Использование сжиженных газов в качестве резервного топлива на объектах газоснабжения

Данная работа открывает новые направления в резервировании системы газоснабжения с помощью сжиженного углеводородного газа (пропан-бутан), а также по использованию пропан-бутановоздушных смесей в комплексной газификации регионов РФ.

В ходе работы были выполнены следующие задачи:

- проанализированы основные техническо-эксплуатационные показатели отечественных и зарубежных установок по приготовлению и использованию пропан-бутановоздушных смесей;

- проведены исследования по изменению характеристик паровой фазы пропан-бутановых смесей при их разбавлении воздухом;

- разработаны рекомендации по использованию установок для приготовления пропан-бутановоздушных смесей.

Экономический эффект от использования сжиженного газа в качестве резервного топлива получается за счет замещения паров пропан-бутана воздухом (до 40%) в составе газовой смеси при испарении.

В РФ правовые, экономические и организационные вопросы в области газоснабжения определяются Федеральным законом «О газоснабжении в Российской Федерации» от 31.03.99 г. №69-ФЗ [1], который базируется на положениях Конституции РФ и Гражданского кодекса РФ.

Природный газ и сжиженный углеводородный газ (СУГ) в системах
газоснабжения используются в качестве топлива. Они имеют углеводородную основу, но различаются по физическим свойствам. Тем не менее, в классификации газопроводов систем газораспределения и газоснабжения в СНиП 42-01-2002 [17] природный газ и СУГ неразрывно связаны и органично дополняют друг друга. Классификация газопроводов систем газораспределения в зависимости от вида транспортируемого газа и величины рабочего давления представлена в таблице В.1.

Таблица В.1 - Классификация газопроводов систем газораспределения

Газопроводы		Вид транспортируемого газа	Рабочее давление в газопроводе, МПа
Высокого давления	Iа категории		свыше 1,2
	I категории	Природный газ	свыше 0,6 до 1,2 вкл.
	I категории	СУГ	свыше 0,6 до 1,6 вкл.
	II категории	Природный газ и СУГ	свыше 0,3 до 0,6 вкл.
Среднего давления		Природный газ и СУГ	свыше 0,005 до 0,3 вкл.
Низкого давления		Природный газ и СУГ	до 0,005 вкл.

Безопасная эксплуатация систем газоснабжения природным и сжиженным углеводородным газом регламентируется следующими основными документами: СП 62.13330.2011, ПБ 12-529-03 [19], ПБ 12-609-03 [20],
а также рядом отраслевых нормативно-технических документов, таких как ГОСТ Р 54982-95 по технической эксплуатации газораспределительных систем.

Данные исследования выполняются с целью создания установки отечественного производства для приготовления пропан-бутановоздушных смесей, не уступающей по техническим характеристикам зарубежным аналогам. Безопасность эксплуатации данной установки достигается автоматизацией управления технологическим процессом и контроля параметров на базе современных средств информационно-измерительной и вычислительной техники.

Природный газ (метан) и разбавленные воздухом пропан-бутановые смеси взаимозяменяемы и не требуют переналадки газоиспользующих аппаратов и изменения рабочего давления в газовых сетях, что расширяет возможности использования сжиженного углеводородного газа (СУГ) при газификации и в качестве резервного топлива.

Данное исследование открывает новые направления по использованию пропан-бутановоздушной смеси при комплексной газификации регионов Российской Федерации, а также в резервировании системы газоснабжения с помощью сжиженного углеводородного газа (пропан-бутан). В ОАО «Газпром» аналогичные разработки ранее не проводились.

В настоящее время ОАО «Газпром» осуществляет реализацию программы газификации регионов РФ [25], обеспечивая нужды промышленного производства и населения самым дешевым и экологически чистым топливом - сетевым природным газом.

Потребление сетевого природного газа происходит неравномерно. Существуют неравномерности в потреблении газа: часовые, суточные и сезонные. Помимо этого, существенные коррективы в режимы потребления газа вносят низкие отрицательные температуры воздуха. Возникающие пиковые нагрузки на газораспределительную сеть покрываются за счет использования резервного топлива.

В газифицированных котельных в качестве резервного топлива, как правило, применяется мазут, использование которого предусматривает наличие мазутного хозяйства, имеющего в своем составе хранилище мазута, насосы, систему подогрева топлива, а также оснащение котлов специальными газомазутными горелками.

Применение мазута в качестве резервного топлива для газифицированных котельных, кроме значительных капитальных вложений и затрат на эксплуатацию мазутного хозяйства, имеет существенный недостаток, который заключается в невозможности оперативно подать мазут на горелки котлов в случае прекращения подачи природного газа. Подача мазута по технологическим трубопроводам на горелку котла при низких отрицательных температурах требует времени на подготовку.

Резервирование газоснабжения с помощью СУГ в случае прекращения подачи природного газа имеет существенные преимущества по сравнению с мазутом. СУГ являются идеальным видом топлива для промышленных и коммунально-бытовых потребителей, превосходят природный сетевой газ по теплоте сгорания, отличаются простотой конструкций газоиспользующего оборудования и характеризуются чистотой выбросов продуктов сгорания в атмосферу.

При рассмотрении вопроса по взаимозаменяемости горючих газов необходимо учитывать, что максимальные скорости распространения пламени не различались более чем на 15-20% [32, 37]. Максимальные скорости распространения пламени метана 0,34 м/с, пропана 0,39 м/с и н-бутана 0,38 м/с, то есть данные газы с точки зрения равенства скоростей распространения пламени являются взаимозаменяемыми.

По теплоте сгорания пары СУГ значительно превосходят природный газ, поэтому для целей газоснабжения рекомендуется использовать газовоздушные смеси паров пропан-бутана с воздухом. Применение смесительных установок по приготовлению газовоздушных смесей СУГ позволяет осуществлять подпитку систем на природном газе без остановки технологического процесса и без выполнения каких-либо наладочных работ.

Использование смесительных установок по приготовлению смесей паров СУГ с воздухом наиболее оправдывает себя в следующих ситуациях:

- использование газовоздушных смесей в качестве альтернативного топлива для крупных потребителей, у которых ограничены лимиты на природный газ;

- при энергоснабжении уже введенных в эксплуатацию объектов, где в перспективе будет использоваться природный газ;

- для резервного газоснабжения при отключении природного газа;

- при покрытии «пиковых» нагрузок на газораспределительную сеть природного газа;

- при перебоях в подаче природного газа, вызванных падением давления в газопроводе (большое количество потребителей, низкие температуры в зимнее время);

- использование на объектах, где возникают условия, способствующие образованию конденсата в газопроводе.

На рисунке В.1 представлена схема резервирования газоснабжения производственного объекта с помощью СУГ.

Рисунок В.1 - Схема резервирования газоснабжения с помощью СУГ.

1 анализ основных техническо-эксплуатацион-ных показателей отечественных и зарубежных установок по приготовлению и использованию пропан-бутановоздушных смесей

1.1 Технология «propane-air» (пропан - воздух)

Проблема бесперебойного снабжения природным газом потребителей требуют своего решения. Для систем газоснабжения, использующих природный газ в качестве основного топлива, типичными факторами риска являются:

- прекращение подачи газа, вызванное аварийными ситуациями
на газопроводе;

- падение давления в газопроводе, обусловленное «пиковыми» нагрузками на газораспределительную сеть.

Для потребителей природного газа в зарубежных странах проблема усугубляется еще и сезонными скачками цен на природный газ. Многие промышленные потребители вынуждены отказываться от использования природного газа во время сезонных «пиков» потребления. В этих случаях бесперебойное функционирование систем энергоснабжения обеспечивается за счет использования резервного топлива.

Недостаточное внимание к данной проблеме при перебоях с поставками основного вида топлива может привести к возникновению ощутимого экономического ущерба, особенно для предприятий с непрерывным технологическим циклом.

К настоящему времени в ряде зарубежных стран, таких как США, Канада и страны Западной Европы, накоплен обширный опыт разработки и использования технологий и систем резервного газоснабжения. Одним из эффективных и широко применяемых вариантов резервного (аварийного) топлива, пригодным для большинства потребителей природного газа, является пропано-воздушная смесь (propane-air). В некоторых источниках смесь пропана с воздухом иногда называют «искусственным природным газом» (Synthetic Natural Gas - SNG).

Использование СУГ (пропана или пропан-бутана) в качестве резервного топлива целесообразно по целому ряду факторов. К числу преимуществ данного вида топлива относится его экологичность, удобство транспортировки и хранения, а также цены на СУГ, которые не подвержены таким резким колебаниям, как цены на природный газ.

Недостатком СУГ как резервного топлива является отличие их физико-химических свойств от природного газа, в результате чего газоиспользующее оборудование, рассчитанное для работы на природном газе, не может быть напрямую переведено на использование паровой фазы СУГ. Данная проблема имеет эффективное технологическое решение: при разбавлении паровой фазы СУГ воздухом газовоздушная смесь приобретает свойства, аналогичные свойствам природного газа.

Пропорции смеси паровой фазы СУГ и воздуха зависят от марки СУГ:

· для марки ПТ (пропан технический) - пары пропана 57% и воздух 43%;

· для марки БТ (бутан технический) - пары бутана 49% и воздух 51%;

· для марки ПБТ (пропан-бутан технический) - пары пропан-бутана 53% и воздух 47%.

Максимальное содержание воздуха в газовоздушной смеси ограничивается условиями безопасности: пары СУГ в смеси должны превышать верхний концентрационный предел воспламенения не менее чем в 2 раза [37].

Благодаря своим характеристикам смесь паров СУГ с воздухом может использоваться как прямой заменитель природного газа без доработки или регулировки газоиспользующего оборудования. В этом и состоит главное преимущество пропан-бутановоздушной смеси для использования в качестве резервного топлива.

Для резервного газоснабжения потребителей на базе СУГ с использованием технологии «рrораnе-air» технологическая схема установки включает следующие элементы:

- резервуары для хранения СУГ;

- насос для подачи жидкой фазы СУГ в испаритель;

- испаритель для перевода жидкой фазы СУГ в паровую фазу;

- воздушный компрессор (для смесительных установок, работающих на сжатом воздухе);

- смеситель (propane-air mixer).

Применение смесительных установок позволяет избежать простоев и затрат, связанных с переводом газоиспользующего оборудования на другой вид топлива.

Технология «рrораnе-air» за рубежом в силу вышеперечисленных причин пользуется широкой популярностью, как у промышленных, так и коммунально-бытовых и сельскохозяйственных потребителей.

Номенклатура изделий, выпускаемых зарубежными фирмами-производителями испарительных, смесительных и комбинированных установок, весьма обширна. Эти установки различаются производительностью, принципом функционирования, конструктивным исполнением, применяемыми системами контроля и безопасности.

Существует несколько технологических принципов смешения паров СУГ с воздухом. Наибольшее распространение получили смесительные установки на базе трубок Вентури (Venturi). В одних типах установок используется атмосферный воздух, в других - сжатый воздух (для этого в состав
установки входит воздушный компрессор).

Максимальное давление, которое смеситель Вентури способен создать без использования воздушного компрессора, составляет 1 бар (1,0197 кгс/см²). Если применяется марка СУГ с высоким процентным содержанием бутана, то смеситель Вентури может создавать максимальное давление 500 мбар (0,51 кгс/см²).

При наличии воздушного компрессора смеситель Вентури способен создать давление 3 бар (3,06 кгс/см²). Но следует заметить, что чем выше давление газовоздушной смеси, тем больше и стоимость смесительной системы.

Выбор конфигурации оборудования для системы «рrораnе-air» в каждом конкретном случае определяется совокупностью факторов, среди которых ключевыми являются следующие:

· марка СУГ, используемая для приготовления газовоздушной смеси;

· производительность смесительной установки - объем газовоздушной смеси, получаемый в единицу времени;

· давление газа в трубопроводе потребителя (для получения высоких давлений используются смесительные установки, работающие на сжатом воздухе);

· предполагаемый режим функционирования системы (режим резервного газоснабжения, покрытие «пиковых» нагрузок, использование пропан-бутана в качестве «стартового» топлива);

· «масштабируемость» системы (проектирование системы с учетом возможного наращивания мощности в перспективе).

Наибольшей гибкостью в этом отношении обладают системы, построенные на базе установок модульного типа.

Большинство производителей газового оборудования предлагают комбинированные варианты (vaporizer-mixer), объединяющие в себе функции испарителя жидкой фазы СУГ и смесительной установки. Такие качества, как компактность, модульность, высокий КПД, надежность и удобство эксплуатации, а также широкие возможности их доработки и адаптации к нуждам потребителя, обеспечивают популярность комбинированных испарительно-смесительных установок.

Величина капитальных и эксплуатационных затрат системы «рrораnе-air» и ее экономическая эффективность зависят как от масштаба проектируемой системы и специфики потребителя, так и от внешних условий, главными из которых являются цены на СУГ и природный газ.

Капитальные вложения в систему «рrораnе-air» варьируются в широких пределах. По данным зарубежных компаний капитальные вложения составляют от $10 тыс. (для систем малой мощности) до $250 тыс. (для мощных систем, обеспечивающих крупные промышленные предприятия и требующих сооружения хранилищ СУГ большого объема).

Расчет экономического эффекта от использования системы «рrораnе-air» индивидуален для каждого потребителя. Результаты расчета зависят не только от предполагаемого режима использования резервной системы газоснабжения, но и определяется задачами, которые она должна решать. Так для промышленного предприятия, использующего пропан-бутан в качестве резервного (аварийного) топлива, капитальные вложения в резервное топливное хозяйство не превышают убытков от нескольких дней простоя мощностей в случае прекращения подачи природного газа.

За рубежом многие промышленные потребители газа переходят на пропано-воздушную смесь для покрытия «пиковых» потребностей в газовом топливе. Эта функция резервного топлива носит название «peak-shaving». В контрактах, заключаемых зарубежными поставщиками природного газа с потребителями, предусматривается полное отключение последних от подачи природного газа в периоды «пиковых» нагрузок на газораспределительную сеть. В эти периоды используется резервное топливо, а в остальное время природный газ поставляется по льготной цене. Такая схема расчетов за газ позволяет сэкономить до 30% затрат на топливно-энергетические ресурсы.

Использование пропан-бутана в качестве резервного топлива и смесительных установок для получения эквивалентного по свойствам заменителя природного газа с успехом применяется практически по всему миру от северных регионов до стран Ближнего Востока. Современные конструкционные материалы, используемые при изготовлении оборудования таких систем, гарантируют надежность их работы в широком диапазоне климатических условий.

Опыт, накопленный ведущими мировыми компаниями как в производстве оборудования для систем «propane-air», так и в выборе оптимальных проектных решений, адаптированных к условиям и нуждам конкретного потребителя, находит отражение в устойчивом спросе на них и в завоевании ими новых рынков. В настоящее время системы «propane-air» активно завоевывают рынок Китая.

В РФ первое место в структуре потребления топливно-энергетических ресурсов занимает природный газ. В нашей стране до недавнего времени не уделялось должного внимания вопросам резервирования газоснабжения на случай возможных аварий или перебоев с поставками природного газа, поэтому технология «propane-air» в России широкого распространения не получила. Только в последние годы ситуация стала меняться, потребители природного газа осознали важность эффективного решения проблемы резервирования газоснабжения. Этому способствуют следующие факторы:

- наметившаяся тенденция роста цен на природный газ;

- риск перегрузок систем централизованного газоснабжения в связи с растущим потреблением природного газа;

- техническое состояние газораспределительных сетей в России.

