Регазификация с искусственным испарением

Регазификация сжиженного газа с использованием в качестве теплоносителя горячей воды, водяного пара, электроэнергии называется регазификацией с искусственным испарением. Такие установки предусматриваются, когда подземные или надземные групповые резервуарные установки естественного испарения не обеспечивают расчётную потребность в газе; при необходимости подачи газа постоянного состава, при поставке газов с повышенным содержанием бутана (более 30%).

В зависимости от производительности, определяющей некоторые особенности технологического процесса, регазификационные установки (РУ) подразделяются по производительностям

1. 100-400 кг/ч;

2. 500-1000 кг/ч;

3. 1000-4000 кг/ч.

Расчёт РУ ведется на худшие условия зимнего периода года и на минимальные температурные параметры теплоносителя. Насыщенный водяной пар принимается давлением 0,15 МПа (T_n=383 К), горячая вода с начальной температурой Т_н= 353 К. Начальная температура жидкой фазы в регазификаторе определяется температурой окружающей среды, а конечная - величиной установившегося постоянного давления. Опыт эксплуатации показывает, что рабочее давление в регазификаторах, обслуживающих газоснабжение бытовых потребителей находится в пределах 0,15-0,20 МПа, что соответствует температуре, например, пропана от 253 до 243 К.

Конструктивно испарители сжиженных углеводородных газов делят на испарители прямого и непрямого подогрева. В первом случае жидкая фаза получает теплоту через стенки непосредственно от горячего теплоносителя. К этому типу относят змеевиковые, трубчатые, пленочные, форсуночные, электрические и огневые испарители. В испарителях непрямого подогрева используется теплота от промежуточного теплоносителя между подогревателями и стенкой испарителя. В качестве теплоносителя в основном применяется горячая вода или водяной пар.

Испаритель сжиженного углеводородного газа с погруженным змеевиком теплообменником:1-вертикальный цилиндрический кожух; 2- змеевиковый теплообменник; 3- трубка, направляющая вертикальный ход поплавка; 4-уравнительная парофазная трубка поплавка; 5- патрубок выхода насыщенных паров пропан-бутана; 7- седло предохранительного клапана; 8- золотник предохранительньго клапана; 9- поплавковый регулятор предельного уровня сжиженного углеводородного газа; 10- патрубок входа теплоносителя; 11- патрубок выхода теплоносителя; 12- патрубок входа сжиженного углеводородного газа.

Вертикальный кожухотрубный испаритель сжиженного углеводородного газа с плавающей головкой:1- днище; 2- уплотнительный прокладки фланцевых соединений; 3- нижняя неподвижная трубная решетка; 4- фланцевое соединение днища с кожухом; 5- кожух; 6- трубный теплообменник пучок; 7- фланцевое соединение крыши с кожухов; 8- фланцевое соединение камеры плавающей головки; 9- разрезное прижимное кольцо;10- плавающая головка трубного пучка;11- сальниковое уплотнения патрубка теплоносителя в крышке испарителя; 12- крышка; 13- патрубок для подачи теплоносителя во внутритрубное пространство теплообменного пучка; 14- верхняя подвижная трубная решетка; 15- патрубок для предохранительного выпускного клапана; 16- патрубок для присоединения контрольного уровнеерного вентиля; 17- патрубок для присоединения поплавкового регулятора предельного уровня сжиженного газа; 18- возврат СГУ в резервуар; 19- патрубок отвода теплоносителя; 20-дренажный патрубок.

Испаритель пленочного типа: 1-штуцер для установки термометра; 2-штуцер для установки метра; 3-ороситель; 4-корпус; 5- каплеотбойник; 6-руба отводной штуцер; 8- труба для слива неиспарившившихся остатков; 9- штуцер для установки уровня; 10- вертикальная труба; 11- штуцер для подачи теплоносителя; 12-сепаратор; 13- патрубок.	Электрический регазификатор

Испарительная и перегревательная части в регазификаторах разграничены, и теплообменная поверхность каждой части может быть определена в соответствии с заданной производительностью. Расчёт ведется на регазификацию пропана. Площадь поверхности теплообмена испарительной части, м²:

(6.4)

где: Q_ucn. - количество тепла расходуемое на испарение жидкого пропана, Вт;

DТ_исп - средняя разность температуры между теплоносителем и кипящим жидким пропаном, К;

К_исп - общий коэффициент теплопередачи от теплоносителя к жидкому пропану, Вт/м²-К;

Q_ucn.=(h₂-h₁)g , (6.5)

где: h₂ — энтальпия насыщенных паров пропана, кДж/кг;

h₁ — энтальпия поступающего жидкого пропана;

g - расчётная производительность регазификатора, кг/ч.

Средняя разность температур определяется температурными параметрами теплоносителя на входе и выходе регазификатора и температурой кипения жидкого пропана (Т_кип).Температура Т_кип обуславливается величиной давления в регазификаторе, которое отличается от давления в расходном подземной резервуаре на величину перепада давления, расходуемого на преодоление сопротивлений на пути потока жидкости (DР):

(6.6)

Значения общего коэффициента теплопередачи по практическим данным при использовании в качестве теплоносителя насыщенного водяного пара -

К_исп = 230-290 Вт/м²·К, а при использовании горячей воды 460-580 Вт/м²·К.

Площадь поверхности теплообмена нагревательной части регазификатора, м²:

(6.7)

где: h_nep — энтальпия перегретого парофазного пропана, кДж/кг;

h_нас - энтальпия насыщенных паров пропана, кДж/кг;

DT - средняя разность температуры между теплоносителем и парофазным пропаном, К.

Перегреватель рассчитывается на осушку и перегрев насыщенных паров пропана с температурой Т_пер = 303-313 К.

Геометрическая ёмкость резервуаров испарительной установки, м³, определяется:

(6.8)

где: t - время работы установки, ч;

п - время, на которое рассчитывается запас жидкого газа, сут.;

j - коэффициент заполнения резервуаров;

r - плотность жидкого газа, т/м³.

Количество резервуаров определяется в соответствии с рекомендуемыми единичными емкостями для конкретного типа РУ и наличием территории размещения их.

Регазификационная резервуарная установка с естественным испарением состоит из одной или нескольких емкостей, соединенных между собой уравнительными парофазными и жидкостными трубопроводами. Резервуары оборудуют арматурой для заполнения их сжиженным углеводородным газом, замера уровня жидкой фазы, предохранительными клапанами, газопроводами высокого давления и регуляторами низкого давления газа. Резервуары можно устанавливать на земле или под землей.

На рис. 13.5 изображена схема подземной четырехрезервуарной установки. Заполнение резервуаров 1 сжиженным углеводородным газом производят по общему надземному трубопроводу-коллектору З. Парофазный коллектор 5 так же выполняют надземным. Каждый резервуар оборудуют уровнемерными и грязеотводной дренажной трубками и предохранительными клапанами, установ-ленными в арматурном блоке 2. Регуляторы давления, предохранительные клапаны и прочее оборудование размещают на некотором расстоянии от резервуаров в специальном защитном кожухе 4. Пары СУГ подают потребителям по газопроводу 6.

Рис. 13.5 Подземная четырехрезервуарная установка с наземным жидкостным трубопроводом.