УДК 696.2+620.92
Проблемы учёта сжиженных углеводородных газов и пути их решения
К.А.Искаков
кандидат технических наук,
доцент кафедры «Проектирование зданий и сооружений», Евразийский национальный университет им. Л.Н.Гумилёва, Астана: Вестник Евразийского национального университета им.
Л.Н.Гумилёва, 2003. – № 4. – С. 91-96.
Аннотация.
Представлены результаты экспериментального исследования мини- мального расхода газа для горелок традиционных бытовых плит, при кото- ром возможно горение. По результатам исследований дано обоснование дос- таточной точности измерения расхода для счётчиков газа.
Указывается, что основная проблема учёта расхода в практике исполь- зования сжиженных углеводородных газов связана с процессом их фракци- онности испарения, при которой не является постоянным параметр плотно- сти газовой фазы, на основе которой осуществляется перечёт объёмного рас- хода, определяемого по счётчику, в массовый. Выполнен качественный и чи- словой анализ существующих методик определения коэффициентов перевода объёмных показаний счётчиков газа в массовые. Разработана более совер- шенная методика, учитывающая термодинамику процессов в резервуарах сжиженных углеводородных газов: фракционность испарения, изменение со- става газа после осуществления заправки резервуаров газом. Установлены погрешности счёта количества, стоимости газа реализуемого потребителю за год на примере г. Астаны при использовании коэффициентов перевода, най- денных по традиционным методикам расчёта в сравнении с предлагаемой.
Приводится изложение основ инженерного метода расчёта проточного испарителя сжиженных углеводородных газов, применение которого устра- няет проблему изменения параметров состояния газа при его реализации по- требителю.
Abstract.
Produced experimental investigation results of minimum gas expense for the traditional domestic gas-stove burner, when burning it may be. On investigations results gived basis of measuring sufficient precision for the expese gas meter.
Indicated, that gas expense accounting basic problem in the liquefied hydro- carbon gas use practice connected with the process of theirs fraction evaporator, at- tached to which do not constant parameter of gas phase density, on the basic which realize evaluate of volumetrical expense, defined on gas meter, in mass expense.
Fulfilled the existing methods of definition coefficients conversion of gas meter volumetrical readings in mass qualitative and numerical analysis. Worked out more
absolute methods, taking account thermodynamics processes: fraction evaporator, change of gas composition after realization gas refuelling in reservoirs. Determined the calculation errors of quantity, value gas realized consumer in year on for ex- ample Astana town attached to conversion coefficients, finding on the traditional calculation methods in comparison with offering.
Bringed the account of engineer calculation methods bases for the liquefied hydrocarbon gases flowing evaporator, application with remove the problem of change gas condition parameter to it consumer sale.
Ключевые слова: газовые счётчики, экспериментальная установка, фракци- онность испарения, коэффициент перевода объёмных показателей в массо- вые, испаритель сжиженного углеводородного газа, инженерный метод рас- чёта.
Правильный учёт расхода газа связывают традиционно с точностью измерительного прибора – газового счётчика. К числу важных технических характеристик газового счётчика относятся показатели: максимальной и ми- нимальной пропускной способности, минимального измеряемого расхода га- за – минимального расхода срабатывания, погрешностей. Немаловажным яв- ляется вопрос о достаточном для бытовых условий эксплуатации приборов потребления газа минимальном его расходе.
На рисунке дано изображение установки, которая позволяет в лабора- торных условиях объективно определять расходы газа сжигаемого на горел- ке. Основной прибор установки – счётчик газа ГСБ-400, предназначенный для измерения малых объёмов газа в исследовательских лабораториях. Счёт- чик заполняется водой, его действие основано на принципе вытеснения жид- костью измеряемого объёма газа.
Рис. Установка для изучения расхода газа на горелке бытового прибора
1 – газовый баллон, 2 – регулятор давления, 3 – кран рабочего стола, 4 – панель, 5 – счёт- чик газа, 6 – газопровод, 7 – кран газопровода, 8 – газовая плита, 9 – кран плиты, 10 – со- суд с водой, 11 – термометр, 12 – импульсный газопровод, 13 – дифманометр, 14 – кон- форка переменного уровня, 15 – регулировочнй винт.