Все вышеперечисленное создает предпосылки для внедрения технологий и систем резервного газоснабжения, использующих современные виды альтернативного топлива. Данная тенденция наблюдается в России сравнительно недавно. Проекты, включающие резервную систему газоснабжения на базе пропан-бутана, пока немногочисленны. Определенная инерция в вопросе резервного топлива объясняется сложившимся представлением о гарантированных поставках природного газа и надежной работе системы централизованного газоснабжения. Кроме того проявляется недостаточная информированность заказчиков того или иного проекта в энергетической сфере о современных подходах к решению проблемы резервирования энергоресурсов. Часто мотивом для выбора устаревших проектных решений (таких, как система резервного топлива на мазуте с использованием газомазутных горелок) является стремление снизить капитальные затраты при строительстве объекта без учета издержек на стадии его эксплуатации.

Еще одним фактором, сдерживающим развитие рынка технологий и систем, использующих пропан-бутан в качестве основного или резервного источника для объектов промышленной энергетики, является недостаточная сформированность российского внутреннего рынка СУГ, ограниченные объемы производства и сильная зависимость потребителей СУГ от местных поставщиков.

Впрочем, есть серьезные основания полагать, что ситуация скоро изменится в лучшую сторону в связи с ростом объемов производства СУГ и с внедрением энергоэффективных технологий в промышленности.

1.2 Конструкции испарителей и установок для регазификации жидкой фазы СУГ

Искусственная регазификация жидкой фазы СУГ происходит в испарителях, которые делятся на два основных типа - прямого и непрямого подогрева [37, 38].

В испарителях прямого подогрева жидкая фаза СУГ получает тепло через стенку непосредственно от горячего теплоносителя. Конструкции испарителей прямого подогрева бывают змеевиковые, трубчатые, оросительные и огневые.

В испарителях непрямого подогрева жидкая фаза СУГ получает тепло через стенку от промежуточного газа или жидкости. К испарителям непрямого подогрева относятся и огневой испаритель с водяной ванной, в котором в качестве промежуточного теплоносителя применяется азот или гелий, и электрический испаритель, в котором промежуточным теплоносителем является азот.

По применяемой схеме регазификации испарители подразделяются на емкостные, проточные и комбинированные.

Примером емкостного испарителя является резервуар для хранения СУГ, в котором происходит испарение жидкой фазы СУГ под действием температуры окружающей среды (естественная регазификация).

Искусственная регазификация СУГ по сравнению с естественной обладает рядом преимуществ:

- теплота сгорания паровой фазы СУГ остается неизменной;

- обеспечивается рациональное использование бутановых фракций;

- не требуется извлечения из резервуара неиспаряемых остатков;

- испарительная способность установки не зависит от количества жидкой фазы СУГ в резервуаре.

Для искусственной регазификации СУГ разработано и применяется множество конструкций испарителей как отечественного, так и зарубежного производства.

1.2.1 Испарители производства Компании «Algas SDI» (США)

Носителями энергии для испарения жидкой фазы СУГ в испарителях производства Компании «Algas SDI» (США) являются:

· электрическая энергия (испарители электрические Power XP, ZIMMER);

· тепловая энергия горячей жидкости (испарители жидкостные AZEOVAIRE, HYDREXX);

· тепло от открытого огня (огневой испаритель DIRECT FIRED).

Испарители производства Компании «Algas SDI» соответствуют всем требованиям эксплуатации на территории Российской Федерации и имеют Сертификат соответствия № РОСС US.МП09.В01275 и Разрешение на применение № РРС 00-30830.

Испарители электрические

Электрический испаритель Power XP (см. рисунок 1.1) имеет взрывобезопасное исполнение и подходит как для 100 % пропана или бутана, так и для смесей пропан-бутана.

Рисунок 1.1 - Электрический испаритель Power XP Компании «Algas SDI».

Технические характеристики электрического испарителя Power XP для подключения к трехфазной электрической сети, представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Технические характеристики электрического испарителя Power XP

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Модели Power XP
№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	12.5	25	50	80	160
1.	Производительность испарителя	кг/ч	25	50	100	160	320
2.	Условные диаметры: - на входе - на выходе	дюйм	1/2? 3/4?	1/2? 3/4?	1/2? 3/4?	1/2? 3/4?	1/2? 3/4?
3.	Электрическая сеть	-	трехфазная
4.	Напряжение питания	В	400
5.	Частота переменного тока	Гц	50
6.	Взрывобезопасное исполнение	-	NFPA Nr. 58 и 70
7.	Мощность	кВт	3,3	6,5	13,1	20,0	33,0
8.	Масса испарителя	кг	29	36	36	52	57

К достоинствам электрического испарителя Power XP следует отнести:

- высокий тепловой КПД - 98%;

- рабочую температуру до минус 40°С;

- достижение рабочей температуры за 45 секунд при запуске из «холодного старта»;

- повышенную степень надежности, не требующую никакого дополнительного дистанционного контроля за операциями.

Электрический испаритель ZIMMER (см. рисунок 1.2) имеет взрывобезопасную конструкцию и разработан для подключения к однофазной электрической сети напряжением от 100 до 240 В. Производится в соответствии с системой качества ICO 9001.

Рисунок 1.2 - Электрический испаритель ZIMMER Компании «Algas SDI».

Технические характеристики электрического испарителя ZIMMER представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Технические характеристики электрического испарителя ZIMMER

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	для пропан-бутана	для пропана
1.	Тип	-	Z40L	Z40P
2.	Производительность испарителя	кг/ч	40	40
3.	Электрическая сеть переменного тока	-	однофазная
4.	Напряжение питания	В	100 – 240
5.	Частота переменного тока	Гц	50/60
6.	Маркировка взрывозащиты	-	ЕЕхdIIAT4
7.	Мощность	кВт	4,6
8.	Масса испарителя	кг	28	30

Испарители жидкостные

Жидкостной испаритель AZEOVAIRE изображен на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 - Жидкостной испаритель AZEOVAIRE Компании «Algas SDI».

Технические характеристики жидкостного испарителя AZEOVAIRE представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Технические характеристики жидкостного испарителя AZEOVAIRE

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
1.	Производительность испарителя	кг/ч	305
2.	Рабочее давление теплообменника	кгс/см²	17,6
3.	Площадь поверхности теплообменника	м²	0,75
4.	Параметры воды: - температура - скорость потока	°С л/мин	90 68
5.	Масса брутто испарителя	кг	227

Жидкостной испаритель HYDREXX (см. рисунок 1.4) изготовлен из коррозионностойких материалов и является надежным и безопасным источником испарения пропан-бутана. Работает с любой смесью СУГ от 100%-го пропана до 100%-го бутана. В составе испарителя нет электрических компонентов, источником тепла является горячая вода или водяной пар.

Испаритель HYDREXX выпускается производительностью 160 и 320 кг/ч.

Рисунок 1.4 - Жидкостной испаритель HYDREXX Компании «Algas SDI».

Технические характеристики жидкостного испарителя HYDREXX представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Технические характеристики жидкостного испарителя HYDREXX

№№

п/п

Наименование параметров

Ед.

изм.

Величина

Производительность испарителя

кг/ч

160 и 320

Испарители огневые DIRECT FIRED

Испарители огневые DIRECT FIRED (см. рисунок 1.5) находят применение в местах, где использование электричества нежелательно, а также для временного или мобильного использования. Работает как на 100% пропане, так и на смеси пропан-бутан. Для быстрого старта или повторного запуска испарителя в случае отключения имеется 9-ти вольтный поджигающий электрод

Рисунок 1.5 - Испаритель огневой DIRECT FIRED Компании «Algas SDI».

Технические характеристики испарителя огневого DIRECT FIRED представлены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Технические характеристики испарителя огневого DIRECT FIRED

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
1.	кг/ч	80
2.	Рабочее давление	бар	17
3.	Рабочая температура	°С	345

1.2.2 Испарительное оборудование Компании «Flussiggas-Anlagen GmbH»

В конструкциях испарительных установок Компании «Flussiggas-Anlagen GmbH» (Германия) [44] в качестве носителей энергии для испарения жидкой фазы СУГ используются:

· электрическая энергия (испарители электрические FAS 2000, Power XP, ZIMMER);

· тепловая энергия горячей жидкости (испаритель жидкостной FAS 3000);

· тепло от открытого огня (огневой испаритель DIRECT FIRED).

Испарители электрические

Внешний вид и технологическая схема испарительной установки на базе электрического испарителя непрямого подогрева FAS 2000 изображены на рисунке 1.6.

а) электрический
испаритель FAS 2000

б) испарительная установка
на базе испарителя FAS 2000

в) технологическая схема
установки FAS 2000

Рисунок 1.6 - Испарительная установка с электрическим испарителем FAS 2000.

Испаритель FAS 2000 цилиндрической формы предназначен для косвенного электроподогрева жидкой фазы пропан-бутановых фракций СУГ. Носителем тепла в испарителе FAS 2000 является внутренний алюминиевый стержень. Управление температурным режимом автоматическое, для контроля и регулирования температуры нагрева жидкой фазы СУГ используются термостаты. По достижении температуры испарения открываются электромагнитные клапаны, при чрезмерной нагрузке или прекращении подачи электроэнергии электромагнитные клапаны закрываются.

Жидкая фаза СУГ поступает в испаритель, где превращается в паровую фазу без изменения давления. Современное оборудование быстро реагирует на изменения режима потребления газа и управляет нагревом в соответствии с заданными параметрами. Дополнительно контролируется температура паровой фазы СУГ на выходе испарителя.

У испарителя FAS 2000 имеются модификации для подключения не только к трехфазной электрической сети, но и однофазной сети.

Технические характеристики электрического испарителя FAS 2000 для подключения к однофазной электрической сети, сведены в таблицу 1.6.

Таблица 1.6 - Технические характеристики электрического испарителя FAS 2000 для подключения к однофазной электрической сети

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	исп. А	исп. B
1.	Заказ-Nr по каталогу производителя	-	20421	20422
2.	Производительность испарителя	кг/ч	15	15
3.	Количество электромагнитных клапанов на входе испарителя	шт.	2	1
4.	Условные диаметры труб: - на входе испарителя - на выходе испарителя	мм	15 15	15 15
5.	Электрическая сеть переменного тока	-	однофазная
6.	Напряжение питания	В	230
7.	Частота переменного тока	Гц	50
8.	Мощность	кВт	3
9.	Масса испарителя	кг	34	34

Технические характеристики электрического испарителя FAS 2000 для подключения к трехфазной электрической сети, представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Технические характеристики электрического испарителя FAS 2000 для подключения к трехфазной электрической сети

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Производительность испарителя, кг/ч
			32		60			100
			исп. А	исп. B	исп. А		исп. B	исп. А	исп. B
1.	Заказ-Nr по каталогу	-	20403	20423	20404		20424	20405	20425
2.	Количество электромагнитных клапанов на входе испарителя	шт.	2	1	2		1	2	1
3.	Условные диаметры: - на входе - на выходе	мм	15 15	15 15	15 22		15 22	15 22	15 22
4.	Электрическая сеть	-	трехфазная
5.	Напряжение питания	В	400
6.	Частота переменного тока	Гц	50
7.	Мощность	кВт	6			12			18
8.	Масса испарителя	кг	34			76			105

Конструкция и взрывозащищенное исполнение электрического испарителя FAS 2000 обеспечивают надежную и полностью автоматическую работу во взрывоопасной зоне.

Технические характеристики испарительной установки с электрическим испарителем FAS 2000, предназначенной для подключения к трехфазной электрической сети, представлены в таблице 1.8.

Таблица 1.8 - Технические характеристики испарительной установки с электрическим испарителем FAS 2000 для трехфазной электрической сети

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Производительность установки, кг/ч
			32		60		100
			исп. А	исп. B	исп. А	исп. B	исп. А	исп. B
1.	Заказ-Nr по каталогу	-	20703	20707	20704	20708	20705	20709
2.	Входное рабочее давление	бар	1,5 – 16,0		1,5 – 16,0		2,5 – 16,0
3.	Выходное рабочее давление: - для исп. А - для исп. B	бар мбар	0,8 -	- 50	0,8 -	- 50	1,5 -	- 50
4.	Условные диаметры труб: - на входе установки - на выходе установки	мм	15 18	15 18	15 22	15 22	15 22	15 22
5.	Размеры шкафа (H?B?T)	мм	1200?800?400		1600?1200?500		1600?1200?500
6.	Масса установки	кг	140		270		300

Испарительная установка на базе испарителя непрямого электрического подогрева типа Power XP представлена на рисунке 1.7.

а) испарительная установка
с одним испарителем Power XP

б) испарительная установка
с двумя испарителями Power XP

Рисунок 1.7 - Испарительные установки на базе электрических испарителей Power XP.

Технические характеристики испарительных установок на базе электрического испарителя Power XP, представлены в таблице 1.9.

Таблица 1.9 - Технические характеристики электрического испарителя Power XP

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Заказ-Nr по каталогу производителя
№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	20861	20862	20863	20864	20865
1.	Тип XP	-	12.5	25	50	80	160
2.	Производительность испарителя	кг/ч	25	50	100	160	320
3.	Условные диаметры: - на входе - на выходе	дюйм	1/2? 3/4?	1/2? 3/4?	1/2? 3/4?	1/2? 3/4?	1/2? 3/4?
4.	Электрическая сеть	-	трехфазная
5.	Напряжение питания	В	400
6.	Частота переменного тока	Гц	50
7.	Взрывобезопасное исполнение	-	NFPA Nr. 58 и 70
8.	Мощность	кВт	3,3	6,5	13,1	20,0	33,0
9.	кг	29	36	36	52	57

Типоразмерный ряд производительности испарительной установки с электрическими испарителями типа XP: 25, 50, 100, 160, 320 кг/ч.

Испарительная установка может быть оборудована различными регуляторами давления в зависимости от необходимого давления для потребителя на выходе установки:

· регулятор высокого давления (входное - 16 бар, выходное - 1,5 бар);

· регулятор низкого давления (входное - 1,5 бар, выходное - 300 мбар).

Электрический испаритель косвенного подогрева типа ZIMMER (см. рисунок 1.2) предназначен использования в индивидуальных отопительных системах и имеет взрывозащищенное исполнение. На входе в испаритель имеется термически управляемое запорное устройство.

Испарительные установки на базе электрического испарителя косвенного подогрева типа ZIMMER представлены на рисунке 1.8.


а) внешний вид и технологическая схема установки с одним испарителем типа ZIMMER

б) внешний вид и технологическая схема установки с двумя испарителями типа ZIMMER

Рисунок 1.8 - Испарительные установки на базе электрических испарителей
типа ZIMMER.

Испарительная установка может быть оборудована различными регуляторами давления в зависимости от необходимого давления для потребителя на выходе установки, а также применяться без регуляторов.

Технические характеристики испарительной установки с одним
электрическим испарителем типа ZIMMER сведены в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 - Технические характеристики испарительной установки
с одним электрическим испарителем типа ZIMMER

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
1.	Заказ-Nr по каталогу производителя	-	20721
2.	Тип	-	Z40L (пропан-бутан)
3.	Производительность испарителя	кг/ч	40
4.	Условные диаметры труб: - на входе - на выходе	мм	15 25
5.	Размеры шкафа (H?B?T)	мм	1200?1200?400

Технические характеристики испарительной установки с двумя электрическими испарителями типа ZIMMER сведены в таблицу 1.11.

