Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Особенности эксплуатации резервуарных установок на влажном газе и разработка технических решений по предупреждению кристаллизации влаги в регуляторах давления 15
1.1 Растворимость воды в сжиженных углеводородных газах. 15
1.2 Источники влагопоступлений и накопления влаги в системах 17 резервуарного снабжения сжиженным газом
1.3 Условия гидратообразования в системах резервуарного снабжения сжиженным газом 20
1.4 Технические особенности эксплуатации различных резервуарных установок и параметры состояния сжиженного газа. 24
1.5 Дросселирование влагосодержащего газа в регуляторах давления резервуарных установок 28
1.6 Анализ существующих технических решений по предупреждению кристаллизации воды при дросселировании влажного газа 32
1.6.1 Осушка сжиженного газа 32
1.6.2 Применение антигидратных ингибиторов 33
1.6.3 Применение регуляторов давления специальной конструкции и режимов их эксплуатации 34
1.6.4 Перегрев паровой фазы СУГ с использованием специального теплоносителя 40
1.7 Перегрев паровой фазы СУГ с использованием природной теплоты грунтового массива 43
1.8 Разработка технологической схемы перегрева паровой фазы СУГ в трубчатых грунтовых теплообменниках 46 Выводы по главе 1 49
ГЛАВА 2 Математическое моделирование теплообмена в подземных резервуарных установках сжиженного газа 51
2.1 Состояние вопроса и теоретические предпосылки 51
2.2 Математическая постановка задачи теплообмена подземного резервуара сжиженного газа с вертикальным размещением в грунте 54
2.3 Математическое моделирование теплообмена в резервуарных установках сжиженного газа с вертикальным размещением в грунте 60
2.4 Оценка погрешности предлагаемого метода численного решения задачи 64
2.5 Математическое моделирование теплообмена в резервуарных установках сжиженного газа с горизонтальным размещением в грунте 69
2.6 Температурные режимы эксплуатации подземных резервуарных установок сжиженного газа 74 Выводы по главе 2 77
ГЛАВА 3 Разработка математической модели теплообмена в трубчатых грунтовых пароперегревателях сжиженного газа 78
3.1 Общие предпосылки к разработке модели 78
3.2 Теплообмен на пароперегревательном участке подземного трубопровода 83
3.3 Теплообмен на восходящем подземном участке паропровода 87
3.4 Теплообмен на восходящем наземном участке трубопровод 88
3.5 Теплообмен в шкафном газорегуляторном пункте 89
3.6 Результаты численной реализации математической модели 91
Выводы по главе 3 94
ГЛАВА 4 Экспериментальные исследования тепловых режимов эксплуатации подземных резервуарвных установок, оборудованных трубчатыми грунтовыми пароперегревателями СУГ 95
4.1 Описание экспериментальной установки и методика проведения исследований 95
4.2 Анализ результатов эксперимента 98
4.3 Определение теплофизических характеристик грунта 101
4.3.1 Определение плотности грунта 102
4.3.2 Определение влажности и теплопроводности грунта 103
4.4 Сравнительный анализ результатов теоретических и экспериментальных исследований 105
Выводы по главе 4 107
ГЛАВА 5 Технико-экономическое обоснование системы газоснабжения от подземной резервуарной установки с перегревом паров в трубчатом грунтовом теплообменнике 109
5.1 Разработка экономико-математической модели оптимизации тепловой защиты элементов резервуарной установки 109
5.2 Сравнительная экономическая эффективность предлагаемого способа предупреждения кристаллизации влаги в регуляторах давления резервуарных установок с использованием трубчатых грунтовых теплообменников 116
Выводы по главе 5
Общие выводы литература
- Условия гидратообразования в системах резервуарного снабжения сжиженным газом
- Математическое моделирование теплообмена в резервуарных установках сжиженного газа с вертикальным размещением в грунте
- Теплообмен на пароперегревательном участке подземного трубопровода
- Определение влажности и теплопроводности грунта
Введение к работе
Актуальность темы. Сжиженные углеводородные газы (СУГ) получили широкое распространение как источник газоснабжения городов и сельских населенных пунктов Российской Федерации, удаленных от магистральных газопроводов природного сетевого газа.
Наиболее эффективную форму снабжения потребителей сжиженным газом обеспечивают индивидуальные или групповые резервуарные установки с подземным расположением резервуаров. Подавляющее большинство резер-вуарных установок работают по принципу естественной регазификации в самих расходных резервуарах, используя природную теплоту грунтового массива.
