Расчет регуляторов давления газа

На ГРС предусматривается защита трубопроводов от недопустимых повышений давления. Защита линий редуцирования осуществляется с помощью контрольных регуляторов при <2,0 МПа для дросселирования осушенного газа; при > 2,0 МПа – используется защита с помощью кранов с пневмоприводом и программным управлением.

Защита выходных трубопроводов ГРС производится предохранительными сбросными клапанами серий СППК-4-16; СППК-4Р-16; ППК-4, через трёхходовой кран типа КТС узла переключения.

Для нормальной работы сбросных устройств необходимо соблюдать требования: пропускная способность должна быть Q = (1,2 1,0)Q_сбр , где Q_c6р. – количество газа, которое необходимо сбросить, чтобы Р_выхне превысило Р_доп; при выборе клапана по пропускной способности может оказаться, что Q клапана одного диаметра мала, a Q клапана следующего диаметра значительно выше, поэтому следует выбрать два или три клапана, но чтобы в сумме их способность не превышала Q_c6р. более, чем на 15÷20 %.

Предохранительные клапаны рассчитываются на полную производительность ГРС

, (1.17)

где F – рабочее сечение клапана, см²; М — пропускная способность, кг/ч; Р – абсолютное давление срабатывания клапана, МПа; m – молекулярная масса газа, кг/моль; Т – температура газа, К.

Клапаны должны открываться при повышении рабочего давления не более чем на 15 % для Р_рдо 6,0 МПа и не более чем на (10÷5)% для Р свыше 6,0 МПа.

Клапаны серии СППК-4 имеют =25; 50; 80; 100; 150 мм, а ППК – =50, 80; 100; 150; 200 мм (см. приложение 4).

В состав оборудования ГРП, ГРУ, ГРПБ и ШРП входят:

· запорная арматура;

· регуляторы давления;

· предохранительно-запорные клапаны (ПЗК);

· предохранительные сбросные клапаны (ПСК);

· приборы замера расхода газа;

· приборы КИП.

В качестве регулирующих устройств могут применяться:

· регуляторы давления газа с односедельным клапаном;

· клапаны регулирующие двухнедельные;

· поворотные заслонки с электронным регулятором и исполнительным механизмом.

Для прекращения подачи газа к потре­бителям при недопустимом повышении или понижении давления газа за регулирующим устройством применяются ПЗК различных конструкций (рычажные, пружинные, с соляноидным приводом и др.), отвечающие приведён­ным ниже требованиям:

· ПЗК рассчитывают на входное рабочее давление, МПа, по ряду: 0,05; 0,3; 0,6; 1,2; 1,6 с диапазоном срабатывания при повышении давления, МПа, от 0,002 до 0,75, а также с диапазоном срабатывания при понижении дав­ления, МПа, от 0,0003 до 0,03;

· конструкция ПЗК должна исключать са­мопроизвольное открытие запорного органа без вмешательства обслуживающего персонала;

· герметичность запорного органа ПЗК дол­жна соответствовать классу «А» по ГОСТ 9544;

· точность срабатывания должна составлять, как правило, ±5 % заданных величин контро­лируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП и ±10 % для ПЗК в ШРП и ГРУ.

Для сброса газа за регулятором в слу­чае кратковременного повышения давления газа сверх установленного должны применяться предохранительные сбросные клапаны (ПСК), которые могут быть мембранными и пружин­ными.

Пружинные ПСК должны быть снаб­жены устройством для их принудительного от­крытия. ШРП пропускной способностью до 100 м³/ч, оснащенные регулятором с двухсту­пенчатым регулированием, допускается не ос­нащать ПСК.

ПСК должны обеспечивать открытие при повышении установленного максимально­го рабочего давления не более чем на 15 %.

ПСК должны быть рассчитаны на вход­ное рабочее давление, МПа, по ряду: от 0,001 до 1,6 с диапазоном срабатывания, МПа, от 0,001 до 1,6.

Для очистки газа от механических при­месей и пыли применяют фильтры заводского изготовления, в паспортах которых должны указываться их пропускная способность при различных входных рабочих давлениях и поте­ри давления в фильтрах.

Фильтрующие материалы должны обес­печивать требуемую очистку газа, не образо­вывать с ним химических соединений и не раз­рушаться от постоянного воздействия газа.

Пропускную способность ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ (регулятора давления) следует производить с увеличением на 15-20 % мак­симального расчетного расхода газа потребителями с учетом требуемого перепада давления.

Газовое оборудование в газорегулирующих блоках ГРП, ГРПБ и ГРУ располагают в следующей последовательности:

· общий запорный орган с ручным управ­лением для полного отключения ГРП и ГРУ;

· фильтр или группа фильтров с байпасами или без них;

· расходомер (камерная диафрагма с дифманометрами, газовый счетчик). Газовый счет­чик может быть установлен после регулятора давления на низкой стороне в зависимости от принятой схемы газоснабжения;

· предохранительный запорный клапан (ПЗК);

· регулятор давления газа;

· предохранительный сбросной клапан ПСК после регулятора.

При устройстве байпаса газорегуляторного блока ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ предус­матривается установка последовательно двух отключающих устройств с установкой маномет­ра между ними.

Диаметр байпаса должен быть не менее ди­аметра седла клапана регулятора давления газа.

В ШРП вместо байпаса рекомендуется уст­ройство второй нитки редуцирования.

При подборе регулятора следует и руководствоваться номенклатурой ряда регуляторов выпускаемых промышленностью.

При определении пропускной способности регулятора необходимо определить полагаемое давление газа перед ним и после него с учетом потерь давления и дополнительных потерь давления в арматуре, фильтре, расходомере и ПЗК, установленных до регулятора давления.

