ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
(19)RU
(11)2505738
(13)C2
(51) МПК
F17C9/02 (2006.01)
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
Статус: по данным на 27.03.2015 - действует
Пошлина: учтена за 4 год с 29.11.2014 по 28.11.2015
(21), (22) Заявка: 2011148393/06,
28.11.2011
(24) Дата начала отсчета срока
действия патента:
28.11.2011
Приоритет(ы):
(22) Дата подачи заявки: 28.11.2011
(43) Дата публикации заявки:
10.06.2013
(72) Автор(ы):
Осипова Наталия Николаевна (RU),
Курицын Борис Николаевич (RU),
Максимов Сергей Александрович (RU)
(73) Патентообладатель(и):
Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение высшего
(56) Список документов,
профессионального образования
цитированных в отчете о
поиске: SU 666945 А1, 05.12.1979. SU "Саратовский государственный технический
1809910 A3, 15.04.1993. SU 1064071 университет имени Гагарина Ю.А."(СГТУ
имени Гагарина Ю.А.) (RU)
А1, 30.12.1983. SU 564485 A1,
05.07.1977. JPS 62141399 A,
24.06.1987. JPH 07317998 A,
08.12.1995.
(45) Опубликовано: 27.01.2014
Адрес для переписки:
410054, г.Саратов, ул.
Политехническая, 77, СГТУ имени
Гагарина Ю.А., патентнолицензионный отдел ЦТТи КОИС
(54) СИСТЕМА РЕГАЗИФИКАЦИИ СЖИЖЕННОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА
(57) Реферат:
Изобретение относится к области газоснабжения, в частности к испарению сжиженного
углеводородного газа в самих расходных емкостях и грунтовых испарителях и последующему
дросселированию парового потока без образования гидратов, и может быть использовано при
снабжении сжиженным углеводородным газом жилищно-коммунальных потребителей и объектов
сельского хозяйства от подземных резервуарных установок с естественной регазификацией продукта.
Представленная система содержит подземный резервуар 1 с сжиженным углеводородным газом с
головкой, оснащенной системой автоматики и безопасности 9, трубопровод паровой фазы сжиженного
углеводородного газа в виде внутренней газоотводящей трубы 2, глубинного вентиля 3, служащего для
отключения грунтового испарителя при ремонтных работах, трубопровод 4 для перегрева паров,
выполненный в виде спирального горизонтального трубопровода, расположенного ниже глубины
сезонного промерзания грунта, шкафного газорегуляторного пункта 5 и расположенного в нем
регулятора низкого давления б. При этом шкафной газорегуляторный пункт снабжен газопроводом
паровой фазы низкого давления 7. Технический результат - предотвращение образования гидратов
сжиженного углеводородного газа в дросселирующих органах регуляторов давления перед
последующей
подачей
потребителю.
3
з.п.
ф-лы,
2
ил.
Изобретение относится к области газоснабжения, в частности к испарению сжиженного
углеводородного газа в самих расходных емкостях и грунтовых испарителях и последующему
дросселированию парового потока без образования гидратов, и может быть использовано при
снабжении сжиженным углеводородным газом жилищно-коммунальных потребителей и объектов
сельского хозяйства от подземных резервуарных установок с естественной регазификацией продукта.
Наибольшая проблема при регазификации сжиженного углеводородного газа и последующем
снабжении потребителей это образование гидратов, продуктов взаимодействия углеводородов с водой,
которые в виде кристаллов оседают в местах установки сужающих устройств регуляторов давления при
редуцировании паров сжиженного углеводородного газа. Этому явлению способствуют факторы: состав
газа, температура, давление и насыщение газа парами воды. Как показывают многочисленные
исследования, образование гидратных пробок обусловлено дросселированием в регуляторах давления
насыщенной жидкости или парожидкостного потока. В то же время дросселирование насыщенных или
перегретых паров сжиженного углеводородного газа кристаллизации растворенной влаги не вызывает.
В этой связи, при регазификации углеводородного газа дополнительно применяют: местный обогрев
редукционных головок подземных резервуаров сжиженного углеводородного газа или общий подогрев
газа идущего на редуцирование с помощью специальных устройств.
