doc_act

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Реклама

 

  Скачать документ

 



МИНЭНЕРГО РОССИИ

 

МЕТОДИКА
определения технологических потерь
сжиженных углеводородных газов
на газонаполнительных пунктах и
автогазозаправочных станциях

 



Реклама

 

 

2004

Настоящая «Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на газонаполнительных станциях, газонаполнительных пунктах и автогазозаправочных станциях» предназначена для определения технологических потерь в процессе проведения операций слива-налива сжиженных углеводородных газов (СУГ), технического обслуживания и ремонта технологического оборудования данных объектов (независимо от их организационно-правовой формы собственности), предназначенных для обеспечения СУГ потребителей, использующих эти газы в качестве топлива, в том числе автомобильного.

Методику разработал авторский коллектив сотрудников ОАО «Гипрониигаз»: Гордеева Р.П., Крылов Е.В., Лисицына О.Н.



Реклама

Методика согласована с Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации и утверждена приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 24 декабря 2003 г. № 504.

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

1 Общие положения. 2

2 Анализ источников технологических потерь сжиженного газа. 2

3 Учет технологических потерь СУГ. 3

3.1 Газонаполнительные станции. 3

3.2 Газонаполнительные пункты.. 13

3.3 Автогазозаправочные станции. 14

4 суммарные технологические потери СУГ на объекте. 14

Приложение А (рекомендуемое) График зависимости плотности жидкой фазы пропан-бутановых смесей от температуры СУГ. 14

Приложение Б (рекомендуемое) Пример расчета технологических потерь СУГ. 15

Приложение В (информационное) Библиография. 25

МЕТОДИКА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ СЖИЖЕННЫХ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ НА ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЯХ,
ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫХ ПУНКТАХ И АВТОГАЗОЗАПРАВОЧНЫХ СТАНЦИЯХ

Дата введения 2003-12-25

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Настоящая методика рекомендована для расчета в газораспределительных организациях (ГРО) и других объектах топливно-энергетического комплекса технологических потерь при проведении операций слива-налива СУГ, техническом обслуживании и ремонте технологического оборудования.



Реклама

На основе настоящей методики с учетом местных условий выполняется расчет технологических потерь для конкретного объекта СУГ (ГНС, ГНП, АГЗС).

1.2 Необратимые технологические потери СУГ возникают при выполнении следующих технологических процессов:

- слив СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения на ГНС;

- слив СУГ из автоцистерн в резервуары базы хранения на ГНП и АГЗС;

- наполнение автоцистерн из резервуаров базы хранения на ГНС;



Реклама

- наполнение баллонов СУГ на наполнительных установках ГНС, ГНП;

- внутренний осмотр, техническое освидетельствование и ремонт газовых баллонов, сосудов автоцистерн и резервуаров базы хранения СУГ;

- перемещение СУГ по внутриплощадочным газопроводам, оборудованным запорно-регулирующей и предохранительной арматурой;

- периодическая проверка на срабатывание предохранительных сбросных клапанов, установленных на резервуарах базы хранения, газопроводах и других элементах технологического оборудования объектов.

1.3 В настоящей методике применяют следующие определения терминов и сокращений:



Реклама

АГЗС - автогазозаправочная станция.

ГНП - газонаполнительный пункт.

ГНС - газонаполнительная станция.

ГРО - газораспределительная организация.

Объекты ГРО - ГНС, ГНП, АГЗС.



Реклама

СУГ - сжиженные углеводородные газы (смесь пропана и бутана).

2 АНАЛИЗ ИСТОЧНИКОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ СЖИЖЕННОГО ГАЗА

2.1 Технологические потери СУГ на ГНС имеют место при выполнении следующих технологических процессов:

- слив СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения ГНС;

- хранение СУГ в надземных или подземных резервуарах базы хранения;

- наполнение автоцистерн из резервуаров базы хранения;



Реклама

- наполнение баллонов объемом 50, 27 и 5 л;

- перемещение СУГ по внутриплощадочным газопроводам паровой и жидкой фаз;

- техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования.

2.2 Технологические потери СУГ на ГНП имеют место при выполнении следующих технологических процессов:

- слив СУГ из автоцистерн в резервуары базы хранения;



Реклама

- хранение СУГ в надземных и подземных резервуарах;

- наполнение баллонов объемом 50, 27 и 5 л;

- перемещение СУГ по внутриплощадочным газопроводам паровой и жидкой фаз;

- техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования.

2.3 Технологические потери СУГ на АГЗС имеют место при выполнении следующих технологических процессов:

- слив СУГ из автоцистерн в резервуары базы хранения;

- хранение СУГ в надземных и подземных резервуарах;

- перемещение СУГ по внутриплощадочным газопроводам паровой и жидкой фаз;

- техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования.

3 УЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ СУГ

3.1 Газонаполнительные станции

3.1.1 В процессе слива газа из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения имеют место следующие источники технологических потерь СУГ:

- потери СУГ при опорожнении резинотканевых рукавов по окончании слива;

- потери СУГ с возвратом железнодорожных цистерн;

- потери СУГ при проверке уровня наполнения с помощью контрольных вентилей.

3.1.1.1 Потери СУГ при опорожнении резинотканевых рукавов по окончании слива

Слив СУГ из железнодорожных цистерн производится с использованием трех резинотканевых рукавов:

- один - для паровой фазы;

- два - для жидкой фазы.

Из резинотканевых рукавов через свечу удаляется только паровая фаза, так как жидкая фаза полностью перемещается в резервуары базы хранения.

Количество потерь при опорожнении резинотканевых рукавов СУГ Моп, кг, определяется по формуле

(1)

где ? - безразмерный коэффициент, равен 3,14;

dp - диаметр резинотканевого рукава, м;

lp - суммарная длина резинотканевых рукавов, м;

?п - плотность паровой фазы СУГ, кг/м3.

nждц - количество опорожняемых за расчетный период железнодорожных цистерн, шт.

Плотность паровой фазы СУГ ?п, кг/м3, определяется по формуле [1]

(2)

где Рм - избыточное (манометрическое) давление паровой фазы СУГ, МПа;

В4 - безразмерный коэффициент сжимаемости газа, определяется по графикам, построенным по приведенным температурам и приведенным давлениям [2];

Rсм - газовая постоянная смеси СУГ, Дж/(кг К);

Т1 - температура СУГ, К.

Газовая постоянная смеси СУГ Rсм, Дж/(кг?К), определяется по формуле

Rсм= gпр · Rпр + gбут · Rбут, (3)

где gпр - массовое содержание пропана в смеси в долях единицы;

gбут - массовое содержание бутана в смеси в долях единицы;

Rпр - газовая постоянная пропана, Rпр = 184,92 [2];

Rбут - газовая постоянная бутана, Rбут = 140,3 [2].

Избыточное давление паровой фазы СУГ в резинотканевых рукавах принимается равным остаточному давлению в железнодорожной цистерне (Рм = 0,15 МПа).