Пропускная способность регуляторов с односедельным клапаном определяется согласно паспортным данным, а при отсутствии может быть определена по формуле

(2.1)

где Q — расход газа, м³/ч, при t = 0 ^oC и Р_атм = 0,1033МПа; f — площадь седла клапана, см²; L— коэффициент расхода; Р₁ — абсолютное входное давление газа, равно сумме Р_изби Р_атм, _гдеР_изб — рабочее избыточное давление, МПа. Р_атм = 0,1033 МПа; φ — коэффициент, зависящий от отношения Р₂к P₁, где Р₂ – абсолютное выходное давление после регулятора, равно сумме P_2раб и P_атм, МПа, определяется по рисунку 2.1; — плотность газа, кг/м³, при t = 0 и Р_атм= 0,1033 МПа

Если в паспортных данных регулятора при­ведена величина расхода газа при максималь­ном давлении с соответствующей плотностью, то при других значениях Р — входного давле­ния и — плотности пропускная способность регулятора может быть определена по формуле:

(2.2)

где Q₂ — расход газа, м³/ч, при t, °С, и P_бар= 0,1033 МПа со значениями и , отличными от при­веденных в паспорте на регуля­тор; Q₁ — расход газа при , , соглас­но паспортным данным; Р₁ — входное абсолютное давление, МПа; φ₁ — коэффициент по отношению P₁/P₂ ; ρ₀ — плотность газа, кг/м³, при t = О °С и Р_атм= 0,1033 МПа; и — принятые данные при использовании других параметров газа.

Рисунок 2.1.График опре­деления коэффициента φ в зависимости от Р₂/Р₁при . К — показатель адиабаты газа при давлении 750 мм вод. ст. и температуре О °С, С_р — тепло­емкость при постоянном дав­лении, ккал/(м³ · °С), С_у — теплоемкость при постоянном объеме, ккал/(м³·°С)

Пропускная способность двухсёдельных регулирующих клапанов может быть определе­на по формуле

(2.3)

где Q — расход газа, м³/ч, при темпера­туре газа, равной t₁, и P_бар=0,1033МПа; В — коэффициент, учитывающий расширение среды и зависящий от отношения Р₂/Р₁; Р₁и Р₂ — входные и выходные давления, МПа; К_φу — коэффициент пропускной спо­собности; ΔР — перепад давления на клапанах, ΔР = Р₁ – Р₂, МПа; Р₁ и Р₂ — соответственно входные и вы­ходные абсолютные давления, МПа; — плотность газа при t; t₁— температура газа.

Рисунок 2.2. Зависимость коэффициента B от Р₂/Р₁.

Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять:

· при наличии перед регулятором давления ПЗК — по формуле

(2.4)

где Q — количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа, м³/ч, при t = О °С и Р_бар = 0, 10132 МПа; Q_d — расчетная пропускная способность регулятора давления, м³/ч, при t = 0 °С и Р_бар = 0,10132 МПа;

· при отсутствии перед регулятором давле­ния ПЗК — по формулам (2.5) и (2.6);

· для регуляторов давления с золотниковы­ми клапанами

(2.5)

· для регулирующих заслонок с электрон­ными регуляторами

(2.6)

При необходимости установки в ГРП параллельно нескольких регуляторов давления, количество газа, подлежащего сбросу ПСК следует определять по формуле:

(2.7)

где Q^| — необходимое суммарное количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа, м³/ч, при t = 0 °С Р_бар = 0, 10132 МПа; п— количество регуляторов, шт.; Q — количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа каждым регулятором, м³/ч, при t = 0 °С и Р_бар=0,10132 МПа.

Пропускную способность ПСК следует определять по данным заводов-изготовителей или расчетам.

Современные распределительные системы снабжения природным газом представляют собой сложный комплекс сооружений, состоящий из газораспределительных станций, газовых сетей различного назначения, газорегуляторных пунктов и установок, систем резервирования и установок для сжигания газа. Каждый из элементов системы газоснабжения имеет свои задачи и особенности.

3.1. Расчётные расходы газа

Для проектирования системы газоснабжения населённого пункта необходимы данные о годовом потреблении природного газа. Это определяется по нормам с учётом перспективы развития потребителей.

Поскольку система газоснабжения имеет высокую стоимость и большую металлоёмкость серьёзное внимание должно быть уделено обоснованию расчётных расходов газа. Эти расходы используются для выбора диаметров газопроводов.

Газовые сети необходимо рассчитывать на максимальные часовые расходы. Расчётный часовой расход газа Q_р.ч, м³/ч на хозяйственно-бытовые нужды определяется как доля годового расхода по формуле:

(3.1)

где К_тах – коэффициент часового максимума (переход от Q_годк максимальному часовому расходу газа).

Расчётный часовой расход газа на технологические нужды промышленных и сельхозпредприятий следует определять по данным топливопотребления этих предприятий (с учётом изменения КПД при переходе на газовое топливо). Коэффициент К_max, представляет собой величину, обратную числу часов в год использования минимума (К_тax= 1/m ). Величина К_тaxдля промышленных предприятий зависит от вида производства, технологического процесса и числа рабочих смен в сутки.

Для отдельных жилых домов и общественных зданий Q_р.ч определяется по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учётом коэффициента одновременности их действия.

(3.2)

где К₀ – коэффициент одновременности; q_ном – номинальный расход газа прибором, м³/ч; п – число однотипных приборов; х – число типов приборов.

3.2. Расчёт диаметра газопровода и допустимых потерь давления

Пропускная способность газопроводов может приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуа­тации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.

Расчетные внутренние диаметры газопро­водов определяются исходя из условия обеспече­ния бесперебойного газоснабжения всех потре­бителей в часы максимального потребления газа.

Расчет диаметра газопровода следует выполнять, как правило, на компьютере с оп­тимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразно­сти выполнения расчета на компьютере (отсут­ствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведен­ным ниже формулам или по номограммам (СП-42-101-2003) составленным по этим формулам.

Расчетные потери давления в газопро­водах высокого и среднего давления принима­ются в пределах категории давления, принятой для газопровода.

Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от ис­точника газоснабжения до наиболее удаленно­го прибора) принимаются не более 180 МПа, в том числе в распределительных газопроводах 120 МПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах — 60 МПа.

Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяй­ственных и бытовых предприятий и организа­ций коммунально-бытового обслуживания при­нимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических ха­рактеристик принимаемого к установке газо­вого оборудования, устройств автоматики бе­зопасности и автоматики регулирования техно­логического режима тепловых агрегатов.

