и 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. приводящий 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. Каждый резервуар оборудуется не менее чем двумя пружинными предохранительными клапанами (рабочим и контрольным), снабженными устройствами для контрольной продувки.

Если изотермический резервуар используется как хранилище сжиженного газа при установках регазификации, то охлаждать доставляющийся в цистерну газ можно за счет самоиспарения жидкой фазы. Хранение при промежуточных температурах или в частично охлаждаемых резервуарах осуществляется при температурах ниже окружающей среды. Для таких условии хранения обычно используются сферические резервуары, рассчитываемые на давление 5— 5,5 кгс/см2. Величины целесообразных давлений и температур хранения, а также тип резервуара, обеспечивающие достижение оптимальных экономических показателей, определяют в результате сопоставления стоимостей резервуаров и холодильной установки.

С увеличением объема хранения сжиженного газа удельные затраты на сооружение изотермических хранилищ заметно снижаются. Стальные изотермические хранилища сжиженных газов могут быть как в наземном, так и в заглубленном исполнении.

Хранение сжиженного газа возможно и в замороженном грунте при давлении до 250 мм вод. ст. Хранилище представляет собой котлован, вырытый в земле. Температура жидкой фазы в хранилище составляет для пропана около —42° С. Перед отрытием котлована грунт вокруг него замораживают при помощи нагнетаемого в землю сжиженного пропана через специальную систему труб. После того как граница замороженного грунта достигнет диаметра будущего хранилища, начинают рыть котлован. Подачу сжиженного газа прекращают после замораживания грунта по всей глубине будущего котлована. Во время замораживания производят теплоизоляцию поверхности земли в районе укладки труб. Хранилище имеет два трубопровода для закачки п отбора сжиженного газа и трубу, снабженную дыхательными клапанами. Заполнение хранилища производится до уровня 0,6 м от верха котлована.

Хранение сжиженных газов в подземном котловане с замороженным грунтом дешевле по сравнению с обычными методами хранения газа в наземных резервуарах, подземных емкостях, сооруженных в грунте, песчанике и известняке, пли в емкостях, размытых водой или соляными растворами. Потерь сжиженного газа через грунт не происходит, а потери от испарения за счет тепла, поступающего через грунт, постепенно уменьшаются до 0,5% в сутки в зависимости от объема всего хранилища. Эти потери не выше, чем в наземном изотермическом резервуаре такого же объема. Испарившийся из хранилища газ можно использовать в качестве топлива пли возвратить в хранилище, используя холодильную установку.

4. СТЕПЕНЬ ЗАПОЛНЕНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ СЖИЖЕННЫМ ГАЗОМ

Хранение сжиженных газов в стальных емкостях имеет свои специфические особенности, которые обусловливаются значительными величинами давлений насыщенных паров, коэффициента объемного расширения и сжатия жидкостей. Количество сжиженного газа, помещаемого в емкость, строго ограничивается нормой наполнения, определяемой по формуле

Сопоставляя уравнения (10.1). (10.2) и (10.3). найдем степень заполнения емкости

Давление в емкости при нагревании сжиженного газа равно давлению насыщенных паров и изменяется согласно кривой равновесного состояния, пока имеется паровая подушка. Как только сжиженный газ нагревается настолько, что его жидкая фаза заполнит весь объем емкости, давление начнет изменяться в соответствии с зависимостью (10.2). Чем меньше фактическая степень заполнения, тем больше сжиженный газ может быть нагрет, пока его жидкая фаза не заполнит всего объема.

Норма наполнения емкостей сжиженным газом будет рассчитана правильно в подземных и надземных емкостях и в баллонах при температурах соответственно + 40, +55 и +65 С. если жидкая фаза газа в результате температурного расширения полностью займет весь объем емкости.