Таблица 1.11 - Технические характеристики испарительной установки
с двумя электрическими испарителями типа ZIMMER

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	исп. А	исп. B
1.	Заказ-Nr по каталогу производителя	-	20720	20726
2.	Производительность испарителя	кг/ч	2?40	2?40
3.	Условные диаметры труб: - на входе установки - на выходе установки	мм	15 25	15 25
4.	Входное рабочее давление	бар	1,5 – 16,0	2,5 – 16,0
5.	Выходное рабочее давление: - для установки исп. А - для установки исп. B	бар мбар	1,5 -	- 50
6.	Размеры шкафа (H?B?T)	мм	200?500?1600
7.	Масса установки	кг	240	260

Применение электрического испарителя жидкой фазы СУГ для целей газоснабжения показано на рисунке 1.9.

Рисунок 1.9 - Схема газоснабжения на основе электрического испарителя жидкой фазы СУГ.

Испаритель жидкостной

Испаритель жидкостной FAS 3000 относится к типу испарителей непрямого подогрева, когда жидкая фаза СУГ через стенку теплообменного аппарата получает тепло от горячего теплоносителя (воды, антифриза и т.п.). Жидкостной испаритель FAS 3000 представляет собой вертикально расположенный трубный испаритель, внешний вид и конструкция которого представлена на рисунке 1.10.

а) внешний вид

б) схема конструкции

Рисунок 1.10 - Испаритель жидкостной FAS 3000.

1 - корпус испарителя; 2 - штуцер для стравливания газа; 3 - термометр (газ); 4 - электромагнитный клапан (газ); 5 - штуцер для слива воды; 6 - термостат (вода); 7 - сенсор контроля уровня (газ); 8 - двойной термостат (газ); 9 - предохранительный клапан (газ); 10 - контроль давления воды.

Типоразмерный ряд производительности испарительной установки с жидкостными испарителями FAS 3000: 200, 300, 400, 600, 800, 1200, 1900, 2500, 3000 кг/ч.

Рабочее давление газа - 25 бар, воды - 10 бар, максимальная температура воды и газа - 100°C, рабочая температура теплоносителя - 90/70°C.

Устройство испарительной установки с жидкостным испарителем FAS 3000 показано на рисунке 1.11.

Рисунок 1.11 - Устройство испарительной установки FAS 3000:

1 - жидкостной испаритель FAS 3000; 2 - отсекатель жидкой фазы; 3 - датчик уровня; 4 - клапан электромагнитный; 5 - фильтр; 6 - термоэлемент; 7 - термостат; 8 - датчик температуры; 9 - клапан предохранительный; 10 - коробка клеммная; 11 - датчик давления; 12 - запирающий клапан; 13, 14, 17, 20, 21 - шаровые краны; 15, 22 - манометр; 16 - предохранительный клапан; 18 - регулятор давления; 19 - дифференциальный клапан.

Испарительные установки FAS 3000 оснащаются регулирующей, предохранительной и контрольно-измерительной аппаратурой, исключающей:

- замерзание жидкости, используемой в качестве теплоносителя;

- попадание жидкой фазы СУГ в газопровод паровой фазы;

- повышение давления жидкой и паровой фаз СУГ выше принятых пределов.

Применение жидкостного испарителя жидкой фазы СУГ для целей
газоснабжения показано на рисунке 1.12.

Рисунок 1.12 - Схема газоснабжения котельной на базе жидкостного испарителя.

Для обеспечения работоспособности всех вышерассмотренных испарительных установок требуется наличие электрической энергии, а для работы жидкостного испарителя еще и подача горячей воды.

Испаритель огневой

Огневой испаритель типа DIRECT FIRED для пропан-бутана имеет компактное исполнение, прост в монтаже и не нуждается в подаче горячей воды и электроэнергии. Принцип действия огневого испарителя DIRECT FIRED и его внешний вид показаны на рисунке 1.13.

а) принцип действия

б) внешний вид

Рисунок 1.13 - Огневой испаритель сжиженного газа DIRECT FIRED.

Технические характеристики огневого испарителя DIRECT FIRED представлены в таблице 1.12.

Таблица 1.12 - Технические характеристики огневого испарителя DIRECT FIRED

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Заказ-Nr по каталогу
№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	20901	20902
1.	Тип ALGAS	-	40/40	80/80
2.	Производительность испарителя	кг/ч	80	160
3.	Масса испарителя	кг	64	102

Испарение жидкой фазы СУГ в огневом испарителе DIRECT FIRED происходит за счет нагрева рабочей камеры аппарата собственной газовой горелкой до температуры парообразования. Огневой испаритель DIRECT FIRED располагается вне помещений.

1.2.3 Испарительное оборудование Компании «ITO KOKI» (Япония)

Испарители предназначены для принудительного перевода жидкой фазы СУГ в паровую при расходе газа, превышающем скорость естественного испарения СУГ в резервуаре. Испарение жидкой фазы СУГ производится путем ее нагрева в теплообменнике. В качестве теплоносителя используется антифриз, нагреваемый теплоэлектронагревателем (ТЭН). Внешний вид электрических испарителей Компании «ITO KOKI» изображен на рисунке 1.14.

a) KS-30S

б) S-30

Рисунок 1.14 - Внешний вид электрических испарителей «ITO KOKI».

Технические характеристики испарительного оборудования Компании «ITO KOKI» (Япония) представлены в таблице 1.13. Технические характеристики электрических испарителей Компании «ITO KOKI» для подключения к однофазной электрической сети, сведены в таблицу 1.14.

Таблица 1.13 - Технические характеристики испарителей «ITO KOKI»

№№ п/п	Модель испарителя	Расход СУГ Q, кг/ч	Давление на входе P_вх , МПа	Способ нагрева	Напряжение питания U, В
1.	KS-30S	30	0,2 - 1,56	Жидкий теплоноситель, нагреваемый ТЭН	220, 1 фаза
2.	KS-50S	50			380, 3 фазы
3.	KS-100S	100
4.	KS-150S	150
5.	KS-200S	200
6.	KS-300S	300
7.	S-30	30	0,1 - 1,56	Жидкий теплоноситель, нагреваемый ТЭН	220, 1 фаза
8.	S-50	50			380, 3 фазы
9.	S-100	100
10.	S-150	150
11.	S-200	200
12.	S-300	300
14.	S-400	400
15.	S-500	500

Таблица 1.14 - Технические характеристики электрических испарителей
KS-30S и S-30 для подключения к однофазной электросети

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	KS-30S	S-30
1.	Номинальный расход	кг/ч	30	30
2.	Входное давление	МПа	0,2 – 1,56	0,1 – 1,56
3.	Объем бака	л	н/д	58
4.	Тип фланца: - на входе жидкой фазы - на выходе газовой фазы	-	KS 20K 20A KS 20K 20A	JIS 20K 20A JIS 20K 20A
5.	Защита от перелива	-	с помощью поплавкового клапана
6.	Температура теплоносителя (антифриза)	°C	60±5	70±5
7.	Температура срабатывания защиты от перегрева	°C	70	80
8.	Рабочая температура	°C	–15…+40	–25…+40
9.	Электрическая сеть переменного тока	-	однофазная
10.	Напряжение питания	В	220
11.	Частота переменного тока	Гц	50
12.	Потребляемый ток	А	н/д	7,6
13.	Мощность ТЭН	кВт	н/д	5,0
14.	Масса испарителя без теплоносителя	кг	н/д	104
15.	Габаритные размеры (длина ? ширина ?высота)	мм	н/д	570?420?1020

Технические характеристики электрических испарителей «ITO KOKI» для подключения к трехфазной электрической сети, сведены в таблицу 1.15.

Таблица 1.15 - Технические характеристики электрических испарителей
KS-300S и S-300 для подключения к трехфазной электросети

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	KS-300S	S-300
1.	Номинальный расход	кг/ч	300
2.	Входное давление	МПа	0,2 – 1,56	0,1 – 1,56
3.	Объем бака	л	185	185
4.	Тип фланца: - на входе жидкой фазы - на выходе газовой фазы	-	KS 20K 20A KS 20K 20A	JIS 20K 20A JIS 20K 20A
5.	Защита от перелива	-	с помощью поплавкового клапана
6.	Температура теплоносителя (антифриза)	°C	60±5	70±5
7.	Температура срабатывания защиты от перегрева	°C	70	80
8.	Рабочая температура	°C	–15…+40	–25…+40
9.	Электрическая сеть переменного тока	-	трехфазная
10.	Напряжение питания	В	380
11.	Частота переменного тока	Гц	50
12.	Потребляемый ток	А	68,4	68,4
13.	Мощность ТЭН	кВт	45,0	45,0
14.	Масса испарителя без теплоносителя	кг	230	230
15.	Габаритные размеры (длина ? ширина ? высота)	мм	740?580?1270	740?580?1270

1.3 Анализ параметров отечественной установки по приготовлению и использованию пропан-бутановоздушных смесей

В России во времена СССР была создана установка УПВС-04 отечественного производства для приготовления газовоздушных смесей, которая была разработана институтом «ГипроНИИгаз» и изготовлена на заводе «Газаппарат» (г. Саратов). Опытный образец установки УПВС-04 в 1981 г. прошел успешные испытания на Белгородской газонаполнительной станции (ГНС) и был рекомендован к серийному производству, которое началось в 1983 г. Установка, технологическая схема которой представлена на рисунке 1.15, генерирует газовоздушную смесь, эквивалентную по теплотехническим свойствам природному газу.

Рисунок 1.15 - Принципиальная схема установки УПВС-04.

1 - вентиль; 2 - предохранительный запорный клапан; 3 - регулятор высокого давления; 4 - манометр; 5 - газовый коллектор; 6 - воздушный фильтр; 7 - воздушная заслонка; 8 - обратный клапан; 9 - клапан-отсекатель; 10 - линия отбора управляющего давления; 11 - блок управления; 12 - газометрическая емкость; 13 - инжектор; 14 - регулятор давления; 15 - мановакуумметр U-образный; 16 - задвижка.

Данная установка предназначена для газоснабжения промышленных, жилищно-коммунальных городских и сельских потребителей, у которых имеются газоиспользующие приборы, рассчитанные для работы на природном газе. Установка УПВС-04 обеспечивала получение пропан-бутановоздушной смеси, взаимозаменяемой с природным газом, а также постоянство ее давления и теплоты сгорания независимо от режима потребления. Установка УПВС-04 располагалась в отапливаемом помещении и работала в автоматическом режиме без постоянного обслуживающего персонала.

В состав установки УПВС-04 входят следующие составные части, смонтированные на металлическом основании:

- 4-х инжектора с клапанами-отсекателями, воздушными фильтрами и воздушными заслонками;

- газометрическая емкость;

- блок управления с клапанами-отсекателями;

- регулятор давления;

- коллектор газовой и газовоздушной смеси;

- подводящий трубопровод газа;

- отводящий трубопровод газовоздушной смеси;

- предохранительный запорный клапан;

- приборы контроля давления;

- запорная арматуры.

Инжектор с клапанами-отсекателями, воздушным фильтром и воздушной заслонкой выполнен в виде единого сборно-разборного блока. Клапан-отсекатель (см. рисунок 1.16) состоит из корпуса, пневмоцилиндра, газового и воздушного клапанов, их штоков и опорных тарелок, пружины, насадка с соплом и седлом под газовый клапан, двух круглых мембран из мембранного полотна, соединительной и импульсной трубок и патрубка для подвода газа к клапану.

Рисунок 1.16 - Клапан-отсекатель.

1 - воздушный клапан; 2 - мембрана; 3 - соединительная трубка; 4 - пружина; 5 - газовый клапан; 6 - импульсная трубка; 7 - сопло инжектора;8 - смеситель инжектора; 9 - патрубок; 10 - насадок; 11 - пневмоцилиндр; 12 - корпус.

Клапан-отсекатель работает следующим образом. Командный импульс давления на открытие клапана подается от блока управления через импульсную трубку. Под мембраной газового клапана происходит повышение давления до расчетного значения, необходимого для преодоления упругости пружины. Мембрана с опорными тарелками и соединенным с ними штоком клапана поднимается вверх, сжимая пружину. Газовый клапан поднимается до упора в корпус пневмоцилиндра и открывает доступ газа к соплу инжектора. Одновременно по импульсной соединительной трубке давление газа передается на мембрану воздушного клапана. Мембрана вместе с опорными тарелками и штоком клапана опускается вниз. Воздушный клапан открывается до упора в корпус пневмоцилиндра и впускает в инжектор поток воздуха, засасываемый энергией струи газа, истекающего из сопла. Когда кулачок блока управления воздействует на кнопку пневмодатчика, последний через импульсную трубку «стравливает» управляющее давление из-под мембраны газового клапана. Клапан под действием пружины закрывает доступ газа к соплу инжектора. Одновременно через сопло «стравливается» давление из надмембранного пространства привода воздушного клапана, который закрывается за счет упругости пружины.

Для беспрепятственного перемещения мембран межмембранное пространство пневмоцилиндра через дыхательное отверстие в стенке сообщается с внутренней полостью корпуса клапана-отсекателя. Герметичность пневмоцилиндра обеспечивает сальниковое уплотнение между корпусом пневмоцилиндра и штоками клапанов.

Принцип работы УПВС-04 следующий. Паровая фаза СУГ от испарителя через подводящий трубопровод подается к регулятору давления (см. рисунок 1.10), в котором давление снижается до 0,1 МПа. Затем газ поступает в газовый коллектор, где происходит разделение общего потока на четыре отдельных потока. Газ подается к соплам инжекторов через газовый клапан совмещенного клапана-отсекателя. Воздух засасывается из атмосферы через фильтр и воздушный клапан. Газовоздушная смесь из коллектора поступает в газометрическую емкость, которая в совокупности с блоком управления автоматически регулирует включение и выключение инжекторов, в зависимости от массы отобранной газовоздушной смеси. В работу могут поочередно включаться от одного до четырех инжекторов. Давление в газометрической емкости поддерживается постоянным и равным 4 кПа.

Технические характеристики установки УПВС-04 представлены
в таблице 1.16.

Таблица 1.16 - Технические характеристики установки УПВС-04

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
1.	Производительность установки	м³/ч	160
2.	Объемный расход: - газа - воздуха	м³/ч	85 75
3.	Число Воббе газовоздушной смеси (расчетное)	кДж/м³	47 315
4.	Давление газа на входе в установку: - максимальное - минимальное	МПа	1,2 0,103
5.	Давление газа на входе в инжекторы	МПа	0,1
6.	Давление газовоздушной смеси: - в газометрической емкости - на выходе из установки	кПа	4 2

Установку УПВС-04 можно применять для покрытия пиковых нагрузок в сетях природного газа в периоды его часового, суточного или сезонного дефицита, а также в качестве источника резервного топлива для газоснабжения предприятий, требующих бесперебойной подачи газа. Она предназначена в основном для газоснабжения жилищно-коммунальных, сельскохозяйственных и промышленных объектов от групповых резервуарных установок СУГ с повышенной концентрацией бутана. В качестве регазификаторов для газовоздушной установки могут использоваться испарители различных типов: форсуночные, кожухотрубные, огневые и электрические. Установка УПВС-04 обладала небольшой инертностью и не требовала сложной и дорогостоящей автоматики.

1.4 Анализ параметров зарубежных установок по приготовлению и использованию пропан-бутановоздушных смесей

1.4.1 Смесительные установки Компании «Algas SDI» (США)

Смесительная установка XPV (см. рисунок 1.17) представляет собой комбинацию электрического испарителя Power XP, смесителя Venturi и емкости 1 м³ для газовоздушной смеси. Имеется возможность производства «синтетического» природного газа (SNG) меньше чем за 1 минуту. Установка XPV имеет взрывобезопасное исполнение.

Рисунок 1.17 - Смесительная установка XPV Компании «Algas SDI» (США).

Технические характеристики смесительной установки XPV с электрическим испарителем Power XP сведены в таблицу 1.17.