Падение давления на участке газовой сети можно определять:

· для сетей среднего и высокого давлений по формуле

(3.3)

где P_H — абсолютное давление в начале газопровода, МПа; Р_K— абсолютное давление в конце газо­провода, МПа; Р₀ = 0,101325 МПа; λ — коэффициент гидравлического тре­ния; l — расчетная длина газопровода посто­янного диаметра, м; d — внутренний диаметр газопровода, см; ρ₀ — плотность газа при нормальных ус­ловиях, кг/м³; Q₀ — расход газа, м³/ч, при нормальных условиях;

· для сетей низкого давления по формуле

(3.4)

где Р_H— давление в начале газопровода, Па; Р_K — давление в конце газопровода, λ, l, d, ρ₀, Q₀— обозначения те же, что и в предыдущей формуле.

Коэффициент гидравлического трения λ определяется в зависимости от режима дви­жения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса,

(3.5)

где ν — коэффициент кинематической вяз­кости газа, м²/с, при нормальных условиях; Q₀,, d — обозначения те же, что и в предыдущей форму­ле, и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию

(3.6)

где Rе — число Рейнольдса; п — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных — 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных — 0,1 см, для полиэтиленовых неза­висимо от времени эксплуатации — 0,0007 см; d — обозначение то же, что и в предыдущей формуле.

В зависимости от значения Rе коэффици­ент гидравлического трения λ определяется:

· для ламинарного режима движения газа Rе < 2000

(3.7)

· для критического режима движения газа Rе = 2000—4000

(3.8)

· при Rе > 4000 — в зависимости от выпол­нения условия (3.6);

· для гидравлически гладкой стенки (нера­венство (3.6) справедливо):

· при 4000 < Rе < 100000 по формуле

(3.9)

· при Rе > 100000

(3.10)

· для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Rе > 4000

(3.11)

где п — обозначение то же, что и в форму­ле (3.6);d — обозначение то же, что и в форму­ле (3.4).

Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзит­ного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке.

Падение давления в местных сопротив­лениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5—10 %.

Для наружных надземных и внутрен­них газопроводов расчетную длину газопрово­дов определяют по формуле

(3.12)

где l — действительная длина газопровода, м; — сумма коэффициентов местных со­противлений участка газопровода; d — обозначение то же, что и в форму­ле (3.4);λ — коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам (3.7) – (3.11).

Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка по­терь давления в кольце допускается до 10 %.

При выполнении гидравлического рас­чета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.

При выполнении гидравлического рас­чета газопроводов, проведенного по формулам (3.5)—(3.12), а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по форму­ле

(3.13)

где d — расчетный диаметр, см; А, В, т, т¹ — коэффициенты, определяемые потаблицам 3.1 и 3.2 в зависимости от ка­тегории сети (по давлению) и мате­риала газопровода; Q₀ — расчетный расход газа, м³/ч, при

нормальных условиях; ΔР_УД — удельные потери давления (Па/м — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высокого давле­ния), определяемые по формуле

(3.14)

— допустимые потери давления (Па — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высокого дав­ления); L — расстояние до самой удаленной точ­ки, м.

Таблица 3.1

Таблица 3.2

Внутренний диаметр газопровода при­нимается из стандартного ряда внутренних диа­метров трубопроводов: ближайший больший — для стальных газопроводов и ближайший мень­ший — для полиэтиленовых.

3.3. Расчёт газовых сетей высокого и среднего давления.

3.3.1. Расчёт разветвлённых распределительных газопроводов высокого и среднего давления

Гидравлические режимы работы распределительных газопроводов должны приниматься из условий создания системы, обеспечивающей устойчивость работы всех ГРС, ГРП, горелок в допустимых пределах давления газа.

Расчёт газопроводов сводится к определению необходимых диаметров и к проверке заданных перепадов давления.

Порядок расчёта может быть следующим.

1 . Начальное давление определяется режимом работы ГРС или ГРП, а конечное давление паспортными характеристиками газовых приборов потребителей.

2. Выбирают наиболее удалённые точки разветвлённых газопроводов и определяют общую длину l₁по выбранным

основным направлениям. Каждое направление рассчитывается отдельно.

3. Определяют расчётные расходы газа для каждого участка газопровода Q_p.

4. По значениям Q_pрасчётом или по номограммам СП 42-101-2003 выбирают предварительно диаметры участков, округляя их в большую сторону.

5. Для выбранных стандартных диаметров находят действительные значения перепада давления и затем уточняют P_K.

6. Определяют давления, начиная с начала газопровода, т.к. начальное давление ГРС или ГРП известно. Если давление Р_K действительное значительно больше заданного (более 10 %), то уменьшают диаметры конечных участков основного направления.

7. После определения давлений по данному основному направлению проводят гидравлический расчёт газопроводов-отводов по той же методике, начиная со второго пункта. При этом за начальное давление принимают давление в точке отбора.

3.3.2. Расчёт кольцевых газовых сетей высокого и среднего давления

Все городские сети рассчитывают на заданный перепад давления. Расчётный перепад для сети высокого (среднего) давления определяют из следующих соображений. Начальное давление (Р_н) принимают максимальным по СНиП, а конечное давление (Р_к) таким, чтобы при максимальной нагрузке сети было обеспечено минимальное допустимое давление газ перед регуляторами на ГРП. Величина этого давления складывается из максимального давления газа перед горелками, перепада давлений в абонентском ответвление при максимальной нагрузке и перепада в ГРП. В большинстве случаев перед регуляторами давления достаточно иметь избыточное давление 0,15÷0,20 МПа.

При расчёте кольцевых сетей необходимо оставлять резерв давления для увеличения пропускной способности системы при аварийных гидравлических режимах. Стопроцентное обеспечение потребителей газом при отказах элементов системы связано с дополнительными капитальными вложениями.

Максимального эффекта можно добиться при следующей постановке задачи. Ввиду кратковременности аварийных ситуаций следует допускать снижение качества системы при отказах её элементов. Снижение качества оценивают коэффициентом обеспеченности К_об, который зависит от категории потребителей. Объемный расход газа, подаваемого потребителю при аварийном режиме определится из соотношения

(3.15)

где. – расчетный расход газа потребителя, м³/ч.

Коэффициент обеспеченности для коммунально-бытовых потребителей можно принять 0,80÷0,85, для отопительных котельных 0,70÷0,75. После обоснования К_обдля всех потребителей определяют необходимый резерв пропускной способности сети.

Сети высокого (среднего) давления обычно состоят из одного кольца и ряда отводов к газорегуляторным пунктам. Расчёт ведут на три режима: нормальный и два аварийных, когда выключается головные участки по обе стороны от точки питания, а движение газа идёт в одном направлении при уменьшенных нагрузках. Диаметры сети принимаются максимальными из двух аварийных режимов.

