Сжиженный углеводородный газ(СУГ)

СУГ представляет собой смесь углеводородов, состоящая в основном из пропана и бутана, а также пропилена, бутилена, изобутана. Содержание каждого из них (пропана и бутана) не менее 40-60%. При нормальных условиях эти компоненты газообразные вещества. При повышении давления они сжижаются. Для получения сжиженных газов в основном пригодны попутные газы, т.к. содержание тяжелых углеводородов в них высоко.

Пропан сжижается при 4,7МПа;

Бутан сжижается при 0,115МПа;

Изобутан сжижается при 0,16МПа;

Содержание остальных не более 4%, т.к. они практически не сжижаются (метан, этан, и другие углеводороды). Допускается содержание Н₂S (5г на 100м³ газа) и метана 4 % от объема.

СУГ перекачиваются по трубопроводам при давлении около 3МПа, плотность СУГ при нормальных условиях составляет 2,35 кг/м³, теплотворная способность 60-65 МДж/м³. Преимущество СУГ состоит в том, что через малое сечение можно транспортировать большое количество газа.

При использовании сжиженного газа происходят фазовые превращения (жидкость и газ) и соответственно изменяются основные характеристики жидкой и парообразной фазы . На рис. 3 и 4 представлены диаграммы состояния пропана и Н-бутана. Здесь по оси абсцисс отложена энтальпия , а по оси ординат – абсолютное давление . Правая пограничная кривая является пограничной кривой насыщенного пара и сухого перегретого пара (ее еще называют верхней пограничной кривой) и соответствует сухому насыщенному пару (началу конденсации или перегрева). Левая пограничная кривая является пограничной кривой между жидкой фазой и насыщенным паром (ее еще называют нижней пограничной кривой) и соответствует началу кипения или окончанию конденсации. Слева от нижней пограничной кривой расположена однофазная система – жидкость, а правее верхней пограничной кривой находится перегретый пар.

Кроме рассмотренных понятий и определений сжиженный углеводородный газ (СУГ) обладает свойствами, отличными от газообразного состояния газа – это упругость и фугитивность (летучесть).

Под упругостью насыщенных паров жидкости понимается давление, при котором жидкость и ее пары находятся в равновесном состоянии. Каждой температуре соответствует определенное значение упругости насыщенных паров. Упругость водяных паров возрастает с увеличением температуры.

Равновесный состав паровой фазы по заданному составу жидкой фазы определяется следующим образом:

Вычисляется общая упругость паров жидкой смеси по формуле

Вычисляется концентрация компонентов паровой фазы

Равновесный состав жидкой фазы по известному составу паровой фазы определяется следующим образом:

Вычисляется общее давление системы по формуле

Вычисляется концентрация компонентов жидкой фазы

где и – соответственно мольные доли жидкой и паровой фазы компонентов газа;

– упругость насыщенных паров компонентов смеси, МПа, определяется по табл. 9 приложения.

Упругость паров пропанобутановой смеси зависит от температуры. Однако, как показали многочисленные опыты, с увеличением давления выше 0,1 МПа упругость увеличивается не только с увеличением температуры, но и с увеличением давления .

Зависимость упругости от температуры и давления называют летучестью или фугитивностью. Она более точно выражает способность сжиженных газов переходить из жидкости в пар и наоборот.

Отношение фугитивности к упругости насыщенности паров называется коэффициентом активности вещества , который показывает, во сколько раз фугитивность превышает упругость насыщенных паров.

Для определения фугитивности компонентов сжиженного газа необходимо определить приведенные параметры (температуру и давление), затем по графику определить коэффициент активности. Зная коэффициент активности, фугитивность можно определить по формуле

.

Для использования сжиженных газов в качестве топлива их переводят в газообразное состояние (регазифицируют) . В процессе регазификации затрачивается тепло на испарение и перегрев водяных паров до температуры окружающей среды. Тепло, затраченное на регазификацию, определяется по формуле

,

где – скрытая теплота парообразования, кДж/кг;

– тепло, затрачиваемое на перегрев паров, кДж/кг;

, – соответственно энтальпия перегретого пара и жидкости, кДж/кг.

При естественной регазификации приток тепла к жидкости в основном поступает через смоченную поверхность баллона или резервуара и зависит от разности температур жидкости и окружающей среды .

Количество испаряющейся жидкости, кг/ч, определяется по формуле

где – коэффициент теплопередачи от окружающей среды к сжиженному газу, кДж/(м² ч ).

Коэффициент теплопередачи от окружающей среды к сжиженному газу можно принимать:

- для баллонов, устанавливаемых в шкафах, 42-50 кДж/(м² ч );

- для наземных резервуаров 50-63 кДж/(м² ч );

- для подземных резервуаров, установленных ниже зоны промерзания грунта, 10-21 кДж/(м² ч ).

Следует заметить, что при длительном отсутствии отбора газа температура сжиженного газа в резервуаре становится равной температуре окружающей среды, и испарения не происходит.

В связи с тем, что установки с естественным испарением имеют ограниченную производительность, часто применяют групповые установки. Число баллонов или резервуаров в них определяется по формуле

где – расчетная производительность одного баллона или резервуара, м³/ч, для баллонов емкостью 50-55 л =0,2 0,3 м³/ч;

– производительность групповой баллонной установки;

– требуемая тепловая нагрузка потребителя, кДж/ч, которая рассчитывается по формуле

,

где – число квартир, снабжаемых газом;

– номинальная тепловая нагрузка приборов одной квартиры, кДж/ч;

– коэффициент одновременности, принимаемый по табл. 16 (прил.).

Производительность резервуаров при подземной установке необходимо определять по номограмме . На рис. 8 приложения приведена номограмма для определения производительности резервуаров объемом 2,5 и 5 м³, там же приведен пример ее использования.

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

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