Таблица 1.17 - Технические характеристики смесительной установки XPV

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
1.	Производительность	м³/ч	28
2.	Давление на входе испарителя-смесителя	бар	2
3.	Давление на выходе	мбар	280
4.	Вместимость емкости синтетического газа	м³	1,0
5.	Напряжение питания	В	220/380
6.	Мощность электрическая	Вт	20/20
7.	Габаритные размеры	дюйм	80?26?84
8.	Масса установки	кг	362

Смесительная установка XPM (см. рисунок 1.18) представляет собой автономную систему, состоящую из электрического испарителя Power XP и смесителя Venturi. Установка XPM имеет взрывобезопасное исполнение. Имеется возможность производства «синтетического» природного газа меньше чем за 1 минуту.

Рисунок 1.18 - Смесительная установка XPM Компании «Algas SDI» (США).

Технические характеристики смесительной установки XPM с электрическим испарителем Power XP сведены в таблицу 1.18.

Таблица 1.18 - Технические характеристики смесительной установки XPM

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
1.	Производительность	м³/ч	30 – 240
2.	Давление на входе испарителя-смесителя	бар	2
3.	Давление на выходе: - для пропана - для бутана	мбар	300 – 800 300 – 500
4.	Вместимость емкости синтетического газа	м³	1,0
5.	Напряжение питания	В	220/380
6.	Мощность электрическая	Вт	20/20

Производительность 30-240 м³/час при давлении на выходе 300-800 мбар для пропана и 300-500 мбар для бутана обеспечивается без использования воздушного компрессора.

Для получения давления 300 мбар необходим только подземный резервуар, а для обеспечения более высокого давления необходимо присоединить насос для подачи жидкой фазы от подземного резервуара к испарителю.

Смесительная установка DFM (см. рисунок 1.19) представляет собой автономную систему, состоящую из огневого испарителя DIRECT FIRED и смесителя Вентури (Venturi).

Рисунок 1.19 - Смесительная установка DFM Компании «Algas SDI» (США).

Технические характеристики смесительной установки DFM с огневым испарителем DIRECT FIRED сведены в таблицу 1.19.

Таблица 1.19 - Технические характеристики смесительной установки DFM

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
1.	Производительность	м³/ч	30 – 240
2.	Давление на входе испарителя-смесителя	бар	2
3.	Давление на выходе: - для пропана - для бутана	мбар	300 – 800 300 – 500
4.	Вместимость емкости синтетического газа	м³	1,0

Смесительная установка QM (см. рисунок 1.20) представляет собой автономную систему, состоящую из жидкостного испарителя Wahterbath и смесителя Venturi.

Рисунок 1.20 - Смесительная установка QM Компании «Algas SDI» (США).

Технические характеристики смесительной установки QM с жидкостным испарителем Wahterbath сведены в таблицу 1.20.

Таблица 1.20 - Технические характеристики смесительной установки QM

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Величина
1.	Производительность	м³/ч	30 – 240
2.	Давление на входе испарителя-смесителя	бар	2
3.	Давление на выходе: - для пропана - для бутана	мбар	300 – 800 300 – 500
4.	Вместимость емкости синтетического газа	м³	1,0

1.4.2 Установки миксирующие Компании «ITO KOKI» (Япония)

Газовое оборудование японской компании «ITO KOKI» занимает около 75% рынка Японии, а также значительную долю в Китае и Южной Корее. Японские газосмесительные установки отличаются надежностью, неприхотливостью в эксплуатации и качеству газа.

Компания «ITO KOKI» получила комплект разрешительной документации и сертификации для эксплуатации своих испарительных и миксирующих установок на территории Российской Федерации:

- Сертификат соответствия № JC-JP.MX10.B0011 TP 0615515, выданный
Органом сертификации продукции «МИР-ТЕСТ» (срок действия с 03.05.11 по 03.05.2016 г.);

- Разрешение № РРС 00-045369, выданное 03.10.2011 г. Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (срок действия до 03.10.2016 г.).

Это единственные газосмесительные установки, позволяющие переключаться с метана на пропан-бутановоздушную смесь полностью в автоматическом режиме.

Компания «ITO KOKI» представляет широкую линейку газосмесительных установок различной производительности от портативных моделей до промышленных образцов.

Портативные миксирующие установки предназначены для получения синтетического природного газа (SNG), состоящего из пропан-бутановой смеси и воздуха, с теплотой сгорания близкой к теплоте сгорания природного газа (метана). Портативные миксирующие установки используются в качестве резервной системы для бесперебойного снабжения потребителей газом. При этом перенастройка оборудования, работающего на метане, не требуется.

Портативные миксирующие установки PA-13A4N и PA-13A8 (см. рисунок 1.21) предназначены для получения синтетического природного газа (SNG), состоящего из паров СУГ и воздуха, с теплотой сгорания близкой к теплоте сгорания природного газа (метана).

а) модель PA-13A4N

б) модель PA-13A8

Рисунок 1.21 - Портативные миксирующие установки «ITO KOKI».

Основные технические характеристики портативных миксирующих установок Компании «ITO KOKI» представлены в таблице 1.21.

Таблица 1.21 - Основные характеристики портативных миксирующих
установок Компании «ITO KOKI»

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Шифр модели
№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	PA-13A4N	PA-13A8
1.	Производительность по газовоздушной смеси	м?/ч	4	8
2.	Содержание пропана в СУГ	%	95	95
3.	Входное давление	МПа	0,5–1,56	0,5–1,56
4.	кПа	1,5–2,5	1,5–2,5
5.	Удельная теплота сгорания газовоздушной смеси: - номинальная - диапазон	МДж/м? (ккал/м?)	62,8 (15 000) 60,49-63,91 (14 500-15 300)
6.	Объем ресивера	м?	0,02	0,047
7.	Рабочая температура	°C	–5…+60	–5…+60
8.	Тип резьбы на входе в установку	-	IG?	IG?
9.	Тип резьбы на выходе из установки	-	IG?	IG1
10.	Масса установки	кг	25	50

Промышленные миксирующие установки MX-100W, MX-300W и MX-500W (см. рисунок 1.22) предназначены для получения синтетического природного газа (SNG), состоящего из паров пропан-бутана и воздуха, с теплотой сгорания близкой к теплоте сгорания природного газа (метана). Миксирующие установки совместно с резервуарами для хранения СУГ и испарительными установками используются в качестве резервной системы для организации бесперебойного снабжения потребителей газом. При этом перенастройка газоиспользующего оборудования, работающего в основном режиме на метане, не требуется.

а) модель MX-100W (MX-300W)

б) модель MX-500W

Рисунок 1.22 - Промышленные миксирующие установки Компании «ITO KOKI»

Основные технические характеристики промышленных смесительных установок Компании «ITO KOKI» представлены в таблице 1.22.

Таблица 1.22 - Основные характеристики промышленных смесительных
установок Компании «ITO KOKI»

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Шифр модели
№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	MX-100W	MX-300W	MX-500W
1.	Производительность по газо- воздушной смеси	м?/ч	80	168	280
2.	Содержание пропана в СУГ	%	50	50	50
3.	Входное давление	МПа	0,5–1,56	0,5–1,56	0,5–1,56
4.	Выходное давление	МПа	0,2–0,3	0,2–0,3	0,2–0,3
5.	Питание блока управления: - напряжение - потребляемая мощность	В Вт	220 200	220 200	220 200
6.	Параметры внешнего компрессора: - давление, не менее - производительность, не менее	МПа м?/мин	0,69 7,5	0,69 7,5	0,69 7,5
7.	Удельная теплота сгорания газовоздушной смеси: - номинальная - диапазон	МДж/м? (ккал/м?)	58,6 (14 000) 54,42 - 62,79 (13 000 - 15 000)
8.	Объем ресивера, не менее (в комплект не входит)	м?	н/д	1,2	2,4
9.	Производительность испарительной установки, не менее (в комплект не входит)	кг/ч	н/д	300	500
10.	Рабочая температура	°C	н/д	–15…+40	–15…+40
11.	Тип фланца на входе	-	н/д	JIS 20K 50A
12.	Тип фланца на выходе	-	н/д	JIS 10K 50A	JIS 10K 80A
13.	Масса установки	кг	н/д	500	600
14.	Габаритные размеры (длина ? ширина ? высота): - блок смесителя	мм	н/д	2530?940? 1510	3900?1160? 1270
	- блок управления		600?350?1150
	- модуль измерения теплоты сгорания смеси		900?350?1400

Испарительные установки, не входящие в комплект поставки, служат для принудительного испарения жидкой фазы СУГ путем ее нагрева в теплообменнике. В качестве теплоносителя используется антифриз, который нагревается в теплоэлектронагревателе (ТЭН).

1.4.3 Установки FAS Компании «Flussiggas-Anlagen GmbH»
(Германия)

На российском рынке присутствуют и имеют всю разрешительную документацию смесительные установки FAS компании «Flussiggas-Anlagen GmbH» (Германия).

Смесительные установки серии FAS-4000 выпускаются в двух исполнениях: низкого давления (ND) и высокого давления (HD). Смесительные установки низкого давления предназначены для работы в сети газоснабжения с рабочим давлением на выходе до 0,5 бар и конструктивно выполняются в виде технологических шкафов полной заводской готовности.

На рисунке 1.23 представлена смесительная установка серии FAS 4000 низкого давления Компании «Flussiggas-Anlagen GmbH» (Германия).

Технические характеристики смесительных установок серии FAS 4000 низкого давления приведены в таблице 1.23.

Таблица 1.23 - Технические характеристики установок серии FAS 4000 низкого давления

Заказ №	Тип смесителя	Производительность, м³(ГВС) / кг(СУГ)	Диаметр вход/выход, мм	Давление вход/выход, мбар
93 710	FAS 4000-32 ND	30/30	Dy15/Dy50	2000-5000 / до 500
93 711	FAS 4000-60 ND	50/60	Dy15/Dy50	2000-5000 / до 500
93 712	FAS 4000-100 ND	80/100	Dy20/Dy65	2000-5000 / до 500
93 713	FAS 4000-160 ND	130/160	Dy25/Dy65	2000-5000 / до 500
93 714	FAS 4000-300 ND	240/300	Dy25/Dy65	2000-5000 / до 500

Системы высокого давления (HD) являются более сложными агрегатами с автоматической настройкой калорийности газовоздушной смеси и производятся, исходя из реальных условий эксплуатации.

Рисунок 1.23 - Смесительная установка серии FAS 4000.

2 результаты исследований по изменению характеристик паровой фазы пропан-бутановых смесей при их разбавлении воздухом

2.1 Определение основных физических свойств паровой фазы СУГ

В состав СУГ входят предельные и непредельные углеводороды. Величины молекулярных масс µ и критических параметров T_кр и P_кр углеводородов, входящих в состав СУГ, приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Молекулярные массы и критические параметры углеводородов, входящих в состав СУГ [36, 38]

Индивидуальные углеводороды	Молекулярная масса m, кг/кмоль	Критическая температура T_кр , K	Критическое давление P_кр , МПа
Предельные углеводороды
Этан С₂Н₆	30,070	305,4	4,89
Пропан С₃Н₈	44,097	369,8	4,26
н-Бутан n-С₄Н₁₀	58,124	425,2	3,80
Изобутан i-С₄Н₁₀	58,124	408,1	3,65
н-Пентан n-С₅Н₁₂	72,151	469,6	3,36
Изопентан i-С₅Н₁₂	72,151	460,4	3,39
Непредельные углеводороды
Этилен С₂Н₄	28,054	282,4	5,02
Пропен С₃Н₆	42,081	365,0	4,61
Бутен-1 С₄Н₈	56,108	419,6	4,03
Изобутен i-С₄Н₈	56,108	417,9	4,00
Пентен-1 С₅Н₁₀	70,135	464,7	3,48

Требования к СУГ различных марок, применяемых для газоснабжения, регламентируются ГОСТ Р 52087-2003 [7] и ГОСТ 20448-90 [8]. Нормативные показатели СУГ по ГОСТ Р 52087-2003 [7] приведены в таблице А.1 (Приложение А).

Для многокомпонентной смеси плотность жидкой фазы СУГ рассчитывается по формуле [9]

, (2.1)

где - плотность многокомпонентной смеси жидких углеводородов при температуре t_ж, кг/м³;

r_{ж i} (t_ж) - плотность жидкой фазы i-го компонента СУГ при температуре t_ж, кг/м³;

x_{m i} - массовая концентрация i-го компонента в составе СУГ,%;

n - число компонентов в составе жидкой фазы СУГ.

Газоснабжение объекта переводится на резервное топливо, как правило, в период резких похолоданий. СУГ хранятся в резервуарах под давлением, соответствующим температуре окружающей среды. Для жидкой фазы СУГ марки ПТ (пропан технический), массовый компонентный состав которой представлен в таблице 2.2, рассчитаем по формуле (2.1) плотность жидкой фазы СУГ при температурах минус 10°C, минус 20°C, минус 30°C и минус 40°C.

Таблица 2.2 - Компонентный состав жидкой фазы СУГ марки ПТ

Углеводороды	Этан С₂Н₆	Пропан С₃Н₈	Пропен С₃Н₆	н-Бутан n-С₄Н₁₀	Изобутан i-С₄Н₁₀	Бутен-1 С₄Н₈
x_m, % масс.	1,4	73,7	3,2	14,0	6,2	1,5

Плотности жидкой фазы индивидуальных углеводородов, входящих в состав СУГ, в диапазоне температуры от минус 50 до +50°C приведены в таблице А.2 (Приложение А).

Плотность жидкой фазы многокомпонентной смеси СУГ марки ПТ при температуре минус 40°C вычисляется по формуле (2.1)

= 590 кг/м³.

Для остальных температур результаты расчетов по формуле (2.1) сведены в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 - Изменение плотности жидкой фазы многокомпонентной смеси СУГ в зависимости от температуры

Температура t_ж,°C	Плотность жидкой фазы r_ж, кг/м³
Температура t_ж,°C	Этан С₂Н₆	Пропан С₃Н₈	Пропен С₃Н₆	н-Бутан n-С₄Н₁₀	Изобутан i-С₄Н₁₀	Бутен-1 С₄Н₈	Смесь СУГ
t_ж = –40°C	481,0	579,5	599,5	641,4	624,7	662,7	590,0
t_ж = –30°C	464,9	567,7	587,2	631,7	614,2	651,9	579,0
t_ж = –20°C	447,3	555,5	573,7	621,8	603,3	567,0
t_ж = –10°C	427,5	542,9	559,9	611,5	592,4	629,7	554,0

Важнейшим технологическим параметром при проектировании и эксплуатации объектов, использующих СУГ, является давление насыщенных паров (ДНП).

Давление насыщенных паров P_S смеси жидких углеводородов рассчитывается по формуле [30, 36, 38]

, (2.2)

где P_S_i(t_ж) - давление насыщенных паров i-го компонента смеси при температуре t_ж , МПа;

x_i - молярная концентрация i-го компонента в составе жидкой фазы СУГ, %.

Пересчет состава жидкой фазы СУГ из % массовых в % молярные выполняется по формуле [32, 39]

, (2.3)

где x_{m i} - массовая концентрация i-го компонента в составе жидкой фазы СУГ,%;

m_i - молекулярная масса i-го компонента в составе жидкой фазы СУГ, кг/кмоль;

n - число компонентов в составе жидкой фазы СУГ.