Порядок расчёта одно кольцевой сети следующий.

1. Производится предварительный расчёт диаметра кольца по формулам раздела 3.2.

2. Выполняется два варианта гидравлического расчёта аварийных режимов. Диаметры участков корректируются так, чтобы давление газа у последнего потребителя на понижалось ниже минимально допустимого значения. Для всех ответвлений рассчитывают диаметры газопроводов на полное использование перепада давления с подачей им газа.

3. Рассчитывают распределение потоков при нормальном режиме и определяют давление во всех узловых точках.

4. Проверяются диаметры ответвлений к сосредоточенным потребителям при аварийном гидравлическом режиме. При недостаточности диаметров увеличивают их до необходимых размеров.

3.4. Расчёт газовых сетей низкого давления

3.4.1. Расчёт разветвлённых распределительных газопроводов низкого давления

К городским сетям низкого давления потребителей присоединяют, как правило, непосредственно. Колебания давления газа у потребителей зависят от величины расчётного перепада (∆ ) давления и степени его использования на пути движения газа от точки питания до газового прибора. В зависимости от принятых давлений газа перед бытовыми газовыми приборами устанавливаются максимальные давления газа в распределительных газопроводах после ГРП: 0,003 МПа при номинальном давлении (∆ ) приборов 0,002 МПа и 0,002 МПа при номинальном давлении у приборов 0,0013 МПа.

При расчётах газопроводов целесообразно использовать номограммы, построенные по расчётным формулам (см. приложение Б СП 42-101-2003).

Типовой порядок расчёта газовой сети.

1. Начальное и конечное давление принимают по режиму работы ГРП и по характеристикам газовых приборов.

2. Падение давления в газопроводах низкого давления следует определять в зависимости от Re.

3. Определяют расчётные расходы газа по участкам Q_p.,i,.

4. Выбирают наиболее удалённые точки системы и рассчитывают , для каждого направления.

5. Проводится гидравлический расчёт газопроводов с определением диаметра и перепада давлений согласно формул раздела 3.1.2.

С учётом степени шума, создаваемого движением газа в газопроводах низкого давления, скорости движения газа следует принимать не более 7 м/с.

6. ; (3.16)

где – действительная длина газопровода, м; _МС – расчётная длина участка местных сопротивлений; – сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l, м.

7. По номограммам приложения Б СП 42-101-2003 определяют фактические величины перепадов давлений для каждого участка.

8. Определяют суммарные потери давления по всему направлению

и сравнивают их с заданными.

При отклонении от принятой величины более 10 % изменяют диаметр газопроводов, начиная с конечных участков основных направлений.

3.4.2. Расчёт кольцевых газовых сетей низкого давления

Порядок проведения расчётов сети.

1. Выбирают основные направления потоков газа, определяют наиболее удаленные концевые точки.

2. Определяют сосредоточенные и удельные путевые расходы газа для всех контуров газовой сети.

3. Определяют путевые, транзитные и расчётные расходы газа по участкам.

4. Исходя из заданного перепада давления в сети для основных направлений оценивают величины ∆P/ и Q_p. Используя формулы раздела 3.2. или номограммы приложения Б СП 42-101-2003, намечают диаметры участков ( ).

5. Определяют перепады давления по участкам газопроводов.

6. Проверяют правильность условия по величине ошибки

.

Если хотя бы в одном контуре имеется ошибка больше 10 %, то необходимо производить перераспределение расходов по этим контурам путём введения поправок

.

Проверяют полноту использования расчётного перепада давления от точки питания до концевых точек.

Широкое внедрение в народное хозяйство страны сжиженных углеводородных газов (СУГ) началось еще в 1959 г. С этого времени начала развиваться и централизованная транспортно-распределительная система поставок народному хозяйству сжиженных газов,

В настоящее время СУГ широко применяется как источник газоснабжения коммунально-бытовых и промышленных потребителей. При этом наиболее часто СУГ используется для газоснабжения бытовых потребителей. Около 125 млн. человек пользуются сжиженным газом, что составляет более 60% от общего газоснабжения жителей страны.

Резкий рост использования сжиженных углеводородных газов обусловлен экономичностью его транспорта и хранения, высокой эффективностью сгорания. За последние 20 лет в стране число квартир, использующих сжиженный газ, увеличилось на 50 млн. Построено более 700 кустовых баз (КБ) и газонаполнительных станций (ГНС). Во много раз возрос объем перевозок СУГа железнодорожным транспортом.

Внедрение разработок и технических усовершенствований в централизованную транспортно-распределительную систему поставок СУГа способствовало повышению надежности снабжения им населения всех районов страны. Основными разработками и техническими усовершенствованиями являются:

· составление и обоснование генеральных схем газификации на сжиженном углеводородном газе народного хозяйства союзных республик, краев и областей;

· разработка и утверждение типовых проектов на строительство КБ и ГНС;

· разработка и внедрение в производство отечественных карусельных агрегатов, конвейеров;

· создание и внедрение специальных конструкций железнодорожных и автомобильных цистерн для перевозки СУГа;

· проектирование, применение, изготовление и освоение нескольких видов специального насосно-компрессорного оборудования, запорной и предохранительной арматуры, контрольно-измерительных приборов и автоматизированных средств.

Системы снабжения потребителей СУГом представляют собой сложный инженерный комплекс, включающий кустовые базы, газонаполнительные станции, газонаполнительные пункты, промежуточные склады баллонов; баллонные, резервуарные испарительные установки и установки смешения газа с воздухом.

Они являются частью общей схемы газоснабжения населенных пунктов страны и предусматриваются при отсутствии природного газа или технико-экономической нецелесообразности его использования.

Специфические свойства СУГа определяют условия их распределения и использования. Причем оборудование, применяемое в операциях с СУГом, резко отличается от оборудования, применяемого при использовании сетевого газа. Специфичность свойств СУГа заключается в следующем:

· при небольшом давлении они легко переходят в жидкое состояние, поэтому их хранят, транспортируют, распределяют и используют под давлением собственных паров;

· в газообразном состоянии они тяжелее воздуха, что предопределяет многие приемы безопасной эксплуатации систем СУГа различного назначения;

· они почти в два раза легче воды, а коэффициент их объемного расширения очень велик. Поэтому при заполнении резервуаров сжиженными газами оставляют свободное пространство ( до 15% вместительности резервуара);

· скрытая теплота парообразования незначительна, поэтому расход тепла на испарение СУГ составляет около 0,7% потенциально содержащейся в них тепловой энергии;

· вязкость очень мала, что облегчает их транспортировку по трубопроводам, но и благоприятствует утечкам.

