Методическое пособие 321

фазы, то есть при минимальном тепловом воздействии на окружающий грунт, температурные режимы его эксплуатации формируются, главным образом, за счет внешнего теплового влияния резервуарной установки при заданных условиях внутреннего теплообмена в системе: гидротеплоизоляция - трубопровод - паровая фаза СУГ.

В соответствии с технологической схемой резервуарной установки (рисунок 1) расчленим сложную теплотехническую задачу на четыре взаимосвязанные подзадачи (по числу конструктивных элементов трубопровода паровой фазы):

-теплообмен на пароперегревательном участке подземного трубопровода;

-теплообмен на восходящем участке подземного трубопровода;

-теплообмен на восходящем участке надземного трубопровода;

-теплообмен в шкафном газорегуляторном пункте.

Для решения задачи воспользуемся конечно-разностным методом. Для этого разделим общую длину подземной части грунтового теплообменника на ряд расчетных отрезков длиной ∆lζ,k (при ζ = 1,2 и k = 1,2 … m) с заданной переменной температурой на поверхности гидро(тепло)изоляционного слоя, обусловленной тепловым воздействием резервуара:

- восходящий подземный участок грунтового теплообменника (ζ=2)

2

В уравнениях (12)-(20) использованы следующие буквенные обозначения:

11

Вкачестве объекта испытаний использовалась резервуарная установка

сжиженного газа на базе вертикального подземного резервуара объемом 1,3 м3, оборудованного трубчатым грунтовым пароперегревателем и шкафной газорегуляторной установкой на базе шкафного ГРП марки ГРПШ-6.

Испытания проводились в зимних условиях эксплуатации в режиме естественной динамики уровня заполнения резервуара, температуры грунта, воздуха и других определяющих параметров.

Такая предпосылка к проведению эксперимента обусловливает максимальное влияние нестационарности на количественные показатели теплового процесса.

Впроцессе испытаний замерялись следующие величины и параметры:

-расход сжиженного газа;

-температура сжиженного газа в резервуаре на различных отметках по его высоте;

-температура сжиженного газа на входе в регулятор давления;

-температура наружного воздуха;

-естественная температура грунта на различных отметках по глубине грунтового массива;

-теплофизические характеристики грунта и др.

Замеры температур проводились с помощью лабораторных термометров ТЛ-4 с ценой деления 0,1, которые размещались в специальных карманах, предусмотренных конструкцией экспериментальной установки.

Отбор газа из резервуара замерялся двумя счетчиками ГСБ-400, включенными параллельно.

Теплофизические характеристики грунтового массива, включая коэффициент теплопроизводительности, определялись по стандартным методикам, путем лабораторного анализа проб грунта, взятого на различных горизонтах заложения.

Измерения параметров проводились с периодом в 8-12 часов и дублировались не менее 3 раз с интервалом в 20-30 минут с последующим осреднением в суточном диапазоне.

Результаты экспериментальных исследований приводятся на рисунке 3. Как показывают результаты экспериментальных исследований, несмот-

ря на значительные колебания температуры наружного воздуха в течение периода испытаний, естественное распределение температур в грунтовом массиве, а также температурные режимы эксплуатации элементов резервуарной установки отличаются высокой стабильностью в течение длительного промежутка времени (5-7 и более суток). Указанное обстоятельство объясняется значительной инерционностью тепловых процессов, протекающих в грунтовом массиве, что подтверждает корректность квазистационарной постановки задачи, принятой при разработке теоретических моделей.

Как видно из графиков, теоретические и экспериментальные значения температурных параметров достаточно хорошо согласуются друг с другом.

13

- теория; - эксперимент

Рисунок 3. Температурные режимы эксплуатации резервуарной установки с грунтовым пароперегревателем СУГ

Среднеквадратичное расхождение теоретических и экспериментальных результатов не превышает 1°С с доверительной вероятностью 0,95.

Численная реализация предложенных математических моделей (1)-(22) несколько занижает расчетные значения искомых температур сжиженного газа, что объясняется влиянием погрешности квазистационарной постановки задачи теплообмена. Указанное обстоятельство обеспечивает дополнительные резервы перегрева паров на входе в газорегуляторную установку и, тем самым, повышает надежность результатов расчета.

Впятой главе диссертации приводится экономико-математическая модель оптимизации тепловой защиты теплотеряющих элементов резервуарной установки, обеспечивающей подачу в редуцирующий узел перегретых паров СУГ при минимальных затратах в монтаж теплоизолированных элементов.

Вкачестве целевой функции задачи используются капитальные вложения в сооружение теплоизолированных элементов паропровода СУГ по комплексу: восходящий участок грунтового теплообменника – шкафной ГРП:

где K - капитальные вложения в сооружение теплоизолированных элементов паропровода СУГ, руб; Kву - капитальные вложения в тепловую изоляцию

14

восходящего участка грунтового теплообменника (включая его подземную и надземную части), руб.; Kшгрп - капитальные вложения в тепловую изоляцию

шкафного ГРП, руб; ву,т / из ; шгрп,т / из - толщина тепловой изоляции восходящего участка грунтового теплообменника и шкафного ГРП, м.

Управляющие параметры целевой функции (23) не являются независимыми переменными, а связаны между собой ограничением следующего вида:

где tп,ву ; tп,шгрп - перепад температур паровой фазы СУГ на восходящем участке грунтового теплообменника и в шкафном ГРП, °С; tпкон,пп - конечная

температура паровой фазы на выходе из пароперегревательного участка грунтового теплообменника, °С; tп - температура насыщенного пара на выхо-

де из расходного резервуара, °С.

Целевая функция (23) и ограничения (24)-(26) формируют экономикоматематическую модель задачи. Для нахождения минимума целевой функции используется метод вариантных расчетов.

В качестве обобщенных рекомендаций для проектной практики рекомендуется оптимальная толщина тепловой изоляции из пенополиуретана на восходящем участке грунтового теплообменника δву,т/из = 70 мм; шкафа

редуцирующего узла δшгрп,т/из = 92 мм.

Как показывают расчеты, выбор оптимальной толщины тепловой изоляции дифференцированно для каждого теплотеряющего элемента по сравнению с тепловой изоляцией постоянной толщины обеспечивает снижение капитальных вложений в монтаж тепловой изоляции на 220 руб. (11,6%).

Выполнен анализ энергоэкономической эффективности применения 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.

В качестве целевых функций использовались интегральные, дисконтированные затраты по сравниваемым вариантам технических решений.

Анализ результатов проведенных расчетов показывает, что предлагаемый вариант обеспечивает снижение интегральных затрат в размере 20,6 тыс. руб. (62,9%) на одну резервуарную установку при снижении капитальных вложений в объеме 3922 руб. (29,1%). При этом обеспечивается годовая экономия электроэнергии в размере 504 кВт∙ч или 2,016 тыс. руб. в год в денежном выражении.

ВЫВОДЫ

1. Проведен анализ существующих методов предупреждения кристаллизации влаги в резервуарных установках сжиженного газа, на основе которого

15

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 образование 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.

Сравнительный анализ теоретических и экспериментальных значений температурных параметров резервуарной установки 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 при монтаже теплоизолированных элементов. Как показывают конкретные расчеты, выбор оптимальной толщины тепловой изоляции дифференцированно для каждого теплотеряющего элемента по сравнению с тепловой изоляцией постоянной толщины снижает капитальные вложения при монтаже тепловой изоляции на 220 руб. (11,6%).

6.Выполнен анализ энергоэкономической эффективности предлагаемого способа предупреждения кристаллизации влаги в регуляторах давления

16

резервуарных установок с использованием трубчатых грунтовых теплообменников по сравнению с существующим способом, предусматривающим электрический обогрев редуцирующих головок резервуаров.

Как показывают расчеты, 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 кВт∙ч на одну резервуарную установку.

Основные положения диссертации отражены в следующих работах:

Статьи в изданиях, рекомендованных ВАК:

1.Максимов С.А. Исследование теплообмена при хранении и регазификации сжиженного углеводородного газа в подземных резервуарных установках / Б.Н. Курицын, Н.Н. Осипова, А.П. Усачев, С.А. Максимов // Вестник гражданских инженеров. - 2011. -№3 (28). - С. 82-87.

2.Максимов С.А. Объективный выбор толщины тепловой изоляции участков трубопроводной обвязки узла редуцирования газа / Б.Н. Курицын, Н.Н. Осипова, С.А. Максимов // Вестник МГСУ. - 2011.-№7.-С. 525-530.

3.Максимов С.А. Моделирование теплообмена при хранении сжиженного газа в подземных резервуарных установках под воздействием естественных температур грунта и наружного воздуха / Б.Н. Курицын, Н.Н. Осипова, С.А. Максимов // Научный вестник Воронежского государственного архитектурно-строительного университета. Строительство и архитектура. - 2012. -№2 (26). - С. 35-45.

4.Максимов С.А. Разработка и обоснование технических решений по предупреждению гидратообразования в системах резервуарного снабжения сжиженным газом / Б.Н. Курицын, Н.Н. Осипова, С.А. Максимов // Приволжский научный журнал. - 2013.-№1.-С. 73-79.

5.Максимов С.А. Особенности эксплуатации регуляторов давления резервуарных установок сжиженного углеводородного газа / Б.Н. Курицын, Н.Н. Осипова, С.А. Максимов //Вестник Волгоградского государственного архитектурно-строительного университета. Серия: Строительство и архитектура. - 2013.-№30(49).-С. 216-222.

Статьи в других изданиях:

6.Максимов С.А. Температурные режимы эксплуатации и надежность систем резервуарного снабжения сжиженным газом / Б.Н. Курицын, Н.Н. Осипова, С.А. Максимов // Экология и безопасность жизнедеятельности: сб. ст. IX Междунар. науч.-практ. конф. / МНИЦ ПГСХА. - Пенза: РИО ПГСХА,

2009. - С. 128-132.

7.Максимов С.А. Температурные режимы хранения сжиженного углеводородного газа в подземных резервуарных установках / Б.Н. Курицын, Н.Н. Осипова, С.А. Максимов // Проблемы энергосбережения и экологии в

17

промышленном и жилищно-коммунальном комплексах: сб. тр. XI Междунар. науч.-практ. конф. / Пензенский гос. ун-т архитектуры и строительства. - Пенза: Приволжский Дом знаний, 2010. - С. 166-190.

8.Максимов С.А. Предупреждение гидратообразования в резервуарных установках с естественной регазификацией сжиженного газа / С.А. Максимов

//Научная дискуссия: инновации в современном мире: материалы IX Междунар. заоч. науч.-практ. конф. – М.: Изд-во «Международный центр науки и образования», 2013. - С. 177-180.

9.Максимов С.А. Математическое моделирование температурных режимов эксплуатации подземных резервуаров сжиженного газа с вертикальным размещением в грунте / Б.Н. Курицын, Н.Н. Осипова, С.А. Максимов // Научно-технические проблемы совершенствования и развития систем газоэнергоснабжения: сб. науч. тр. / Сарат. гос. техн. ун-т. – Саратов: Изд-во СГТУ, 2010. - С. 163-167.

10.Максимов С.А. Разработка системы снабжения сжиженным углеводородным газом от резервуарных установок с перегревом пара в грунтовом теплообменнике / Б.Н. Курицын, Н.Н. Осипова, С.А. Максимов // Теплогазоснабжение: состояние, проблемы, перспективы: материалы Всерос. науч.- практ. конф./ Оренбург. гос. ун-т. – Оренбург: ОГУ, 2011. - С. 87-89.

МАКСИМОВ СЕРГЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОБОСНОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРНЫХ СИСТЕМ СНАБЖЕНИЯ СЖИЖЕННЫМ ГАЗОМ С ПЕРЕГРЕВОМ ПАРОВ

В ТРУБЧАТЫХ ГРУНТОВЫХ ТЕПЛООБМЕННИКАХ

ООО «Издательский Дом «Райт-Экспо» 410031, Саратов, Волжская ул., 28 Отпечатано в ООО «ИД «Райт-Экспо»

410031, Саратов, Волжская ул., 28, тел. (8452) 90-24-90

18