Результаты пересчета компонентного состава жидкой фазы СУГ по формуле (2.3) сведены в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Массовые и молярные концентрации состава жидкой фазы СУГ

Углеводороды	Этан С₂Н₆	Пропан С₃Н₈	Пропен С₃Н₆	н-Бутан n-С₄Н₁₀	Изобутан i-С₄Н₁₀	Бутен-1 С₄Н₈
x_m, % масс.	1,4	73,7	3,2	14,0	6,2	1,5
x, % мол.	2,15	77,08	3,51	11,11	4,92	1,23

Значения давления насыщенных паров индивидуальных углеводородов, входящих в состав СУГ, в диапазоне температуры от минус 50 до +50°C приведены в таблице А.3 (Приложение А).

Давление насыщенных паров P_S смеси жидких углеводородов при температуре минус 10°C рассчитывается по формуле (2.2)

МПа.

Для остальных температур результаты расчетов по формуле (2.2)
сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Изменение давления насыщенных паров многокомпонентной смеси СУГ в зависимости от температуры

Температура t_ж,°C	Давление насыщенных паров P_S, МПа
Температура t_ж,°C	Этан С₂Н₆	Пропан С₃Н₈	Пропен С₃Н₆	н-Бутан n-С₄Н₁₀	Изобутан i-С₄Н₁₀	Бутен-1 С₄Н₈	Смесь СУГ
t_ж = –40°C	0,756	0,107	0,147	-	-	-	0,104
t_ж = –30°C	1,030	0,161	0,212	-	-	-	0,154
t_ж = –20°C	1,374	0,232	0,295	0,046	0,072	-	0,227
t_ж = –10°C	1,788	0,332	0,415	0,067	0,105	0,084	0,323

Состав паровой фазы СУГ, которая будет поступать на газоснабжение объекта, будет зависеть от применяемого способа регазификации (испарения) жидкой фазы СУГ.

2.1.1 Определение основных физических свойств паров СУГ при
естественной регазификации в резервуаре

Естественной регазификация жидкой фазы СУГ происходит в резервуаре для хранения СУГ. За счет тепла окружающей среды происходит испарение в первую очередь легкокипящих фракций СУГ.

При равновесии фаз, когда парциальное давление в жидкой и паровой фазах одинаково, справедливо соотношение, объединяющее законы Рауля и Дальтона [32, 38]

, (2.4)

где y_i - молярная концентрация i-го компонента паровой фазы, находящейся в равновесии с жидкой фазой СУГ, %.

Состав паровой фазы СУГ будет зависеть от температуры окружающей среды. Результаты расчета равновесного состава паровой фазы СУГ по формуле (2.4) при естественной регазификации СУГ в наземном резервуаре при температурах атмосферного воздуха минус 10°C, минус 20°C, минус 30°C и минус 40°C сведены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 - Результаты расчета молярного состава паровой фазы СУГ при естественной регазификации в наземном резервуаре

Температура атмосферного воздуха t ,°C	Молярная концентрация паров, находящихся в равновесии c жидкой фазой СУГ, y_i,%
Температура атмосферного воздуха t ,°C	Этан С₂Н₆	Пропан С₃Н₈	Пропен С₃Н₆	н-Бутан n-С₄Н₁₀	Изобутан i-С₄Н₁₀	Бутен-1 С₄Н₈
t = –40°C	15,65	79,39	4,96	-	-	-
t = –30°C	14,41	80,75	4,84	-	-	-
t = –20°C	12,98	78,66	4,55	2,25	1,56	-
t = –10°C	11,90	79,35	4,52	2,31	1,60	0,32

Средняя молекулярная масса многокомпонентной паровой фазы СУГ рассчитывается как сумма молярных составляющих молекулярных масс компонентов, входящих в состав паровой фазы СУГ, по формуле [32, 36]

, (2.5)

где y_i - молярная концентрация i-го компонента паровой фазы СУГ, %;

m_i - молекулярная масса i-го компонента паровой фазы СУГ, кг/кмоль (см. таблицу 2.1);

n - число компонентов, входящих в состав паровой фазы СУГ.

Газовая постоянная смеси газов вычисляется по формуле [36]

, (2.6)

где - универсальная газовая постоянная, равная 8314 Дж/(кмоль?K).

Плотность паровой фазы СУГ при стандартных условиях
(P_ст = 760 мм рт.ст. = 1,033 кгс/см² = 0,1013 МПа; Т_ст = 293,15 К) рассчитывается по формуле [27, 34, 36]

. (2.7)

Относительную плотность газа по воздуху вычисляют по формуле [39]

, (2.8)

где r_в = 1,20445 кг/м³ - плотность воздуха при стандартных условиях;

R_в = 287Дж/(кг?K) - газовая постоянная воздуха;

m_в = 28,966 кг/кмоль - молекулярная масса воздуха.

Псевдокритическое давление P_пк определяют как сумму молярных составляющих критических давлений компонентов, входящих в состав паровой фазы СУГ, по формуле [28, 32, 38, 39]

, (2.9)

где P_пк - псевдокритическое давление, МПа;

P_кр_i - критическое давление i-го компонента смеси, МПа;

y_i - молярная концентрация i-го компонента в составе паровой
фазы СУГ, %;

n - число компонентов в составе паровой фазы СУГ.

Псевдокритическую температуру T_пк определяют как сумму молярных составляющих критических температур компонентов, входящих в состав паровой фазы СУГ, по формуле [28, 32, 38, 39]

, (2.10)

где T_пк - псевдокритическая температура, K;

T_кр_i - критическая температура i-го компонента смеси, K;

y_i - молярная концентрация i-го компонента в составе паровой
фазы СУГ, %;

n - число компонентов в составе паровой фазы СУГ.

Низшая рабочая теплота сгорания Q_нр паровой фазы СУГ, состоящей из n компонентов, определяется по формуле [39]

, (2.11)

где Q_нр_i - низшая рабочая теплота сгорания i-го компонента смеси, МДж/м³;

y_i - молярная концентрация i-го компонента в составе паровой фазы СУГ, %;

n - число компонентов в составе паровой фазы СУГ.

В справочной литературе [39] имеются два значения низшей теплоты сгорания, выраженных в МДж/кг и МДж/м³, которые взаимосвязаны между собой соотношением

Q_нр(МДж/м³) = r_п.ф.?Q_нр(МДж/кг), (2.12)

где r_п.ф. - плотность паровой фазы СУГ, кг/м³.

Плотность паровой фазы СУГ определяется при стандартных условиях:
P_ст = 760 мм рт.ст. = 1,033 кгс/см² = 0,1013 МПа; Т_ст = 293,15 K.

Значения плотности при стандартных условиях и низшей рабочей теплоты сгорания углеводородных газов, входящих в состав паровой фазы СУГ, приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Значения низшей рабочей теплоты сгорания углеводородных газов, входящих в состав паровой фазы СУГ

№№ п/п	Газы углеводородные	Плотность газа при стандартных условиях r_ст, кг/м³	Низшая рабочая теплота сгорания Q_нр
№№ п/п	Газы углеводородные	Плотность газа при стандартных условиях r_ст, кг/м³	МДж/кг	МДж/м³
1.	Метан СН₄	0,667	50,08	33,40
2.	Этан C₂H₆	1,250	47,42	59,28
3.	Пропан C₃H₈	1,833	46,30	84,87
4.	Пропен C₃H₆	1,749	46,04	80,52
5.	н-Бутан n-C₄H₁₀	2,416	45,76	110,56
6.	Изобутан i-C₄H₁₀	2,416	45,68	110,36
7.	Бутен-1 C₄H₈	2,332	45,45	105,99

Плотность паровой фазы СУГ, состоящей из n компонентов, при стандартных условиях можно определять как по формуле (2.7), так вычислять и по формуле [39]

, (2.13)

где r_ст_i - плотность i-го компонента паровой фазы СУГ при стандартных условиях, кг/м³.

Низшая рабочая теплота сгорания Q_нр паровой фазы СУГ многокомпонентного состава рассчитывается по формуле (2.11).

Взаимозаменяемость газовых смесей различного компонентного состава характеризует число Воббе, значение которого вычисляется по формуле [11]

, (2.14)

где Wo - число Воббе, МДж/м³;

Q_нр - низшая рабочая теплота сгорания природного газа, МДж/м³;

D - относительная плотность газа по воздуху.

Природный газ, используемый для целей газоснабжения, на 95-97%
состоит из метана. Относительная плотность метана по воздуху D = r_г/r_в=
= m_г/m_в= 16,043/28,966 = = 0,554. Число Воббе по формуле (2.14) для метана

МДж/м³.

ГОСТ 5542-87 [11] устанавливает диапазон изменения числа Воббе Wo в пределах от 41,2 до 54,5 МДж/м³, отклонения чисел Воббе допускаются в пределах не более ±5%.

Природные горючие газы относятся к группе веществ, образующих с воздухом взрывоопасные смеси. Концентрационные пределы воспламенения (по метану) в смеси с воздухом: нижний - 5, верхний - 15 в объемных процентах. Для природного газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют по ГОСТ 12.1.044-89 [12]. Категория и группа взрывоопасной смеси IIАТI по ГОСТ 12.1.011-78 [13].

Нижний и верхний концентрационные пределы воспламенения многокомпонентной газовой смеси могут быть уточнены по формуле [32, 39]

, (2.15)

где L - концентрационный предел воспламенения газовой смеси (нижний или верхний), %;

y_i - молярная концентрация i-го компонента в составе газовой смеси, %;

L_i - концентрационный предел воспламенения i-го компонента газовой смеси (нижний или верхний), %.

Значения нижнего и верхнего концентрационных пределов воспламенения углеводородных газов приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Концентрационные пределы воспламенения углеводородных газов в смеси с воздухом

№№ п/п	Газы углеводородные	Концентрационные пределы воспламенения, %
№№ п/п	Газы углеводородные	нижний	верхний
1.	Метан СН₄	5,00	15,00
2.	Этан C₂H₆	3,22	12,45
3.	Этилен C₂H₄	2,75	28,60
4.	Пропан C₃H₈	2,37	9,50
5.	Пропен C₃H₆	2,00	11,10
6.	н-Бутан n-C₄H₁₀	1,86	8,41
7.	Изобутан i-C₄H₁₀	1,60	8,40
8.	Бутен-1 C₄H₈	1,70	9,00
9.	н-Пентан n-C₅H₁₂	1,40	8,00

Результаты расчетов основных физических свойств паров СУГ при температурах минус 10°C, минус 20°C, минус 30°C и минус 40°C сведены в таблицу 2.9.

Таблица 2.9 - Результаты расчетов основных физических свойств паров СУГ

№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	Температура воздуха,°C
№№ п/п	Наименование параметров	Ед. изм.	минус 40	минус 30	минус 20	минус 10
1.	Средняя молекулярная масса m_см	кг/кмоль	41,802	41,978	42,719	42,924
2.	Газовая постоянная R	Дж/(кг·K)	198,9	198,1	194,6	193,7
3.	Плотность паров СУГ при стандартных условиях r_ст	кг/м³	1,738	1,745	1,776	1,784
4.	Относительная плотность газа по воздуху D	-	1,443	1,449	1,475	1,481
5.	Псевдокритическое давление P_пк	МПа	4,38	4,37	4,34	4,33
6.	Псевдокритическая температура T_пк	K	359,5	360,3	363,1	364,0
7.	Низшая рабочая теплота сгорания Q_нр	МДж/м³	80,65	80,97	82,33	82,70
8.	Число Воббе Wo	МДж/м³	67,14	67,79	67,96
9.	Концентрационные пределы воспламенения: - нижний (НКПВ) - верхний (ВКПВ)	%	2,45 9,94	2,44 9,91	2,40 9,82	2,39 9,79

Выполненные расчеты по определению физических свойств паровой фазы СУГ, которая образуется при естественном испарении СУГ в резервуарах, позволяют сделать следующие выводы:

1. Теплота сгорания изменяется в зависимости от компонентного состава паровой фазы СУГ и в более чем 2,5 раза превосходит теплоту сгорания природного газа. Число Воббе паров СУГ находится за пределами диапазона от 41,2 до 54,5 МДж/м³, установленного ГОСТ 5542-87 [11]. Пары СУГ являются более калорийным видом топлива по сравнению с природным газом, поэтому горелки газоиспользующего оборудования должны быть перенастроены для использования паровой фазы СУГ.

2. Нижний и верхний концентрационные пределы воспламенения паров СУГ составляют 2,4 и 10,0% объемных соответственно, что отличается от концентрационных пределов воспламенения природного газа от 5,0 до 15,0% объемных и должно учитываться при использовании СУГ в качестве резервного топлива для целей газоснабжения.

3. При естественной регазификации СУГ в паровую фазу переходят, прежде всего, легкокипящие фракции. При температурах окружающего воздуха –30°C и –40°C бутановые фракции СУГ (н-бутан, изобутан и бутен-1) будут оставаться в резервуаре в виде неиспаряемых остатков, которые необходимо будет периодически удалять из резервуара.

4. Величины давления насыщенных паров СУГ марки ПТ (пропан технический) при температурах окружающего воздуха –30°C и –40°C получились равными 0,154 МПа и 0,104 МПа (абс.) соответственно, что не позволит подать паровую фазу СУГ из резервуара в газовую сеть среднего давления.

5. Недостатки, связанные с естественным испарением СУГ в резервуарах, могут быть преодолены за счет применения искусственной регазификации СУГ, когда испарение жидкой фазы СУГ происходит от внешнего источника электрической или тепловой энергии.

2.1.2 Определение основных физических свойств паров СУГ
при искусственной регазификации

При искусственной регазификации СУГ молярные составы жидкой и паровой фазы СУГ идентичны друг другу. Молярный состав паровой фазы при искусственной регазификации жидкой фазы СУГ с помощью испарителей различных конструкций приведен в таблице 2.10.

Таблица 2.10 - Массовые и молярные концентрации жидкой и паровой фаз при искусственной регазификации СУГ

Углеводо- роды	Этан С₂Н₆	Пропан С₃Н₈	Пропен С₃Н₆	н-Бутан n-С₄Н₁₀	Изобутан i-С₄Н₁₀	Бутен-1 С₄Н₈
x_m, % масс.	1,4	73,7	3,2	14,0	6,2	1,5
x, % мол.	2,15	77,08	3,51	11,11	4,92	1,23
y, % мол.	2,15	77,08	3,51	11,11	4,92	1,23

Компонентный состав паровой фазы СУГ (в % молярных) в виде круговой диаграммы изображен на рисунке 2.8.

Рисунок 2.8 - Компонентный состав паровой фазы СУГ (в % молярных).

Результаты расчетов основных физических свойств паров СУГ при искусственной регазификации жидкой фазы СУГ сведены в таблицу 2.10.

Таблица 2.10 - Результаты расчетов основных физических свойств паров СУГ

№№ п/п	Наименование параметров	Обозначение	Ед. изм.	Величина	Расчетная формула
1.	Средняя молекулярная масса смеси	m_см	кг/кмоль	46,121	(2.5)
2.	Газовая постоянная	R	Дж/(кг·K)	180,3	(2.6)
3.	Плотность паров СУГ при стандартных условиях	r_ст	кг/м³	1,917	(2.7)
4.	Относительная плотность газа по воздуху	D	-	1,592	(2.8)
5.	Псевдокритич. давление	P_пк	МПа	4,20	(2.9)
6.	Псевдокритич. температура	T_пк	K	376,9	(2.10)
7.	Низшая рабочая теплота сгорания	Q_нр	МДж/м³	88,54	(2.11)
8.	Число Воббе	Wo	МДж/м³	70,17	(2.14)
9.	Концентрационные пределы воспламенения	НКПВ ВКПВ	%	2,24 9,39	(2.15)

Выполненные расчеты по определению физических свойств паровой фазы СУГ при искусственной регазификации СУГ с помощью испарителей различных конструкций, приводят к следующим выводам:

1. При искусственной регазификации испарительная способность не зависит от количества жидкой фазы СУГ в резервуаре, а компонентный состав паровой фазы идентичен составу жидкой фазы СУГ, что позволяет более полно и рационально использовать ресурс бутановых фракций.