Все виды углеводородных газов в реальных условиях содержат в том или ином количестве растворенную воду. При дросселировании парожид-костной смеси растворенная в газе влага выделяется в свободном состоянии и образует ледяные или гидратные пробки, которые забивают проходные сечения регуляторов давления и трубопроводной обвязки редуцирующих головок резервуаров.
Наличие ледяных или гидратных пробок уменьшает пропускную способность редуцирующих головок резервуаров вплоть до прекращения подачи газа потребителям. Указанное обстоятельство снижает надежность систем газоснабжения и создает предпосылки к аварийным ситуациям.
Радикальным решением вопроса является перегрев паровой фазы СУГ перед подачей ее в регуляторы давления до температуры, исключающей процессы кристаллизации влаги. Достаточно простое и надежное решение задачи представляет применение трубчатых грунтовых теплообменников, обеспечивающих перегрев паровой фазы СУГ за счет естественной природной теплоты грунтового массива.
Широкое применение трубчатых грунтовых теплообменников в качестве пароперегревателей сжиженного газа требует разработки соответствующих конструктивных решений и научного обоснования по их эффективному использованию в практике резервуарного снабжения сжиженным газом.
Необходимость и первостепенная значимость решения указанных вопросов определяют актуальность данной диссертационной работы.
Представленная работа выполнялась в рамках научно-исследовательской работы «Моделирование и оптимизация энергосберегающих систем газо-, теплоснабжения и строительной климатотехники».
Цель работы: моделирование и обоснование резервуарных систем снабжения сжиженным газом с перегревом паров в трубчатых грунтовых теплообменниках.
Поставленная цель реализуется путем решения следующих задач:
1. Анализ технических особенностей эксплуатации регуляторов давления резервуарных установок при работе на влагосодержащем сжиженном
газе и выявление исходных предпосылок к образованию ледяных или гид-ратных пробок;
-
Разработка технологической схемы перегрева паров СУГ в трубчатых грунтовых теплообменниках с целью предупреждения кристаллизации влаги в дросселирующих органах регуляторов давления;
-
Моделирование теплообмена и обоснование температурных режимов эксплуатации подземных резервуарных установок сжиженного газа;
-
Моделирование теплообмена и обоснование температурных режимов эксплуатации трубчатых грунтовых пароперегревателей сжиженного газа;
5. Технико-экономическое обоснование конструктивных параметров
подземных резервуарных установок с перегревом паров сжиженного газа в
трубчатых грунтовых теплообменниках.
Научная новизна:
математические модели теплообмена в подземных резервуарных установках сжиженного газа, эксплуатируемых в режиме хранения СУГ, отличительной особенностью которых является наличие теплового взаимодействия паровой фазы СУГ с окружающим грунтовым массивом и атмосферным воздухом;
математическая модель теплообмена в трубчатых грунтовых пароперегревателях СУГ в условиях теплового воздействия расходного резервуара СУГ;
результаты экспериментальной апробации предложенных математических моделей теплообмена в подземных резервуарных установках сжиженного газа, оборудованных трубчатыми грунтовыми пароперегревателями;
экономико-математическая модель оптимизации тепловой защиты восходящего участка грунтового теплообменника и шкафной газорегуляторной установки, обеспечивающей подачу в редуцирующий узел перегретых паров СУГ при минимальных затратах в монтаж теплотеряющих элементов.
Достоверность результатов исследований подтверждается использованием фундаментальных положений теории и практики теплообмена, современных методов математического и экономико-математического моделирования, а также результатов экспериментальных наблюдений. Основные положения и выводы диссертационной работы коррелируются с данными других исследователей.
Научная и практическая значимость работы. Предложенные математические модели и разработанные на их основе инженерные методы расчета и проектирования резервуарных установок сжиженного газа, оборудованных трубчатыми грунтовыми пароперегревателями, обеспечивают повышение надежности эксплуатации резервуарных систем газоснабжения с естественной регазификацией СУГ, за счет предупреждения кристаллизации влаги в дросселирующих органах регуляторов давления.
Для практической реализации предложенных математических моделей средствами вычислительной техники при участии соискателя был разработан пакет прикладных программ.