Целью одного из опытов на данной установке было определение мини- мального расхода газа, при котором на горелке бытовой плиты ещё возможно поддержание устойчивого пламени, не наблюдается проскок пламени в го- релку. В результате исследования вода сосуда на горелке, в объёме 0,5 литра была доведена до состояния кипения за 29 минут, давление газа перед горел- кой при этом составляло 18 мм. вод. ст. Объём газа на опыт составил 0,0061 м3, что соответствует расходу 0,0126 м3/ч. Это означало, что на расходах ни- же полученного по опыту потребитель сжигать газ не может.
Госстандартом Республики Казахстан определён реестр бытовых счёт- чиков газа допущенных к применению на территории республики. Перечень газовых счётчиков включает в себя вполне удовлетворительные по показате- лю минимального измеряемого объёма типы такие, например, как: счётчик газа бытовой Галлус-2000 фирмы-изготовителя Schlumberger, газовый счёт- чик NPL 12/110 фирмы-изготовителя Nuovo Pignone. Названные счётчики измеряют минимальные расходы, соответственно – 0,001 м3/ч и 0,0002 м3/ч.
Однако, основная проблема учёта расхода по показаниям счётчиков в практике использования сжиженных углеводородных газов (СУГ) связана с процессом фракционности испарения их из резервуаров. При фракционном испарении изменяется состав газа, в частности, так называемой газовой фазы поступающей к потребителю. Изменение состава газа влечёт за собой изме- нение всех параметров состояния, в том числе и плотности. Теоретически, изменение плотности газовой фазы для нормальных условий происходит в
пределах от 2 до 2,7 кг/м3, которые соответствуют пропану и бутану СУГ как бинарной смеси, т.е. отклонения от плотности для среднего состава в сторону минимального и максимального показателей составляют округлённо 15%.
Для смеси углеводородов, которые находятся в объёме резервуара СУГ, в состоянии термодинамического равновесия, состав в паровой фазе не равен составу в жидкой фазе. А именно, показатели концентраций более ле- тучего компонента (пропана) бинарной смеси в паровой фазе всегда больше показателей его концентраций в жидкой. Фракционность испарения, как бы- ло указано выше, приводит к изменению состава – как в паровой, так и в жидкой фазах. Кроме того, после каждой очередной заправки резервуара га- зом, состав смеси будет отличаться от того, который был после предыдущего заполнения. Это связано с тем, что перед новым заливом газа в резервуар в нём содержится некоторое остаточное количество газа, с большим содержа- нием в смеси менее летучего компонента. Состав газа стабилизируется после 4 – 6-ой заправки [1, с. 112].
Взаиморасчёты газовых хозяйств с потребителями газа осуществляют- ся по расходу его в массовых единицах. Поэтому, при установке у потреби- теля счётчика газа необходимо производить пересчёт объёмного расхода (обычно за месяц) на расход по массовому показателю. Основа коэффициен- та пересчёта – это плотность газовой фазы СУГ поступающего к потребите- лю. Расчёт плотности газовой фазы производится обычно по его молярным концентрациям.
Казахстанской газовой ассоциацией (КГА) рекомендована к примене- нию в организациях газового хозяйства, реализующих СУГ, методика опре- деления коэффициента перевода объёмных показаний счётчиков в массовые.
“Методика КГА” представляет собой инженерную последовательность рас-
чёта значения плотности газовой фазы СУГ, поступающей на прибор учёта расхода, по совокупности исходных данных, включающих в себя температу- ру, давление, состав газа. На определение плотности, согласно методики, вводится поправка технологических потерь и погрешности счётного устрой- ства. В методике КГА принято допущение о том, что в условиях, когда со- став газа меняется по мере испарения жидкой фазы и после каждой новой за- правки состав отличается от того, который был после предыдущего заполне- ния, то “процентное содержание компонентов в жидкой фазе можно прини- мать равным компонентному составу паровой фазы”. Это положение, по ут- верждению разработчиков методики, является основанием к тому, чтобы расчёт плотности газовой фазы пропан-бутановой смеси выполнялся по пока- зателям массовых концентраций завозимого на заправку газа. Второе допу- щение в методике КГА относится к температуре грунта на глубине проклад- ки газопровода. Она определена однозначно – как среднегодовая.