Температура СУГ принимается равной температуре окружающей среды. Для проведения осредненных расчетов плотности паровой фазы СУГ можно использовать данные, приведенные в таблицах, в которых компонентный состав СУГ принят в пропорции - 50 % пропана, 50 % бутана.

Плотность паровой фазы СУГ, удаляемой из резинотканевых рукавов, определена по формуле (2) и приведена в таблице 1.

Таблица 1

Температура СУГ, °С (К)

-40

(233)

-30

(243)

-20

(253)

-10

(263)

0

(273)

+10

(283)

+20

(293)

+30

(303)

+40

(313)

Плотность ?н, кг/м3

7,25

6,88

6,68

6,42

6,12

5,84

5,58

5,34

5,17

3.1.1.2 Потери СУГ с возвратом железнодорожных цистерн

Потери СУГ с возвратом железнодорожных цистерн Мвоз, кг, определяются при принятом остаточном давлении Рм = 0,15 МПа по формуле

Мвоз = ?н · ?ждц · Vждц, (4)

где Vждц - геометрический объем железнодорожной цистерны, м3.

Примечание - Потери СУГ с возвратом железнодорожных цистерн учитываются в расчетах, если железнодорожные цистерны наполняются на нефтеперерабатывающем заводе по уровню.

3.1.1.3 Потери при проверке уровня наполнения с помощью контрольных вентилей

При сливе СУГ из железнодорожных цистерн периодически проверяется уровень наполнения с помощью контрольных вентилей, как в самой железнодорожной цистерне, так и в наполняемом резервуаре базы хранения.

Контрольные вентили па железнодорожной цистерне открываются перед началом процесса слива СУГ и при его окончании. Контрольные вентили на резервуарах базы хранения (85 % уровня) периодически открываются примерно за 20 - 30 минут до окончания процесса их наполнения, при этом вначале идет паровая фаза СУГ, затем двухфазная смесь, появление которой сигнализирует о завершении слива.

На железнодорожной цистерне установлено три контрольных вентиля, заканчивающихся трубками: одна - на уровне 85 % объема сосуда цистерны, вторая - выше 85 % уровня на 50 мм (необходим при наполнении цистерны предприятием-поставщиком СУГ), третья - на уровне нижнего обреза сливо-наливных трубок, по которым определяется наличие или отсутствие жидкой фазы в сосуде.

В процессе слива СУГ из железнодорожной цистерны производится разовая проверка ее наполнения по 85 % вентилю. Перед окончанием опорожнения железнодорожной цистерны (за 20 - 30 минут до окончания процесса слива) периодически открывается третий вентиль, через который вначале идет двухфазная смесь, затем - паровая фаза СУГ, что свидетельствует о полном опорожнении железнодорожной цистерны.

Расход СУГ как в двухфазной смеси, так и в паровой фазе, через контрольный вентиль Gкв, кг/с, определяется по формуле [3, 4, 5]

(5)

где ?кв - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления контрольного вентиля, ?кв = 13,6 [6];

Fкв - площадь проходного сечения контрольного вентиля, м2;

Рм - избыточное (манометрическое) давление СУГ в резервуаре, Па;

? - плотность СУГ, истекающего через вентиль (для двухфазной смеси ? = ?дф, для паровой ? = ?н), кг/м3.

Площадь проходного сечения контрольного вентиля Fкв, м2, определяется по формуле

(6)

где ? - безразмерный коэффициент, равен 3,14;

dкв - диаметр проходного сечения контрольного вентиля, м.

Плотность двухфазной смеси СУГ ?дф, кг/м3, определяется по формуле

?дф = ?ж · (1 - Х) + ?п ·Х, (7)

где ?ж - плотность жидкой фазы СУГ, кг/м3;

X - паросодержание выходящего газа (Х = 0,2).

Избыточное давление СУГ (среднее в процессе слива-налива) в резервуаре железнодорожной цистерны, надземном резервуаре базы хранения и автоцистерне принято: в зимнее время - 0,6 МПа, в летнее время - 1,0 МПа [2, 7, 8, 9].

Избыточное давление СУГ (среднее в процессе слива-налива) в подземном резервуаре базы хранения принято: в зимнее время - 0,4 МПа, в летнее время - 0,6 МПа [10, 11, 12].

Плотность жидкой фазы СУГ в зависимости от температуры определяется по графику согласно приложения А к настоящей Методике. В расчетах плотность жидкой фазы СУГ может быть принята по таблице 2.

Таблица 2

Температура СУГ, °С

-40

-30

-20

-10

0

+10

+20

+30

+40

Плотность ?ж, кг/м3

609

598

588

577

566

553

540

526

512

Плотность паровой фазы СУГ определяется по формуле (2), и в расчетах может быть принята:

а) для зимнего времени при давлении 0,6 МПа - по таблице 3

Таблица 3

Температура СУГ, °С (К)

-40

(233)

-35

(238)

-30

(243)

-25

(248)

-20

(253)

-15

(258)

-10

(263)

-5

(268)

0

(273)

Плотность паровой фазы, ?п, кг/м3

26,78

25,86

24,95

24,29

23,63

22,87

22,12

21,57

21,02

б) для зимнего времени при давлении 0,4 МПа - по таблице 4

Таблица 4

Температура СУГ, °С (К)

-40

(233)

-35

(238)

-30

(243)

-25

(248)

-20

(253)

-15

(258)

-10

(263)

-5

(268)

0

(273)

Плотность паровой фазы, ?п, кг/м3

16,50

16,06

15,62

15,31

15,00

14,54

14,09

13,67

13,25

в) для летнего времени при давлении 0,6 МПа - по таблице 5

Таблица 5

Температура СУГ, °С (К)

0

(273)

+ 5

(278)

+ 10

(283)

+ 15

(288)

+ 20

(293)

+ 25

(298)

+ 30

(303)

+ 35

(308)

+ 40

(313)

Плотность паровой фазы, ?п, кг/м3

21,02

20,26

19,5

18,82

18,14

17,42

16,71

16,35

15,99

г) для летнего времени при давлении 1,0 МПа - по таблице 6

Таблица 6

Температура СУГ, °С (К)

0

(273)

+5

(278)

+10

(283)

+15

(288)

+20

(293)

+25

(298)

+30

(303)

+35

(308)

+40

(313)

Плотность паровой фазы, ?п, кг/м3

45,05

42,44

39,84

37,68

35,52

33,69

31,89

30,55

29,21

3.1.1.3.1 Потери СУГ через контрольный вентиль железнодорожных цистерн

Потери СУГ через контрольный вентиль железнодорожных цистерн , кг, определяются по формуле

(8)

где - потери двухфазной смеси СУГ, кг;

- потери паровой фазы СУГ, кг.