В целях широкого использования результатов диссертационной работы в газораспределительной отрасли РФ при участии соискателя разработан нормативный отраслевой документ: СТО 03321549-021-2012 «Предупреждение образования ледяных и гидратных пробок в системах резервуарного снабжения сжиженным газом», дата введения - 01.11.2012 г.
Материалы научных исследований и разработок используются в лекционных курсах по дисциплинам «Газоснабжение» и «Системы снабжения сжиженным газом», читаемых на кафедре ТГВ СГТУ для студентов и магистрантов, а также в курсовом и дипломном проектировании студентов, в научной подготовке аспирантов и соискателей кафедры.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и об
суждались на IX Международной научно-практической конференции «Эко
логия и безопасность жизнедеятельности» (г. Пенза, 2009 г.); XI Междуна
родной научно-практической конференции «Проблемы энергосбережения и
экологии в промышленном и жилищно-коммунальном комплексах» (г. Пен
за, 2010 г.); Международном научно-практическом симпозиуме «Социально-
экономические проблемы жилищного строительства и пути их решения в пе
риод выхода из кризиса» (г. Саратов, 2010 г.); Всероссийской научно-
практической конференции «Теплогазоснабжение: состояние, проблемы,
перспективы» (г. Оренбург, 2011 г.); научных семинарах и конференциях
Саратовского государственного технического университета (г. Саратов,
2009-2012 гг.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, общим объемом 71 страница, из них лично автору принадлежит 39 страниц. Пять работ опубликовано в изданиях, рекомендованных ВАК: «Вестник гражданских инженеров»; «Вестник МГСУ»; «Научный вестник Воронежского государственного архитектурно-строительного университета. Строительство и архитектура»; «Приволжский научный журнал»; «Вестник Волгоградского государственного архитектурно-строительного университета. Серия: Строительство и архитектура».
В статьях, опубликованных в изданиях, рекомендованных ВАК, изложе
ны основные результаты диссертационных исследований: в работах [1, 3]
приведены результаты моделирования теплообмена при хранении и регази-
фикации СУГ в подземных резервуарных установках в условиях комплексно
го воздействия естественных температур грунтового массива и атмосферного
воздуха; в работе [2] рассматриваются результаты экономико-
математического моделирования по определению оптимальных толщин тепловой изоляции участков трубной обвязки редуцирующего узла резервуар-ных установок СУГ; в работе [4] приводятся технические решения по предупреждению гидратообразования в системах резервуарного снабжения сжи-
женным газом на основе перегрева паров в трубчатых грунтовых теплообменниках; в работе [5] приводятся результаты теоретических и экспериментальных исследований процесса дросселирования влагосодержащего сжиженного газа в регуляторах давления резервуарных установок.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, общих выводов, списка литературы из 92 наименований и 4 приложений. Общий объем работы 183 страницы, включая 15 таблиц и 24 рисунка.
Условия гидратообразования в системах резервуарного снабжения сжиженным газом
Исходя из требований ГОСТ 20448-90 в СУГ бытовых марок, отпускаемых заводами-поставщиками, свободная вода должна отсутствовать полностью. Однако на практике, в сжиженных газах, поступающих жилищно-коммунальным потребителям, всегда присутствует свободная вода, даже в случае соблюдения требований ГОСТ 20448-90 заводом-поставщиком. Указанное обстоятельство объясняется тем, что заводы-поставщики отпускают сжиженные газы неохлажденными.
Требования ГОСТ 20448-90 предусматривают величину максимальной температуры поставляемого сжиженного газа, не более +40 С. При данной температуре в жидкой фазе сжиженного углеводородного газа содержится 5,2 грамма свободной воды на 1 кг жидкости.
По окончании процедуры слива сжиженных газов в автомобильные или железнодорожные цистерны, температура продукта станет равной температуре окружающей среды (в летний период +20 +25С).
Такое понижение температуры СУГ обуславливает переход из растворенного в свободное состояние 3,7 граммов воды на 1 килограмм продукта (табл. 1.1).
В процессе заправки подземного резервуара от автомобильной цистерны, в установку объемом 4,2 м3 перейдет 15,5 килограмм свободной воды. Даже в летний период температура СУГ в подземном резервуаре при его последующей эксплуатации постепенно понизится до температуры окружающего грунта (в теплый период +10 +15С), в результате чего, дополнительно 6,7 килограмм воды перейдут из растворенного в свободное состояние. С учетом предыдущих расчетов количество свободной воды составит 22,2 кг на один подземный резервуар.
