практика. ПР 1 ТУТиЕ для СУГ. Практическая работа 1 Свойства сжиженных углеводородных газов (суг)

• Название: Практическая работа 1 Свойства сжиженных углеводородных газов (суг)
• Анкор: практика
• Дата: 05.07.2021
• Размер: 1.53 Mb.
• Имя файла: ПР 1 ТУТиЕ для СУГ.docx
• Тип: Практическая работа; #223355

Необходимо законспектировать теоретический материал, выделенный желтым цветом, работа рассчитана на 2 пары, все остальное будем делать 17 марта

Практическая работа №1

«Свойства сжиженных углеводородных газов (СУГ)»

Под СУГ, используемыми для газоснабжения потребителей, понимают такие индивидуальные углеводороды или их смеси, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом повышении давления и температуре окружающей среды или незначительном понижении температуры при атмосферном давлении переходят в жидкое состояние.

Согласно ГОСТ 20448–90 состав сжиженного углеводородного газа должен быть таким, чтобы избыточное давление (упругость) насыщенных паров была не более 1,6 МПа при температуре 45 ^оС.

Согласно ГОСТ давление насыщенных паров смеси должно быть не менее 0,16 МПа при –20 С и не более 1,6 МПа при 45 С. Если сжиженный пропан может применяться при температурах от –35 до +45 С, то бутан в условиях с естественным испарением не может быть использован при температурах ниже 0 С, хотя при t > 0 С он имеет значительные преимущества перед пропаном. Поэтому подбором состава сжиженного газа можно получить желаемые свойства.

ГОСТ 20448–90 устанавливает три марки СУГ:

1) смесь пропана и бутана технических зимняя (СПБТЗ);

2) смесь пропана и бутана технических летняя (СПБТЛ);

3) бутан технический (БТ).

Деление смесей пропана и бутана на зимнюю и летнюю марки связано с наружными температурами, определяющими упругость паров сжиженных газов, находящихся в баллонах или подземных резервуарах. Зимой в составе смеси должно быть больше пропана и пропилена, летом количество их может быть уменьшено. С той же целью лимитируется максимальное содержание бутана и бутилена в смеси, так как при низких температурах они имеют малую упругость паров.

Основные компоненты СУГ (пропан и бутан) представляют собой бесцветные вещества без запаха и вкуса, практически нерастворимые в воде, малоактивные и трудно вступающие в соединения с другими веществами.

Возможны три состояния сжиженного газа, в которых он находится при хранении и использовании: в виде жидкости (жидкая фаза), пара (паровая фаза, т. е. насыщенные пары, находящиеся совместно с жидкой фазой в резервуаре или баллоне) и газа (когда давление в паровой фазе ниже давления насыщенных паров при данной температуре).

Упругость паров СУГ (давление) – насыщенных (кипящих) жидкостей – изменяется пропорционально температуре жидкой фазы и является величиной, строго определенной для данной температуры. Давление насыщенных паров является основной величиной для расчета резервуаров, цистерн и баллонов сжиженного газа, испарительной способности установок, трубопроводов сжиженного газа, а также состава газа в зависимости от климатических и сезонных условий.

Во все уравнения, связывающие параметры сжиженных газов в паровой и жидкой фазах, входят абсолютные давление и температура, а в уравнения для технических расчетов (прочности стенок баллонов, резервуаров) – избыточное давление.

Важным параметром сжиженных газов является их плотность. В газообразном состоянии основные компоненты СУГ в 1,5–2,1 раза тяжелее воздуха, в жидком состоянии они почти в два раза легче воды. Поэтому при утечке из трубопроводов и резервуаров сжиженный газ опускается вниз, стелется по полу или по земле и может заполнить подвалы, колодцы и другие подземные емкости.

В общем случае зависимость плотности углеводородов от температуры с точностью, достаточной для технических расчетов, может быть выражена формулой (1):

(1)

где  = 1,354 для пропана, 1,086 – для н-бутана, 1,145 – для изобутана.

В отличие от большинства жидкостей, незначительно изменяющих объем при повышении температуры, жидкая фаза СУГ довольно резко увеличивает свой объем при повышении температуры (про-пан в 16 раз больше, чем вода. Это необходимо учитывать при заполнении баллонов и резервуаров, сохраняя необходимый объем для паровой фазы с целью обеспечения требуемых условий безопасной эксплуатации.