Потери двухфазной смеси СУГ через контрольные вентили железнодорожных цистерн , кг, составляют

(9)

где - расход двухфазной смеси СУГ через контрольный вентиль, кг/с;

- суммарное время открытия контрольных вентилей с выпуском двухфазной смеси СУГ из одной железнодорожной цистерны (85 % и нулевого уровней), которое может быть принято из расчета времени разового открытия - 5 секунд.

Вентиль 85 % уровня открывается 1 раз (проверка заполнения железнодорожной цистерны), вентиль нулевого уровня - пять раз (проверка наличия жидкой фазы). Таким образом, суммарное время открытия контрольных вентилей с выпуском двухфазной смеси СУГ из одной железнодорожной цистерны составляет = 30 с.

Потери СУГ в паровой фазе через контрольные вентили железнодорожных цистерн , кг, составляют

(10)

где - расход СУГ в паровой фазе через контрольный вентиль, кг/с;

- время открытия контрольного вентиля с выпуском паровой фазы СУГ (вентиль нулевого уровня), которое составляет = 5 с.

3.1.1.3.2 Потери СУГ через контрольный вентиль резервуаров базы хранения

Потери СУГ через контрольный вентиль резервуаров базы хранения , кг, определяются по формуле

(11)

где - потери двухфазной смеси СУГ, кг;

- потери паровой фазы СУГ, кг.

Потери двухфазной смеси СУГ через контрольные вентили резервуаров базы хранения СУГ , кг, составляют

(12)

где nрх - количество резервуаров базы хранения, наполняемых в течение расчетного периода, шт.;

- расход двухфазной смеси СУГ через контрольный вентиль, кг/с;

- время открытия контрольного вентиля 85 % уровня с выпуском двухфазной смеси СУГ из одного резервуара, с.

Вентиль 85 % уровня открывается 1 раз (в конце процесса наполнения резервуара). Таким образом, время открытия контрольного вентиля с выпуском двухфазной смеси СУГ из одного резервуара составляет = 5 с.

Потери СУГ в паровой фазе через контрольные вентили резервуаров базы хранения СУГ , кг, составляют

(13)

где - расход паровой фазы СУГ через контрольный вентиль, кг/с;

- время открытия контрольного вентиля 85 % уровня с выпуском паровой фазы СУГ из одного резервуара, с.

Вентиль 85 % уровня открывается пять раз (в процессе наполнения резервуара). Таким образом, время открытия контрольного вентиля с выпуском паровой фазы СУГ из одного резервуара составляет = 25 с.

3.1.2 Потери при хранении СУГ в надземных или подземных резервуарах

Потери при хранении СУГ в резервуарах характеризуются следующими статьями:

- потерн СУГ при проверке срабатывания предохранительных сбросных клапанов;

- потери СУГ при проведении внутреннего осмотра и технического освидетельствования резервуаров базы хранения и сосудов автоцистерн;

- потерн СУГ при проведении диагностики или ремонта резервуаров базы хранения и сосудов автоцистерн

3.1.2.1 Потери СУГ при проверке срабатывания предохранительных клапанов

В процессе эксплуатации ГНС на резервуарах базы хранения и сосудах автоцистерн периодически производится проверка срабатывания (подрыв) предохранительных сбросных клапанов (ПСК), которая сопровождается потерями газа при его выбросе в атмосферу.

Потери СУГ за расчетный период, вызванные подрывом предохранительных сбросных клапанов, МПСК, кг, определяются по формуле

МПСК = GПСК · nПСК · ?ПСК · ?0 · nпр, (14)

где GПСК - расход СУГ при проверке срабатывания предохранительных клапанов, кг/с;

nПСК - количество предохранительных клапанов, установленных на всех резервуарах и сосудах автоцистерн ГНС, из расчета два клапана на один резервуар, шт.;

?ПСК - время выхода СУГ в атмосферу, может быть принято хПск = 3 с на один клапан;

?0 - расчетный период для определения потерь СУГ, месяц;

nпр - количество проверок в месяц, 1/месяц.

Расход СУГ при проверке срабатывания предохранительных сбросных клапанов, установленных на резервуарах и сосудах автоцистерн, GПСК, кг/с, определяется по формуле [1]

(15)

где 3,16 - безразмерный коэффициент;

3600 - коэффициент перевода часа в секунды;

В3 - безразмерный коэффициент, учитывающий физико-химические свойства газов [1], для бутана В3 = 0,71, для пропана В3 = 0,72;

? - безразмерный коэффициент расхода предохранительного клапана, должен быть указан в паспорте на предохранительный клапан;

F - площадь сечения клапана, равная наименьшей площади сечения в проточной части, мм2;

P1 - избыточное давление перед предохранительным клапаном, МПа;

?н - плотность паровой фазы СУГ перед клапаном при температуре СУГ, равной температуре окружающей среды, и давлении, равном (Р1 + 0,1) МПа, кг/м3.

Площадь сечения клапана F, мм2, определяется [2]:

- для полноподъемных клапанов (при h ? 0,25 dc) по формуле

(16)

- для неполноподъемных клапанов по формуле

F = 2,22 · dc · h, (17)

где dc - диаметр проходного сечения седла клапана, мм;

h - высота подъема клапана, мм.

Плотность паровой фазы СУГ перед клапаном определяется по формуле (2), и в расчетах может быть принята по таблицам 3 - 6.

3.1.2.2 Потери СУГ при проведении внутреннего осмотра и технического освидетельствования резервуаров базы хранения и автоцистерн

Перед проведением внутреннего осмотра или технического освидетельствования сосудов они полностью освобождаются от СУГ. Жидкая и паровая фазы посредством насосно-компрессорного оборудования ГНС сливаются в другие резервуары базы хранения, оставшийся газ при давлении Ро сбрасывается через свечу в атмосферу. Исходя из условий нормальной работы компрессоров величина Ро может быть принята в размере 0,15 МПа, при этом расчетная плотность паров СУГ определяется по формуле (2) и в расчетах может быть принята по таблице 1.

При определении потерь СУГ в этом случае следует принимать следующие нормативные сроки, определенные правилами Госгортехнадзора РФ для сосудов, работающих под давлением - резервуаров базы хранения и сосудов автоцистерн:

- внутренний осмотр - один раз в два года;

- гидравлическое испытание - один раз в восемь лет.

Потери СУГ определяются, исходя из условия равномерного распределения нормативных сроков проведения внутреннего осмотра и гидравлического испытания по продолжительности расчетного периода определения потерь.

Учитывая, что периодичность проведения внутренних осмотров сосудов в четыре раза меньше периодичности проведения гидравлического испытания, а также то, что проведение гидравлического испытания совмещается с внутренним осмотром, потери СУГ, удаляемого из сосудов, Мво, кг, определяются по формуле

(18)

где n - количество сосудов, шт.;

V - вместимость сосудов, м3;

1,2 - безразмерный коэффициент, учитывающий расход СУГ на продувку [18];

?пр - плотность паровой фазы СУГ при проведении продувки при температуре СУГ, кг/м3;

?o - расчетный период для определения потерь СУГ, месяц.