Известна система регазификации сжиженного углеводородного газа с предупреждением
гидратообразования за счет обогрева редукционных головок подземных резервуаров сжиженного газа с
помощью отопительного радиатора (Инструкция по ликвидации конденсатных и гидратных пробок на
газопроводах и удалению неиспарившихся остатков из резервуаров и конденсатосборников, Саратов,
Гипрониигаз, 1974), содержащая подземный резервуар сжиженного газа с крышкой, изолированный
кожух в котором размещается редуцирующий узел с автоматикой регулирования и безопасности,
клапан запорный и отопительный радиатор в виде регистра из гладких труб, установленный на крышке
резервуара и сообщающийся с помощью трубопровода с электрокотлом, оборудованным трубчатым
электронагревателем и системой отвода воздуха через расширительный бачок, устанавливаемый на
радиаторе. Теплоносителем является антифриз марки 65 или другая жидкость, имеющая температуру
застывания не выше - 60°C. Недостатками предложенного способа являются высокая стоимость
электроэнергии, оборудования и нагревательных приборов, а также вынос электрокотла на расстояние
не менее 5 метров от редуцирующей головки резервуара, что увеличивает стоимость предложенной
системы и площадь отчуждаемой территории на размещение оборудования резервуарных установок в
целом.
Известна система регазификации и подготовки сжиженного газа к использованию с подогревом
(Рубенштейн С.В. и др. Газовые сети и оборудование для сжиженных газов. Л. Недра, 1991, с.153,
рис.6-4) содержащая баллон с сжиженным сжатым газом, нагреватель сжиженного газа для изменения
его фазового состояния перед подачей на сжигание в горелку и запорно-регулирующие органы для
поддержания давления газа в указанном диапазоне. Недостатком способа является то, что для
регазификации и подогрева сжиженного углеводородного газа используется посторонний источник
тепла (электрический испаритель), что снижает экономичность системы, за счет использования
электричества для процесса регазификации и повышает пожароопасность системы в целом, а в
установках с естественной регазификацией сжиженного углеводородного газа просто отсутствует.
Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является система регазификации сжиженного
углеводородного газа в подземном резервуаре (А.с. 666945 МПК F17C 9/02), содержащая подземный
резервуар сжиженного углеводородного газа с головкой, оснащенной системой автоматики и
безопасности, горизонтальный трубопровод (проточный испаритель сжиженного углеводородного газа),
прокладываемый ниже глубины промерзания грунта, с целью испарения фракций сжиженного
углеводородного газа с более высокой температурой кипения и шкафного газорегуляторного пункта, где
происходит снижение давления газа перед подачей его потребителю. Система предполагает
одновременный отбор жидкой и паровой фаз из резервуара, дросселирование паровой фазы,
последующее смешение жидкой и паровой фаз, дросселирование парожидкостной смеси и испарение в
проточном регазификаторе жидкости с более высокой температурой кипения и снижение давления
насыщенной парожидкостной смеси в шкафном газорегуляторном пункте.
Однако, указанная система регазификации сжиженного углеводородного газа обеспечивает
образование насыщенной парожидкостной смеси, которая проходя через систему трубопроводной
обвязки подземного резервуара сжиженного газа и подземный испаритель указанной конструкции, не
успевает получить достаточный перегрев, за счет интенсивного теплообмена газоотводящей трубы с
наружным воздухом и поступая в шкафной газорегуляторный пункт при последующем
дросселировании, способствует образованию кристалогидратов в регуляторах давления за счет
наличия воды, растворенной в жидкой фазе смеси, что приводит к прекращению газоснабжения.
Задача предлагаемого изобретения заключается в максимальном использовании естественного
теплопритока от грунта, исключения теплообмена внутренней газоотводящей трубы на выходе из
резервуара с окружающим наружным воздухом, сохранении перегрева паровой фазы сжиженного газа
до шкафного газорегуляторного пункта, обеспечении дросселирования перегретых паров в регуляторе
давления.
Технический результат заключается в предотвращении образования гидратов при дросселировании
паров сжиженного углеводородного газа за счет применения подземного резервуара, соединенного с
трубопроводом перегрева паров и шкафного газорегуляторного пункта с регулированием давления
перед подачей его потребителю. Новым является то, что трубопровод перегрева паров выполнен в
виде незамкнутого контура и располагается по периметру резервуара ниже глубины сезонного
промерзания грунта, а для сохранения перегрева паровой фазы в трубопроводе перегрева паров его
восходящий участок покрывается тепловой изоляцией. Кроме этого для редуцирования в регуляторе
давления перегретой паровой фазы шкафной газорегуляторный пункт также покрывается тепловой
изоляцией.
Поставленная задача решается тем, что в системе регазификации сжиженного углеводородного газа,
согласно заявляемому техническому решению трубопровод перегрева паров выполнен в виде
незамкнутого контура, расположенного по периметру подземного резервуара ниже глубины сезонного
промерзания грунта, восходящий конец которого соединен со шкафным газорегуляторным пунктом, а
второй конец соединен с внутренней газоотводящей трубой подземного резервуара. Кроме этого
внутренняя газоотводящая труба подземного резервуара выполнена с возможностью забора паровой
фазы из резервуара по схеме «сверху-вниз», восходящий участок трубопровода перегрева паров
покрыт изолирующим материалом разъемной конструкции толщиной не менее 0,1 м, шкафной
газорегуляторный пункт покрыт изолирующим материалом разъемной конструкции толщиной не менее
0,1 м.