Недостаточная осушка внутренних поверхностей сосудов и неполный слив воды также являются одними из существенных источников поступления влаги в элементы технологических схем производства, транспорта и хранения СУГ (емкости завода-поставщика, автомобильные и железнодорожные цистерны, сосуды хранения СУГ газонаполнительных станций, подземные резервуарные установки).
Операция по проведению качественной осушки сосудов, как правило, не осуществляется, так как данная процедура не предусмотрена «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» и потому не подпадает под контроль технической инспекции Ростехнадзора.
Поступление снеговых и дождевых осадков в соединительные шланги сливо-наливного оборудования также является регулярным источником поступления влаги в сосуды сжиженного газа по всей цепочке его доставки от завода-поставщика до потребителя (рис. 1.1).
Опыт эксплуатации показывает, что зачастую в перерывах между проведением сливо-наливных операций соединительные шланги остаются брошенными на земле, после чего производится присоединение накидной части шланга к штуцеру резервуарной установки или автоцистерны.
Проведенный анализ технологических схем производства, транспорта и хранения сжиженных газов на предмет поступления в них свободной воды показывает: - во все элементы системы снабжения сжиженным газом поступает свободная вода; подземные резервуарные установки потребителей являются конечным элементом системы снабжения СУГ, в котором собирается свободная вода, поступившая из всех элементов технологической схемы производства, транспорта и хранения сжиженных углеводородных газов.
НПЗ, ГПЗ – нефтегазоперерабатывающий завод; ГНС – газонаполнительная станция; ГРУ – групповая резервуарная установка. Проведение пневматических и гидравлических испытаний, пропарка резервуаров, попадание атмосферных осадков из соединительных шлангов при сливе сжиженных газов и т.д., является дополнительными источниками поступления свободной воды в самих расходных резервуарах потребителей.
В целях снижения влагопоступлений и накопления влаги в подземных резервуарных установках целесообразна разработка и реализация следующих предупредительных технических мероприятий: снижение температуры СУГ на заводах-поставщиках до температуры окружающей среды, с целью выделения свободной воды и последующего ее качественного удаления; организация осушки внутренней поверхности сосудов по окончанию операции пропарки, пневматических и гидравлических испытаний и т.д. С целью осуществления указанных мероприятий необходимо внесение изменений в соответствующие разделы технической и нормативной документации (технических условий, инструкций и др.); проведение качественного отстоя в сосудах хранения и транспортировки СУГ (автомобильные и железнодорожные цистерны, емкости хранения ГНС) с целью удаления свободной воды; исключение возможности попадания атмосферных осадков в соединительные шланги во время перерывов между сливо-наливными операциями, а также во время нахождение шланга в защитном кожухе.
Гидраты сжиженных газов являются результатом взаимодействия молекул воды и углеводородов. Гидраты СУГ относятся к нестехиометрическим химическим соединениям, то есть к соединениям переменного состава [18,44]. Основным структурным элементом гидратов является кристаллическая ячейка из молекул воды, внутри которой размещается молекула газа. Ячейки образуют плотную кристаллическую решетку. Структура гидратов подобна структуре льда, но отличается от последней тем, что молекулы газа расположены внутри кристаллических ячеек, а не между ними. Образование и разложение гидратов зависит от присутствия в газе свободной воды, а также температуры, давления и химического состава воды и газа [11,17,18,44,66,72]. Термобарические зависимости, отображающие возможность образования гидратов в паровой фазе пропана и бутана приведены на рис.1.2.
Как показывает рис. 1.2, процесс образования гидратов в паровой фазе СУГ возможен в случае, когда линия давления насыщенных паров 2 располагается выше кривой образования гидратов 1. Учитывая тот факт, что гидраты пропана образуются при более высокой температуре, чем гидраты бутана, следовательно, при изучении и моделировании процессов гидратообразования необходимо ориентироваться на пропан.
Условия возникновения гидратов в жидкой и паровой фазах пропана представлены на рис. 1.3 [18]. Как показывает диаграмма, гидратообразование в жидкой фазе СУГ происходит при больших давлениях по сравнению с паровой фазой. Поскольку линия образования гидратов 3 находится выше, чем линия давления насыщенного пара 2, гидратообразование в жидкой фазе сжиженного углеводородного газа в области положительных температур не происходит. Вместе с тем, при отрицательных температурах СУГ свободная вода замерзает или образует кристаллогидраты [18,44].
Математическое моделирование теплообмена в резервуарных установках сжиженного газа с вертикальным размещением в грунте
Как видно из таблицы, расчетная температура сжиженного газа в подземной резервуарной установке существенно изменяется в зависимости от объема резервуара, способа его установки в грунте и климатических условий эксплуатации. При этом резервуарные установки с большим объемом резервуара эксплуатируются при более высокой температуре сжиженного газа, чем установки с меньшим объемом резервуара. Это объясняется тем обстоятельством, что охлаждающее влияние наземной части горловины резервуара и фланца редуцирующей головки проявляется в меньшей степени в резервуарах повышенной емкости.
Установка с вертикальным размещением резервуаров эксплуатируются также при более высоких температурах сжиженного газа, чем установки с горизонтальным размещением резервуаров. Это объясняется большей глубиной заложения резервуара и его эксплуатацией при повышенных температурах грунтового массива.
Поскольку наиболее неблагоприятные температурные условия эксплуатации редуцирующих головок подземных резервуарных установок реализуется при повышенных температурах хранимого газа, в качестве базового варианта расходного резервуара при разработке последующих математических моделей грунтовых пароперегревателей СУГ принят подземный вертикальный резервуар объемом 4,7 м3.
1. Предложена физическая модель теплообмена в подземной резервуарной установке, эксплуатируемой в режиме хранения сжиженного газа, отличительной особенностью которой является наличие теплового взаимодействия паровой подушки с окружающим грунтовым массивом и атмосферным воздухом. На основе предложенной физической модели сформирована математическая постановка задачи, обоснованы методические предпосылки к ее упрощению и выявлена погрешность принятых допущений.
2. Разработаны математические модели теплообмена в подземной резервуарной установке, эксплуатируемой в режиме хранения сжиженного газа, комплексно учитывающие конфигурацию сосуда, способ его размещения в грунте, наличие и сезонную динамику естественного температурного поля грунта и температуры наружного воздуха.
3. Численная реализация предложенных математических моделей показывает, что расчетная температура сжиженного газа в подземной резервуарной установке существенно изменяется в зависимости от объема резервуара, способа его установки в грунте и климатических условий эксплуатации.
4. Резервуарные установки повышенного объема с вертикальным размещением в грунте эксплуатируются при более высоких температурах хранимого газа, чем горизонтальные. Это объясняется большей глубиной заложения резервуара в грунтовый массив и меньшим охлаждающим влиянием надземной части горловины и фланца редуцирующей головки. При этом реализуются наиболее неблагоприятные условия эксплуатации регуляторов давления вследствие возможной конденсации паровой фазы в трубопроводной обвязке под воздействием низких температур наружного воздуха.
В настоящее время в практике снабжения потребителей сжиженным газом все более широкое применение находят трубчатые грунтовые теплообменники, использующие природную теплоту грунтового массива для регазификации сжиженного газа.
Особенности теплопередачи в трубчатых грунтовых теплообменниках достаточно полно представлены в известной литературе. Отдельные аспекты этой актуальной теплотехнической задачи подробно изложены в публикациях Б.Н. Курицына, А.П. Усачева, В.П. Богданова, А.Н. Юшина, М.В. Павлутина и других авторов [4,35,36,37,38] как для одиночных горизонтальных (вертикальных) трубопроводов, так и для трубных решеток сжиженного газа.
Следует отметить, однако, что предложенные авторами решения привязаны к заданной температуре сжиженного газа и заданному естественному распределению температуры в грунтовом массиве.
Такое допущение, в известной мере, оправдано, когда грунтовый теплообменник удален на достаточно большое расстояние от расходного резервуара, а его тепловые режимы эксплуатации формируют внутренняя среда с заданной температурой и окружающий грунтовый массив, имеющий собственное температурное поле.
При расположении теплообменника в непосредственной близости от резервуарной установки (например при прокладке по контуру котлована) и его использовании в условиях перегрева паровой фазы, то есть при минимальном тепловом воздействии на окружающий грунт, температурные режимы его эксплуатации формируются, главным образом, за счет теплового влияния самой резервуарной установки. При этом изменение температуры паровой фазы СУГ по длине пароперегревателя обусловливается динамикой внешнего температурного поля грунта в окрестности трубопровода под воздействием резервуарной установки, при заданных условиях внутреннего теплообмена в системе: гидротеплоизоляция - трубопровод - сжиженный газ.
Проведенный анализ показывает, в частности, что несмотря на положительное решение целого ряда вопросов, связанных с теплообменом в подземных резервуарных установках сжиженного газа, отдельные аспекты этой актуальной задачи требуют более глубокой проработки и обоснования. К ним относятся: - исследование теплообмена в подземных резервуарных установках, работающих в режиме хранения сжиженного газа, с учетом комплексного воздействия температур окружающего грунта и наружного воздуха, при наличии теплообмена паровой подушки резервуара, его горловины и фланца редуцирующей головки; - исследование тепловых режимов эксплуатации трубчатых грунтовых пароперегревателей СУГ в условиях теплового воздействия температурного поля расходного резервуара, с учетом внутреннего теплопереноса в системе: гидротеплоизоляция - трубопровод - сжиженный газ. Принципиальная схема резервуарной установки сжиженного газа с перегревом паров в трубчатом грунтовом теплообменнике приведена на рис. 2.7 (см. главу 2).
Теплообмен на пароперегревательном участке подземного трубопровода
Выбор оптимальной толщины тепловой изоляции дифференцированно для каждого теплотеряющего элемента обеспечивает существенное снижение затрат по сравнению с тепловой изоляцией постоянной толщины. Так например, для условий холодной климатической зоны оптимальная толщина тепловой изоляции составляет: 5%т1из= 0,07м; 8ш г р птlиз = 0,092м, при стоимости монтажных работ Ктт = 1903 руб. В то же время, при заданном перепаде температур (5.21) Atп ву + Atп шгрп = Спп -fп= +,52 " (-8,63) = 9,15 С п,ву п,шгрп п,пп п толщина тепловой изоляции 8 т1из = 5ш грпт1из = 0,079 м, при стоимости монтажных работ Ктт = 2123 руб. Снижение стоимости работ по монтажу тепловой изоляции: АК = К-Ктт =2123-1903 = 220 руб (11.6%).
Сравнительная экономическая эффективность предлагаемого способа предупреждения кристаллизации влаги в регуляторах давления резервуарных установок с использованием трубчатых грунтовых теплообменников
Для определения экономической эффективности предлагаемого способа предупреждения кристаллизации влаги сравним два варианта технических решений: базовый и предлагаемый.
В качестве базового варианта 1 принята схема электрообогрева регулятора давления лучистым потоком тепла. Подробное описание схемы и принцип ее работы приводится в разделе 1.6.4 настоящей работы.
Данное техническое решение включает в себя: источник лучистого тепла -электрический светильник НСП 57-01-100 во взрывозащитном исполнении расположенный в редуцирующей головке резервуара, покрытой изоляцией из пенополиуретана, и электрический кабель диаметром 14 мм, длиной 10 м, подающий ток к светильнику. Технические характеристики отдельных элементов схемы приведены в табл. 5.1.
В качестве предлагаемого варианта 2 принята схема (рис.1.13) с использованием естественного перегрева паровой фазы в грунтовом теплообменнике при наличии оптимальной тепловой защиты восходящего участка грунтового теплообменника и шкафного ГРП. Технические характеристики отдельных элементов предлагаемого варианта приведены в таблице 5.2
Ожидаемый экономический эффект от применения предлагаемого варианта, определяется согласно методических рекомендаций [47]. Положив стоимостную оценку полезных результатов по обоим вариантам одинаковой Rit=R2t и, приняв горизонт расчета по сравниваемым вариантам равный t=l,Т, выражение для определения экономического эффекта от внедрения предлагаемого варианта Э, можно записать в виде:
Количество замен р-того элемента за срок службы системы определяется по формуле: Срок службы обоих вариантов принимается одинаковым и равным Т=20 лет. Полагаем, что продолжительность монтажных работ по реализации технических решений не превышает одного года. В связи с этим, капвложения К1р, К2р в формуле (5.22) не дисконтируются во времени.
Составляющие капитальных вложений и эксплуатационных затрат, одинаковые для обоих вариантов, в расчетах по формуле (5.22) не учитываются (принцип нетто). К ним относятся затраты в подземные резервуары, ограждения, молниезащиту, фундаменты, котлован, регуляторы давления, а также затраты на обслуживание указанных элементов. где К21....К24- капвложения в элементы системы перегрева паров по предлагаемому варианту 2 (грунтовый теплообменник, тепловая изоляция восходящего участка теплообменника и шкафного ГРП, защитные кожухи восходящего участка и шкафного ГРП), принятые по сборникам цен, ЕРЕР и прейскурантам [71], приведены в табл. 5.4.
Определение влажности и теплопроводности грунта
1. По результатам анализа литературных источников выявлены количественные закономерности растворения воды в паровой и жидкой фазах индивидуальных углеводородов (пропана и бутана) и условия ее кристаллизации в регуляторах давления резервуарных установок.
Проведен анализ существующих методов предупреждения кристаллизации влаги, на основе которого разработана и запатентована технологическая схема перегрева паров в трубчатых грунтовых теплообменниках и сформулированы задачи по ее научному обоснованию.
2. Разработаны математические модели теплообмена в подземных резервуарных установках сжиженного газа в условиях теплового взаимодействия паровой подушки с окружающим грунтовым массивом и атмосферным воздухом. Численная реализация моделей показывает, что расчетная температура сжиженного газа в резервуаре существенно изменяется в зависимости от объема резервуара, способа его установки в грунте и климатических условий эксплуатации. Наиболее неблагоприятные условия эксплуатации подземных резервуарных установок реализуются при использовании вертикальных резервуаров в режиме хранения СУГ. При этом выходящие из резервуара пары имеют повышенную температуру и интенсивно конденсируются в трубопроводной обвязке регуляторов давления. Последующее дросселирование парожидкостной смеси вызывает кристаллизацию растворенной влаги и образования ледяных или гидратных пробок.
3. Разработана математическая модель теплообмена в трубчатых грунтовых пароперегревателях СУГ в условиях теплового воздействия расходного резервуара. Численная реализация модели в рамках технологического комплекса: расходный резервуар - грунтовый пароперегреватель - шкафной газорегуляторный пункт позволила обосновать тепловые режимы эксплуатации элементов технологической схемы и температурные условия работы газорегулирующей установки.
4. В целях проверки достоверности предложенных математических моделей теплообмена в подземных резервуарных установках сжиженного газа, оборудованных трубчатыми грунтовыми пароперегревателями СУГ, были проведены экспериментальные исследования. Как показывают результаты исследований, несмотря на значительные колебания температуры наружного воздуха, естественное распределение температур в грунтовом массиве отличается высокой стабильностью и легко осредняется в течение длительного промежутка времени (7 и более суток). Указанное обстоятельство объясняется значительной инерционностью тепловых процессов, протекающих в грунтовом массиве, и подтверждает правомерность квазистационарной постановки задачи. В равной степени это относится также и к температурным режимам эксплуатации расходного резервуара и грунтового теплообменника.
Сравнительный анализ теоретических и экспериментальных значений температур в расходном резервуаре и на входе в узел редуцирования показывает их хорошую сходимость. Максимальное расхождение результатов не превышает 1 С (с доверительной вероятностью 0,95), что подтверждает корректность соответствующих теоретических положений.
5. Разработана экономико-математическая модель оптимизации тепловой защиты восходящего участка грунтового теплообменника и шкафного газорегуляторного пункта, обеспечивающая подачу в узел редуцирования перегретых паров СУГ при минимальных затратах в монтаж теплоизолированных элементов. Как показывают конкретные расчеты, выбор оптимальной толщины тепловой изоляции дифференцировано для каждого теплотеряющего элемента по сравнению с тепловой изоляцией постоянной толщины снижает капитальные вложения в монтаж тепловой изоляции на 220
6. Выполнен анализ энергоэкономической эффективности предлагаемого способа предупреждения кристаллизации влаги в регуляторах давления резервуарных установок с использованием трубчатых грунтовых теплообменников по сравнению с существующим способом, предусматривающим электрический обогрев редуцирующих головок резервуаров.
Как показывают результаты расчета, применение схемы перегрева паров в трубчатых грунтовых теплообменниках снижает интегральные дисконтированные затраты в резервуарные установки в размере 20671 руб (62,9%) при снижении капитальных вложений в объеме 3922 руб (29,1%). При этом обеспечивается ежегодная экономия электроэнергии в количестве 504 кВтч на одну резервуарную установку.