Уточнение расчётов по методике КГА введением в качестве исходных данных значений среднемесячных температур грунта для г. Астаны позволи- ло получить таблицу коэффициентов перевода [2, с. 10] объёмных показаний счётчиков в массовые в зависимости от состава завозимого на заправку ре-
зервуаров СУГ и месяца года. Подобная методика счёта коэффициентов пе- ревода называется далее “Уточнённая методика”.
Определение плотности газовой фазы СУГ и, на его основе, коэффици- ента перевода объёмных показаний счётчиков в массовые возможно с учётом термодинамического процесса фракционности испарения и изменения соста- ва газа по количеству заправок резервуаров, как источников газоснабжения, в следующей последовательности.
1. По показателям массовых концентраций компонентов, завозимо- го на заправку резервуаров СУГ, производится расчёт молярных концентра- ций пропана и бутана в жидкой фазе на момент начала их эксплуатации по- сле 6-ой заправки. Под понятием “начало эксплуатации”, в данном случае, подразумевается состояние резервуаров после очередной заправки газом.
Аналогично “окончание эксплуатации” – это состояние резервуаров с газом перед очередной заправкой.
2. Определяются показатели молярных концентраций пропана и бу- тана в жидкой фазе СУГ на момент окончания эксплуатации резервуаров с использованием, к примеру, формулы Е.В. Крылова [1, с. 113]:
( ) ( )
( H)k
k H
k K K
x n x
x x
1 1 1
1 1
1 1
1 −
= −
−
−
,
где x1H, x1K – молярная концентрация в жидкой фазе газа пропана, соответст- венно, на начало и окончание эксплуатации резервуаров; n – отношение мас- сы использованного газа к начальной массе жидкой фазы; k – отношение уп- ругостей насыщенных паров пропана и бутана при температуре смеси.
3. Производится расчёт молярных, на начало, окончание эксплуата- ции и средних за период опорожнения резервуаров, концентраций компонен- тов в паровой фазе СУГ.
4. Для нормальных условий, по значениям средних показателей мо- лярных концентраций компонентов в паровой фазе, высчитывается плот- ность газовой фазы реализуемого потребителю СУГ.
5. Производится пересчёт, возможно согласно методики КГА, най- денной по пункту 4 плотности на плотность газа в рабочих условиях и опре- деляется коэффициент перевода объёмных показаний счётчика в массовые единицы.
Приведённая последовательность счёта определена в наименовании как
“Методика 3”.
Ниже производится анализ расхождений в значениях расчётных коэф- фициентов перевода объёмных показаний счётчика в массовые единицы, найденных по трём методикам: методике КГА, уточнённой методике и мето- дике 3-й. Устанавливаются несоответствия по расходу газа, в стоимостном выражении, которые являются следствием расхождений коэффициентов при реализации газа в масштабах г. Астаны за год.
Исходные данные. Начальный уровень заполнения резервуара жидкой фа- зой газа – 85%, конечный уровень перед очередной заправкой – 35%. Массо-
вые концентрации пропана и бутана в жидкой фазе завозимого на заправку резервуаров газа: в июле месяце – пропан 40%, бутан 60%; в январе месяце – пропан 80%, бутан 20%. Среднемесячная и среднегодовая, по данным Гид- ромета, температура грунта для г. Астаны на уровне заложения осей резер- вуаров 5 м3: июль – 13,4 оС, январь – - 1,3 оС, средняя за год – 5,5 оС. Баро- метрическое давление [3, с. 45] – 970 гПа. Избыточное давление перед счёт- чиком – 36 гПа. Коэффициент учитывающий долю технологических потерь сжиженного газа и погрешность счётных устройств – 1,0484. Физические свойства пропана и бутана принимаются по литературе [4, с. 236, 239].
