ТРАНСПОРТ СУГ Крупные промышленные потребители СУГ (рядом с ГПЗ или НПЗ) получают газ по трубопроводам. СУГ, предназначенные для бытовых потребителей, для автотранспорта и мелких промышленных потребителей: –через сеть газонаполнительных станций (ГНС - от 3 до 12 тыс. т/год). –через кустовые базы (КБ - от 25 до 100 тыс. т/год). КБ снабжают по трубопроводам, железнодорожными цистернами, автомобильными цистернами или танкерами. С ГНС или КБ сжиженные газы доставляют потребителям автотранспортом. 1
2
Перевозка СУГ Железнодорожные перевозки: • пропановые цистерны 54 м 3 при 85 % загрузки (46 м 3 ); • бутановые цистерны 60 м 3 (54 м 3 ); • полномерные цистерны 98, 3 м 3(83, 5 м 3). 1 - лестницы; 2 -узел манометродержателя; 3 - предохранительный колпак; 4 - площадка с поручнями; 5 - сосуд со сферическими днищами; 3
Перевозка СУГ Автомобильные перевозки в автоцистернах: • Транспортные автоцистерны - для перевозки больших количеств сжиженных газов с заводовпроизводителей до кустовых баз (газонаполнительных станций) или до крупных потребителей и групповых установок со сливом газа в резервуары. • Раздаточные автоцистерны - для доставки сжиженного газа потребителям с разливом в баллоны или в емкости газобаллонных установок автомобилей. • Баллоны - вместимостью 5, 27 и 50 л. • «Скользящие» резервуары – емкостью 0, 5… 3, 5 т. 4
Технологические операции КБ и ГНС • прием и слив сжиженного газа в хранилища; • хранение сжиженных газов в емкостях хранилищ, автоцистернах, баллонах и т. п. ; • разлив сжиженного газа в баллоны, автоцистерны и передвижные емкости; • транспорт сжиженного газа в баллонах и по трубопроводной сети (внутренней и внешней); • прием пустых и выдача наполненных баллонов; • компаундирование сжиженных газов разных составов с целью улучшения качества нефтепродукта; • определение качества сжиженного газа; • регазификацию (испарение) сжиженных газов; • выдачу паров СУГ, газовоздушных и газовых смесей в городские распределительные трубопроводы. 5
МЕТОДЫ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ СУГ • использование гидростатического напора; • перемещение насосами; • перемещение компрессорами; • перемещение комбинированное (насоснокомпрессорный, насосно-испарительный и т. д. ); • нагрев верхнего слоя жидкости в освобождаемом резервуаре и охлаждение жидкости в наполняемом резервуаре; • создание избыточного давления газа в резервуаре инертным газом. 6
Учет СУГ Для учета сжиженных газов приеме, отпуске и хранении применяются следующие способы: • весовой (масса газа определяется на весах) ; • объемный (определяется объем газа в емкости) ; • объемно-весовой (масса газа определяется измерением объема и плотности). Измерение уровня налива СУГ в емкостях проводится устройствами: • с постоянными трубками, опущенными во внутреннее пространство резервуара; • в виде мерного стекла; • с поворотной или скользящей трубкой; • поплавковые с механической передачей; • поплавковые с магнитной передачей. 7
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ СУГ Расчетная температура продукта - максимальная температура грунта в летнее время на глубине укладки трубопровода. 1. По химическому составу СУГ определяют основные физические параметры: - упругость паров при максимальной температуре перекачки; - плотность сжиженного углеводородного газа с учетом колебания температуры жидкости в трубопроводе; - вязкость сжиженного газа с учетом колебания температуры. 8
Гидравлический расчет трубопроводов СУГ 2. Задаются скоростью движения жидкости по трубопроводу: v = 1, 2— 3 м/с. 3. По заданному объему перекачки и выбранной скорости определяется диаметр трубопровода: где Q — пропускная способность трубопровода; v — скорость перекачки сжиженного газа. 4. Определяется коэффициент гидравлического сопротивления в зависимости от числа Рейнольдса: Re=v. D/ν λ=64/Re 9
Гидравлический расчет трубопроводов СУГ 5. По формуле Дарси—Вейсбаха находится величина потерь напора на трение в трубопроводе: где Нтр — потери напора на трение; L и D —длина и диаметр трубопровода. 6. Общий напор в трубопроводе: Нобщ=Нтр+Нмс+∆Z+Нк где ∆Z— разность отметок конца и начала трубопровода сжиженного газа; Нк - необходимый напор в конечной точке трубопровода; Нмс- потери напора на местные сопротивления (1, 5%Нтр). 10