2. Пары СУГ, в отличие от природного газа, тяжелее воздуха, относительная плотность газа по воздуху D = 1,592. Нижний и верхний концентрационные пределы воспламенения паров СУГ составляют 2,2 и 9,4% по объему соответственно, что необходимо учитывать при настройке газоанализаторов для обнаружения утечек паров СУГ.

3. Пары бутановых фракций (н-бутан, изобутан и бутен-1), которые за счет искусственной регазификации попадают в газопровод, будут при определенных условиях в нем конденсироваться. Поэтому при использовании СУГ следует чаще проверять состояние конденсатосборников и удалять из них конденсат паров бутановых фракций, содержание которых в парах СУГ больше, чем в природном газе.

4. Благодаря постоянству состава паровой фазы СУГ за счет искусственной регазификации, теплота сгорания паров СУГ остается неизменной, но более чем 2,5 раза превосходит теплоту сгорания природного газа. Число Воббе паров СУГ Wo = 70,17 МДж/м³ и выходит за пределы диапазона от 41,2 до 54,5 МДж/м³ по ГОСТ 5542-87 [11], что не позволяет считать СУГ полноценной заменой природного газа.

2.2 Расчет свойств газовоздушных смесей для целей газоснабжения

В качестве резервного топлива для покрытия пика неравномерности газопотребления к газоиспользующему оборудованию, предназначенному для работы на природном газе, поступают пары СУГ. Но горелки для природного газа имеют сопла большего диаметра и работают при меньшем давлении, чем сопла горелок для паров СУГ. Чтобы газоиспользующее оборудование для природного газа было пригодно без переделок для использования СУГ, необходимо значительно снизить теплоту сгорания и уменьшить плотность паров СУГ. Это можно достичь путем разбавления паров СУГ воздухом.

Природный газ (метан) и разбавленные воздухом пропан-бутановые смеси взаимозаменяемы, в связи с чем не требуется переналаживать горелки котлов и другого газоиспользующего оборудования и изменять давление в газовых сетях.

В качестве критерия, с помощью которого оценивается взаимозаменяемость природного газа газовоздушными смесями, используется число Воббе [11, 32, 39]

, (2.16)

где Wo - число Воббе, МДж/м³;

Q_нр - низшая рабочая теплота сгорания природного газа или газовоздушной смеси, МДж/м³;

D - относительная плотность газа по воздуху.

Все газовые горелки рассчитаны на сжигание газа с определенными величинами теплоты сгорания и плотности, поэтому значительные отклонения величин Q_нр и D от расчетных приводят к ухудшению работы горелок. Надежная и экономичная работа газовых горелок обеспечивается постоянством значения числа Воббе Wo. Поэтому при приготовлении газовоздушной смеси необходимо, чтобы соблюдалось равенство чисел Воббе природного газа и газовоздушной смеси (ГВС)

Wo_пг = Wo_гвс . (2.17)

Низшая рабочая теплота сгорания природного газа при стандартных условиях (P_ст = 760 мм рт.ст. = 1,033 кгс/см² = 0,1013 МПа, T_ст = 293,15 K) по ГОСТ 5542-87 [11] составляет 31,8 МДж/м³. ГОСТ 5542-87 [11] устанавливает диапазон изменения числа Воббе Wo_в, рассчитанного по высшей рабочей теплоте сгорания Q_вр, в пределах от 41,2 до 54,5 МДж/м³. Отклонения чисел Воббе допускаются в пределах не более ±5%.

Для смеси паров пропан-бутана с воздухом число Воббе может быть рассчитано по формуле [37]

, (2.18)

где y_г - молярная концентрация паров пропан-бутановых фракций в составе газовоздушной смеси, доли %;

r_г и r_в - плотности газа и воздуха соответственно, кг/м³;

Q_нр - низшая рабочая теплота сгорания, МДж/м³.

Допустимый состав газовоздушной смеси, исходя из возможного по ГОСТ 5542-87 [11] отклонения числа Воббе взаимозаменяемых газов в пределах ±5%, может быть определен по формуле (2.18), после некоторых преобразований имеющей следующий вид

. (2.19)

При использовании СУГ, отвечающих требованиям ГОСТ Р 52087-2003 [7], допустимая молярная концентрация паров пропан-бутана в составе газовоздушной смеси, взаимозаменяемой с природным газом, составляет: для марки ПБТ 56,5 – 60,9%, для марки БТ 50,8 – 54,2% [37].

Рассчитаем основные физические свойства газовоздушной смеси, в составе которой до 40% молярных занимает воздух. Молекулярная масса воздуха m_в = 28,966 кг/кмоль, критические параметры P_кр = 3,84 МПа и T_кр = 134,0 K [36, 40].

В таблице 2.11 представлен молярный состав газовоздушной смеси, полученной при разбавлении паров СУГ воздухом.

Таблица 2.11 - Молярные составы паровой фазы СУГ и газовоздушной смеси

Компоненты	Этан С₂Н₆	Пропан С₃Н₈	Пропен С₃Н₆	н-Бутан n-С₄Н₁₀	Изобутан i-С₄Н₁₀	Бутен-1 С₄Н₈	Воздух
Паровая фаза СУГ
y, % мол.	2,15	77,08	3,51	11,11	4,92	1,23	-
Газовоздушная смесь
y, % мол.	1,29	46,25	2,10	6,67	2,95	0,74	40,0

Компонентный состав газовоздушной смеси (в % молярных) в виде круговой диаграммы изображен на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 - Компонентный состав газовоздушной смеси (в % молярных).

Результаты расчетов основных физических свойств газовоздушной смеси для заданного компонентного состава сведены в таблице 2.12.

Таблица 2.12 - Результаты расчетов основных физических свойств газовоздушной смеси

№№ п/п	Наименование параметров	Обозначение	Ед. изм.	Величина	Расчетная формула
1.	Среднемолекулярная масса	m_см	кг/кмоль	39,259	(2.5)
2.	Газовая постоянная	R	Дж/(кг·K)	211,8	(2.6)
3.	Плотность паров СУГ при стандартных условиях	r_ст	кг/м³	1,632	(2.7)
4.	Относительная плотность газа по воздуху	D	-	1,355	(2.8)
5.	Псевдокритическое давление	P_пк	МПа	4,06	(2.9)
6.	Псевдокритическая температура	T_пк	K	279,7	(2.10)
7.	Низшая рабочая теплота сгорания	Q_нр	МДж/м³	53,12	(2.11)
8.	Число Воббе	Wo	МДж/м³	45,63	(2.14)
9.	Концентрационные пределы воспламенения	НКПВ ВКПВ	%	3,73 15,65	(2.15)

Выполненные расчеты показали, что:

- газовоздушная смесь и природный газ взаимозаменяемы, так как число Воббе газовоздушной смеси Wo = 45,63 МДж/м³ и находится в пределах диапазона от 41,2 до 54,5 МДж/м³ по ГОСТ 5542-87 [11];

- газовоздушная смесь, благодаря наличию воздуха, стала легче, относительная плотность газа по воздуху снизилась до D = 1,355;

- нижний и верхний концентрационные пределы воспламенения газовоздушной смеси составляют 3,73 и 15,65% по объему соответственно.

Применение СУГ в зимний период при отрицательных температурах окружающей среды приводит к возникновению технологических трудностей, вызванных выпадением газовых гидратов и конденсацией пропан-бутановых фракций в газопроводах и на запорно-регулирующей арматуре.

Газовоздушные смеси имеют ряд преимуществ по сравнению с неразбавленными воздухом пропан-бутановыми смесями. Точка росы (температура конденсации) газовоздушной смеси значительно ниже, чем у паров СУГ.

3 разработка рекомендаций по использованию установок для пОЛУЧЕНИЯ пропан-бутановоздушных смесей

3.1 Ресурсосберегающий, экологический и экономические
аспекты применения пропан-бутановоздушных смесей для целей
газоснабжения

В России постепенно наступает время, когда уже никого не требуется убеждать в необходимости сбережения энергетических ресурсов. Рост цен на энергоносители и целенаправленная работа по снижению себестоимости производства продукции и оказания услуг заставили многих руководителей и собственников предприятий обратить внимание на проблему снижения затрат, повышения надежности и качества энергоснабжения. Рынок подталкивает руководство предприятий к внедрению энергоэффективных систем и технологий.

Помимо общеизвестных и широко внедряемых энергоэффективных мероприятий вне зоны пристального внимания компаний, внедряющих энергоэффективные проекты, остается вопрос о резервном топливе. При правильном подходе к решению этой проблемы вскрываются немалые резервы энергосбережения для промышленных предприятий, имеющих собственные энергетические установки.

Природный газ - единственный вид топлива, централизованно поставляемый по трубам, и за долгие годы многие потребители привыкли к мысли о его постоянном наличии. Кроме того, природным газом впрок не запасешься, как можно заранее в пределах утвержденных норм запастись мазутом, дизельным топливом, дровами или углем. Нормативы создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных утверждает Министерство энергетики РФ (приказ Минэнерго РФ от 04.09.2008 № 66 «Об организации в Министерстве энергетики РФ работы по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных»).

Несмотря на то, что при получении разрешения на использование газа в качестве топлива всем потребителям надлежит создать систему резервного топлива, при строительстве энергетических объектов заказчики стараются минимизировать вложение средств в систему резервного топлива, считая подобные рекомендации прихотью контролирующих и надзорных органов. Следует отметить, что в г. Москве и Московской области не удастся сдать новый объект без функционирующей системы резервного (или аварийного) топлива, а в ряде регионов еще можно ограничиться обязательством сделать это позднее или принять на себя ответственность за последствия в случае отключения газа.

Многие заказчики не имеют понятия о современных энергоэффективных технологиях и альтернативных видах газообразного топлива.

При проектировании энергетического объекта решением вопросов, связанных с резервным топливом, занимается проектная организация. Заказчик обычно не вникает в выбор технических решений, считая это второстепенным, малозначимым и обычно его пожелания сводятся к минимизации затрат по этой статье расходов. Проектировщики добросовестно исполняют волю заказчика и закладывают в проект самые дешевые (с точки зрения «стартовых» затрат) варианты резервного топливного хозяйства на основе мазута или дизельного топлива.

Когда на стадии эксплуатации объекта выясняется, что текущие затраты, например, на разогрев мазута составляют от 7-10% (по теории) до 20% (по факту) от общей выработанной тепловой энергии, то заниматься перепроектированием системы резервного топлива оказывается поздно и дорого. Применение дизельного топлива в качестве резервного также оказывается дорогим решением, так как его цена растет вместе с ценами на моторные виды топлива. Подобные решения на основе двухтопливных горелок имеют еще ряд минусов:

- снижается эффективность при переходе с основного вида топлива (газ) на резервный (нефтепродукты);

- низкий уровень автоматизации процесса горения, особенно у отечественного оборудования.

При выборе резервного топлива для газоснабжения энергетических объектов необходимо ломать стереотипы и в качестве резервного топлива применять современные виды топлива, близкие по своим свойствам к природному газу. Газообразное резервное топливо имеет много положительных качеств, заключающихся в потребительских свойствах, экономической эффективности и экологической чистоте.

В качестве газообразного резервного топлива предлагается использовать сжиженные газы:

· сжиженный углеводородный газ (СУГ), известный всем как бытовой газ для населения (пропан-бутан);

· сжиженный природный газ (СПГ) - это сжиженный метан, применение которого в качестве резервного топлива ограничено из-за криогенных температур его хранения (минус 161°С).

СУГ, в отличие от СПГ, транспортируется и длительно хранится при температуре окружающей среды, поэтому хорошо подходит для целей резервирования. Кроме того, рынок СУГ достаточно развит и стабилен, так как в большей степени привязан к ценам рынка традиционных моторных топлив и мало зависит от динамики цен на природный газ.

При сжигании паров пропан-бутана замена горелки для природного газа не требуется, достаточно ее простой регулировки. Это обусловлено тем, что теплота сгорания 1 м³ паровой фазы пропан-бутана в 2,8 раза выше, чем у метана, и если для сжигания 1 м³ метана требуется 9,5 м³ воздуха, то для сжигания 1 м³ пропан-бутановой смеси необходимо 25,9 м³ воздуха.

Экологическая чистота газообразного топлива по сравнению с нефтяными топливами очевидна. Прежде всего, отсутствуют загрязнения окружающей среды при транспортировке и сливо-наливных операциях, а также существенно меньше выбросы вредных веществ при сжигании газообразного топлива в котельных.

Сколько стоит решение данного вопроса для конкретного предприятия рассчитать несложно. Например, для котельной мощностью в 1 МВт:

- максимальный часовой расход - 39 м³/ч;

- 2 резервуара по 8 м³ каждый - 16 м³;

- испарители и регуляторы давления газа;

- запас резервного топлива - на 3,5 суток;

- суммарная стоимость - около $30 тыс.

Экономическую эффективность вложений в установки резервирования по топливу можно оценить исходя из убытков и упущенной выгоды, возникающих при отключениях природного газа. Опыт показывает, что в среднем затраты на строительство резервного топливного хозяйства для предприятий, использующих тепловую энергию или непосредственно топливо на технологические нужды, сопоставимы с убытками от 3-5 дней простоя без поставок природного газа. Срок службы резервного топливного хозяйства составляет не один десяток лет и за это время правильно принятое техническое решение по резервированию топлива окупится не один раз.

3.2 Предложения по составу оборудования и техническим
характеристикам установок для получения газовоздушных смесей

Выбор конфигурации оборудования установки для получения
газовоздушных смесей в каждом конкретном случае определяется совокупностью факторов, среди которых ключевыми являются следующие:

· марка СУГ, используемая для приготовления газовоздушной смеси;

· производительность смесительной установки - объем газовоздушной смеси, получаемый в единицу времени;

Наибольшей гибкостью в этом отношении обладают системы, построенные на базе установок модульного типа.

Установка для получения газовоздушных смесей подключается к резервуару СУГ и состоит из следующих составных частей:

· устройство для регазификации (испарения) СУГ;

· воздухонагнетательное устройство;

· смеситель газа с воздухом;

· средства контроля и автоматики.

Подача воздуха, необходимого для приготовления газовоздушной смеси, может осуществляться либо с помощью воздухонагнетательных устройств (компрессоров, вентиляторов), либо за счет использования энергии давления паров СУГ (инжекционный метод).

Для приготовления газовоздушных смесей низкого давления наиболее эффективны инжекционные установки, в которых подача необходимого количества воздуха и приготовление газовоздушной смеси осуществляется за счет энергии вытекающей из сопла струи газа. Нагнетатели воздуха в таких установках отсутствуют и не возникает дополнительных энергозатрат на сжатие воздуха. Инжекционные смесители имеют простую конструкцию и надежны в эксплуатации.

Установка для получения газовоздушных смесей должна иметь надежную систему автоматического регулирования производительности и поддержания постоянных состава и давления газовоздушной смеси при любых режимах ее потребления.

Максимальное содержание воздуха в составе газовоздушной смеси ограничивается требованиями безопасности: пары СУГ в смеси должны превышать верхний предел воспламенения не менее чем в 2 раза [35, 37].

Существует три основных метода регулирования производительности инжекционной газосмесительной установки:

1) количественное регулирование (изменение коэффициента инжекции) путем изменения площади выходного сечения сопла инжектора с помощью регулирующей иглы;

2) двухпозиционное регулирование с помощью буферной емкости переменного объема после инжектора;

3) качественное регулирование - изменение давления газа перед соплом инжектора с помощью регулятора давления (корректировка коэффициента инжекции после инжектора осуществляется с помощью клапана-корректора).