Результаты расчётов по методике 3 сведены в таблицу 1.
Таблица 1 Параметры состояния СУГ в резервуаре
и коэффициент перевода объёмных показаний счётчика газа в массовые единицы для случая учёта фракционности испарения
газа и числа заправок.
Месяц года
январь июль
Время эксплуатации резервуара
начало окончание начало окончание Компонент СУГ
Параметры состояния сжи- женного углеводородного
газа
С3Н8 С4Н10 С3Н8 С4Н10 С3Н8 С4Н10 С3Н8 С4Н10 1. Массовая концентрация
компонента завозимого газа 0,8 0,2 0,4 0,6 2. Массовая концентрация
компонента в жидкой фазе газа после 6-ой заправки
0,63 0,37 0,27 0,73
3. Молярная концентрация компонента в жидкой фазе газа
0,69 0,31 0,45 0,55 0,33 0,67 0,09 0,91
4. Молярная концентрация компонента в паровой фазе газа
0,90 0,10 0,77 0,23 0,65 0,35 0,27 0,73
5. Плотность газовой фазы средняя за период эксплуа- тации резервуара при нор- мальных условиях, кг/м3
2,1193 2,3815
6. Плотность газа при рабо-
чих условиях, кг/м3 2,0886 2,2283
Коэффициент перевода объ- ёмных показаний счётчика в массовые
2,1897 3,3362
Коэффициенты перевода объёмных показаний счётчика в массовые, полученные расчётами по методике КГА при исходных данных – среднего- довой температуре грунта, составах и давлении газа, для рассматриваемой задачи имеют значения: январь – 2,1618, июль – 2,4437. При прочих равных условиях, уточнённая методика расчёта по данным среднемесячных темпера- тур грунта определяет следующие значения коэффициентов [2, с. 10]: январь – 2,2145, июль – 2,3970.
В таблице 2 приводятся данные сравнения коэффициентов перевода объёмных показаний счётчика в массовые единицы в величинах несоответст- вия относительно среднемесячной минимальной, найденной по методике 3, как более совершенной, по которым были определены показатели расхожде- ний в расчётах расходов потребления газа и их стоимостей за месяц и за год.
В основу определения количества газа и стоимости приняты статистические данные о реализации ёмкостного СУГ для жилого фонда г. Астаны в 2002 го- ду 7382312 кг и стоимости одного килограмма его 38 тг. В рассмотрении принято, что расчёты по показаниям счётчиков производятся для 20% реали- зуемого газа.
Таблица 2 Коэффициенты перевода объёмных показаний
счётчика газа в массовые единицы и погрешности в определении расходов потребления и стоимости СУГ.
Наименование методики счёта
Показатель Методика
3
Уточнённая методика
Методика КГА
январь 2,1897 2,2145 2,1618 июль 2,3362 2,3970 2,4437 Коэффициент перевода
среднемесячный 2,2630 2,3058 2,3028 Несоответствие коэффициентов перевода, % -- 1,89 1,76
за месяц -- 2325 2165
Погрешность в определении расхода потребления газа, кг
за год -- 27900 25980
за месяц -- 88365 82285
Погрешность в определении стоимости газа, тг
за год -- 1060380 987420
Из результатов сравнения следует, что при реализации ёмкостного СУГ только на жилой фонд в масштабах г. Астаны методика КГА, уточнённая ме- тодика приводят к погрешности, в сторону завышения, счёта потребления га- за по массе, стоимости его за год, соответственно – 25980, 27900 кг и 987420,
1060380 тенге. Следует ожидать, что практические методы более грубых приближений в определении коэффициентов перевода объёмных показаний счётчика СУГ в массовые должны иметь результатами большие погрешности счёта.
Как было указано выше, проблема учёта расхода СУГ связана с фрак- ционностью испарения его в резервуарах, которые являются источниками га- за для многоэтажного жилого фонда. Решение проблемы заключается в уст- ранении явления фракционности при газоснабжении. Фракционность испа- рения обусловлена факторами: СУГ как смеси; свободной поверхности жид- кой фазы, с которой происходит испарение.
