Групповые резервуарные установки сжиженного газа.

Для хранения СУГ непосредственно у потребителя используются стационарные и передвижные резервуары различной вместимости. Установки с двумя и более резервуарами, предназначенные для снабжения сжиженным газом различных потребителей, называют резервуарными. Они бывают надземными и подземными. Надземные установки, как правило, применяют для газоснабжения предприятий промышленного и сельскохозяйственного производства, подземные – для газоснабжения промышленных и коммунальных предпиятий, отдельных многоэтажных жилых и общественных зданий и их групп, а также объектов сельского хозяйства. Число резервуаров определяется расчетом, но должно быть не менее двух.

В состав установки должны входить резервуары, трубопроводы обвязки ее по жидкой и паровой фазам, запорная арматура, регуляторы давления газа, предохранительные запорные и сбросные устройства, показывающие манометры, устанавливаемые до регулятора давления, штуцера с кранами после регулятора давления для присоединения контрольного манометра, устройство для контроля уровня сжиженных газов в резервуарах и испарители в установках с искусственным испарением. Арматура и приборы групповых резервуарных установок должны быть защищены кожухами от атмосферных осадков и повреждений.

Для экономии земельных участков и повышения безопасности использования газа чаще всего применяют подземную установку резервуаров. Резервуарные установки должны быть размещены на отведенных для этого площадках с таким расчетом, чтобы предусмотреть удобные подъезды для автоцистерн и другого транспорта. Площадки резервуарных установок должныбыть ограждены забором высотой не менее 1,6 м из негорючих материалов. Расстояние от резервуарной установки до ограждения должно быть не менее 1 м. На территории резервуарных установок должны быть углекислотные огнетушители ящик с песком и лопата. Число резервуаров в установке определяется характером потребителей, районом установки резервуаров (север, юг и т. д.), расходом газа и объемом используемых резервуаров. При этом для установок с естественным испарением в качестве расчетной необходимо принимать температуру грунта в марте - апреле (для подземных резервуаров), когда фиксируется самая низкая температура грунта. Для бесперебойного снабжения населения газом и во избежание перегрузки транспорта объем резервуарных установок рассчитывают исходя из двухнедельного запаса газа. Расчет систем газоснабжения от этих установок с естественным испарением имеет свою специфику, обусловленную процессом теплообмена между грунтом и резервуарами, а также теплопроводностью грунта. Максимально допустимая общая вместимость группы резервуаров приведена в табл. 10.2, максимальная вместимость одного резервуара – в табл. 10.3.

Минимальные расстояния от резервуаров групповых резервуарных установок до зданий и сооружений различного назначения приведены в табл. 10.4, а установок (считая от крайнего резервуара) до подземных сооружений и линий электропередачи – в табл. 10.1.

Подземные резервуары следует устанавливать на глубине не менее 0,6 м от поверхности земли до верхней образующей резервуаров в районах с сезонным промерзанием грунта и 0,2 м в районах без промерзания грунта.

Таблица 10.2 Максимальная общая вместимость группы резервуаров
Назначение групповой резервуарной установки	Общая вместимость резервуаров, м^3, при расположении
надземном	подземном
Газоснабжение общественных и жилых зданий и сооружений
Газоснабжение промышленных, сельскохозяйственных предприятий и предприятий бытового обслуживания производственного характера

Над трубопроводами обвязки жидкой фазы каждой группы подземных групповых установок должны предусматриваться контрольные трубки, выведенные над поверхностью земли на высоту не менее 1 м. При этом должна исключаться возможность попадания в трубку атмосферных осадков. Подземные резервуары должны быть защищены от коррозии в соответствии с требованиями ГОСТ 9.015-74*. Надземные резервуары должны быть окрашены.

На газопроводе паровой фазы, объединяющем группы резервуаров, между этими группами должно быть установлено отключающее устройство: на газопроводе низкого давления - после регулятора давления на расстоянии не менее 0,3 м от поверхности земли.

Трубопроводы для групповых баллонных и резервуарных установок (до потребителей газа) должны предусматриваться, как правило, из стальных труб. Однако для установок сельскохозяйственного производства сезонного характера допускается присоединение горелок при помощи резинотканевых рукавов.

Таблица 10.3 Максимальная вместимость одного резервуара
Общая вместимость резервуарной установки, м^3	Вместимость одного резервуара, м^3, при расположении
надземном	подземном
Передвижные резервуары до 5	1,6	-
Непередвижные резервуары: До 20
Свыше 20 до 50	-
Свыше 50 до 100	-
Свыше 100 до 300	-

Условия прокладки газопроводов газовой фазы низкого давления от резервуарных и групповых баллонных установок до зданий следует принимать с учетом требований табл. 10.5.

На подземных газопроводах паровой фазы следует предусматривать установку конденсатосборников, объем которых принимается: при искусственном испарении газа из расчета 4 л на 1 м³ расчетного часового расхода газа; при естественном испарении — соответствующим диаметру газопровода.

Отключающие устройства на газопроводах низкого давления от резервуарной установки к потребителям следует предусматривать на вводах, как правило, снаружи здания; при этом в случае газоснабжения группы зданий (два и более) — на подземном газопроводе от резервуарной установки в колодце на глубине не более 1 м или над землей под защитным кожухом. При размещении отключающего устройства на вводе на лестничной клетке или в тамбуре необходимо предусматривать снаружи здания устройство для удаления конденсата из газопровода.

В настоящее время в СССР распространены групповые резервуарные установки с естественным испарением. Однако, учитывая необходимость газоснабжения с помощью сжиженных газов с повышенной концентрацией бутанов (до 60%) необходимо:

— реконструировать все эксплуатируемые групповые резервуарные установки путем установки в них испарителей;

— проектировать новые объекты с групповыми резервуарными установками с испарителями.