Сжиженные газы, используемые для газоснабжения потребителей представляют собой технические пропан и бутан, а также их смеси. Для проектирования, строительства и эксплуатации систем газоснабжения необходимо знать физико-термодинамические свойства индивидуальных сжиженных газов и их смесей.

Плотностьсжиженного газа определяется как масса единицы объема. При изменении температуры она меняется. Для технических расчетов плотность компонентов сжиженного газа можно определять по формуле

(5.1)

где λ – коэффициент температурного расширения, кг/(м^3*К); Т₀ – начальная температура, К; – плотность при начальной температуре, кг/м .

Плотность смеси сжиженных газов определяется

(5.2)

где m₁ , m₂ , …,m_n – массовые доля компонентов( ); плотности компонентов, входящих в состав сжиженного газа.

Удельный объем – величина обратная плотности. Жидкая фаза СУГа резко увеличивает свой объем при повышении температуры. Изменение объема определяют по формуле

(5.3)

где V_ж0 – объем жидкости при начальной температуре Т₀,β_Т – коэффициент объёмного расширения, 1/К.

Сжимаемостьсжиженных газов по сравнению с другими жидкостями очень велика, поэтому это свойство следует обязательно учитывать при проектировании хранилищ сжиженных газов, а также при проектировании трубопроводов с большим перепадом давленая в начале и конце.

Изменение объема СУГа в зависимости от давления можно определить

(5.4)

где β_Р – коэффициент объёмного сжатия, м³/Па.

Часто встречается понятие – модуль упругости жидкости (Е). Это величина, обратная β_Ρ, т.е. Ε=1/β_Ρ.

Вязкостьсжиженного газа определяется величиной динамического коэффициента вязкости. Аналитически вязкость можно определять по уравнению Андраде-Панченков

(5.5)

где А и С- экспериментальные коэффициенты; T-температура, К.

Для приближенного расчета вязкости смеси СУГа рекомендуется зависимость

(5.6)

где m₁ , m₂ , …,m_n– массовые доля компонентов( ); – динамические коэффициенты вязкости компонентов смеси, (Па*с).

Кинематическая вязкость определяется из отношения ν = μ/ρ, м²/с.

Давление насыщенных паровсжиженных газов проявляется, когда система жидкость-пар находится в равновесии. Давление насыщенных паров — основная величина для расчета резервуаров, танкеров, цистерн, баллонов сжиженного газа, испарительной способности установок, а также состава газа в зависимости от климатических условий. Это важный параметр при расчете трубопроводов для сжиженных газов.

Упругость паров зависит от температуры и давления. Сжиженные газы обладают свойством взаимной растворимости и с достаточной точностью подчиняются закону Рауля. Упругость паров жидкой смеси (её давление) равна сумме парциальных (индивидуальных) давлений паров всех компонентов:

(5.7)

(5.8)

где Ρ, – парциальное давление паров компонента i, находящегося в жидкой смеси; x_i – молярная доля компонента i в жидкой смеси; P_i.нас. – упругость паров чистого компонента i при температуре смеси.

Состав газовых смесей и смесей взаимно растворимых жидкостей задают молярными долями, массовыми и объемными долями. Для газов значение молярных и объемных концентраций одинаково.

При условии термодинамического равновесия для каждого компонента парциальное давление газа, находящегося над уровнем жидкости (в паровой фазе), равно давлению этого компонента в жидкой смеси.

По закону Дальтона парциальное давление паров компонента определяется

(5.9)

где у_i – молярная (объёмная) доля компонента в паровой фазе; Р_см – общее давление смеси.

Следовательно, можно записать

(5.10)

где ki – константа газового равновесия.

Зная константы и молярный состав жидкости, можно определить состав смеси равновесной паровой фазы при заданной температуре. Для большинства углеводородных газов величины констант равновесия найдены экспериментально.

Основные термодинамические параметры газов для технологических расчетов могут быть определены по диаграммам состояний Т – S (температура-энтропия), Ρ – J (давление-теплосодержание), J- S (теплосодержание-энтропия).Они строятся по экспериментальным данным, так как соотношения между основными термодинамическими параметрами реальных газов не подчиняются законам идеальных газов.

От мест производства к местам потребления сжиженный газ доставляется железнодорожным, автомобильным, водным и трубопроводным транспортом. В нашей стране наиболее широко используют железнодорожный транспорт. Основные технические характеристики специальных железнодорожных цистерн даны в приложении 14. Полезная загрузка цистерн 85%, они имеют верхний налив и слив. Сосуды цистерн на прочность рассчитывают с учетом действия нагрузок от упругости паров жидкого газа при температуре (55 °С) 328 К. Резервуары существующих в РФ железнодорожных цистерн сжиженного газа рассчитаны с некоторым запасом на рабочее давление, МПа: пропановые – 2,0, бутановые – 0,8.

В практике газоснабжения для перевозки СУГа на расстояния до 300 км используют автоцистерны, основные технические характеристики которых приведены в приложении 15. Они подразделяются на транспортные и заправочные. Транспортные автоцистерны предназначены для перевозки больших количеств СУГа с заводов-производителей до кустовых баз (КБ), газонаполнительных станций (ГНС) или до крупных потребителей и групповых установок со сливом газа в резервуары

Заправочными автоцистернами СУГ доставляется потребителям с разливом в баллоны, поэтому они снабжены комплектом специального оборудования (насос, счетчик-расходомер)

В соответствии с правилами Госгортехнадзора РФ ёмкости автоцистерн рассчитывают на рабочее давление при упругости паров при температуре 50°С. минимальная расчётная температура для средней полосы страны минус 40°С, а для северных районов минус 70°С.