?н - нормативный срок проведения внутренних осмотров сосудов (2 года = 24 месяца).

3.1.2.3 Потери СУГ при проведении диагностики или ремонта резервуаров базы хранения и сосудов автоцистерн

Перед проведением диагностики или ремонта сосудов они полностью освобождаются от СУГ. Жидкая и паровая фазы посредством насосно-компрессорного оборудования ГНС сливаются в другие резервуары базы хранения, оставшийся газ при давлении Ро сбрасывается через свечу в атмосферу. Исходя из условий нормальной работы компрессоров, величина Ро может быть принята в размере 0,15 МПа, при этом расчетная плотность паров СУГ определяется по формуле (2), и в расчетах может быть принята по таблице 1.

Потери при проведении диагностики или ремонта сосудов Мдр, кг, определяется по формуле

Мдр = n · V · (?п + 1,2 · ?пр) · nдр, (19)

где n - количество сосудов, шт.;

V - вместимость сосудов, м3;

nдр - количество ремонтов или проведения диагностик сосудов, выполненных за расчетный период, раз.

3.1.3 Потери СУГ при наполнении автоцистерн из резервуаров базы хранения

При наполнении автоцистерн СУГ на ГНС производится проверка их наполнения по контрольному вентилю 85 % уровня.

Расход СУГ через контрольный вентиль 85 % уровня определяется по формуле (5). Расчет потерь производится, исходя из следующих условий:

- выход паровой фазы через контрольный вентиль происходит в конце процесса наполнения автоцистерны - пять раз по 3 секунды;

- выход двухфазной смеси СУГ - один раз в течение 3 секунд.

Потери СУГ через контрольный вентиль автоцистерн за расчетный период МквАЦ, кг, составляют

(20)

где - потери паровой фазы СУГ, кг;

- потери двухфазной смеси СУГ, кг.

В свою очередь

(21)

где - расход СУГ в паровой фазе через контрольный вентиль, кг/с;

nАЦ - суммарное количество автоцистерн, наполняемых на ГНС за расчетный период;

- суммарная продолжительность выхода паровой фазы СУГ через один контрольный вентиль в течение одной заправки (= 5 · 3 = 15 с);

(22)

где - расход двухфазной смеси СУГ через контрольный вентиль, кг/с;

- суммарная продолжительность выхода двухфазной смеси СУГ через один контрольный вентиль в течение одной заправки ( = 3 с).

После наполнения автоцистерны в резинотканевых рукавах остается СУГ в паровой фазе при давлении, которое устанавливается в сосуде автоцистерны после ее наполнения (в расчетах принимается среднее в процессе наполнения значение: для зимнего времени 0,6 МПа, а для летнего времени 1,0 МПа [2, 7, 10, 14, 15]).

Плотность паровой фазы СУГ определяется по формуле (2) и в расчетах может быть принята по таблицам 3 и 6.

Потери при выходе СУГ из резинотканевых рукавов автоцистерн за расчетный период , кг, составляют

(23)

где dp - диаметр резинотканевого рукава, м;

lр - суммарная длина резинотканевых рукавов, м;

3.1.4 Потери СУГ при наполнении баллонов

При наполнении баллонов имеют место следующие источники технологических потерь:

- потери СУГ при отсоединении струбцин от вентилей и клапанов баллонов;

- потери СУГ при выбраковке баллонов вследствие утечек из вентилей (клапанов);

- потери СУГ при техническом освидетельствовании баллонов.

3.1.4.1 Потери СУГ при отсоединении струбцин от вентилей и клапанов баллонов

Потери СУГ при отсоединении струбцин от вентилей и клапанов баллонов , кг, определяются по формуле

(24)

где VБ - объем газа в струбцине и запорном устройстве баллона, м3;

?ж - плотность жидкой фазы СУГ при температуре СУГ, кг/м3;

nБ - количество баллонов, наполняемых на ГНС за расчетный период, шт.;

К - коэффициент, учитывающий потерю СУГ, вызванную негерметичностью крепления струбцины на запорном вентиле или клапане баллона (К = 2 для баллонов объемом 50 л, К = 1,5 - для баллонов объемом 27 л и 5 л) [16].

Объем газа в струбцине и запорном устройстве баллона составляет (по размерам [16]):

- Vb = 1,68 · 10-6 м3 - для баллонов объемом 50 л;

- Vb = 1,24 · 10-6 м3 - для баллонов объемом 5 л и 27 л.

3.1.4.2 Потери СУГ при выбраковке баллонов вследствие утечек из вентилей (клапанов)

Запорные устройства наполненных баллонов после снятия с наполнительной установки подвергаются проверке на герметичность, и в случае обнаружения утечки газа через вентиль или клапан направляются в ремонтное отделение ГНС. Перед вывертыванием вентиля (клапана) жидкая фаза СУГ сливайся из баллона в резервуар, и оставшаяся в баллоне паровая фаза выпускается через свечу в атмосферу.

Величина потерь СУГ при выбраковке баллонов , кг, может быть определена по формуле

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях (25)

где , , - количество баллонов, направляемых на ремонт с целью замены запорных устройств, объемом соответственно 50 л, 27 л и 5 л, шт.;

0,05, 0,027, 0,005 - объем баллонов, м3;

?н - плотность паровой фазы СУГ при остаточном давлении в баллоне после слива, равном 0,05 МПа, кг/м3.

Плотность паровой фазы СУГ определяется по формуле (2) и в расчетах может быть принята по таблице 8.

Таблица 8

Температура СУГ, °С (К)

-40

-30

-20

-10

0

+10

+20

+30

+40

(233)

(243)

(253)

(263)

(273)

(283)

(293)

(303)

(313)

Плотность паровой фазы, ?п, кг/м3

4,30

4,08

3,88

3,69

3,52

3,40

3,25

3,14

3,10

3.1.4.3 Потери СУГ при техническом освидетельствовании бытовых баллонов

Бытовые баллоны, находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться периодическому техническому освидетельствованию, а также внеочередному техническому освидетельствованию после проведения ремонта с применением сварки.

Периодичность технического освидетельствования составляет: 10 лет - для баллонов с толщиной стенки 3 мм и 5 лет - для баллонов с толщиной стенки 2,5 мм.

Перед проведением технического освидетельствования баллона жидкая фаза СУГ сливается из баллона в резервуар, а оставшаяся в баллоне паровая фаза выпускается через свечу в атмосферу.

Величина потерь СУГ при проведении технического освидетельствования баллонов , кг, может быть определена по формуле

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях (26)

где , , - количество баллонов, направляемых на техническое освидетельствование, объемом соответственно 50 л, 27 л и 5 л, шт.;

3.1.5 Потери СУГ при перемещении по внутриплощадочным газопроводам Потери характеризуются следующими статьями:

- потери СУГ из-за негерметичности фланцевых соединений и газопроводной арматуры;

- сброс СУГ из предохранительных сбросных клапанов, установленных между запорной арматурой на газопроводах жидкой фазы при проведении испытания на срабатывание (один раз в месяц);

- потери СУГ при проведении текущего ремонта газопроводной арматуры.