Ресурсесберегающая технология приготовления газовоздушных смесей, реализованная в виде смесительных установок паров пропан-бутана с воздухом давно применяется в США и странах Западной Европы. В России отсутствует широкий опыт проектирования и эксплуатации газовоздухосмесительных установок, поэтому значительный интерес представляет рассмотрение зарубежных конструкций этих установок.

Анализ имеющихся установок по приготовлению пропан-бутановоздушных смесей, показал, что большинство из них предназначено для размещения у конечного потребителя на газопроводах низкого давления и они эффективно снижают его затраты на топливо, замещая в составе газовоздушной смеси до 40% паров пропан-бутана воздухом.

Производительность и рабочее давление установок по приготовлению газовоздушных смесей зависит от их предназначения:

· для резервного (аварийного) газоснабжения;

· для покрытия «пиковых» нагрузок;

· для автономной газификации объектов.

Установки для резервного (аварийного) газоснабжения являются
дополнительным источником газа, позволяющим обеспечить бесперебойное газоснабжение потребителей при проведении аварийно-восстановительных и ремонтных работ на газопроводах и т.д. В качестве объектов газоснабжения могут быть котельные промышленных и сельскохозяйственных предприятий. Зарубежным аналогом является установка XPM Компании «Algas SDI» (США). Производительность установки должна соответствовать производительности по основному виду топлива в диапазоне от 30 до 300 м³/ч. Рабочее давление - среднее давление (свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа включительно). Диапазон рабочих температур от минус 40 до +50°C.

Установки для покрытия «пиковых» нагрузок на газораспределительную сеть должны обеспечивать работу объектов газоснабжения в периоды резких похолоданий. Применение установок СУГ позволяет оперативно замещать недостающие объемы природного газа пропан-бутановоздушными смесями и сглаживать «пики» неравномерности газопотребления. Продолжительность работы подобных установок варьируется от двух недель до одного месяца. Зарубежным аналогом является установка XPM Компании «Algas SDI» (США). Производительность установки должна соответствовать производительности по основному виду топлива в диапазоне от 30 до 300 м³/ч. Рабочее давление - среднее давление (свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа включительно). Диапазон рабочих температур от минус 40 до +50°C.

Установки для автономной газификации позволяют использовать пропан-бутан в качестве «стартового» топлива для последующего подключения объекта газоснабжения к сетевому природному газу. Зарубежным аналогом данной установки является смесительная установка FAS 4000 компании «Flussiggas-Anlagen GmbH» (Германия). Производительность установки должна соответствовать производительности газоиспользующего оборудования, установленного на объекте автономного газоснабжения, в диапазоне от 5 до 200 м³/ч. Рабочее давление - низкое давление (до 0,005 МПа). Диапазон рабочих температур от минус 40 до +50°C.

3.3 Расчет экономической эффективности

В отечественной практике газовоздухосмесительные установки не нашли широкого применения, поэтому представляет интерес обопщение зарубежного опыта по использованию газовоздушных смесей для целей газоснабжения.

Экономический эффект получается за счет замещения паров пропан-бутана воздухом (до 40%) и использования пропан-бутановоздушной смеси в качестве резервного топлива.

Расчет экономической эффективности «Проведение исследований по приготовлению и использованию пропан-бутановоздушных смесей для целей газоснабжения» выполнен в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов», утвержденными Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике №ВК 477 от 21.06.1999г. и с «Внитрикорпоративными правилами оценки эффективности НИОКР» СТО ГАЗПРОМ РД 1.12-096-2004.

Расчет выполняется в текущих ценах базового периода без учета НДС. Согласно СТО ГАЗПРОМ РД 1.12-096-2004 в качестве показателей коммерческой эффективности используется интегральный эффект (чистый дисконтированный доход) и индекс эффективности.

Продолжительность расчетного периода составляет 8 лет после завершения работ. Налоговое окружение принимается в соответствии с действующим законодательством РФ.

При расчете показателей было произведено моделирование денежных потоков, включающих денежные поступления (приток денежных средств) и расходы (отток денежных средств), связанные с проведением исследований по приготовлению и использованию пропан-бутановоздушных смесей для целей газоснабжения.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Исходные данные для расчета показателей экономической эффективности проведения исследований по приготовлению и использованию пропан-бутановоздушных смесей для целей газоснабжения

№№ п/п	Наименование показателей	Ед. изм.	Значение
1.	Затраты: 2011 г. 2012 г.	тыс.руб.	6 000,0 6 000,0
2.	м³/ч	50
3.	Стоимость пропан-бутана для нужд газоснабжения	руб./кг	25
4.	Состав жидкой фазы СУГ x_m : пропан С₃Н₈ н-бутан n-C₄H₁₀	% масс.	55,0 45,0
5.	Молекулярная масса m : пропан С₃Н₈ н-бутан n-C₄H₁₀	кг/кмоль	44,097 58,124
6.	Норма дисконта E	%	12,0
7.	Ставка налога на прибыль	%	20,0

Средняя молекулярная масса смеси жидких углеводородов заданного компонентного состава

кг/кмоль.

Исходя из закона Авагадро, что 1 кмоль любого газа при нормальных условиях занимает объем 22,41 м³, определяем объем паровой фазы, образующийся при испарении 1 кг жидкой фазы СУГ

м³.

Объем паровой фазы при стандартных условиях (20°С) составляет

м³.

Годовая производительность установки

Q_г = Q_ч ? 24 ? 365 = 50 ? 24 ? 365 = 438000 м³/год = 438 тыс.м³/год.

В газовоздухосмесительной установке до 40% объема паров углеводородных газов замещается воздухом, т.е. сберегается ресурс газовой смеси в количестве

DQ = 40 / 100 ? 438 » 175 тыс.м³/год.

Годовая экономия ресурса СУГ составляет

DM_суг = 1 ? 175000 / 0,486 = 360082 кг/год » 360 т/год

или в стоимостном выражении

DS_суг = DM_суг ? Ц_суг = 360082 ? 25 = 9002050 руб./год » 9002,1 тыс.руб./год.

Расчет величины интегрального эффекта представлен в таблице 3.2.

Согласно данным таблицы 3.2 интегральный эффект Э_и составит 25 821,7 тыс. руб. Индекс эффективности равен

ИЭ_р = 25 821,7 / (6 000,0 ? 1,2544 + 6 000,0 ? 1,1200) + 1 = 2,81.

Результаты расчета свидетельствуют об эффективности внедрения технологий по приготовлению и использованию пропан-бутановоздушных смесей для целей газоснабжения, так как величина интегрального эффекта (чистого дисконтированного дохода) -
положительна. Индекс эффективности превышает 1, что также свидетельствует об эффективности данной разработки.

Таблица 3.2 - Расчет показателей коммерческой эффективности

Наименование	Значение показателя по годам:										Итого:
показателей	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7
Затраты, тыс.руб. в т.ч. по годам	6000,0	6000,0
Экономия ресурса СУГ за счет замены воздухом, тыс.руб.			9002,1	9002,1	9002,1	9002,1	9002,1	9002,1	9002,1	9002,1
Ставка налога на прибыль, %	20,0	20,0	20,0	20,0	20,0	20,0	20,0	20,0	20,0	20,0
Налог на прибыль, тыс. руб.			1800,4	1800,4	1800,4	1800,4	1800,4	1800,4	1800,4	1800,4
Чистый поток денежных средств, тыс. руб.	-6000,0	-6000,0	7201,7	7201,7	7201,7	7201,7	7201,7	7201,7	7201,7	7201,7
Норма дисконта, %	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
Коэффициент дисконтирования	1,2544	1,1200	1,0000	0,8929	0,7972	0,7118	0,6355	0,5674	0,5066	0,4523
Дисконтированный чистый поток денежных средств, тыс. руб.	-7526,4	-6720,0	7201,7	6430,4	5741,2	5126,2	4576,7	4086,2	3648,4	3257,3	25821,7
Накопленный дисконтированный поток денежных средств, тыс. руб.	-7526,4	-14246,4	-7044,7	-614,3	5126,9	10253,1	14829,8	18916,0	22564,4	25821,7

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Использование СУГ в качестве резервного топлива на объектах газоснабжения представляет собой актуальную задачу. В работе выполнены технологические расчеты по обоснованию технической возможности, оценены достоинства и недостатки замены природного газа:

· парами пропан-бутановых фракций;

· газовоздушными смесями (смеси паров СУГ с воздухом).

По итогам выполненной работы сделаны следующие выводы:

1. Теплота сгорания паровой фазы СУГ зависит от компонентного состава и в более чем 2,5 раза превосходит теплоту сгорания природного газа. Число Воббе паров СУГ выходит за пределы диапазона от 41,2 до 54,5 МДж/м³ по ГОСТ 5542-87 [11]. Пары СУГ являются более калорийным видом топлива по сравнению с природным газом, поэтому горелки газоиспользующего оборудования должны быть перенастроены для использования паровой фазы СУГ.

2. Расчеты по определению свойств пропан-бутановоздушных смесей показали, что:

По результатам расчетов свойств паров СУГ заданного компонентного состава (см. таблицу 2.12) псевдокритическая температура газовоздушной смеси получилась равной 279,7 K (6,5°С). Это означает, что при температурах, превышающих 6,5°C, конденсат в газопроводах образовываться не должен. Образование конденсата возможно при температурах ниже 6,5°С. Так как в виде конденсата выпадают бутановые фракции, то появляется возможность для целей резервного газоснабжения использовать СУГ с повышенным содержанием бутановых фракций.

3. Технические характеристики и технологические схемы установок по приготовлению пропан-бутановоздушных смесей зависят от следующих параметров:

- марка СУГ, используемая для приготовления газовоздушной смеси;

- производительность установки - объем газовоздушной смеси, получаемый в единицу времени;

- давление газа в трубопроводе потребителя (для получения высоких давлений используются смесительные установки, работающие на сжатом воздухе);

- предполагаемый режим функционирования системы (режим резервного газоснабжения, покрытие «пиковых» нагрузок, автономное газоснабжение);

- возможность в перспективе увеличивать мощности установки.

4. Анализ конструкций зарубежных и отечественных установок по приготовлению пропан-бутановоздушных смесей показал, что наибольшее распространение получили смесительные установки на базе трубок Вентури (Venturi). В зависимости от величины требуемого выходного давления в одних типах установок используется атмосферный воздух, в других - сжатый воздух от воздушного компрессора. От величины давления газовоздушной смеси на выходе из установки зависит состав оборудования, которое необходимо применить для приготовления газовоздушной смеси.

5. Для испарения жидкой фазы СУГ применяются различные конструкции испарителей: электрических, жидкостных и огневых. На основе анализа технических характеристик испарителей ряда зарубежных производителей (Algas SDI, ITO KOKI, Flussiggas-Anlagen GmbH) определены диапазоны расходов для применения различных видов испарителей жидкой фазы СУГ:

- от 30 до 1000 кг/с – электрические испарители;

- от 160 до 3000 кг/с – жидкостные испарители;

- от 40 до 80 кг/с – огневые испарители.

6. На основе анализа технических характеристик отечественных и зарубежных установок по приготовлению газовоздушных смесей определены диапазоны производительности, рабочего давления и рабочих температур
в зависимости от предназначения установок:

· установки для резервного (аварийного) газоснабжения и покрытия «пиковых» нагрузок:

производительность - от 30 до 300 м³/ч;

рабочее давление - среднее давление (свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа включительно);

рабочая температура - от минус 40 до +50°C;

· установки для автономной газификации

производительность - от 5 до 200 м³/ч;

рабочее давление - низкое давление (до 0,005 МПа);

рабочая температура - от минус 40 до +50°C.

7. Экономический эффект от внедрения технологии пропан-эйр получается за счет замещения паров пропан-бутана воздухом (до 40%) и использования пропан-бутановоздушной смеси в качестве резервного источника топлива.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Федеральный закон «О техническом регулировании» от 27.12.2002 № 184-ФЗ (ред. от 06.12.2011).

2. Федеральный закон «О газоснабжении в Российской Федерации» от 18.12.2006 № 232-ФЗ (ред. от 28.11.2011).

3. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 № 116-ФЗ (ред. от 19.07.2011).

4. Технический регламент о требованиях пожарной безопасности:
Федеральный закон от 22.07.2008 № 123-ФЗ.//Российская газета. - 2008. -01.08.

5. Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления: утв. постановлением Правительства РФ от 29.10.2010 № 870 (с изм. на 23.06.2011).

6. Технический регламент Таможенного союза «О безопасности сжиженных углеводородных газов».

7. ГОСТ Р 52087-2003. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия. - Введ. 01.07.2004.//Сб. Газообразное топливо. Технические условия и методы анализа. - М.: Стандартинформ, 2006. - II, 10 с.

8. ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия (с изм. №1 и №2). - Взамен ГОСТ 20448-80, введ. 01.01.1992. - М.: Стандарт-информ, 2005. - II, 8 с.

9. ГОСТ 28656-90. Газы углеводородные сжиженные. Расчетный метод определения плотности и давления насыщенных паров (с изм. №1). - Введ. 01.07.91. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2000. - I, 10 с.

10. ГОСТ Р 50994-96 (ИСО 4256-78). Газы углеводородные сжиженные. Метод определения насыщенных паров. - Введ. 01.07.1997. - М.: Госстандарт России, 1997. - III, 12 с.

11. ГОСТ 5542-87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия (с поправкой от 15.07.2001). - Взамен ГОСТ 5542-78, введ. 01.01.1988. - М.: Госстандарт, 2001. - 4 с.

12. ГОСТ 12.1.044-89. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения. - Взамен ГОСТ 12.1.044-84, введ. 01.01.1991. - М.: Стандартинформ, 2006. - 99 с.

13. ГОСТ 12.1.011-78. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний. - Введ. 01.07.1979. - М.: Стандартинформ, 2006. - 23 с.

14. ГОСТ 10704-91. Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент. - Взамен ГОСТ 10704-76, введ. 01.01.1993. - М.: Стандартинформ, 2007. - 8 с.

15. ГОСТ Р 50838-95. Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия. - Введ. 01.07.1996. - М.: Стандартинформ, 2006. - 21 с.

16. ГОСТ Р 54982-2002. Системы газораспределительные. Объекты сжиженных углеводородных газов. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация.

17. СП 62.13330.2011. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002.

18. СНиП 23-01-99*. Строительная климатология (с изм. от 24.12.2002).- Взамен СНиП 2.01.01-82, введ. 01.01.2000. - М.: ГУП ЦППС, 2006. - 70 с.

19. ПБ 12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления: Постановление Госгортехнадзора России от 18 марта 2003 г. № 9, зарегистр. Министерством юстиции РФ от 04 апреля 2003 г. № 4376. - СПб: Изд-во ДЕАН, 2003. - 192 с.

20. ПБ 12-609-03. Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы: Постановление Госгортехнадзора России от 27 мая 2003 г. № 40, зарегистр. Министерством юстиции РФ от 19 июня 2003 г. № 4777. - М.: Изд-во СУИ, 2007. - 72 с.

21. СП 62.13330.2010. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002. - Введ. 20.05.2011. - М.: Минрегион России, 2011. - 65 с.

22. СП 42-101-2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. - Взамен СП 42-101-96, введ. 08.07.2003. - М.: Госстрой России, 2003. - 237 с.

23. СП 42-102-2004. Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб. - Взамен СП 42-102-96, введ. 27.05.2004. - М.: Госстрой России, 147 с.

24. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов.- Взамен ОНТП-51-1-85, введ. 03.06.2006. - М.: ОАО «Газпром», 2005. - VI, 193 с.