Распространенные типовые схемы групповых установок, состоящих ив двух, трех, четырех и более подземных резервуаров, приведены на рис. 10.6. При двух подземных резервуарах (рис. 10.6, а) каждый из них оборудуется специальной редукционной головкой, размещенной на фланце головки резервуара, выходящем на поверхность земли. Резервуары соединены между собой только трубопроводами паровой фазы; они могут подавать газ как раздельно, так и совместно. При схеме из трех резервуаров (рис. 10.6, б) два объединены в один блок, соединены трубопроводами паровой и жидкой фаз и оборудованы одной редукционной головкой. Резервуары могут работать только совместно. Третий резервуар соединен с первыми двумя только трубопроводом паровой фазы и, следовательно, может работать как отдельно, так и совместно с объединенными в один блок. При схеме из четырех, шести и восьми резервуаров (рис. 10.6, в) создают два блока. Каждый блок включает одну редукционную головку и два, три, четыре резервуара, соединенные трубопроводами жидкой фазы. Трубопровод паровой фазы объединяет все резервуары групповой установки, но при закрытом кране может объединять резервуары только одного блока. Все рассмотренные тепловые схемы групповых резервуарных установок обладают маневренностью по производству газа, а также при заполнении резервуаров, ремонтах всех устройств, входящих в установку, и работах по переосвидетельствованию.

Рис. 10.6. Установка подземных резервуаров с форсуночными испарителями. Число подземных резервуаров: а — 2, б — 3, в — 4; 1 — подземный резервуар; 2 — редукционная головка; 3 — трубка контрольная: 4, 9 — стояки; 5— конденсатосборник; 6 — испаритель; 7 — баллон для слива неиспарившихся остатков; 8 — коллектор.

Принципиальная схема испарительного отделения показана на рис. 10.7. Внутри здания размещены испаритель с предохранительным клапаном, манометром, поплавковым регулятором уровня ПРУД (с клапанной частью), регулятор давления РД-50М, контрольно-измерительные приборы, запорная арматура и технологические трубопроводы. Для предотвращения попадания в

регулятор жидкой фазы в испарительном отделении устанавливают конденсатосборник, а для сбора неиспарившихся тяжелых углеводородов – баллон для их слива. На выходе теплоносителя установлен датчик манометрического (взрывозащищенного) термометра с выходным электрическим сигналом. Допускается размещать датчик температуры теплоносителя на выходной линии и термометр в обычном исполнении при соблюдении необходимых расстояний за пределами испарительного отделения. Увеличению давления газа после регулятора препятствует предохранительное запорное устройство ПКК-40М. Для повышения надежности работы последнего установлен пружинный сбросной клапан ПСК-50, обеспечивающий сброс избыточного количества газа в атмосферу в случае неплотного закрытия предохранительного клапана при его срабатывании. Газ от сбросного клапана отводится через сбросной газопровод-свечу.

Рис. 10.7. Принципиальная схема испарительного отделения с форсуночным испарителем.

1 — вентиль проходной; 2 — задвижка клиновая: 3, 6 — краны; 4 — напоромер; 5 — клапан предохранительный полноподъемный; 7 — манометр технический; 8 — кран натяжной муфтовый с фланцем для контрольного манометра; 9 — регулятор давления газа РД-50М; 10 — предохранительное запорное устройство ПКК-40М; 11 — вентиль запорный; 12 — форсуночный испаритель; 13 — вентиль; 14 — клапанная часть ПРУД; 15 — баллон для слива неиспарившихся остатков.

Работа групповой установки с форсуночным испарителем осуществляется следующим образом. Жидкая фаза сжиженного газа при открытии запорных устройств в резервуарной головке перед испарителем под давлением паров поступает из подземного резервуара в испаритель. В результате отбора теплоты от теплоносителя в испарителе жидкая фаза превращается в пар, который через открытые запорные устройства поступает в трубопровод паровой фазы высокого давления, к регулятору РД-50М, снижающему давление паров до 3 кПа, и клапану ПКК-40М. Пар с таким давлением направляется потребителю. Для того чтобы предотвратить возможность накопления конденсата в трубопроводе паровой фазы высокого давления, от редукционной головки к испарителю проложен трубопровод для слива конденсата. Наружная поверхность испарителя покрыта теплоизоляцией из минеральной ваты.

Пар из испарителя поступает в коллектор, где происходит выпадение конденсата при наличии в парах тяжелых углеводородов. Для этих же целей служит конденсатосборник. В испарительном отделении устанавливается регулятор давления с необходимой запорной и предохранительной арматурой. В этом случае газопровод низкого давления, редукционная головка с регулятором давления и предохранительным запорным клапаном оказываются лишними, следовательно, головки резервуаров надо заказывать без них. Для сбора неиспарившихся остатков служит специальный баллон, снабженный смотровым стеклом. Смотровые стекла установлены также на коллекторе и конденсатосборнике. Щит прибора сигнализации понижения температуры теплоносителя обычно устанавливают вместе с электрощитком в ближайшем отапливаемом помещении.

С учетом приведенных выше соображений и необходимости использовать СУГ с повышенной концентрацией бутанов Мосгазниипроект и Гипрониигаз разработали и ввели в действие ряд типовых проектов, которые рассчитаны для привязки в следую­щих условиях: расчетная температура наружного воздуха — 30 °С; сейсмичность до 6 баллов; скоростной напор ветра 0,26 кПа; степень огнестойкости I и II; инженерно-геологические условия обычные.

Дата добавления: 2015-07-11