Сущность изобретения поясняется чертежами, на которых представлена конструктивная схема с
основными элементами, дающими представление о системе и принципе ее действия (фиг.1, фиг.2).
На чертежах (фиг.1, фиг.2) приняты обозначения:
1 - подземный резервуар; 2 - внутренняя газоотводящая труба; 3 - глубинный вентиль; 4 - трубопровод
перегрева паров; 5 - шкафной газорегуляторный пункт; 6 - регулятор давления; 7 - газопровод паровой
фазы низкого давления, 8 - теплоизоляция, 9 - головка резервуара с системой безопасности и
автоматики;
t1,п - температура насыщенных паров сжиженного углеводородного газа; t 1,ж - температура жидкой фазы
сжиженного углеводородного газа в подземном резервуаре; t гр - температура грунта; t2 - температура
перегретых паров сжиженного углеводородного газа; t3 - температура паров сжиженного
углеводородного газа перед подачей потребителю; P1 - давление жидкой фазы сжиженного
углеводородного газа в резервуаре; P2 - давление перегретых паров сжиженного углеводородного газа;
P3 - давление паров сжиженного углеводородного газа перед подачей потребителю.
Представленная система содержит подземный резервуар 1 (фиг.1) с сжиженным углеводородным газом
с головкой, оснащенной системой автоматики и безопасности 9, трубопровод паровой фазы сжиженного
углеводородного газа в виде внутренней газоотводящей трубы 2, глубинного вентиля 3, служащего для
отключения трубопровода перегрева паров при ремонтных работах, трубопровод перегрева паров 4,
выполненный в виде горизонтального трубопровода незамкнутого контура, расположенного по
периметру подземного резервуара ниже глубины сезонного промерзания грунта, восходящий конец
которого соединен со шкафным газорегуляторным пунктом, а второй конец соединен с внутренней
газоотводящей трубой резервуара, шкафного газорегуляторного пункта 5 и расположенного в нем
регулятора низкого давления 6. При этом шкафной газорегуляторный пункт снабжен газопроводом
паровой фазы низкого давления 7. Восходящий участок трубопровода перегрева паров 4 и шкафной
газорегуляторный пункт 5 покрывается теплоизоляцией 8, например "Armaflex", толщиной не менее 0,1
м разъемной конструкции. Разъемная конструкция теплоизоляции 8 с наличием застежки типа
"молния", а также возможность растяжения и компоновки по форме оборудования позволяет
осуществлять ее установку на уже смонтированные и испытанные участки системы с обеспечением
плотного контакта с изолируемой поверхностью.
Определение толщины теплоизолирующего материала производилось из условия сохранения
величины перегрева паров сжиженного углеводородного газа в восходящем трубопроводе перегрева
паров и шкафном газорегуляторном пункте до регулятора давления. Минимально возможная толщина
теплоизоляции при отсутствии теплопотерь определяет минимальные капитальные вложения в
теплоизоляцию рассматриваемой системы. Для определения минимально возможной толщины
тепловой изоляции были проведены соответствующие расчеты. В расчетах использовались следующие
исходные данные: подземный резервуар сжиженного углеводородного газа геометрическим объемом
4,7 м3, температура грунта +2,03°C, температура паровой фазы минус 8,63°C, температура наружного
воздуха в зависимости от климатической зоны эксплуатации (теплая, умеренно-холодная, холодная),
теплопроводность тепловой изоляции 0,019 Вт/(м·К), геометрические размеры трубопровода перегрева
паров приняты:
- стальная бесшовная труба диаметром 26×3 мм с гидроизоляцией полимерной лентой толщиной 2 мм
и теплопроводностью 0,174 Вт/(м·К);
- трубопровод перегрева паров уложен по периметру подземного резервуара в виде незамкнутого
контура с радиусом 1,9 м.
Проведенные расчеты показали, что толщина тепловой изоляции должна быть не менее 0,1 м.
Система регазификации сжиженного углеводородного газа работает следующим образом.
Жидкая фаза сжиженного газа находится в подземном резервуаре 1 при температуре t 1,ж и давлении
P1. За счет разности температур грунта tгр и сжиженного углеводородного газа в жидком состоянии t1,ж
через смоченную поверхность подземного резервуара 1 к жидкости подводится тепло из окружающего
грунта, которое обеспечивает естественную регазификацию паровой фазы продукта. Насыщенные
пары с температурой t1,п по внутренней газоотводящей трубе 2, по схеме «сверху-вниз», поступают в
трубопровод перегрева паров 4, выполненный из стали, проложенного по периметру подземного
резервуара, где вследствие дополнительного теплообмена с грунтом перегреваются до температуры t 2
(t2>t1,п). К восходящему участку трубопровода перегрева паров 4 поступают насыщенные перегретые
пары с температурой t2.