Первый фактор устранить невозможно, так как использование только пропана приведёт к существенному повышению стоимости газа, а примене- ние только бутана приводит к сложностям эксплуатации систем газоснабже- ния по проблемам другого плана. Фракционность испарения устраняется при использовании регазификаторов (испарителей), работающих по принципу проточных. В этом случае, из резервуара производится отбор жидкой фазы с последующей её искусственной регазификацией. Искусственная регазифика- ция СУГ в малых объёмах проточных испарителей позволяет получать газ постоянного состава весь период эксплуатации резервуаров.
Обзор технической литературы по снабжению СУГ позволяет устано- вить как наиболее оптимальный по конструкции, простоте эксплуатации, производительности приемлемой для жилого фонда районов жилой застрой- ки испаритель малогабаритный змеевиковый проточный [5, с. 386]. Ниже предлагаются основы к инженерному методу расчёта испарителя, позволяю- щему определять его поверхность теплообмена.
Испаритель рассматривается как рекуперативный теплообменник со сложной многократно-перекрёстной схемой движения теплоносителей, один из которых СУГ, другой, греющая среда – горячая вода, перемещающаяся по змеевику. СУГ в корпусе испарителя меняет фазовое состояние. Если задача инженерного расчёта испарителя заключается в том, чтобы по уравнению те- плопередачи вида Q=k⋅F⋅∆tотыскать площадь нагрева F, то приоритетной будет являться необходимость определения, как аргумента, коэффициента теплопередачи теплообменника. Коэффициент теплопередачи, в свою оче- редь, функция вида:
2 1
1 1
1 α λ δ α + +
=
k ,
где α1, α2 – соответственно, коэффициент теплоотдачи от горячей воды к внутренней поверхности стенки змеевика и коэффициент теплоотдачи от на- ружной поверхности её к СУГ; δ, λ – толщина и теплопроводность материа- ла стенки.
Для коэффициента α1 принимается зависимость теории теплопередачи вида
d u
N жd λв
α = ⋅
__
1 , где Nuжd
__
– среднее значение числа Нуссельта для теп-
лоотдачи в трубе, определяющий размер которой внутренний диаметр d, при теплоносителе воде с теплопроводностью λв. Число Нуссельта определяется по формуле [6, с. 215]:
25 , 0 43
, 0 8 , __ 0
Pr Pr Pr
Re 021 ,
0
⋅
⋅
⋅
=
c ж ж
жd
uжd
N ,
где Reжd – число Рейнольдса для потока жидкости;
Pr , ж Pr c – число Прандтля для жидкости и стенки, соответственно.
Расчёт теплоотдачи при плёночном кипении СУГ на наружной поверх- ности трубы при диаметре dнведётся по формуле [7, с. 134]:
( )
( )
4 3 2
__
62 , 0
жн н c
П
П жн П
t t d
r g
−
⋅
⋅
⋅
⋅
−
⋅ ⋅
= ∗
ν ρ ρ
α λ ,
где tc – температура стенки; tжн, ρжн – температура и плотность насыщенной жидкой фазы СУГ; ρП, λП, νП – плотность, теплопроводность и кинематиче- ская вязкость паровой фазы СУГ; r∗ – эффективная теплота фазового перехо- да; g – ускорение свободно падающего тела.
Список литературы
1. Преображенский Н.И. Сжиженные углеводородные газы. – Л.: Недра, 1975. – 279 с.
2. Газета “Инфо - Цес”. – 30 октября 1998 г. – С. 10.
3. СНиП 2.04.05-86. Отопление, вентиляция и кондиционирование / Гос- строй СССР. – М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1988, – 64 с.
4. Ионин А.А. Газоснабжение. – М.: Стройиздат, 1989. – 439 с.
5. Стаскевич Н.Л., Вигдорчик Д.Я. Справочник по сжиженным углеводо- родным газам. – Л.: Недра, 1986. – 543 с.
6. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача. – М.: Энер- гия, 1975. – 488 с.
7. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. – М.: Энергия, 1977. – 344 с.