Большие количества сжиженных газов транспортируются по магистральным трубопроводам. Проектируют магистральные трубопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85^*. Глубина заложения трубопроводов для СУГа до верха трубы принимается не менее 1 м. Для надземных трубопроводов без теплоизоляции и участков подземных трубопроводов по обе стороны от насосной станции (НС), оборудованной надземным резервуарным парком, до ближайших насосных станций упругость паров СУГа должна приниматься при t =50°С. В остальных случаях упругость паров должна приниматься по максимально возможной температуре продукта в условиях транспортирования. Минимальное давление в любой точке трубопровода с целью предотвращения образования двухфазного потока следует принимать на 0,5 МПа выше давления упругости паров при максимально возможной температуре транспортируемого продукта.

Для предотвращения образования гидратных пробок из-за присутствия влаги к трубопроводам сжиженного газа предъявляются жёсткие требования: полная герметичность арматуры и оборудования; сушка трубопровода перед закачкой СУГа; применение ингибиторов.

На трубопроводах большой протяжённости расстояние между насосными станциями определяется из условия, что давление после НС по прочности трубы не должно превышать расчётное. Рекомендуется принимать давление после НС не более 5 МПа, а перед последующей перекачивающей станцией P>P_нac (0,5-O,7) МПа. Если сжиженный газ из трубопровода поступает в наземные ёмкости, в которых он хранится, то давление в конце должно превышать давление насыщения на (0,15-0,20) МПа.

Из практики эксплуатации трубопроводов рекомендуются значения скорости течения сжиженного газа 0,5-1,5 м/с.

Для хранения сжиженного газа широко используются стальные горизонтальные цилиндрические и сферические резервуары.

Наибольшее распространение для хранения СУГ на кустовых базах (КБ) и газонаполнительных станциях (ГНС) получили первые. Они сооружаются объемом не более 200 м³. Повышение их объёма при сравнительно высоком давлении приводит к увеличению толщины корпуса резервуара, а эксплуатация таких ёмкостей становится неэффективной.

Основным фактором, определяющим конструкцию резервуаров является давление, создаваемое упругостью насыщенных паров. Резервуары должны быть рассчитаны на работу при максимальном давлении насыщенных паров, что обусловливается максимальной температурой внешней атмосферы, которая колеблется в зависимости от климатической зоны. Вследствие этого резервуары в целях экономии металла следовало бы рассчитывать отдельно для каждой климатической зоны, исходя из зональной максимальной температуры внешней атмосферы. Однако действующая в РФ отраслевая нормаль Гипронефтемаша Н-518-63 предусматривает максимальное расчётное давление для пропановых резервуаров – 1,8 МПа и бутановых – 0,7 МПа, что соответствует климатической зоне с самой высокой расчётной температурой внешней атмосферы (328 К). Минимальная температура в надземных резервуарах для территории РФ может достигать 233 К, т.е. при хранении бутана в резервуаре может быть вакуум.

Установку резервуаров на КБ и ГНС следует предусматривать, как правило, надземную. Подземная установка резервуаров допускается при невозможности обеспечения установленных минимальных расстояний до зданий и сооружений, а также для районов с температурой наружного воздуха ниже допустимой. Согласно технической характеристики резервуара на глубине (1,0-1,5)м – Т_maх=298 К, a T_min=271 К.

В классификации резервуаров принято: полезный объем равен 0,83 действительного объёма при температуре наполнения продукта 15°С (288 К). При других температурах следует выполнять перерасчёт уровня заполнения с учетом правил эксплуатации сосудов работающих под давлением.

Технические характеристики резервуаров приведены в приложении 16 (V_n=0,85 при Т = 293 К). Степень заполнения для надземных и подземных резервуаров обычно принимают 0,85 и 0,90 соответственно.

Для предотвращения разрушения резервуаров в них устанавливаются предохранительные клапаны (рабочий и резервный). Рекомендуется следующая формула для определения размера клапана:

(7.1)

где F – площадь поперечного сечения седла клапана, м³;Т – абсолютная температура окружающего воздуха (600 ⁰С) в случае пожара; М – необходимая пропускная способность клапана, кг/ч, определяется по следующим эмпирическим формулам:

1. для наземных цилиндрических резервуаров

(7.2)

2. для надземного шарового резервуара

(7.3)

3. для подземных резервуаров

(7.4)

где D – диаметр резервуара, м; L — длина резервуара, м.

Для хранения СУГ при повышенных давлениях затрачивается много металла, а также требуется оснащать резервуары арматурой высокого давления при повешенных эксплуатационных расходах. Изотермическое хранение сжиженных углеводородных газов при давлениях незначительно отличающихся от атмосферного, имеет преимущества из-за меньших металлозатрат, меньшей территории и большей безопасности хранения. Температура хранения жидкого пропана при изменении абсолютного давления 0,102-0,115 МПа колеблется в пределах 2 °С, Н-бутана – в пределах 4 °С, изобутана – в пределах 12 °С. При изотермическом хранении сжиженные газы являются насыщенными (кипящими) жидкостями.

При низкотемпературном хранении СУГ необходимо поддерживать давление насыщенных паров, близкое к атмосферному и постоянную низкую температуру в соответствии с условиями насыщения при данном давлении.

В данном случае надо учитывать, что теплофизические свойства сжиженных газов при этом способе хранения существенно отличается по сравнению с хранением в обычных условиях. С понижением температуры резко возрастает теплопроводность сжиженных газов и существенно увеличивается их плотность. Теплота испарения при температурах кипения мала, а удельная теплоёмкость СУГ уменьшается по мере понижения температуры. Все это имеет большое значение для выбора системы низкотемпературного хранения СУГ.

Низкотемпературные хранилища пропана и бутана используются на: станциях покрытия пиковых неравномерностей газопотребления; кустовых и перевалочных базах сжиженных газов; нефтеперерабатывающих и газобензиновых заводах, нефтепромыслах.

В практике сооружения этих хранилищ применяется несколько технологических схем: хранилища с комплексной холодильной установкой; с буферными емкостями; с промежуточным хладагентом. Оценка различных вариантов схем производится по минимуму приведённых затрат на хранилище. В приложения 19 представлен график, позволяющий значительно упростить выбор наиболее целесообразной схемы изотермического хранилища пропана при заданных условиях. Так в зоне А, а также в зоне Б для хранилищ объемом до 5000 м³ целесообразна схема с комплексной холодильной установкой. Для хранилищ объемом свыше 5000 м³ (зона Б) и во всём диапазоне емкостей зоны В целесообразна схема с промежуточным хладагентом. Зона Г определяет применимость схемы с буферными емкостями.