3.1.5.1 Потери СУГ из-за негерметичности фланцевых соединений и газопроводной арматуры

Потери СУГ из-за негерметичности фланцевых соединений и газопроводной арматуры , кг, определяются по формуле

(27)

где - расход СУГ из-за негерметичности фланцевых соединений и газопроводной арматуры, г/ч.

24 - число часов в сутках, ч;

L - количество календарных дней в месяце, день;

?о - расчетный период для определения потерь СУГ, месяц.

Расход СУГ из-за негерметичности фланцевых соединений и газопроводной арматуры, , г/ч, определяется по формуле [19]

(28)

где 3,57 - коэффициент, °С1/2·см2/(м3·ч);

? - безразмерный коэффициент запаса, принимаем равным 2 [14];

Pизб - среднее за расчетный период избыточное давление в газопроводе, Па;

m - коэффициент негерметичности, принимаем равным 0,001, 1/ч [14];

V - объем внутриплощадочных газопроводов, м3;

Т - температура СУГ, К;

М - молярная масса СУГ, кг/кмоль, для пропана М = 44,098, для бутана М = 58,124 [2].

3.1.5.2 Потери СУГ при проверке срабатывания предохранительных сбросных клапанов

Потери СУГ при проверке срабатывания предохранительных сбросных клапанов , кг, определяются по формуле

(29)

где - количество предохранительных сбросных клапанов на газопроводах жидкой фазы;

- время выхода СУГ в атмосферу, может быть принято ?пск = 3 с на один клапан;

- расход СУГ через клапан, кг/с;

?о - расчетный период для определения потерь СУГ, месяц;

nпр - количество проверок в месяц, 1/месяц.

Расход СУГ при проверке срабатывания предохранительных клапанов, установленных на газопроводах жидкой фазы, , кг/с, определяется по формуле [1]

(30)

где ? - безразмерный коэффициент расхода предохранительного клапана, указан в паспорте на предохранительный клапан;

F - площадь сечения клапана, равная наименьшей площади сечения в проточной части, мм2;

P1 - избыточное давление перед предохранительным клапаном, МПа;

Р2 - избыточное давление за предохранительным клапаном, МПа, принимается равным нулю;

?ж - плотность жидкой фазы перед клапаном при температуре СУГ.

3.1.5.3 Потери СУГ при проведении текущего ремонта газопроводной арматуры

В соответствии с требованиями «Правил безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы» ремонт газопроводной арматуры разрешается проводить только после освобождения газопровода от СУГ. При этом СУГ из участка газопровода, на котором установлена арматура, выпускается в атмосферу через свечу. После ремонта газопроводы необходимо продуть паровой фазой СУГ.

Потери СУГ в процессе проведения текущего ремонта газопроводной арматуры, установленной на газопроводе жидкой фазы, , кг, определяются по формуле

(31)

где V - объем газопроводов жидкой фазы, освобождаемых от газа при проведении ремонта, м3;

?ж - плотность жидкой фазы при температуре СУГ, кг/м3;

1,2 - безразмерный коэффициент, учитывающий расход СУГ на продувку [18];

?пр - плотность паровой фазы СУГ при проведении продувки при температуре СУГ, кг/м3;

?о - расчетный период для определения потерь СУГ, месяц;

?р - нормативная продолжительность времени между ремонтами, месяц.

Потери СУГ в процессе проведения ремонта газопроводной арматуры, установленной на газопроводе паровой фазы, , кг, определяются по формуле

(32)

где - объем газопроводов паровой фазы, освобождаемых от газа при проведении ремонта, м3;

?п - плотность паровой фазы СУГ, кг/м3, при давлении перед демонтажем запорного устройства.

3.1.6 Потери СУГ при проведении технического обслуживания и ремонта насосов и компрессоров

Согласно производственным инструкциям завода-изготовителя осмотр насосов и компрессоров без их вскрытия проводится один раз в месяц, при этом предполагается отсутствие потерь СУГ.

Сроки проведения текущего ремонта насосов и компрессоров устанавливаются заводами-изготовителями.

После вскрытия из полости насоса или компрессора СУГ в объеме от входной до выходной задвижек удаляется в атмосферу через свечу при давлении внутри корпуса агрегата, которое может быть принято как осредненное (от входа до выхода) значение: для зимнего времени 0,6 МПа, а для летнего времени 1,0 МПа.

Потери СУГ на проведение текущих ремонтов насосов Мн, кг, определяются по формуле

(33)

где = 1,05 - 1,1 - поправочный коэффициент, учитывающий потери СУГ через сальниковые уплотнения насосов при их эксплуатации [17];

Vн - объем внутренней полости каждого насоса, м3, может быть принят 0,011 м3;

- количество насосов, шт.;

- плотность жидкой фазы при температуре СУГ, кг/м3;

- расчетный период для определения потерь СУГ, месяц;

- нормативный межремонтный срок для насосов, месяц.

Потери СУГ на проведение текущих ремонтов компрессоров Мк, кг, определяются по формуле

(34)

где = 1,1 - 1,15 - поправочный коэффициент, учитывающий потери СУГ через сальниковые уплотнения компрессоров [17];

Vк - объем внутренней полости каждого компрессора, м3, может быть принят 0,04 м3;

nк - количество компрессоров, шт.;

?п - плотность паровой фазы СУГ, кг/м3, при давлении перед демонтажем компрессоров;

?о - расчетный период для определения потерь СУГ, месяц;

- нормативный межремонтный срок для компрессора, месяц.

3.2 Газонаполнительные пункты

3.2.1 Потери СУГ при сливе из автоцистерн в резервуары базы хранения возникают при осуществлении следующих операций:

- опорожнение резинотканевых рукавов автоцистерны после слива СУГ;

- сброс СУГ через контрольные вентили уровня жидкости.

3.2.1.1 Потери СУГ при опорожнении резинотканевых рукавов после слива жидкой фазы из автоцистерны определяются аналогично п. 3.1.3

При сливе СУГ из автоцистерны в резервуары базы хранения в резинотканевых рукавах остается СУГ в паровой фазе при остаточном давлении в автоцистерне 0,15 МПа.

3.2.1.2 Потери СУГ при сбросе газа из контрольного вентиля автоцистерны и резервуара базы хранения определяются аналогично п. 3.1.3.

Время открытия контрольного вентиля:

- время выхода двухфазной смеси СУГ из контрольного вентиля автоцистерны;

- время выхода паровой фазы СУГ из контрольного вентиля автоцистерны;

- время выхода двухфазной смеси СУГ из контрольного вентиля резервуара;

- время выхода паровой фазы СУГ из контрольного вентиля резервуара.