Гидравлический расчет трубопроводов СУГ 7. Определяют число насосных станций: N=Нобщ/hпс где hпс — напор насосной станции, исходя из условий прочности труб и характеристики насосов. 8. Производят расстановку насосных станций (по методу Г. С. Шухова) как для нефтепроводов с учетом условий предотвращения газообразования. 9. Проводят уточненный гидравлический расчет с учетом расстановленных промежуточных станций. 10. После окончательного определения скорости v, диаметра D, потерь в трубопроводе Нобщ, начального давления p 1 находят давление в «опасной» точке. 11
где Нi — потери напора на участке между насосными станциями или на конечном участке, где находится «опасная» точка; li - длина участка между насосными станциями или длина конечного участка в зависимости от того, где находится «опасная» точка; l. Ь — расстояние на трассе от начальной точки рассматриваемого участка трубопровода до возвышенной точки 12
МЕТОДЫ КОМПЕНСАЦИИ КОЛЕБАНИЙ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА Сезонные колебания потребления газа - увеличение расхода газа на отопление в зимнее время. Суточные колебания расхода газа по дням недели: - увеличения потребления газа в воскресенье, праздничные дни; - из-за изменения расхода газа на отопительные нужды. Часовая неравномерность расхода газа по часам суток: - уменьшение потребления газа на бытовые нужды в ночное время; - значительное сокращение потребления газа на промышленные нужды из-за сменности их работы; - неравномерностью потребления газа объектами коммунального хозяйства в течение суток. 13
Способы покрытия пика неравномерности потребления — подземное хранение газа; — использование буферных потребителей; — использование баз сжиженного газа (пропана и бутана) для получения пропанвоздушной смеси в часы пик; — использование баз СПГ (метана); — использование аккумулирующей емкости участков магистральных газопроводов. 14
АККУМУЛИРУЮЩАЯ СПОСОБНОСТЬ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА Аккумулирующий объем газопровода Qак (при T 0 =273, 15 К и P 0=0, 1 МПа) : где Рсp max и Pсp min — средние давления в газопроводе, относящиеся к режимам с макс. и мин. давлением. 15
ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА Подземное хранилище газа (ПХГ) — это комплекс инженерно-технических сооружений в пластахколлекторах геологических структур, горных выработках, в выработках-емкостях, созданных в отложениях каменных солей, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа. Состав ПХГ: - участок недр, ограниченный горным отводом; - фонды скважин различного назначения; - системы сбора и подготовки газа; - компрессорные цеха. 16
Классификация ПХГ По режиму работы: - базисные (колебания отбора менее 10 -15 % / сут); - пиковые (колебания отбора более 10 -15 % / сут). По назначению: - Базовые (имеет региональное значение и влияет на газотранспортную систему и газодобывающие предприятия); - Районные (имеет районное значение и влияет на группы потребителей и участки газотранспортной системы ); -Локальные (имеет локальное значение и область влияния – на отдельных потребителей). 17
ФУНКЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ — удовлетворение спроса на газ в период наибольшего газопотребления (пиковые нагрузки), связанного с отопительной нагрузкой в зимнее время; — уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и компрессорные станции; — обеспечение благоприятных условий для наиболее экономичного режима работы источников газа и магистрального газопровода с постоянной пропускной способностью; — создание необходимых запасов газа. 18
СПОСОБЫ СОЗДАНИЯ ПХГ • Подземные хранилища газа в истощенных месторождениях • Подземные хранилища газа в водоносных пластах • Подземные хранилища газа в соляных кавернах • Подземные хранилища газа в твердых горных породах • Подземные хранилища газа в кавернах горных пород • Подземные хранилища газа в отработанных шахтах 19
Скачать презентацию ТРАНСПОРТ СУГ Крупные промышленные потребители СУГ рядом с
газохранилища!.pptx