Расчет параметров ведется с использованием диаграмм состояния сжиженных газов. Форма и геометрические размеры изотерических резервуаров задаются.

Порядок расчета технологических параметров.

1. Рассчитывается температура на наружной поверхности резервуара:

T_Н = 0,4Т_м 0,6Т_max , (7.5)

где Т_м среднемесячная температура самого жаркого месяца, К; Т_max– максимальная суточная температура самого жаркого месяца для данной климатической зоны, К.

2. Определяется из номограммы (приложение 18) оптимальная температура изотермического хранения сжиженного газа (T_Г). Для этого прежде всего определяют величину y, характерную для геометрических размеров резервуара (R — радиус, Н- высота):

(7.6)

Затем по номограмме (приложение 18) по заданной величине l (коэффициент теплопроводности изоляции), и величине yнаходится точка пересечения, из которой проводится горизонтальная линия параллельно оси Т до пересечения с заданной величиной δ (толщина изоляции резервуара) и из пересечения опускается перпендикуляр на ось Т. Полученное значение температуры и будет Т_Г.

3. Коэффициент теплопередачи от жидкого газа к окружающей среде находится из соотношения:

(7.7)

где – коэффициенты теплоотдачи от жидкого газа (Т_Г) к стенке резервуара и от наружной поверхности его (Т_н)к окружающему воздуху, Вт/м²*К; – толщина стенок резервуара и теплоизоляции, м; – коэффициенты теплопроводности материалов стенки резервуара и тепловой изоляции, Вт/м·К.

4. Определяется необходимая холодопроизводительность установки в цикле хранения (Вт):

Q=F·K·DT , (7.8)

где F — поверхность теплопередачи по внутренним размерам, м²; К – общий коэффициент теплопередачи, Вт/м²*К; DТ – перепад температур между жидким газом (Т_Г) и наружным воздухом, К.

5. Расход хладагента (кг/ч) определяется из формул:

(7.9)

где q₀ – удельная холодопроизводительность процесса; r-скрытая теплота парообразования, Дж/кг; х – паросодержание жидкости после дроссельного вентиля, кг/кг.

6. Определяется мощность компрессора (кВт):

(7.10)

где i₁ и i₂ – теплосодержания паров сжиженного газа в начале и конце процесса сжатия; h_ад. – адиабатический коэффициент полезного действия

7. Выбирается тип компрессоров и их количество.

Для бесперебойного снабжения сжиженным углеводородным газом создана система распределения, основными звеньями которой являются кустовые базы сжиженных газов и газонаполнительные станции.

Кустовые базы обеспечивают СУГом определённый экономический район, а также осуществляют транзитную передачу его небольшим ГНС, не имеющим собственных подъездных железнодорожных путей. ГНС – объекты городского газового хозяйства. КБ и ГНС сооружают по типовым проектам.

Ведущие звенья организационной структуры КБ и ГНС: цех слива-налива сжиженных углеводородных газов и наполнительный цех. В состав первого из них входят – сливо-наливная железнодорожная эстакада, насосно-компрессорное отделение и парк хранения СУГ; второй цех включает наполнительное отделение, отделение слива тяжелых неиспарившихся остатков газа из баллонов, отделение ремонта баллонов, погрузочно-разгрузочные площадки, колонки для наполнения автоцистерн. Годовая мощность КБ и ГНС рассчитывается с учётом плотности населения, радиуса обслуживания, числа потребителей и перспективы их увеличения.

Для расчёта отдельных сооружений определяют максимальную суточную производительность, которая значительно меняется в связи с сезонной неравномерностью потребления газа.

Ёмкость резервуарного парка определяется в зависимости от суточной производительности КБ и ГНС, степени заполнения резервуаров и количества резервируемого для хранения сжиженного газа.

(8.1)

где V_c — максимальный суточный объём расходуемого газа, м³; П_р – расчётное время работы КБ и ГНС без поступления газа, сут.; L — расстояние от завода-поставщика сжиженных газов до КБ или ГНС, км; w_mp – нормативная суточная скорость доставки грузов железно-дорожным транспортом, км/сут. (принимается 330 км/сут.); П_тр — время, затрачиваемое на операции, связанные с отправлением и прибытием груза (принимается 1 сут.); П_э – время, на которое предусматривается эксплуатационный запас сжиженных газов на ГНС (3-5 сут.).

Число резервуаров, необходимых для ГНС, определяется

n_р = V/V_Г • j, (8.2)

где V_Г – геометрический объём резервуаров, выбранных для установки, м³; j – коэффициент наполнения резервуаров.

Тип резервуаров, выбранных для установки, зависит от состава сжиженного газа и общего объёма резервуарного парка (приложение 16 и 20).

При получении газа по трубопроводу или автотранспортом от источника, расположенного вблизи от КБ и ГНС, запас газа может быть снижен до 2 суток. При расположении ГНС в районе с суровыми климатическими условиями и при неудовлетворительном состоянии дорог допускается увеличивать П_э.

Для слива сжиженного газа из железнодорожных цистерн предусматривается специальный тупик со сливной эстакадой, число постов которой определяют

n_n=М_с·К/М_ц (8.3)

где М_с — максимальная суточная производительность КБ и ГНС, т/сут.; К – коэффициент неравномерности поступления железнодорожных цистерн (принимают К=2-З); М_ц – масса газа в цистерне, т.

Число баллонов, подлежащих заполнению в течение суток, определяют

n_б=m_c^б /m^б, (8.4)

где m_c^б максимальное количество газа, потребляемого в течение суток в баллонах, т/сут.; т_б– масса сжиженного газа, заливаемого в баллон, т.

Для удаления из баллонов неиспарившихся остатков предусматривают специальные станки или карусельные агрегаты. В зимнее время сливу остатков подвергаются все баллоны. Число постов для слива рассчитывают

, (8.5)

где а — число опорожняемых баллонов; t_сл – продолжительность слива одного баллона (принимают 10-15 мин.); Т_сл – продолжительность работы установки по сливу, мин.

Основные технические характеристики оборудования для слива и налива баллонов, а также нормы наполнения сжиженного газа в баллоны представлены в приложениях.