Если слив СУГ производится из большегрузных автоцистерн, оборудованных поплавковыми указателями уровня, то = 0, так как в них не предусмотрен контрольный вентиль 85 % уровня.

В расчетах давление при сливе СУГ из автоцистерны в резервуары принимается средним в процессе слива и равным: для зимнего времени 0,6 МПа, для летнего времени 1,0 МПа.

3.2.2 Потери СУГ при хранении в резервуарах базы хранения

Потери СУГ при хранении в резервуарах базы хранения определяются аналогично п. 3.1.2.

3.2.3 Потери СУГ при наполнении баллонов определяются аналогично п. 3.1.4.

3.2.4 Потери СУГ при перемещении по внутриплощадочным газопроводам определяются аналогично п. 3.1.5.

3.2.5 Потери СУГ при ремонте насосов и компрессоров определяются аналогично п. 3.1.6.

3.3 Автогазозаправочные станции

3.3.1 Рассматриваются потери СУГ для автономных автогазозаправочных станций, не относящихся к ГНС и ГНП, имеющих свои резервуары базы хранения и свои технические средства для проведения сливо-наливных операций [10].

3.3.2 Потери СУГ при сливе из автоцистерн в резервуары базы хранения определяются аналогично п. 3.2.1.

3.3.3 Потери сжиженного газа при хранении в резервуарах базы хранения определяются аналогично п. 3.1.2.

3.3.4 Потери СУГ при перемещении по внутриплощадочным газопроводам определяются аналогично п. 3.1.5.

3.3.5 Потери СУГ при ремонте насосов и компрессоров определяются аналогично п. 3.1.6.

4 СУММАРНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ СУГ НА ОБЪЕКТЕ

4.1 Суммарные технологические потери СУГ на объекте за расчетный период Мпот, кг, определяются по формуле

Mпот= Kну · ?Мi, (35)

где Kну - коэффициент, учитывающий неучтенные потери газа: внеплановые работы, погрешность весовых устройств, осредненные значения физико-химических свойств (давление и температура) СУГ, по которым определяются потери. В расчетах рекомендуется принимать Kну в пределах от 1,15 до 1,20 [17];

i - общие потери СУГ на ГНС, ГНП или АГЗС, рассчитанные по рекомендациям раздела 3.

Пример расчета технологических потерь СУГ приведен в приложении Б к настоящей Методике.

Приложение А
(рекомендуемое)

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станцияхМетодика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Цифры на кривых - содержание пропана в жидкой фазе в % по массе.

Рисунок 1 - График зависимости плотности жидкой фазы пропан-бутановых смесей от температуры СУГ

Приложение Б
(рекомендуемое)

 

Пример расчета технологических потерь СУГ

 

Б.1 Исходные данные для расчета

Температура окружающего воздуха - минус 20 °С

Массовый состав СУГ - 50 % бутана, 50 % пропана.

Расчетный период - 1 месяц

Производительность ГНС - 10000 т/год

Железнодорожная эстакада

Резинотканевый рукав: диаметр - dp = 0,04 м;

суммарная длина - lр = 32 м

Железнодорожная цистерна:

- геометрический объем - Vждц = 75,5 м3;

- диаметр контрольного вентиля - dкв = 0,014 м;

- количество цистерн, опорожняемых за расчетный период - nжлц = 20 шт.

База хранения

Резервуары - подземные:

- геометрический объем - Vpx = 50 м3;

- количество - n = 12 шт.;

- диаметр контрольного вентиля - dкв = 0,014 м;

- диаметр проходного сечения седла предохранительного клапана dc = 50 мм;

- высота подъема клапана - h = 2 мм;

- коэффициент расхода предохранительного клапана - ? = 0,6;

Количество резервуаров, наполняемых в течение расчетного периода nрх = 20 шт.;

Количество резервуаров, ремонтируемых за расчетный период - 1 шт.

Наполнение автоцистерн

Автоцистерна ЦППЗ-16-771 - n1 = 5 шт.:

- геометрический объем - VАЦ1 = 16 м3;

- количество цистерн, наполняемых за расчетный период - nАЦ1 = 40 шт.;

- диаметр контрольного вентиля - dкв = 0,006 м;

- диаметр проходного сечения седла предохранительного клапана dc = 40 мм;

- высота подъема клапана - h = 2 мм;

- коэффициент расхода предохранительного клапана - ? = 0,6;

- диаметр резинотканевого рукава - dp = 0,04 м;

- суммарная длина резинотканевых рукавов - lр = 18 м.

Автоцистерна АЦТ8-130М - n2 = 5 шт.:

- геометрический объем - VАЦ2 = 8 м3;

- количество цистерн, наполняемых за расчетный период - nАЦ2 = 60 шт.;

- диаметр контрольного вентиля - dкв = 0,006 м;

- диаметр проходного сечения седла предохранительного клапана dc = 40 мм;

- высота подъема клапана - h = 2 мм;

- коэффициент расхода предохранительного клапана - ? = 0,6;

- диаметр резинотканевого рукава - dp = 0,04 м;

- суммарная длина резинотканевых рукавов - lp = 18 м.

Наполнение баллонов

Количество баллонов, наполненных за расчетный период:

- 50 л - nБ50 = 10000 шт.;

- 27 л - nБ27 = 7000 шт.;

- 5 л - nБ5 = 1000 шт.

Количество баллонов, направляемых на ремонт:

- 50 л - = 50 шт.;

- 27 л - = 35 шт.;

- 5 л - = 25 шт.

Количество баллонов, направляемых на техническое освидетельствование:

- 50 л - = 50 шт.;

- 27 л - = 35 шт.;

- 5 л - = 25 шт.

Внутриплощадочные газопроводы

Газопроводы жидкой фазы:

- DN50 - 400 m;

- DN32 - 100 м.

Газопроводы паровой фазы:

- DN50 - 200 м;

- DN32 - 100 м.

Предохранительный клапан:

- диаметр проходного сечения седла клапана dc = 50 мм;

- высота подъема клапана - h = 2 мм;

- коэффициент расхода предохранительного клапана - ? = 0,6;

- количество - = 7 шт.

Насосно-компрессорное отделение

Насосы:

- количество - nн = 2 шт.;

- объем внутренней полости каждого насоса Vн = 0,011 м3.

Компрессоры:

- количество - nк = 2 шт.;

- объем внутренней полости каждого компрессора Vк = 0,04 м3.

Б.2 Расчет технологических потерь

Б.2.1 Потери СУГ при сливе из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения

Б.2.1.1 Потери СУГ при опорожнении резинотканевых рукавов по окончании слива определяются по формуле 1

Расчетная плотность паровой фазы СУГ ?п = 6,68 кг/м3 (таблица 1).

