Дипломная (вкр): Использование сжиженных газов в качестве резервного топлива на объектах газоснабжения

Требования к СУГ различных марок, применяемых для газоснабжения, регламентируются ГОСТ Р 52087-2003 [7] и ГОСТ 20448-90 [8]. Нормативные показатели СУГ по ГОСТ Р 52087-2003 [7] приведены в таблице А.1 (Приложение А).

Для многокомпонентной смеси плотность жидкой фазы СУГ рассчитывается по формуле [9]

,   (2.1)

где  - плотность многокомпонентной смеси жидких углеводородов при температуре t_ж , кг/м³;

r_{ж i} (t_ж) - плотность жидкой фазы  i-го компонента СУГ при температуре t_ж , кг/м³;

  x_{m i} - массовая концентрация  i-го компонента в составе СУГ,%;

n -   число компонентов в составе жидкой фазы СУГ.

Газоснабжение объекта переводится на резервное топливо, как правило, в период резких похолоданий. СУГ хранятся в резервуарах под давлением, соответствующим температуре окружающей среды. Для жидкой фазы СУГ марки ПТ (пропан технический), массовый компонентный состав которой представлен в таблице 2.2, рассчитаем по формуле (2.1) плотность жидкой фазы СУГ при температурах минус 10°C, минус 20°C, минус 30°C и минус 40°C.

Таблица 2.2 - Компонентный состав жидкой фазы СУГ марки ПТ

Плотности жидкой фазы индивидуальных углеводородов, входящих в состав СУГ, в диапазоне температуры от минус 50 до +50°C приведены в таблице А.2 (Приложение А).

Плотность жидкой фазы многокомпонентной смеси СУГ марки ПТ при температуре минус 40°C вычисляется по формуле (2.1)

= 590 кг/м³.

Для остальных температур результаты расчетов по формуле (2.1) сведены в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 - Изменение плотности жидкой фазы многокомпонентной смеси СУГ в зависимости от температуры

Важнейшим технологическим параметром при проектировании и эксплуатации объектов, использующих СУГ, является давление насыщенных паров (ДНП).

Давление насыщенных паров P_S смеси жидких углеводородов рассчитывается по формуле [30, 36, 38]

, (2.2)

где  P_{S i} (t_ж) - давление насыщенных паров i-го компонента смеси при температуре t_ж , МПа;

x_i -   молярная концентрация i-го компонента в составе жидкой фазы СУГ, %.

Пересчет состава жидкой фазы СУГ из % массовых в % молярные выполняется по формуле [32, 39]

,   (2.3)

  где  x_{m i} -   массовая концентрация  i-го компонента в составе жидкой фазы СУГ,%;

 m _i -   молекулярная масса i-го компонента в составе жидкой фазы СУГ, кг/кмоль;

n - число компонентов в составе жидкой фазы СУГ.

Результаты пересчета компонентного состава жидкой фазы СУГ по формуле (2.3) сведены в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Массовые и молярные концентрации состава жидкой фазы СУГ

Значения давления насыщенных паров индивидуальных углеводородов, входящих в состав СУГ, в диапазоне температуры от минус 50 до +50°C приведены в таблице А.3 (Приложение А).

Давление насыщенных паров P_S смеси жидких углеводородов при температуре минус 10°C рассчитывается по формуле (2.2)

 МПа.

Для остальных температур результаты расчетов по формуле (2.2)
сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Изменение давления насыщенных паров многокомпонентной смеси СУГ в зависимости от температуры

Состав паровой фазы СУГ, которая будет поступать на газоснабжение объекта, будет зависеть от применяемого способа регазификации (испарения) жидкой фазы СУГ.

2.1.1  Определение основных физических свойств паров СУГ при
естественной регазификации в резервуаре

Естественной регазификация жидкой фазы СУГ происходит в резервуаре для хранения СУГ. За счет тепла окружающей среды происходит испарение в первую очередь легкокипящих фракций СУГ.

При равновесии фаз, когда парциальное давление в жидкой и паровой фазах одинаково, справедливо соотношение, объединяющее законы Рауля и Дальтона [32, 38]

, (2.4)

где  y_i - молярная концентрация i-го компонента паровой фазы, находящейся в равновесии с жидкой фазой СУГ, %.

Состав паровой фазы СУГ будет зависеть от температуры окружающей среды. Результаты расчета равновесного состава паровой фазы СУГ по формуле (2.4) при естественной регазификации СУГ в наземном резервуаре при температурах атмосферного воздуха минус 10°C, минус 20°C, минус 30°C и минус 40°C сведены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 - Результаты расчета молярного состава паровой фазы СУГ при естественной регазификации в наземном резервуаре

Средняя молекулярная масса многокомпонентной паровой фазы СУГ рассчитывается как сумма молярных составляющих молекулярных масс компонентов, входящих в состав паровой фазы СУГ, по формуле [32, 36]

 , (2.5)

где y_i -   молярная концентрация  i-го компонента паровой фазы СУГ, %;

  m _i -   молекулярная масса i-го компонента паровой фазы СУГ, кг/кмоль (см. таблицу 2.1);

n - число компонентов, входящих в состав паровой фазы СУГ.

Газовая постоянная смеси газов вычисляется по формуле [36]

,   (2.6)

где - универсальная газовая постоянная, равная 8314 Дж/(кмоль?K).

Плотность паровой фазы СУГ при стандартных условиях
(P_ст = 760 мм рт.ст. = 1,033 кгс/см² = 0,1013 МПа; Т_ст = 293,15 К) рассчитывается по формуле [27, 34, 36]

.   (2.7)

Относительную плотность газа по воздуху вычисляют по формуле [39]

,   (2.8)

где  r_в = 1,20445 кг/м³ - плотность воздуха при стандартных условиях;

  R_в = 287Дж/(кг?K) - газовая постоянная воздуха;

  m_в = 28,966 кг/кмоль - молекулярная масса воздуха.

Псевдокритическое давление P_пк определяют как сумму молярных составляющих критических давлений компонентов, входящих в состав паровой фазы СУГ, по формуле [28, 32, 38, 39]

 , (2.9)

где  P_пк - псевдокритическое давление, МПа;

  P_{кр i} - критическое давление  i-го компонента смеси, МПа;

y_i - молярная концентрация i-го компонента в составе паровой
фазы СУГ, %;

n - число компонентов в составе паровой фазы СУГ.

Псевдокритическую температуру T_пк определяют как сумму молярных составляющих критических температур компонентов, входящих в состав паровой фазы СУГ, по формуле [28, 32, 38, 39]

 , (2.10)

где  T_пк - псевдокритическая температура, K;