Повышение давления в резервуаре (баллоне) при повышении температуры окружающей среды не должно превышать допустимое расчетное значение, иначе возникают опасные напряжения в металле и возможна авария. Поэтому при заполнении резервуаров необходимо предусматривать паровую подушку определенной величины, т. е. заполнять емкость не полностью. Степень заполнения резервуаров и баллонов зависит от марки газа и разности его температуры во время заполнения и при последующем хранении. Если разность температур для резервуаров не превышает 40 С, степень заполнения принимается равной примерно 85 %; при большей разности температур она должна снижаться.

Для сжиженных газов характерна низкая температура кипения (см. табл. 1.3) и поэтому при испарении во время внезапного выхода в атмосферу из трубопровода или резервуара они охлаждаются до отрицательной температуры. При попадании жидкой фазы на окружающие предметы, в том числе на незащищенную кожу человека, жидкость, интенсивно испаряясь, охлаждает кожу и может привести к обморожению. По характеру воздействия оно напоминает ожог. При сильном обморожении образуются пузыри, которые лопаются, заживление ран продолжается длительное время. Обморожение значительных поверхностей опасно для жизни.

Следует отметить, что отрицательная температура при испарении жидкой фазы углеводородов не зависит от температуры окружающего воздуха. Обморожение возможно как в зимнее, так и в летнее время, на открытом воздухе и в отапливаемом помещении.

Кроме того, значительное охлаждение окружающих предметов при попадании на них жидкой фазы СУГ диктует необходимость выбора материала (чугун, сталь, резина и др.) с учетом работы при низких отрицательных температурах, так как в этих условиях он становится хрупким (хладоломким) и разрушается при обычных механических нагрузках. Поэтому выбор следует производить в соответствии с действующими нормативными документами с учетом возможности работы при отрицательных температурах. Охлаждающее действие сжиженных газов может привести к нарушениям в нормальной работе аппаратуры, влияющим на безопасность использования газа. К ним относятся образование льда и кристаллогидратов внутри, а также снежного инея снаружи регуляторов давления и предохранительных запорных и сбросных клапанов, что может привести к внезапному отключению подачи газа потребителям. Основное средство борьбы с такими нарушениями – осушка газа. Низкую температуру кипения углеводородов необходимо также учитывать при эксплуатации трубопроводов сжиженного газа. Быстрое опорожнение трубопровода может привести к резкому охлаждению труб, значительным температурным деформациям и авариям.

Все виды углеводородных газов в реальных условиях содержат в том или ином количестве водяной пар. При данных температуре и давлении содержание водяных паров в газе ограничено определенной величиной. Пары воды могут насыщать газ только до их предельного давления, равного упругости насыщенного водяного пара при данной температуре. Если содержание водяных паров выше данного предела, то избыточное количество их конденсируется, т. е. переходит в жидкую фазу. Различают абсолютную и относительную влажность газа. Под абсолютной влажностью или влагосодержанием понимается масса водяных паров (г) в 1 м³ или 1 кг газа. Под относительной влажностью  понимается степень насыщения газа водяным паром, т. е. отношение фактически содержащегося в газе водяного пара к максимально возможному при данных температуре и давлении.

При данных давлении и температуре в газе может находиться строго определенное количество водяных паров. При снижении температуры избыточное количество водяных паров конденсируется, т. е. переходит в жидкое или твердое (лед) состояние, что может привести к закупорке газопровода, особенно в местах установки арматуры, регулирующих устройств и т. д. Насыщенные влагой углеводороды при наличии в газопроводе воды (например, оставшейся после строительства) могут образовывать кристаллогидраты (белая ледообразная кристаллическая масса), температура плавления которых несколько выше температуры замерзания воды. Во избежание образования снеговых, ледяных или кристаллогидратных пробок относительная влажность газа не должна превышать 60 % при самой низкой расчетной температуре в газопроводе.

Температура, при которой влажный газ насыщается водяными парами, является точкой росы данного газа.

Для расчета процессов и оборудования необходимо знать взаимосвязь различных параметров сжиженных углеводородов. С достаточной для практических целей точностью это можно легко сделать по диаграммам состояния углеводородов.

На сетку наносятся следующие точки и линии (рис. 1).



Рис. 1. Схема построения диаграммы состояния газа

1. Точка К критического состояния данного углеводорода по критическим давлению и температуре.

2. Пограничная кривая ЖКП, проходящая через точку критического состояния и делящая диаграмму на три зоны. Зона I характеризует жидкую фазу углеводорода, зона II – парожидкостную смесь и зона III – газовую фазу. Пограничная кривая состоит из двух частей: ветви ЖК, характеризующей состояние жидкости при различных давлениях, и ветви КП, характеризующей состояние насыщенного пара при этих давлениях.

3. Кривые постоянной сухости пара КХ, выходящие из критической точки и находящиеся между пограничными кривыми (х = 0,1; х = 0,5 и т.д.).

4. Линии постоянной температуры (изотермы). В докритической зоне (ниже точки К) они изображаются ломаной кривой ТЕМЛ с горизонтальным участком ЕМ (постоянные давление и температура при кипении жидкой фазы). Изотермы температур выше критической для данного углеводорода изображаются кривыми ТЕ.

5. Линии постоянных удельных объемов  (изохоры), м³/кг. Это кривая ОБ в области жидкой фазы, ОБ в зоне парожидкостной смеси и ББ в области газовой фазы. Эти же линии соответствуют плотности углеводорода ρ, кг/м³, в различном состоянии. Точка О на пограничной кривой ЖК показывает удельный объем жидкой фазы, а точка Б на пограничной кривой КП – паровой фазы, находящихся в баллонах или резервуарах в эксплуатационных условиях.

6. Линии АД АД постоянной энтропии S (адиабаты). Они используются для определения параметров углеводорода при сжатии его в компрессоре и при истечении из сопел газогорелочных устройств.

Определение различных параметров сжиженных газов с помощью диаграмм состояния производится следующим образом. Давление жидкой и паровой фазы в замкнутом объеме при заданной температуре определяется по точке пересечения изотермы с пограничной кривой насыщенного пара или насыщенной жидкости. Давление в точках пересечения этих линий (Е или М) и будет искомым. Если изотерма не пересекает пограничную кривую (например линия ТЕ), то это означает, что при данной температуре газ не перейдет в жидкое состояние. Его давление можно определить по известному удельному объему (например, изобара в точке пересечения изотермы ТЕ и изохоры ББ).

Удельный объем насыщенной жидкости или пара находится по известным температуре или давлению в точке пересечения заданной изотермы или изобары с пограничными кривыми жидкости или пара. Удельный объем газовой фазы определяется по давлению и температуре в точке их пересечения.

Процесс сжатия газа от начального до конечного давления проходит по линии постоянной энтропии и на диаграмме изображается адиабатами. Температура газа (пара) в конце процесса определяется изотермой, проходящей через точку В.

На рис. 2, 3 представлены диаграммы состояния пропана и бутана соответственно.



Рис. 1.2. Диаграмма состояния пропана: Р – давление, Па;
Т – температура, ºС; i – энтальпия, кДж/кг; υ – удельный объем, м³/кг;
x – сухость пара, кг/кг; s – энтропия, кДж/(кгград)

Рис. 1.3. Диаграмма состояния н-бутана: Р – давление, Па;
Т – температура, К; i – энтальпия, кДж/кг; s – энтропия, кДж/(кгград);
υ – удельный объем, м³/кг; x – сухость пара, кг/кг
Задание

Задача 1. Определить упругость насыщенных паров жидкого пропана, находящегося в резервуаре, если температура жидкости равняется 10, 20, 30, 40, 50, 70 С.

Задача 2. Определить удельный объем и плотность жидкой и паровой фаз при температуре 10, 20, 30, 50 С.

Задача 3. Определить скрытую теплоту испарения 1 кг жидкого пропана при температуре 10 С. Учесть, что скрытая теплота испарения 1 кг пропана равняется разности энтальпий пара и жидкости.

Задача 4. Определить количество тепла, необходимого для испарения 70 кг пропана и перегрева его паров до 20 С при давлении 0,35 МПа (абс). Учесть, что энтальпия кипящей жидкости i_ж = 76 кДж/кг.
Задача 5. Определить количество пара, которое образуется при дросселировании жидкого пропана от 1,0 до 0,2 МПа (абс), и температуру в конце дросселирования.