Б.2.1.2 Потери СУГ с возвратом железнодорожных цистерн определяются по формуле 4

Мвоз = ?н · ?ждц · Vждц

Мвоз = 6,68 · 20 · 75,5 = 10086,8 кг

Б.2.1.3 Потери СУГ при проверке уровня наполнения с помощью контрольных вентилей

Б.2.1.3.1 Железнодорожная цистерна

Площадь проходного сечения контрольного вентиля определяется по формуле 6

Расход паровой фазы СУГ определяется по формуле 5

Плотность паровой фазы СУГ ?п = 23,63 кг/м3 (таблица 3).

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери паровой фазы СУГ при проверке уровня наполнения с помощью контрольного вентиля определяются по формуле 10

Расход двухфазной смеси СУГ определяется по формуле 5

Плотность жидкой фазы СУГ ?ж = 588 кг/м3 (таблица 2).

Плотность двухфазной смеси СУГ определяется по формуле 7

?дф = ?ж · (1 - Х) + ?п ·Х

?дф = 588 · (1 - 0,2) + 23,63 · 0,2 = 475 кг/м3

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери двухфазной смеси СУГ при проверке уровня наполнения с помощью контрольного вентиля определяются по формуле 9

Суммарные потери СУГ через вентили контроля уровня определяются по формуле 8

Б.2.1.3.2 Резервуары базы хранения

Площадь проходного сечения контрольного вентиля определяется по формуле 6

Расход паровой фазы СУГ определяется по формуле 5

Плотность паровой фазы СУГ ?н = 15,0 кг/м3 (таблица 4).

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери паровой фазы СУГ при проверке уровня наполнения с помощью контрольного вентиля определяются по формуле 13

Расход двухфазной смеси СУГ определяется по формуле 5

Плотность жидкой фазы СУГ ?ж = 588 кг/м3 (таблица 2).

Плотность двухфазной смеси СУГ определяется по формуле 7

?дф = ?ж · (1 - Х) + ?п ·Х

?дф = 588 · (1 - 0,2) + 15,0 · 0,2 = 473,4 кг/м3

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери двухфазной смеси СУГ при проверке уровня наполнения с помощью контрольного вентиля определяются по формуле 12

Суммарные потери СУГ через вентили контроля уровня определяются по формуле 11

= 76 + 70 = 146 кг

Б.2.2 Потери СУГ при хранении СУГ в резервуарах базы хранения

Б.2.2.1 Потери СУГ при проверке срабатывания предохранительных клапанов, установленных на резервуарах

Площадь сечения предохранительного клапана определяется по формуле 16

Коэффициент, учитывающий физико-химические свойства газов [1]

В3 = 0,715

Плотность паровой фазы СУГ ?н = 15,0 кг/м3 (таблица 4)

Расход СУГ при проверке срабатывания клапана определяется по формуле 15

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери СУГ при проверке срабатывания клапана определяются по формуле 14

МПСК = GПСК · nПСК · ?ПСК · ?0 · nпр

МПСК = 2,02 · 24 · 3 · 1 · 1 = 145,4 кг

Б.2.2.2 Потери СУГ при проверке срабатывания предохранительных клапанов, установленных на автоцистернах ЦППЗ-16-771

Площадь сечения предохранительного клапана определяется по формуле 16

Коэффициент, учитывающий физико-химические свойства газов [1]

В3 = 0,715

Плотность паровой фазы СУГ ?н = 23,63 кг/м3 (таблица 3)

Расход СУГ при проверке срабатывания клапана определяется по формуле 15

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери СУГ при проверке срабатывания клапана определяются по формуле 14

МПСК = GПСК · nПСК · ?ПСК · ?0 · nпр

= 1,92 · 10 · 3 · 1 · 1 = 57,6 кг

Б.2.2.3 Потери СУГ при проверке срабатывания предохранительных клапанов, установленных на автоцистернах АЦТ8-130М

Площадь сечения предохранительного клапана определяются по формуле 16

Коэффициент, учитывающий физико-химические свойства газов [1]

В3 = 0,715

Плотность паровой фазы СУГ ?п = 23,63 кг/м3 (таблица 3)

Расход СУГ при проверке срабатывания клапана определяется по формуле 15

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери СУГ при проверке срабатывания клапана определяются по формуле 14

МПСК = GПСК · nПСК · ?ПСК · ?0 · nпр

МПСК = 1,92 · 10 · 3 · 1 · 1 = 57,6 кг

Суммарные потери СУГ при проверке срабатывания клапанов, установленных на автоцистерне

= 57,6 + 57,6 = 115,2 кг

Б.2.2.4 Потери СУГ при проведении внутреннего осмотра

Б.2.2.4.1 Потери СУГ при проведении внутреннего осмотра резервуаров базы хранения определяются по формуле 18

Плотность паровой фазы СУГ ?п = 6,68 кг/м3 (таблица 1).

Плотность паровой фазы СУГ при проведении продувки ?пр = 15,0 кг/м3 (таблица 4)

Б.2.2.4.2 Потери СУГ при проведении внутреннего осмотра автоцистерн определяются по формуле 18

Плотность паровой фазы СУГ ?н = 6,68 кг/м3 (таблица 1).

Плотность паровой фазы СУГ при проведении продувки ?пр = 15,0 кг/м3 (таблица 4)

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Б.2.2.4.3 Потери СУГ при проведении диагностики или ремонта резервуаров базы хранения определяются по формуле 19

Мдр = n · V · (?п + 1,2 · ?пр) · nдр

Мдр = 1 · 50 · (6,68 + 1,2 · 15,0) · 1 = 1234 кг

Б.2.3 Потери СУГ при наполнении автоцистерн из резервуаров базы хранения

Б.2.3.1 Потери СУГ через контрольный вентиль

Площадь проходного сечения вентиля определяется по формуле 6

Расход паровой фазы СУГ определяется по формуле 5

Плотность паровой фазы СУГ ?п = 23,63 кг/м3 (таблица 3).

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери паровой фазы СУГ при проверке уровня наполнения с помощью контрольного вентиля определяются по формуле 21

Расход двухфазной смеси СУГ определяется по формуле 5

Плотность жидкой фазы СУГ ?ж = 588 кг/м3 (таблица 2).

Плотность двухфазной смеси СУГ определяется по формуле 7

?дф = ?ж · (1 - Х) + ?п ·Х

?дф = 588 · (1 - 0,2) + 23,63 · 0,2 = 475 кг/м3

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери двухфазной смеси СУГ при проверке уровня наполнения с помощью контрольного вентиля определяются по формуле 22

= 0,19 · 100 · 3 = 57 кг

Суммарные потери СУГ через вентили контроля уровня определяются по формуле 20

= 60 + 57 = 117 кг

Б.2.3.2 Потери СУГ из резинотканевых рукавов автоцистерны определяются по формуле 23

Б.2.4 Потери СУГ при наполнении баллонов

Б.2.4.1 Потери СУГ при отсоединении струбцины от вентилей и клапанов баллонов определяются по формуле 24

Плотность жидкой фазы СУГ ?ж = 588 кг/м3 (таблица 2).