При нагревании сжиженного газа до расчетной температуры (так будем называть пределы температур —40. — 55 и —65 С) не всегда жидкая фаза заполняет весь объем емкости точно при этой температуре. В одних случаях это произойдет при меньших, в других при больших температурах, чем расчетная, даже для одинаковых по номинальному объему емкостей и наполненных одинаковым количеством газа. Первая причина этого заключается в том. что емкость могла быть выполнена газом больше или меньше нормы. Отклонение от нормы происходит вследствие неточного определения количества газа объемно-весовым способом в емкостях и взвешиванием в баллонах. Вторая причина — геометрический объем емкости может быть больше или меньше номинального. Если емкость калибровалась на месте монтажа, то вследствие погрешностей при обмерах ее табличный объем может оказаться больше или меньше действительного.

При эксплуатации емкости сжиженный газ может быть нагрет до расчетной температуры. Если жидкая фаза заполнит весь объем емкости при температуре, меньшей, чем расчетная, то при дальнейшем повышении температуры давление сжиженного газа может стать больше допустимого и привести к пластическим деформациям емкости.

Зависимость давления от температуры в емкости, когда весь объем заполнен жидким газом, из формулы (10.2) будет иметь вид:

Выясним величины отклонений количества газа и объема емкости от их номинальных значений.

В емкости при учете газа объемно-весовым способом его количество может быть поточно определено в результате простой ошибки оператора, а также из-за погрешностей при определении температуры газа и при замере уровня. Если принимаемое или отпускаемое количество продукта значительно, то суммарная погрешность объемно-весового способа составляет от ±0,3 до ±0,4%, а если отпускаемое количество продукта учитывается счетчиком, то погрешность составляет ±0.5°%.

Погрешность объема типовых горизонтальных резервуаров при калибровке составляет от ±0.5 до ±0.7%. Для горизонтальных резервуаров малого объема (до 10—15 м3) предельная погрешность калибровки принимается равной 1%.

При некотором представлении о величине погрешностей определения количества газа и объема емкости при изготовлении или калибровке по формуле (10.10) вычислим изменение давления в емкости и баллоне. Допустим, что имеем неблагоприятный случай: количество газа против нормы завышено, а объем меньше номинального на величину абсолютной погрешности. Величину отклонений в вычислениях будем брать равной погрешности соответствующего измерения.

Пример 10.1. Рассчитаем величину давления, которая может быть в наземной емкости объемом V = 25 ± 0,2 м3, наполненной пропаном в количестве G = 10700 ± 53 кг; газ нагрет до расчетной температуры 328 К.

Значительный практический интерес представляет хранение сжиженных газов в виде твердых брикетов. Брикетированные газы представляют собой ячеистую высококонцентрированную эмульсию, в которой одна из жидкостей является сжиженным газом, а другая — полимером. Полимеризуясь, эта жидкость создает ячейки твердого вещества, которые напоминают пчелиные соты. Сжиженный газ закупорен в этих ячейках. Вся масса принимает свойства твердого тела. Внешне твердое топливо представляет собой брикеты белого или желтого цвета в виде цилиндров. Плотность их близка к плотности исходного сжиженного газа. Содержание сжиженного газа (в виде жидкости) в брикете составляет около 95%. остальные 5% — это вещества, образующие структуру брикета. Размеры ячеек в брикете для разных эмульсий находятся в пределах от 0,5 до о мкм.

Для предохранения брикета от внешних повреждений и уменьшения потери горючего за счет испарения на его поверхность вносят слой раствора поливинилового спирта. После высыхания на брикете образуется прочная пленка (в таком виде он хорошо сохраняется длительное время). Брикеты весом 800, 400 и 200 г упаковывают в коробки из плотной бумаги или картона. В таком виде они поступают к потребителю. Наиболее рациональным видом упаковки, оказались крафт-бумага в сочетании с легкими деревянными решетками. Хранение в засыпанных ямах на глубине 1,1 м показало, что брикеты не изменяются в течение четырех лет. что оказалось допустимым. Для храпения сжиженных газов в твердом состоянии не расходуется металл и не требуются дорогостоящие хранилища.

содержание      ..     41      42      43      44     ..