Для перекачки сжиженных газов и паров широкое распространение получили специальные насосы и компрессоры.

Прокладка газопроводов жидкой и паровой фазы в производственной зоне предусматривается надземной на опорах.

Потери давления в трубопроводах жидкой фазы сжиженного газа определяются

(8.6)

где d — внутренний диаметр трубопровода, м; l — длина трубопровода; w — средняя скорость движения газа, м/с; р – плотность газа, кг/м³, DР, Па.

С учётом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы следует принимать: во всасывающих трубопроводах – не свыше 1,2 м/с; в напорных — не свыше 3 м/с.

Коэффициент гидравлического сопротивления следует определять по формуле

(8.7)

где n — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемой для новых стальных труб – 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных труб 0,1 см, для полиэтиленовых труб 0,0007 см.

Технологические трубопроводы рассчитываются на внутреннее давление 1,6 МПа.

Расчёт трубопроводов КБ и ГНС производится в следующем порядке:

· составляют общую технологическую схему трубопроводов;

· определяют максимальный расход газа для каждого из участков технологической схемы;

· рассчитывают диаметры трубопроводов;

· по данным расчёта на прочность определяют спецификацию на трубы;

· рассчитывают допустимые пролеты между опор надземных трубопроводов с учётом самокомпенсации от температурных перемещений.

Расход газа для трубопровода наполнительного отделения определяют по формуле:

Q_H.O.=V_б·n_б /3600·K , (8.8)

где n_б — производительность карусельного агрегата, бал/ч.; V_б — объём баллона, м³; К – коэффициент, учитывающий отношение времени полного оборота карусельного агрегата ко времени наполнения баллона (принимается К = 0,7-0,8).

Расход газа для трубопровода жидкой фазы к колонкам наполнения автоцистерн рассчитывают:

(8.9)

где V_ц – полезный объём автоцистерн, м³; п_ц — число одновременно заполняемых автоцистерн; t_а.ц. – время заполнения автоцистерны, ч.

Время заполнения автоцистерны t_а.ц определяется из условия, что объем V_a.ц.=5м³ заполняют за t= (0,3-0,5) часа, a V_a.ц. = 15 м³ за t = (0,8-1,3) часа.

Расход газа для трубопровода жидкой фазы от железнодорожной сливной эстакады до хранилища определяют:

(8.10)

где V_ж.ц – полезный объём железнодорожной цистерны, м³; n_ж.ц. -число одновременно сливаемых цистерн; t – минимальное время слива одной цистерны, ч.

Необходимое количество паровой фазы для слива жидкости определяется разностью количеств пара в конце и начале процесса

(8.11)

Для слива СУГ с созданием перепада давлений ΔР=( 0,2-0,3) МПа необходимо закачать в ж.д, цистерну пары в количестве 3% от массы сливаемого газа.

В зависимости от сливаемого продукта и температурных условий количество закачиваемых паров изменяется в пределах 4-9%.

При определении допустимого пролета, между опор, учитывают его месторасположение – средний или крайний.

Допустимый средний пролет l трубопровода определяют по формуле

(8.12)

где — расчетное сопротивление материала труб и их соединений при температуре гидравлического испытания, МПа; п – коэффициент превышения рабочего давления во время испытания трубопровода, равный 1,25; W – момент сопротивления поперечного сечения трубы, см³; а – нагрузочный коэффициент (зависит от метода монтажа):

· при укладке труб на опоры без изоляции

(8.13)

· при укладке труб на опоры с изоляцией

(8.14)

где a₄=8,33; – масса сжиженного газа и изоляции на 1м длины газопровода, кг; п₂, п₃ – коэффициенты перегрузки (соответственно равны 1,2 и 1,0).

Допустимый крайний пролет принимают равным 80% среднего пролета.

Передача тепла в регазификаторах жидкому и парофазному газу может осуществляться двумя способами:

1. Через ограждающую металлическую стенку жидкостного и парофазного объёма регазификатора;

2. Через металлические стенки специальных теплообменников, размещаемых внутри жидкостного и парофазного объёмов регазификаторов.

Использование в качестве теплоносителя окружающего воздуха, а также грунта обеспечивает теплопередачу только по первому способу. Регазификация сжиженного газа с использованием естественного тепла воздуха и грунта называется регазификацией с естественным испарением.

К регазификационным установкам с естественным испарением относятся: индивидуальные и групповые баллонные; подземные резервуарные установки. Первые из них (баллонные) используются для газоснабжения отдельных бытовых потребителей и отдельных коммунально-бытовых предприятий. В установках используются баллоны емкостью 27 и 50 л. Количество рабочих баллонов групповой установки для бытовых потребителей определяется:

(9.1)

где п — количество газоснабжаемых квартир; g — номинальная тепловая нагрузка газовых приборов в одной квартире, Вт; Q_H – низшая теплота сгорания газа, кДж/м³ ; к₀ — коэффициент одновременного действия газовых приборов по СП 42-101-2003; – расчётная производительность одного баллона, м³/ч.

В резервуарных установках используется резервуары ёмкостью 2,5 и 5 м³. Расчётный среднечасовой расход, м³/ч, (в период максимального суточного потребления) для газоснабжения жилых зданий рекомендуется определять по формуле:

(9.2)

где п – число жителей; g_r — расход тепла, кДж/чел.·год; к_H –коэффициент суточной неравномерности газопотребления в течение года; при установке у потребителей только газовых плит к_н=1,4, а при установке плит и водонагревателей к_н=2. Количество резервуаров установки определяется по номограммам (по СП 42-101-2003), исходя из производительности отдельного резервуара.

Наличие в установках нескольких резервуаров приводит к тепловому взаимодействию между ними, вследствие чего их суммарная испарительная способность уменьшается. Тепловое взаимодействие резервуаров учитывается введением коэффициента К_Т: для двух резервуаров – 0,93, для трех – 0,84, для четырех – 0,74, для шести – 0,67 и для восьми 0,64. По данным Саратовского института ГипроНИИГаз подземные резервуары работают лишь на 0,5 своего объёма (от 85% до 35% внутреннего объёма).

Максимальный часовой расход сжиженного газа на бытовые нужды жилых домов составляет 10-12% от максимального суточного расхода за год

(9.3)

На этот расход рассчитывается пропускная способность внутриквартальных газопроводов от резервуарных установок до потребителя.