25. Концепция участия ОАО «Газпром» в газификации регионов Российской Федерации: Постановление Правления ОАО «Газпром» от 30 ноября 2009 г. № 57. - М.: ОАО «Газпром», 2009. - 22 с.

26. Аркадов Ю.К. Новые газовые эжекторы и эжекционные процессы. - М.: Изд-во Физико-математической литературы, 2001. - 336 с.

27. Брюханов О.Н., Плужников А.И. Основы эксплуатации оборудования и систем газоснабжения: Учебник. - М.: ИНФРА-М, 2005. - 256 с.

28. Газовые сети и газохранилища: Учебник./Зименков Ю.Д. и др. - 2-ое изд., перераб. и доп. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 359 с.

29. Газовые сети и установки: Учеб. пособие./Жила В.А., Ушаков М.А., Брюханов О.Н. - М.: Изд. центр «Академия», 2003. - 272 с.

30. Газовые топлива и их компоненты. Свойства, получение, применение, экология: Справочник./Бакулин В.Н. и др. - М.: Издательский дом МЭИ, 2009. - 614 с.

31. Данилов А.А., Петров А.И. Газораспределительные станции. - СПб: Недра, 1997. - 240 с.

32. Ионин А.А. Газоснабжение: Учебник для ВУЗов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Стройиздат, 1989. - 439 с.

33. Кязимов К.Г., Гусев В.Е. Основы газового хозяйства: Учебник. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Высшая школа, 2000. - 462 с.

34. Миркин А.З., Усиньш В.В. Трубопроводные системы: Справ. изд. - М.: Химия, 1991. - 256 с.

35. Рачевский Б.С. Сжиженные углеводородные газы. - М.: Изд-во «Нефть и газ», 2009. - 640 с.

36. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей: Справочное пособие. - 3-е изд., перераб. и доп. - Л.: Химия, 1982. - 592 с.

37. Рубинштейн С.В., Щуркин Е.П. Газовые сети и оборудование для сжиженных газов. - Л.: Недра, 1991. - 252 с.

38. Стаскевич Н.Л., Вигдорчик Д.Я. Справочник по сжиженным углеводородным газам. - Л.: Недра, 1986. - 543 с.

39. Стаскевич Н.Л., Северинец Г.Н., Вигдорчик Д.Я. Справочник по газоснабжению и использованию газа. - Л.: Недра, 1990. - 762 с.

40. Теплотехнические расчеты процессов транспорта и регазификации природных газов. Справочное пособие./Загорученко В.А., Бикчентай Р.Н., Вассерман А.А. и др. - М.: Недра, 1980. - 320 с.

41. Термины и определения в газораспределении: Пособие./В.В.Тарасов, Е.В.Брысьева, И.П.Сафонова и др. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 132 с.

42. Яковлев Е.И. Газовые сети и газохранилища: Учебник для ВУЗов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1991. - 400 с.

43. Автономное и резервное газо-, тепло- и энергоснабжение на
пропан-бутане./Рекламный проспект ООО «Газэнергосеть». - 20 с.

44. Испарительные и смесительные установки FAS./Рекламный проспект Компании «Flussiggas-Anlagen GmbH» (Германия). - 12 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А.
Физико-химические свойства СУГ

Таблица А.1 - Нормативные показатели марок СУГ по ГОСТ Р 52087-2003 [7]

№№ п/п	Наименование показателей	Норма для марок СУГ
№№ п/п	Наименование показателей	ПТ	ПА	ПБА	ПБТ	БТ
1.	Массовая доля компонентов, %
	- сумма метана, этана и этилена	Н е н о р м и р у е т с я
	- сумма пропана и пропилена, не менее	75	-	-	Не нормируется
	в том числе пропана	-	85±10	50±10	-	-
	- сумма бутанов и бутиленов:	Не нормируется			-	-
	не более	-	-	-	60	-
	не менее	-	-	-	-	60
	- сумма непредельных углеводородов, не более	-	6	6	-	-
2.	Объемная доля жидкого остатка при 20°С, %, не более	0,7	0,7	1,6	1,6	1,8
3.	Давление насыщенных паров (избыточное), МПа при температуре:
	плюс 45°С, не более	1,6
	минус 20°С, не менее	0,16	-	0,07	-	-
	минус 30°С, не менее	-	0,07	-	-	-
4.	Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы,%,не более	0,01	0,01	0,013	0,013
	в том числе сероводорода, не более	0,003
5.	Содержание свободной воды и щелочи	Отсутствие
6.	Интенсивность запаха, баллы, не менее	3

Таблица А.2 - Значения плотности жидкой фазы r_ж индивидуальных углеводородов, входящих в состав СУГ [ 9 ]

Температура t,°С	Плотность жидкой фазы индивидуальных углеводородов r_ж ,кг/м³
	П р е д е л ь н ы е у г л е в о д о р о д ы						Н е п р е д е л ь н ы е у г л е в о д о р о д ы
	Этан С₂Н₆	Пропан С₃Н₈	Изобутан i-С₄Н₁₀	н-Бутан n-С₄Н₁₀	Изопентан i-С₅Н₁₂	н-Пентан n-С₅Н₁₂	Этилен С₂Н₄	Пропен С₃Н₆	Бутен-1 С₄Н₈	Изобутен i-С₄Н₈	Пентен-1 С₅Н₁₀
-50	496,1	590,9	635,2	651,0	688,0	691,9	483,1	612,0	673,2	673,3	707,7
-45	488,8	585,2	630,0	646,4	683,4	687,4	473,4	606,1	668,0	667,8	703,2
-40	481,0	579,5	624,7	641,4	678,7	682,8	463,2	599,5	662,7	662,4	698,8
-35	473,1	573,7	619,5	636,7	673,9	678,2	452,5	593,5	657,3	657,0	694,2
-30	464,9	567,7	614,2	631,7	669,2	673,5	441,1	587,2	651,9	651,5	689,6
-25	456,3	561,6	608,7	626,8	664,5	669,0	428,8	580,4	646,4	646,2	684,9
-20	447,3	555,5	603,3	621,8	659,7	664,3	415,4	573,7	640,9	640,5	680,2
-15	437,8	549,3	597,8	616,6	654,9	659,6	400,7	566,9	635,3	635,0	675,4
-10	427,5	542,9	592,4	611,5	650,0	654,9	384,6	559,9	629,7	629,4	670,6
-5	416,6	536,4	586,7	606,6	645,2	650,1	366,2	552,8	624,0	623,7	665,7
0	404,8	529,7	581,0	601,0	640,3	645,2	345,0	545,5	618,2	618,0	660,8
5	391,8	522,8	575,3	595,7	635,4	640,5	320,0	538,2	612,4	612,2	655,8
10	377,5	515,9	569,4	590,1	630,4	635,6	-	530,5	606,5	606,5	650,8
15	361,1	508,6	563,4	584,6	625,4	630,6	-	523,0	600,5	600,6	645,6
20	342,1	501,1	557,3	578,9	620,4	625,8	-	514,9	594,5	594,7	640,5
25	319,7	493,4	551,1	573,2	615,3	620,7	-	506,8	588,4	588,6	635,3
30	291,9	485,6	544,8	567,3	610,2	615,8	-	498,5	582,3	582,6	630,0
35	-	477,5	538,5	561,3	605,0	610,6	-	489,9	576,0	576,4	624,6
40	-	468,9	531,9	555,2	599,8	605,5	-	481,5	569,8	570,3	619,3
45	-	460,4	525,2	549,0	594,4	600,3	-	472,6	563,4	564,0	613,8
50	-	451,3	518,2	542,6	589,1	595,0	-	463,4	557,1	557,8	608,4

Таблица А.3 - Значения давления насыщенных паров P_S индивидуальных углеводородов [9, 10, 38]

Температура t,°С	Давление насыщенных паров индивидуальных углеводородов P_S , МПа
	П р е д е л ь н ы е у г л е в о д о р о д ы						Н е п р е д е л ь н ы е у г л е в о д о р о д ы
	Этан С₂Н₆	Пропан С₃Н₈	Изобутан i-С₄Н₁₀	н-Бутан n-С₄Н₁₀	Изопентан i-С₅Н₁₂	н-Пентан n-С₅Н₁₂	Этилен С₂Н₄	Пропен С₃Н₆	Бутен-1 С₄Н₈	Изобутен i-С₄Н₈	Пентен-1 С₅Н₁₀
-50	0,542	0,069	-	-	-	-	1,026	0,098	-	-	-
-45	0,642	0,086	-	-	-	-	1,205	0,121	-	-	-
-40	0,756	0,107	-	-	-	-	1,406	0,147	-	-	-
-35	0,885	0,131	-	-	-	1,630	0,174	-	-	-
-30	1,030	0,161	-	-	-	-	1,831	0,212	-	-	-
-25	1,192	0,193	-	-	-	-	2,150	0,254	-	-	-
-20	1,374	0,232	0,072	0,046	-	-	2,443	0,295	-	-	-
-15	1,571	0,280	0,088	0,055	-	-	2,779	0,355	0,069	0,072	-
-10	1,788	0,332	0,105	0,067	-	-	3,140	0,415	0,084	0,087	-
-5	2,041	0,392	0,126	0,082	-	-	3,522	0,487	0,103	0,106	-
0	2,308	0,448	0,150	0,100	0,033	0,023	3,947	0,564	0,125	0,128	0,031
5	2,602	0,532	0,179	0,121	0,041	0,029	4,400	0,651	0,149	0,152	0,039
10	2,922	0,617	0,211	0,143	0,051	0,036	-	0,750	0,179	0,181	0,048
15	3,263	0,711	0,247	0,171	0,062	0,045	-	0,857	0,211	0,213	0,058
20	3,672	0,817	0,289	0,197	0,075	0,055	-	0,973	0,248	0,250	0,071
25	4,061	0,934	0,334	0,238	0,089	0,066	-	1,110	0,290	0,292	0,085
30	4,504	1,060	0,386	0,274	0,106	0,079	-	1,281	0,337	0,339	0,101
35	-	1,204	0,443	0,318	0,125	0,094	-	1,437	0,389	0,392	0,120
40	-	1,353	0,508	0,365	0,146	0,112	-	1,593	0,448	0,449	0,142
45	-	1,527	0,579	0,420	0,171	0,131	-	1,786	0,512	0,514	0,166
50	-	1,710	0,656	0,481	0,197	0,154	-	1,970	0,583	0,588	0,193

Таблица А.4 - Коэффициент сжимаемости Z

Р_ПР	Т_ПР
Р_ПР	0,60	0,625	0,650	0,675	0,70	0,725	0,75	0,775	0,800	0,825	0,850	0,875
0,00	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
0,01	0,983	0,985	0,986	0,987	0,988	0,989	0,990	0,991	0,992	0,993	0,994	0,995
0,02	0,967	0,970	0,972	0,974	0,976	0,978	0,979	0,981	0,983	0,985	0,987	0,989
0,03	0,950	0,955	0,958	0,962	0,964	0,966	0,969	0,971	0,975	0,977	0,980	0,982
0,04	0,932	0,939	0,945	0,950	0,952	0,955	0,958	0,961	0,966	0,969	0,972	0,975
0,05	0,915	0,925	0,932	0,938	0,942	0,944	0,948	0,951	0,957	0,961	0,965	0,968
0,06	0,898	0,910	0,918	0,925	0,931	0,934	0,938	0,942	0,948	0,953	0,957	0,961
0,07	0,880	0,895	0,905	0,913	0,919	0,923	0,927	0,933	0,939	0,946	0,949	0,954
0,08	0,863	0,880	0,892	0,900	0,906	0,912	0,918	0,923	0,930	0,937	0,941	0,947
0,09	0,845	0,865	0,878	0,887	0,902	0,907	0,914	0,922	0,929	0,934	0,940
0,10	0,825	0,848	0,862	0,872	0,880	0,890	0,898	0,905	0,912	0,921	0,927	0,933
0,11	0,805	0,830	0,845	0,858	0,868	0,879	0,889	0,896	0,904	0,913	0,919	0,925
0,12	0,785	0,812	0,828	0,843	0,855	0,867	0,878	0,887	0,896	0,907	0,912	0,919
0,13	0,765	0,793	0,813	0,829	0,840	0,855	0,868	0,878	0,888	0,898	0,905	0,911
0,14	0,743	0,775	0,798	0,815	0,826	0,843	0,857	0,867	0,880	0,891	0,898	0,905
0,15	0,720	0,755	0,780	0,802	0,814	0,831	0,845	0,858	0,871	0,883	0,892	0,899
0,16	0,695	0,733	0,761	0,785	0,800	0,818	0,834	0,848	0,861	0,875	0,885	0,892
0,17	0,670	0,712	0,741	0,768	0,785	0,806	0,822	0,837	0,851	0,866	0,878	0,886
0,18	0,643	0,691	0,721	0,750	0,769	0,793	0,811	0,826	0,841	0,858	0,871	0,880
0,19	0,615	0,669	0,701	0,732	0,753	0,780	0,799	0,816	0,831	0,849	0,864	0,873
0,20	0,585	0,644	0,680	0,714	0,736	0,766	0,785	0,805	0,822	0,840	0,856	0,866
0,21	0,550	0,615	0,655	0,695	0,719	0,750	0,773	0,795	0,813	0,831	0,849	0,858
0,22	0,510	0,585	0,632	0,676	0,703	0,736	0,761	0,784	0,804	0,822	0,841	0,852
0,23	0,460	0,555	0,605	0,653	0,685	0,720	0,747	0,773	0,795	0,813	0,833	0,844
0,24	0,400	0,510	0,580	0,630	0,664	0,703	0,733	0,761	0,784	0,804	0,825	0,837
0,25		0,465	0,545	0,606	0,642	0,686	0,720	0,748	0,773	0,796	0,818	0,830
0,26		0,400	0,508	0,582	0,621	0,670	0,706	0,736	0,762	0,788	0,810	0,823
0,27			0,460	0,552	0,600	0,652	0,692	0,724	0,751	0,780	0,803	0,816
0,28			0,400	0,518	0,576	0,632	0,675	0,712	0,740	0,770	0,795	0,810
0,29				0,484	0,550	0,612	0,657	0,700	0,728	0,760	0,786	0,803
0,30				0,420	0,516	0,590	0,638	0,686	0,714	0,750	0,775	0,795
0,31				0,350	0,478	0,564	0,618	0,671	0,700	0,739	0,765	0,787
0,32					0,430	0,540	0,598	0,656	0,687	0,728	0,755	0,778
0,33					0,380	0,510	0,578	0,639	0,674	0,717	0,745	0,770
0,34						0,478	0,556	0,620	0,659	0,705	0,735	0,762
0,35						0,442	0,532	0,602	0,645	0,693	0,725	0,753
0,36					0,390	0,505	0,582	0,631	0,680	0,715	0,743
0,37							0,476	0,562	0,616	0,666	0,704	0,734
0,38							0,438	0,540	0,600	0,652	0,694	0,725
0,39							0,390	0,517	0,584	0,639	0,683	0,716
0,40								0,490	0,564	0,625	0,671	0,707
0,41								0,461	0,543	0,612	0,658	0,699
0,42								0,435	0,522	0,597	0,646	0,690
0,43								0,400	0,500	0,582	0,632	0,681
0,44									0,475	0,568	0,619	0,670
0,45									0,445	0,550	0,606	0,660
0,46									0,410	0,529	0,594	0,649
0,47									0,360	0,509	0,578	0,637
0,48										0,489	0,562	0,624
0,49										0,466	0,546	0,612
0,50										0,434	0,521	0,600

Использование сжиженных газов в качестве резервного топлива на объектах газоснабжения