= 1,68 · 10-6 · 588 · 10000 · 2 = 19,76 кг

= 1,24 · 10-6 · 588 · (7000 + 1000) · 1,5 = 8,75 кг

= 19,76 + 8,75 = 28,51 кг

Б.2.4.2 Потери СУГ при выбраковке баллонов вследствие утечек из вентилей (клапанов) определяются по формуле 25

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Плотность паровой фазы СУГ ?п = 3,88 кг/м3 (таблица 8).

= (0,05 · 50 + 0,027 · 35 + 0,005 · 25) · 3,88 = 13,85 кг

Б.2.4.3 Потери СУГ при техническом освидетельствовании бытовых баллонов определяются по формуле 26

Плотность паровой фазы СУГ ?п = 3,88 кг/м3 (таблица 8).

= (0,05 · 60 + 0,027 · 30 + 0,005 · 30) · 3,88 = 15,36 кг

Б.2.5 Потери СУГ при перемещении по внутриплощадочным газопроводам

Б.2.5.1 Потери СУГ из-за негерметичности фланцевых соединений и газопроводной арматуры

Объем внутриплощадочных газопроводов (по исходным данным)

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Молярная масса СУГ [2]

Расход СУГ из-за негерметичности фланцевых соединений и газопроводной арматуры определяется по формуле 28

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери СУГ из-за негерметичности определяются по формуле 27

= 25,56 · 24 · 30 · 10-3 · 1 = 18,4 кг

Б.2.5.2 Потери СУГ при проверке срабатывания сбросных предохранительных клапанов, установленных на газопроводах жидкой фазы

Площадь сечения предохранительного клапана определяется по формуле 17

F = 2,22 · dc · h

F = 2,22 · 50 · 2 = 222 мм2

Плотность жидкой фазы СУГ ?ж = 588 (таблица 2)

Расход СУГ при проверке срабатывания клапана определяется по формуле 30

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери СУГ при проверке срабатывания клапана определяются по формуле 29

= 7 · 3 · 3,5 · 1 · 1 = 73,5 кг

Б.2.5.3 Потери СУГ при проведении текущего ремонта газопроводной арматуры

Объем трубопроводов жидкой фазы, освобождаемых от газа при проведении ремонта (по исходным данным)

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери жидкой фазы СУГ при проведении ремонта газопроводной арматуры определяются по формуле 31

Плотность жидкой фазы СУГ ?ж = 588 кг/м3 (таблица 2).

Плотность паровой фазы СУГ при проведении продувки ?пр = 15,0 кг/м3 (таблица 4).

Объем трубопроводов паровой фазы, освобождаемых от газа при проведении ремонта (по исходным данным)

Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на автогазозаправочных станциях

Потери паровой фазы СУГ при проведении ремонта газопроводной арматуры определяются по формуле 32

Плотность паровой фазы СУГ ?н = 23,63 кг/м3 (таблица 3).

Суммарные потери при ремонте газопроводной арматуры

= 43,9 + 1,6 = 45,5 кг

Б.2.6 Потери СУГ при проведении технического обслуживания и ремонта насосов и компрессоров

Б.2.6.1 Потери СУГ при проведении технического обслуживания и ремонта насосов определяются по формуле 33

Плотность жидкой фазы СУГ ?ж = 588 кг/м3 (таблица 2).

Плотность паровой фазы СУГ при проведении продувки ?пр = 15,0 кг/м3 (таблица 4).

Б.2.6.2 Потери СУГ при проведении технического обслуживания и ремонта компрессоров определяются по формуле 35

Плотность паровой фазы СУГ ?н = 23,63 кг/м3 (таблица 3).

Мк = 1,1 · 0,04 · 2 · (23,63 + 1,2 · 15,0) · = 3,7 кг

Б.2.7 Суммарные технологические потери СУГ на объекте

Общие потери газа на ГНС

МГНС = 5,4 + 10086,8 + 579 + 146 + 145,4 + 115,2 + 617 + 123,4 + 1234 + 117 + 53,42 + 28,51 + 13,85 + 15,36 + 18,4 + 73,5 + 43,9 + 45,5 + 14,7 + 3,7 = 13480,04 кг

Суммарные технологические потери СУГ на объекте определяются по формуле 35

Mпот = Kну · ?Мi

Мпот = 1,20 · 13480,04 = 16176,048 кг

Приложение В
(информационное)

Библиография

1 ГОСТ 12.2.085-2002 Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности.

2 Стаскевич Н.Л.. Вигдорчик Д.Я. Справочник по сжиженным углеводородным газам. Л.. Недра, 1986

3 Шмеренлихт Д.В. Гидравлика. М: Энергоатомиздат, 1984, 639 с.

4 Войткунский Я.И., Фадеев Ю.И., Федяевский Н.Н. Гидромеханика. Л.: Судостроение, 1982

5 Повх И.Л. Техническая гидромеханика. Л.: Машиностроение, 1976

6 Крылов Е.В. Продолжительность наполнения баллонов сжиженным газом // Газовая промышленность, № 6, 1981, с 56 - 58

7 Преображенский Н.И. Сжиженные углеводородные газы. Л.: Недра, 1975, 276 с.

8 А.П. Клименко, А.А. Петрушенко и др. Термодинамические свойства легких углеводородов парафинового ряда. Киев, 1960

9 Рубинштейн С.В. Газонаполнительные станции сжиженных углеводородных газов. - Л.: Недра, 1989

10 Определение потерь СУГ на ГНС г. Сочи. Материалы ОАО «Гипрониигаз», Саратов, 1999

11 Расчет технологических потерь сжиженного газа на АГЗС в п. Коммунар. Материалы ОАО «Гипрониигаз» Саратов, 2001

12 Определение технологических потерь СУГ на ГНС ООО «Сервисгаз». Материалы ОАО «Гипрониигаз», Саратов, 2000

13 Методические указания по расчету норм естественной убыли при хранении и транспорте продуктов в газопереработке, ВНИПИгаз, 1985

14 Методика расчета удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства. Саратов: Гипрониигаз, 1996, 89 с.

15 Кряжев Б.Г., Маевский М.А. Техника безопасности при использовании сжиженных газов. - М.: изд. «Недра», 1969. 182 с.

16 Типовые решения по реконструкции газонаполнительных станций при оснащении их средствами механизации. Минжилкомхоз РСФСР, Гипрониигаз, Саратов, 1986

17 Отчет о научно-исследовательской работе «Состояние вопроса о технологических потерях СУГ». Гипрониигаз, 2001

18 Сборник руководящих материалов для работников газового хозяйства РСФСР. Дополнения и изменения. - Л.: Недра, 1989

19 Тищенко Н.Ф. Охрана атмосферного воздуха. Расчет содержания вредных веществ и их распределение в воздухе (справочник). М.: Изд. Химия, 1991




Реклама: ;


Самые популярные документы раздела



Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика