Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Технико –экономическое обоснование источников снабжения сжиженным газом на базе подземных ре зервуарных установок 12
1.1 Общая характеристика установок резервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом 12
1.2 Разработка технических решений по снижению расхода материальных и денежных ресурсов при сооружении подземных резервуарных установок 18
1.3 Разработка экономико-математической модели и обоснование конструктивных параметров подземных резервуарных установок 20
1.3.1 Общая постановка задачи 20
1.3.2 Определение оптимальных размеров и конфигурации резервуара заданного объема 23
1.4 Сравнительная эффективность подземных резервуарных установок сжиженного углеводородного газа 30
1.5 Определение оптимального объема вертикального резервуара при заданной величине годового газопотребления 32
1.6 Разработка оптимального типоряда вертикальных подземных резервуаров сжиженного углеводородного газа 35
ГЛАВА 2. Технико-экономическое обоснование выбораиспарительных установок для резервуарного газоснабжения 38
2.1 Общая характеристика и классификация способов испарения сжиженно го углеводородного газа 38
2.2 Испарительные установки с естественной регазификацией СУГ 39
2.3 Испарительные установки с искусственной регазификацией СУГ 41
2.3.1 Испарительные установки с регазификацией СУГ в замкнутом объеме 41
2.3.2 Испарительные установки с регазификацией СУГ в проточной системе 43
2.4 Испарительные установки с промежуточным теплоносителем 44
2.5 Рекомендации по выбору испарительных установок в системах резерву-арного снабжения сжиженным углеводородным газом 47
2.6 Повышение энергоэффективности резервуарных систем снабжения сжиженным углеводородным газом с искусственной регазификацией 48
ГЛАВА 3. Разработка математической модели комбинированной регазификации суг в системах резервуарного га зоснабжения 52
3.1 Режим естественной регазификации СУГ 52
3.2 Режим комбинированной регазификации СУГ 56
3.3 Теоретическая аппроксимация технических характеристик подземных резервуарных установок 60
ГЛАВА 4. Экспериментальное исследование тепломассообмена в подземном резервуаре сжиженного углеводородного газа при комбинированном отборе жидкой и паровой фаз 66
4.1 Описание экспериментальной установки и методика проведения исследований 66
4.2 Определение теплофизических характеристик грунта 68
4.3 Обработка результатов исследований и определение погрешности измерений 72
4.4 Сравнительный анализ теоретических и экспериментальных результатов исследований тепломассообмена в подземном резервуаре СУГ при комбинированном отборе жидкой и паровой фаз 77
ГЛАВА 5. Энергоэкономическая эффективность резерву-арных систем снабжения сжиженным углеводородным газом с комбинированной регазификацией 80
5.1. Исходные предпосылки к численной реализации математической моде ли комбинированной регазификации 80
5.2 Расчётные эксплуатационные характеристики резервуарных установок с комбинированной регазификацией сжиженного углеводородного газа 82
5.3 Влияние компонентного состава сжиженного углеводородного газа на энергоэффективность его использования в бытовых газовых приборах 83
5.4 Экономическая эффективность резервуарных систем снабжения сжиженным углеводородным газом с комбинированной регазификацией 92
Заключение 94
Библиографический список .
- Разработка экономико-математической модели и обоснование конструктивных параметров подземных резервуарных установок
- Испарительные установки с естественной регазификацией СУГ
- Режим комбинированной регазификации СУГ
- Определение теплофизических характеристик грунта
Введение к работе
Актуальность работы. Сжиженные углеводородные газы (СУГ) получили широкое распространение в мировой и отечественной практике газоснабжения. Ежегодно только в Российской Федерации в различных отраслях экономики используется свыше 16 млн. тонн указанного продукта, причем около половины приходится на долю коммунально-бытового сектора.
Сжиженные углеводородные газы имеют бесспорное преимущество при газификации сельских населенных пунктов, удаленных от магистралей сетевого природного газа. В современной России СУГ пользуются 5.45 млн. сельских квартир (50.1% от общего количества сельского населения).
Наиболее эффективную форму снабжения потребителей сжиженным углеводородным газом обеспечивают индивидуальные или групповые резер-вуарные установки на базе подземных горизонтальных емкостей, эксплуатируемых в режиме естественного или искусственного испарения СУГ.
Высокая материало- и капиталоемкость резервуарных установок в сочетании с энергоемкостью процесса регазификации обуславливает повышенную стоимость сооружения и эксплуатации источников снабжения СУГ.
Важным резервом снижения ресурсо-энергоемкости резервуарных систем снабжения сжиженным углеводородным газом является совершенствование технических решений резервуарных установок, а также перевод систем газоснабжения на режим комбинированной регазификации СУГ, позволяющий максимально использовать естественную испарительную способность емкостей хранения.
Широкое внедрение ресурсо-энергосберегающих систем резервуарного снабжения СУГ требует разработки новых технических решений и научного обоснования по их эффективному использованию в газовой практике. Необходимость решения указанных задач определяет актуальность представленной диссертационной работы.
Данная исследовательская работа выполнялась на кафедре «Теплогазо-снабжение, вентиляция, водообеспечение и прикладная гидрогазодинамика» Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А. в рамках госбюджетной НИР «Моделирование и оптимизация энергосберегающих систем газотеплоснабжения и строительной климатотехники» (номер гос. регистрации 012153087).
Цель работы заключается в разработке научных положений и методов проектирования ресурсосберегающих систем резервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом.
Задачи исследований. Поставленная цель реализуется путем решения следующего ряда взаимосвязанных подзадач:
- разработка математической модели обоснования геометрических па
раметров подземных резервуарных установок в условиях заданной величины
расчетного газопотребления;
- разработка математической модели комбинированной регазифика-
ции СУГ;
- экспериментальная апробация модели в условиях опытно-
промышленных испытаний;
- разработка математической модели тепловых режимов эксплуатации
бытовых газоиспользующих установок и количественная оценка энергоэко
номической эффективности резервуарных систем газоснабжения с комбини
рованной регазификацией СУГ.
- технико-экономический анализ испарительных установок СУГ и
обоснование комбинированной регазификации, в системах резервуарного
снабжения сжиженным углеводородным газом;
- разработка новых технических решений, обеспечивающих снижение
материальных и денежных затрат в сооружение подземных резервуарных ус
тановок;
Научную новизну диссертационных исследований составляют:
1. Разработана математическая модель оптимизации конструктив
ных параметров подземных резервуарных установок. Принципиальным от
личием модели является наличие взаимосвязи управляющих параметров це
левой функции (длина и диаметр резервуара) в условиях минимизации капи
тальных вложений при сооружении резервуарных установок.
По результатам численной реализации математической модели, предложен оптимальный типоряд подземных резервуарных установок, в зависимости от годового газопотребления.
-
Разработана математическая модель комбинированной регазифи-кации в системах резервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом с искусственным испарением, отличительной особенностью которой является наличие попеременного отбора паровой и жидкой фаз СУГ из расходных емкостей, а также теплоаккумулирующей способности системы жидкость-металл, вскрывающей дополнительные резервы естественной паропро-изводительности установок.
-
Разработана математическая модель тепловых режимов эксплуатации бытовых газовых приборов при реализации схемы с комбинированной регазификацией СУГ, отличительной особенностью которой является наличие переменного состава СУГ, подаваемого в приборы и саморегулирования газоснабжаемой системы, обеспечивающее стабилизацию тепловых нагрузок газоиспользующих установок.
-
На основе предложенных математических моделей в развитие технических решений по снижению материало- и капиталоемкости подземных резервуарных установок СУГ разработано и запатентовано оригинальное схемное решение резервуарных установок на базе вертикальных подземных резервуаров СУГ с устройством песчаной подушки с помощью передвижной металлической опалубки (патент на изобретение №RU 2495196).
На защиту выносятся:
-
Новые схемные решения подземных резервуарных установок, позволяющие существенно снизить материальные и денежные затраты в их сооружение за счет применения резервуаров с вертикальным размещением в грунте и устройства песчаной подушки с помощью передвижной металлической опалубки.
-
Математическая модель оптимизации схемно-параметрических решений подземных резервуарных установок, отличительной особенностью которой является наличие комплексной взаимосвязи, геометрических размеров и объемов емкостей, в условиях заданного газопотребления.
-
Математическая модель комбинированной регазификации СУГ, позволяющая максимально использовать естественную испарительную способность емкостей в общем балансе парогенерации резервуарных установок. По сравнению с известными аналогами модель учитывает теплоаккумули-рующую способность системы: жидкая фаза СУГ- металлический корпус, что вскрывает дополнительные резервы естественной паропроизводительности установок.
-
Результаты экспериментальной апробации модели в условиях опытно-промышленной эксплуатации комбинированной схемы регазифика-ции СУГ.
-
Математическая модель тепловых режимов эксплуатации бытовых газовых приборов при реализации схемы с комбинированной регазифи-кацией СУГ, отличительной особенностью которой является наличие переменного состава СУГ, подаваемого в приборы, и саморегулирования газоснабжающей системы, обеспечивающее стабилизацию тепловых нагрузок га-зоиспользующих установок.
Научная значимость работы заключается:
в разработке математической модели оптимизации конструктивных параметров подземных резервуарных установок с вертикальным размещением в грунте, позволяющей обосновать конфигурацию и геометрические размеры резервуаров с учетом величины годового газопотребления;
в обосновании схемы комбинированной регазификации сжиженного углеводородного газа в подземном резервуаре СУГ, позволяющем выявить расчётные эксплуатационные характеристики резервуарных установок при попеременном отборе из подземного резервуара жидкой и паровой фаз сжиженного углеводородного газа.
Практическая значимость работы.
Применение в газовой практике подземных вертикальных резервуаров рекомендуемых типоразмеров с использованием схемного решения позволит снизить ресурсоемкость систем резервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом: металлоемкость резервуарных установок на 10,3%, отчуждаемую территорию под размещение резервуарной установки на 17,8%, объем земляных работ по отрывке котлована на 12,7%, потребность в песке для обратной засыпки котлована на 84,5%.
Комбинированная схема испарения сжиженного углеводородного газа обеспечивает снижение нагрузки на регазификаторы СУГ на базе электрических испарителей с промежуточным теплоносителем в размере 3359%. Годовая экономия электроэнергии, затрачиваемой на регазификацию СУГ, составляет более 2 МВтч/год на одну резервуарную установку при сроке окупаемости дополнительных капитальных вложений в резервуарные установки при переводе их на режим комбинированной регазификации не более 1,5 лет. Результаты диссертационных исследований используются в учебном процессе при чтении курсов «Системы снабжения сжиженным газом», «Технико-экономическая оптимизация систем теплоснабжения, газоснабжения и теплогенерирующих установок», «Специальные вопросы проектирования систем теплогазоснабжения и вентиляции» для студентов направления 270800.62 «Строительство» профиля «Теплогазоснабжение и вентиляция» Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А., а также в курсовом и дипломном проектировании.
Результаты научных исследований переданы для внедрения в головной научно-исследовательский институт ОАО «Гипрониигаз» и рекомендованы научно-техническим Советом для использования в проектной практике института.
Методология и методы исследований. При разработке методологии исследований использованы фундаментальные положения термодинамики и тепломассообмена, элементы системного анализа, современные методы математического и экономико-математического моделирования.
Основные положения термодинамики и тепломассобмена применены при разработке математической модели комбинированной регазификации сжиженного углеводородного газа, а также при обосновании тепловых режимов работы газоиспользующего оборудования у потребителя. Системный анализ использовался при оценке результатов экспериментальных исследований комбинированной регазификации сжиженного углеводородного газа и определении основных технических характеристик систем резервуарного газоснабжения.
При проведении научных исследований по оптимизации конструктивных параметров подземных резервуарных установок с вертикальным размещением в грунте применялось исследование целевой функции на экстремум, ограниченной набором неравенств методом вариантных сравнений с учетом неопределенности исходной экономической информации.
Достоверность результатов диссертационной работы подтверждается использованием общепринятых научных положений в области теории и практики распределения и использования газового топлива. Адекватность математических моделей подкрепляется результатами экспериментальных наблюдений. Основные положения и выводы диссертационной работы кор-релируются с данными других исследований.
Апробация работы. Основные результаты научной работы были представлены и обсуждались на Восемнадцатой Всероссийской научно-технической конференции ООО «СПБ Графикс» (Томск 2012); VIII Международной научно-практической конференции «Актуальные научные достижения 2012» (Чехия, Прага 2012); Международных научных конференциях ММТТ «Участники школы молодых ученых и программы «УМНИК» (г. Саратов, 2010 - 2014 г.); научных семинарах и конференциях Саратовского государственного технического университета (г. Саратов, 2010-2014г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 научных работ, общим объемом 42 страницы, из них лично автору принадлежит 26 страниц. Получен патент на изобретение №RU 2495196. Три работы опубликовано в изданиях, рекомендованных ВАК: «Вестник СГТУ»; «Научный вестник Воронежского государственного архитектурно-строительного университета. Строительство и архитектура».
В статьях, опубликованных в изданиях, рекомендованных ВАК, изложены основные результаты диссертационных исследований: в работе [1] приведены результаты моделирования тепломассообмена в подземных резер-вуарных установках при комбинированной регазификации СУГ; в работе [2] представлены результаты экспериментальной апробации математической модели в условиях реальной газовой практики; в работе [3] приводятся технические решения и рекомендации по применению ресурсо-энергосберегающих систем резервуарного снабжения сжиженным газом.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, общих выводов, списка литературы из 101 наименования и 5 приложений. Общий объем работы 120 страниц, включая 18 таблиц и 24 рисунков.
Разработка экономико-математической модели и обоснование конструктивных параметров подземных резервуарных установок
Рациональное использование подземных резервуарных установок требует разработки научно обоснованных рекомендаций по выбору их оптимальных конструктивных параметров в зависимости от объемов потребления газа в системах газоснабжения. К таким параметрам относятся: количество резервуаров в составе групповой резервуарной установки n, способ установки резервуаров в грунте, объем одиночного резервуара Р и его геометрические размеры (длина 1 и диаметр d).
В качестве целевой функции данной оптимизационной задачи примем минимум интегральных дисконтированных затрат в сооружение и эксплуатацию резервуарной установки [22,44,51]. где tсл- срок службы резервуарной установки, лет. Принимается в соответствии с нормами амортизационных отчислений и составляет с учетом морального старения техники 20 - 25 лет; Е - минимальная, приемлемая для инвестора норма прибыли на капитал. В практике технико-экологических расчетов принимается равной ставке банковского депозита и согласно мировой экономической практики составляет 0,11/год (10%) [44,51].
Очевидно, что при заданном суммарном объеме V резервуарного парка наименьших затрат потребует установка, состоящая из одного резервуара со 21 ответствующего объема N=vp, однако с целью необходимого резервирования, количество резервуаров в групповой установке в соответствии с действующими нормативными документами [76] принимается не менее двух. Поэтому в качестве исходной целевой функции воспользуемся затратами на групповую установку , состоящую из двух подземных резервуаров. В общем виде указанные затраты (1.1) можно представить в виде следующего функционала: З = f-[ D,Vp(eгод)] = min (1.3) где Ф - формфактор резервуара (отношение длины цилиндрической части резервуара к его диаметру d); к,- геометрический объем резервуара , м3; Огод - годовой объем потребления газа от резервуарной установки , т/год.
В современной практике цилиндрические резервуары СУГ изготавливаются с эллиптическими днищами по ГОСТ 6533-78. Отношения значения глубины выпуклости днища резервуара к его диаметру, устанавливается равным 0,25. При данных условиях расчетные значения толщины эллиптических днищ и цилиндрической стенки резервуарных установок имеют равную величину, что безусловно упрощает технологию производства резервуаров. При заданном объеме резервуара vp и его диаметра d другие конструктивные параметры емкости находятся по формулам [42,48]:
Сформулируем ограничения к целевой функции: - годовой объем потребления газа от резервуарной установки зависит от характера газифицируемых объектов (жилые дома, предприятия коммунального назначения, промышленные потребители и т.д), газоиспользующего оборудования, оптимальной степени централизации систем газоснабжения и других определяющих факторов. На основании анализа литературных источников [46-48], а также проектных решений в существующей газовой практике можно принять: - согласно правилам технической эксплуатации [48,63] подземные ре-зервуарные установки подлежат периодическому освидетельствованию не реже одного раза в 10 лет. Проведение размерам сосудов с точки зрения эргономики. На основании практического опыта проведения подобных работ в существующей газовой практике, а также с учетом производства земляных работ табельными средствами строительно - монтажной организации получим для полной длинны резервуара: 1,5 l 2,2м (1.8) В соответствии с ГОСТом 6533-78 на изготовление эллиптических днищ и ГОСТом 10704-91 на изготовление стальных прямошовных труб [8], с учетом эргономических требований получим для диаметра резервуара: 0,9 d 1,8м (1.9) Ограничения (1.8) и (1.9) формируют следующие ограничения для расчетной величины формфактора резервуара: 0,33 ф 1,94 (1.10)указанных работ предусматривает спуск обслуживающего персонала внутрь сосуда. Указанные обстоятельства предъявляют определенные требования к геометрическим
В существующей практике поселковые системы резервуарного снабжения сжиженным газом, как правило, эксплуатируются на базе подземных емкостей объемом 2,5 до 5,0 м3. При газификации крупных промышленных объектов используются также резервуары повышенного объема до 10-25м3 (табл. 1.2). Если верхний объем резервуара 5,0 м3 в известной мере оправдан с точки зрения безопасности систем газоснабжения, особенно при газификации населенных пунктов, то нижние значение объема 2,5 м3 ничем не обосновано.
В настоящее время все более широкие масштабы приобретает газификация отдельных усадебных (коттеджных) зданий на базе индивидуальных резервуарных установок. Указанные установки отличаются небольшими объемами газопотребления и требуют применения резервуаров с пониженной емкостью.
Для определения минимального объема резервуара воспользуемся ограничениями (1.8 и 1.9). Положив d = 0,9ми 1тп = 1,5м, получим vp=0,9м3. Таким образом, ограничение по объему резервуара можно записать в следующем виде: 0,96 VP 5,0м3 (1.11) Минимизация целевой функции (1.3) с целью определения оптимальных конструктивных параметров резервуарных установок сводится к решению двух взаимосвязанных подзадач: - определение оптимальных размеров (конфигурации Ф) резервуара заданного объема vp и способа его размещения в грунтовом массиве; - определение оптимального объема резервуара vp при заданной величине годового газопотребления Огод.
Испарительные установки с естественной регазификацией СУГ
Повышенная материалоемкость резервуарных установок с погружными регазификаторами, сложность технического обслуживания, высокая стоимость сооружения и эксплуатации и другие недостатки ограничивают перспективы дальнейшего использования подобных регазификаторов в отечественной практике газоснабжения.
При новой регазификации, а также при реконструкции действующих ре-зервуарных установок следует ориентироваться на более совершенные методы испарения СУГ, которые обеспечивает искусственная регазификация в проточной системе.
Согласно рис. 2.1, искусственная регазификация СУГ в проточной системе осуществляется в испарительных установках с прямым или косвенным обогревом.
В установках прямого нагрева используются теплообменники с кипением СУГ в большом объеме или в трубах.
В испарителях с кипением СУГ в большом объеме генерация паровой фазы происходит на наружной поверхности трубчатого теплообменника, по которому циркулирует греющий теплоноситель [48,66,71,77].
К испарительным устройствам подобного типа, можно отнести змеевико-вые, трубные испарители, предложенные институтом «МосгазНИИпроект», производительность которых составляет 100 кг/ч, испарители кожухотрубные, конструкции института «Ленгипроинжпроект», производительностью 100, 200 и 400 кг/ч; испарительные устройства большой производительности, предлагаемые ВНИИнефтемашом и др. В качестве теплоносителя в указанных испарителях обычно используется горячая вода или водяной пар.
Институтом «Гипрониигаз» разработан проточный-электрический испаритель СУГ типа ИМЭ-10м производительностью 10 м3/ч. Особенностью указанного испарителя, является нагревательный элемент, в котором используется трубчатый электронагреватель, погруженный в объем испаряемого газа [86].
Наличие большого объема газа в корпусе испарительного устройства, значительно увеличивает металлоемкость этой конструкции, а также повышает взры-во- и пожароопасность систем регазификации. Эти недостатки устраняет проточная схема регазификации с кипением сжиженных газов в трубах. К испарителям подобного типа относятся: - испаритель форсуночного типа конструкции «МосгазНИИпроект», производительность которого 200 кг/ч [48,66,71,77]; - испаритель пленочный конструкции МИНХ и ГП производительностью 100 кг/ч [48,66,77]; - испаритель огневой, разработанный институтом «Гипрониигаз» ИГПО, производительность которого 15 и 30 м3/ч, и т.д. [3]. Главный недостаток испарителей СУГ прямого нагрева – повышенная по-жаро- и взрывоопасность установок, возникающая при нарушенной герметичности теплообменной поверхности. В этой связи испарительные установки, для которых в качестве теплоносителя используется горячая вода или водяной пар, необходимо оборудовать специальными устройствами, исключающими возможность попадания СУГ в трубопроводы тепловых сетей (отстойники, сигнализаторы загазованности и др). [63,64,76]
Радикальным решением вопроса повышения безопасности испарительных установок с искусственной регазификацией СУГ является применение схемы с промежуточным теплоносителем.
Испарительные установки с промежуточным теплоносителем получили широкое распространение в зарубежной практике [48,71,77,98,99,100]. Они используются, как правило, в установках регазификации, оборудованных огневыми и электрическими испарителями СУГ. К ним относятся испарители AZEOVAIR фирмы Algas-SDI, имеющие производительность до 8450 кг/ч. Конструкция испарителя состоит из вертикального кожуха цилиндрической формы с располагающейся внутри жаровой трубой П-образного вида. В жаровой трубе смонтированы газовые инжекционные горелки. Сжиженные углеводородные газы испаряются, проходя по змеевикам, которые располагаются в водяной ванне.
Немецкая фирма FAS производит огневые испарители с производительностью до 14000 кг/ч. В качестве промежуточного теплоносителя используется антифриз или горячая вода, а также тосол, или трансформаторное масло [48,71,77].
Фирма Финеман выпускает электрические испарители, с промежуточным теплоносителя типа «Торпедо». Указанные испарители имеют номинальную производительность от 60 до 600 кг/ч. В качестве промежуточного теплоносителя используются антифризы [48,71,77].
Институтом «Гипрониигаз» и кафедрой «Теплогазоснабжение и вентиляция» Саратовского государственного технического университета» разработаны технические решения электрических испарителей ИЭТП-10, ИП-10, БИР-10, ИЭТПТ-30, УИ-50 с производительностью 10, 30 и 50 м3/ч, [37,71,72,73,77,87].
В качестве источника тепла в указанных испарителях используются трубчатые электроиспарители (ТЭН), погруженные в объем промежуточного теплоносителя.
В испарителях ИЭПТ-10, ИП-10, БИР-10, УИ-50 в качестве промежуточных теплоносителей используются антифризы. В испарителе марки ИЭТПТ-30 в качестве промежуточного теплоносителя применяется алюминиевая заливка.
По сравнению с жидким теплоносителем, твердотельный промежуточный теплоноситель в виду высокой теплопроводности алюминия существенно интенсифицирует процесс теплопереноса от ТЭНов к испарительному змеевику. Как следствие, на 25-30% сокращается теплообменная поверхность и материалоемкость испарительной установки [73,82].
Вместе с тем наличие промежуточного твердотельного теплоносителя исключает периодическую замену электронагревателей и как следствие, сокращает срок службы всей испарительной установки.
Режим комбинированной регазификации СУГ
В ходе эксперимента измерялись следующие параметры: - давление и температура сжиженного углеводородного газа в резервуаре; - продолжительность эксперимента и расход газа; - естественная температура грунта; - состав жидкости, находящейся в резервуаре; - теплофизические характеристики грунта. Давление газа в резервуаре измерялось 2-мя пружинными манометрами типа МЛ класса 1,0 с верхним пределом измерений 0,6 и 0,1 МПа соответственно. Температура газа в резервуаре измерялась термометрами типа «TGL», с ценой деления 0.1 С и пределами измерения температуры +50 и -30 С.
Термометры опускались в карман из металлической трубы (2) длиной 2 м, частично заполненный трансформаторным маслом. Для повышения инерционности ртутные резервуары термометров размещадлись в мешочке со стальной стружкой и покрывалась сверху слоями парафина.
Температура грунтового массива измерялась на глубине 1,1 м, на расстоянии 6 метров от подземного резервуара, с помощью термометров вытяжного типа. Скважина для замера температуры грунта была изготовлена из полипропиленовой трубки, имеющей внутренний диаметр 18 мм.
В процессе измерений динамика показаний термометров за счет влияния температуры наружного воздуха не превышала 0,5 С в минуту при температурном потоке между окружающим воздухом и ртутным резервуаром в размере 30 С. Замеры температуры и давления проводились ежесуточно и дублировались 4 раза с интервалом 3-5 минуты.
Расход газа замерялся двумя счетчиками СГБ-G (14), включенными последовательно для взаимного контроля. Результаты измерений пересчитывались на стандартные условия с учетом температуры и давления газа перед счетчиками.
Температура и давление газа перед счетчиком в процессе эксперимента изменялись в пределах от 18 до 27 С и от 2700 до 3100 Па соответственно.
Измерения расхода газа проводились ежечасно. Постоянство расхода газа регулировалось с помощью вентиля 16.
Пробы сжиженного углеводородного газа для анализа его компонентного состава отбирались в течение эксперимента с интервалами в 20-30 часов.
Отбор проб осуществлялся в специальные баллончики-пробоотборники (3), представляющие собой отрезок трубы имеющий на концах два вентиля. Перед взятием проб многократно производилась продувка пробоотборников исследуемым газом. Жидкая фаза СУГ отбиралась через трубку 10% уровня заполнения резервуара, целиком испарялась в змеевике (4), который обогревался горячей водой, и поступала в баллончик (3). Для минимизации погрешности при отборе проб для последующего анализа каждый раз газом заполнялось пять пробоотборников. Химический анализ исследуемого газа осуществлялся на хроматографе «Кристалл 5000».
Результаты теплотехнических расчетов в системе: грунт-резервуар сжиженного углеводородного газа в значительной степени определяются правильным выбором теплофизических характеристик грунтового массива и, в первую очередь, коэффициента теплопроводности.
Многочисленные исследования, проведенные в нашей стране и за рубежом, [2,13,75,89] показывают, что коэффициент теплопроводности грунта зависит от целого ряда факторов: структуры грунта, плотности, влажности, а в мерзлом состоянии также от льдистости и других параметров.
Детальный анализ позволяет считать, что определяющее влияние на коэффициент теплопроводности оказывают структура грунта, его плотность и влажность.
Численные значения коэффициента теплопроводности для грунтов естественного сложения и влажности в зависимости от указанных параметров приводятся в соответствующей литературе [75].
При этом максимальная погрешность табличных значений составляет 8 -10%.
Забор исследуемого грунта для анализа проводился на отметках 1, 4, 9 метров глубины массива и не менее 3х раз. Для сохранения естественной структурны грунтового массива отбор проб производился следующим способом.
В грунтовом массиве при помощи буровой установки пробуривались скважины необходимой глубины. После этого в шахту опускалась труба с закрепленным на ее конце пробоотборником. Он представлял собой тонкостенный сосуд из стали, имеющий цилиндрическую форму диаметром 70 мм и высоту 50 мм. Пробоотборник опускался в грунтовый массив на полную глубину.
Пробы грунта извлекались из пробоотборников и в полиэтиленовых пакетах доставлялись на анализ.
Плотность грунта определялась методом режущего кольца, согласно ГОСТу 5180-84. Для этой цели было изготовлено режущее кольцо-пробоотборник с внутренним диаметром 55 мм и высотой 37 мм. Плотность грунта , кг/м3 вычислялась как отношение массы образца к его объему по формуле: р=К- (4,1) где т1 - масса кольца, кг; т0 - масса грунта с кольцом, кг; v - внутренний объем кольца, м3. Взвешивание проводилось на технических равноплечих весах с ценой деления 0,01 г. Размеры пробоотборников определялись с помощью штангенциркуля с точностью до 0,1 мм. Результаты анализа приводятся в табл. 4.1.
Для определения влажности грунта использовался метод высушивания до соответствующей массы, согласно ГОСТу 5180-84. Пробы грунтовой массы поступали в высушенные, пронумерованные и взвешенные стаканчики , плотно закрывающиеся крышками. Затем пробы грунта в закрытых стаканчиках взвешивались и поступали в осушительный шкаф, где высушивались до постоянной массы при температуре (105±2) С. После высушивания грунт в стаканчиках охлаждался до температуры помещения и взвешивался. Влажность грунта , % вычислялась по формуле 100(m,-m0) ОЛ со = -1 , (4,z) (m0-m) где m1 - масса влажного грунта со стаканчиком и крышкой, кг; m0 - масса высушенного грунта со стаканчиком и крышкой, кг; m - масса пустого стаканчика с крышкой, кг; Результаты анализа приводятся в табл. 4.1. Важнейшими характеристиками грунтов являются влажность на границе текучести и на границе раскатывания, а также число пластичности.
Граница текучести определялась как влажность приготовленной из исследуемого грунта пасты, при котором балансирный конус погружался под действием собственного веса за 5 с на глубину 0,01 м. Определение границы текучести грунта производилось согласно ГОСТу 5180-84.
Граница раскатывания (пластичности) определялась как влажность приготовленной из исследуемого грунта пасты, при которой паста, раскатываемая в жгут диаметром 0,003 м, начинает распадаться на кусочки длиной 0,0030,01м. Определение границы раскатывания (пластичности) производилось по ГОСТу 5180-84.
Разность между пределами текучести m и пластичности p, называемая числом пластичности ш, характеризует химический состав и структуру исследуемого грунта. Результаты соответствующих анализов представлены в табл. 4.1. Как следует из таблицы, плотность и влажность грунта по глубине массива изменяются весьма незначительно. Это обстоятельство дает возможность рассматривать грунт как однородный массив, осредненные характеристики которого имеют следующие значения:
Определение теплофизических характеристик грунта
Изменение компонентного состава жидкой фазы сжиженных углеводородных газов определяется путем численного решения математической модели 3.1 – 3.27 средствами вычислительной техники.
Использование формулы (5,2) требует достоверной информации о наличии давления газа на выходе из регуляторной установки Pвых в зависимости от входного давления Pвх и расхода паровой фазы G. Для получения расходной характеристики регулятора давления сжиженного углеводородного газа сотрудниками кафедры ТГВ СГТУ были проведены соответствующие исследования. [16]. В качестве объекта испытаний использовался регулятор давления РД – 32 Мж , которым оснащаются современные резервуарные установки.
Результаты испытаний представлены на рис. 5,2 в виде экспериментальных точек. Обработка результатов исследований методами корреляционного анализа позволила выявить теоретическую зависимость, описывающую давление газа на выходе из регуляторной установки. и экспериментальных данных с доверительной вероятностью 0,95 составляет 6,8%.
Изменения давления газовой смесси Pвх в процессе эксплуатации резерву-арной установки в режиме комбинированной регазификации СУГ определяется путем численной реализации математической модели (3,1 3,27) средствами вычислительной техники. Уравнения (5,1 5,8) совместно с уравнениями (3,1 3,27) формулируют математическую модель тепловых режимов эксплуатации газовых приборов при снабжении сжиженными углеводородными газами от резервуарной установки с комбинированной регазификацией.
В целях количественной оценки влияния компонентного состава СУГ на эффективность его использования в газовых приборах были приведены соответствующие расчеты. В качестве исходных предпосылок к расчету использовались результаты численной реализации математической модели комбинированной ре-газификации сжиженных углеводородных газов (3,1 3,27) , приведенные в 3 главе диссертации.
Результаты расчетов представлены на графиках рис.5.3-5.7. Рис.5.4 Зависимость теплотворной способности паровой фазы СУГ от уровня заполнения резервуара газом.
Как видно из графиков (рис. 5.3-5.7), несмотря на значительные колебания фрационного состава газовой смеси при комбинированной регазификации ( содержание пропана в паровой фазе изменяется от 82 до 35%), благодаря саморегулируемости системы газоснабжения, тепловая нагрузка газового прибора и соответствующее ей число Воббе изменяется в достаточно узком диапазоне : от 130.4 МДж/ м, кПа . в начале эксплуатации резервуарной установки до 133,3 МДж/ м, кПа . в конце эксплуатации резервуарной установки. Указанные колебания тепловой нагрузки составляют 2,3% и полностью отвечают требованиям действующих стандартов к взаимозаменяемости горючих газов [9,10,11,17,71,77].
Обладая высокой энергетической эффективностью, схема комбинированной регазификации, однако, характеризуется повышенным уровнем капитальных вложений в сооружения резервуарных систем снабжения сжиженным углеводородным газом. В этой связи целесообразность её использования в газовой практике требует дополнительного экономического обоснования.
При переводе резервуарных систем газоснабжения с режима искусственного испарения сжиженных углеводородных газов на режим комбинированной регази-фикации требуется необходимость установки байпасных клапанов – переключателей. Стоимость указанного оборудования с учетом монтажных работ на основании сметно-финансовых расчётов составляет К=9500 руб. Годовую стоимость сэкономленной электроэнергии, руб/год, определяем по формуле Э = СэrGгодZ, (5,9) где Сэ - удельная стоимость электроэнергии, руб/КВтч. С учётом перспективы удорожания энергоресурсов можно принять Сэ=4,0 руб/КВтч; r – теплота парообразования сжиженного газа, составляющая 0,1 кВтч/кг; год = 8760 ч/год – годовая продолжительность эксплуатации резервуарной установки; G – расчётный часовой расход газа, равный 7,0 кг/ч (табл. 5.1); Z – снижение расхода электроэнергии на цели регазификации за счёт использования естественной испарительной способности расходных резервуаров. По данным таблицы 5.3 имеем Z=0,5. На основании расчёта имеем: Э=4,00,15,087600,5=8760 руб/год. Срок окупаемости дополнительных капвложений в установку байпасных клапанов составляет Т=К/Э=9500/8760=1.1 года.
При этом обеспечивается годовая экономия электроэнергии, затрачиваемой на регазификацию СУГ в размере 2190 кВтч/год. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. В целях снижения материало- и капиталоемкости резервуарных установок разработано и запатентовано новое техническое решение, предусматривающее вертикальную установку емкостей и устройства песчаной подушки с помощью передвижной металлической опалубки (патент на изобретение №RU 2495196).
2. Разработана математическая модель оптимизации конструктивных параметров подземных резервуарных установок сжиженного углеводородного газа, учитывающая взаимосвязь геометрических размеров емкостей. По результатам численной реализации модели разработан оптимальный типоряд подземных резервуаров в зависимости от величины годового потребления газа.
По сравнению с существующим вариантом сооружения резервуарных установок (с горизонтальным размещением емкостей и полной засыпкой котлована песчаным грунтом), предлагаемое решение обеспечивает экономию капитальных вложений в размере 22,5%, сокращение площадей, отчуждаемых под размещение резервуарных установок на 17,8%, снижение расхода песка для обратной засыпки котлована на 84,5%, и целый ряд других преимуществ экономического и технического характера.
3. Разработана математическая модель комбинированной регазификации СУГ в установках с искусственным испарением сжиженного углеводородного газа. Отличительный особенностью модели является учет режимов эксплуатации емкостей при попеременном отборе паровой и жидкой фаз СУГ и наличие тепло-аккумулирующей способности расходных резервуаров.
4. В целях проверки достоверности предложенной математической модели были проведены экспериментальные исследования на опытно-промышленной установке. Результаты численной реализации модели согласуются с экспериментальными данными. Среднее расхождение результатов с доверительной вероятностью 0.95 не превышает 17%, что вполне приемлемо для инженерной практики. Перевод резервуарных установок с режима искусственной на режим комбинированной регазификации позволяет снизить расход энергоносителей на регази-фикацию СУГ до 60%, при этом дополнительные капитальные вложения окупаются в течение 1-1,5 лет.
5. Разработана математическая модель тепловых режимов эксплуатации бытовых газовых приборов при реализации схемы с комбинированной регазифика-цией СУГ. Отличительной особенностью модели является учет переменного состава СУГ, подаваемого в приборы в процессе эксплуатации резервуарной установки сжиженного углеводородного газа.
Установлено, что изменение компонентного состава СУГ при соответствующей динамике плотности сжиженного углеводородного газа и его давления перед прибором обусловливает диапазон колебания тепловых нагрузок до 2-2,5% (саморегулирование системы газоснабжения) и полностью удовлетворяет нормативным требованиям к взаимозаменяемости горючих газов. Перспективами дальнейшей разработки темы следует считать исследования, направленные на повышение эффективности систем снабжения сжиженным углеводородным газом в части снижения потребления энергетических ресурсов при регазификации СУГ в самих расходных емкостях.