Наличие тепловой изоляции 8 восходящего участка трубопровода перегрева паров 4 и шкафного
газорегуляторного пункта 5 исключает дальнейший теплообмен паровой фазы с окружающей средой.
Таким образом, перегретые пары сжиженного углеводородного газа поступают в регулятор низкого
давления 6, расположенного в шкафном газорегуляторном пункте 5. Перегретые пары с давлением P 2 и
неизменной температурой t2 и дросселируются в зазоре между соплом и клапаном регулятора давления
7. При этом давление паров за счет дроссель-эффекта снижается с P2 до P3, а температура с t2 до t3 ,
причем температура t3, имеет значение выше температуры гидрато-образования. С температурой t3 и
давлением P3 сжиженный углеводородный газ подается потребителю по газопроводу паровой фазы
низкого давления 7.
Для защиты от коррозии трубопровод перегрева паров изолируется полимерной пленкой толщиной 2
мм. Для отключения трубопровода перегрева паров при проведении ремонтных работ используется
глубинный вентиль 3, состоящий из корпуса, выполненного из стальной трубы, разъемного шпинделя и
клапана тарельчатого типа.
Шкафной газорегуляторный пункт комплектуется на базе газового оборудования типового
газорегуляторного пункта ГРПШ-6, в который встроены предохранительный сбросной и запорный
клапаны, а также фильтр.
Необходимым условием работы системы регазификации сжиженного углеводородного газа за счет
естественного теплопритока от грунта является перегрев паровой фазы, идущей на дросселирование в
регулятор давления 6. Данное условие реализуется использованием в качестве емкости для
регазификации сжиженного углеводородного газа подземного резервуара 1, позволяющего
максимально использовать природный потенциал грунта для регазификации газа и прокладкой
трубопровода перегрева паров по периметру подземного резервуара ниже глубины сезонного
промерзания грунта, в виде незамкнутого контура (Фиг. 2), длина которого позволяет максимально
перегреть паровую фазу сжиженного углеводородного газа, до 86% от ее максимума.
Для исключения теплообмена паровой фазы и окружающей среды, участки системы, контактирующие с
более холодными слоями почвы и наружным воздухом предлагается покрывать эффективной тепловой
изоляцией с толщиной не менее 0,1 м. Учитывая, что наружные участки системы подлежат
периодическому осмотру и обслуживанию, эксплуатируются при низких температурах наружного
воздуха с возможностью попадания влаги внутрь кожуха в виде дождя или снега, тепловая изоляция,
применяемая в данной системе, обладает высокой износоустойчивостью, малым водопоглощением и
возможностью многоразового использования, что обеспечивается разъемной конструкцией
теплоизоляции.
Таким образом, применение предлагаемой системы регазификации сжиженного углеводородного газа,
позволяет решить главную задачу изобретения - осуществить подачу паровой фазы потребителю и
предупредить гидратообразование при дросселировании паров сжиженного углеводородного газа в
системах газоснабжения конечных потребителей при минимальных вложениях материальных средств,
за счет максимального использования естественного теплопритока от грунта, исключения теплообмена
внутренней газоотводящей трубы на выходе из резервуара с окружающим наружным воздухом,
сохранения перегрева паровой фазы сжиженного газа до шкафного газорегуляторного пункта,
обеспечения дросселирования перегретых паров в регуляторе давления.
Формула изобретения
1. Система регазификации сжиженного углеводородного газа, содержащая соединенные между собой
подземный резервуар с сжиженным газом, с головкой, оснащенной системой автоматики и
безопасности, трубопровод для перегрева паров и шкафной газорегуляторный пункт, отличающаяся
тем, что трубопровод перегрева паров выполнен в виде незамкнутого контура, расположенного по
периметру подземного резервуара ниже глубины сезонного промерзания грунта, восходящий конец
которого соединен со шкафным газорегуляторным пунктом, а второй конец соединен с внутренней
газоотводящей трубой подземного резервуара.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что внутренняя газоотводящая труба подземного резервуара
выполнена с возможностью забора паровой фазы из резервуара по схеме «сверху-вниз».
3. Система по п.1, отличающаяся тем, что восходящий участок трубопровода перегрева паров покрыт
изолирующим материалом разъемной конструкции толщиной не менее 0,1 м.
4. Система по п.1, отличающаяся тем, что шкафной газорегуляторный пункт покрыт изолирующим
материалом разъемной конструкции толщиной не менее 0,1 м.
РИСУНКИ