3722

Выпуск № 4 (52), 2018 ISSN 2541-7592

Некоторое понижение точности вблизи нуля связано с тем, что имеет место не асимптотическое приближенное равенство 0n (r) 0(r), а равенство по скорости роста (эквива-

лентность двух бесконечно больших величин).

Выводы. Работа посвящена актуальной и интенсивно исследуемой проблеме математического моделирования взаимодействия основания и фундамента, тесно связанной с практическими задачами фундаментостроения и расчета прочности зданий и сооружений.

Подробно рассмотрена модель грунтового основания, предложенная АлейниковымСнитко. С помощью развития техники преобразования Ганкеля автором решена проблема вычисления квазитрансформанты, соответствующей квазиядру основания. Получены новые формулы вычисления функции степени неоднородности и квазиядра изотропного, неоднородного линейно деформируемого основания.

Для комбинированного степенного закона изменения модуля упругости основания n-го порядка изучено асимптотическое поведение квазиядра вблизи нуля и на бесконечности.

Получена простая приближенная формула, выражающая (квази) ядро в случае комбинированного степенного закона.

Установлено, что применение методики Алейникова-Снитко показывает большую распределительную способность грунта в сравнении с моделью Винклера и меньшую, чем в модели упругого полупространства.

Найденные формулы будут полезны для расчета прочности строительных конструкций и решения пространственных задач контактного взаимодействия основания и фундамента.

Библиографический список

1.Алейников, С. М. Метод граничных элементов в контактных задачах для упругих пространственно неоднородных оснований / С. М. Алейников. — М.: АСВ, 2000. — 754 с.

2.Алейников, С. М. Моделирование деформации поверхности упругого неоднородного основания / С. М. Алейников, А. А. Седаев // Математическое моделирование и краевые задачи: тр. 6-й Всерос. науч. конф.

смеждунар. участием (1—4 июня 2009 г.). — Самара: СамГУ, 2009. — Ч. 1. — С. 13—15.

3.Алейников, С. М. Пространственная контактная задача для жесткого фундамента на упругом неоднородном основании / С. М. Алейников // Известия вузов. Строительство. — 1997. — № 4. — С. 52—59.

4. Градштейн, И. С. Таблицы интегралов, сумм, рядов и произведений / И. С. Градштейн, И. М. Рыжик. — М.: Гос. изд-во физ. — мат. лит., 1963. — 1100 с.

5.Дураев, А. Е. Расчет конструкций на грунтовом основании с возрастающим по глубине модулем деформации / А. Е. Дураев. — Саранск: Изд-во Мордовского ун-та, 1991. — 192 с.

6.Клейн, Г. К.Учет неоднородности, разрывности деформаций и других механических свойств грунта прирасчетесооруженийна сплошном основании/Г. К.Клейн// Сб. тр.МИСИ. —1956.— №14. —С.168—180.

7.Коренев, Б. Г. Введение в теорию бесселевых функций / Б. Г. Коренев. — М.: Наука, 1971. — 287 с.

8.Корн, Г. Справочник по математике для научных работников и инженеров / Г. Корн, Т. Корн. — М.: Наука, гл. ред. физ-мат. лит., 1973. — 832 с.

9.Лебедев, Н. Н. Специальные функции и их приложения / Н. Н. Лебедев. — М. — Л.: Физматгиз, 1963. — 358 с.

10.Новацкий, В. Теория упругости / В. Новацкий. — М.: Мир, 1975. — 872 с.

11.Перельмутер, А. В. Расчетные модели сооружений и возможность их анализа / А. В. Перельмутер, В. И. Сливкер. — Киев: Сталь, 2002. — 600 с.

12.Попов, Г. Я. Контактные задачи для линейно деформируемого основания / Г. Я. Попов. — Киев—

Одесса: Выща шк., 1982. — 168 с.

13. Посадов, М. И. Расчет конструкций на упругом основании / М. И. Посадов, Т. А. Маликова, В. И. Соломин. — М.: Стройиздат, 1984. — 679 с.

14.Снеддон, И. Преобразования Фурье / И. Снеддон. — М.: Иностран. лит., 1955. — 667 с.

15.Снитко, Н. К. О действии сосредоточенной силы на неоднородное упругое полупространство / Н. К. Снитко // Строительная механика и расчет сооружений. — 1980. — № 2. — С. 76—78.

References

1. Aleinikov, S. M. Metod granichnykh elementov v kontaktnykh zadachakh dlya uprugikh prostranstvenno neodnorodnykh osnovanii / S. M. Aleinikov. — M.: ASV, 2000. — 754 s.

91

Научный журнал строительства и архитектуры

2. Aleinikov, S. M. Modelirovanie deformatsii poverkhnosti uprugogo neodnorodnogo osnovaniya / S. M. Aleinikov, A. A. Sedaev // Matematicheskoe modelirovanie i kraevye zadachi: tr. 6-i Vseros. nauch. konf. s mezhdunar. uchastiem (1—4 iyunya 2009 g.). — Samara: SamGU, 2009. — Ch. 1. — S. 13—15.

3.Aleinikov, S. M. Prostranstvennaya kontaktnaya zadacha dlya zhestkogo fundamenta na uprugom neodnorodnom osnovanii / S. M. Aleinikov // Izvestiya vuzov. Stroitel'stvo. — 1997. — № 4. — S. 52—59.

4.Gradshtein, I. S. Tablitsy integralov, summ, ryadov i proizvedenii / I. S. Gradshtein, I. M. Ryzhik. — M.: Gos. izd-vo fiz. — mat. lit., 1963. — 1100 s.

5.Duraev, A. E. Raschet konstruktsii na gruntovom osnovanii s vozrastayushchim po glubine modulem deformatsii / A. E. Duraev. — Saransk: Izd-vo Mordovskogo un-ta, 1991. — 192 s.

6.Klein, G. K. Uchet neodnorodnosti, razryvnosti deformatsii i drugikh mekhanicheskikh svoistv grunta pri raschete sooruzhenii na sploshnom osnovanii / G. K. Klein // Sb. tr. MISI. — 1956. — № 14. — S. 168—180.

7.Korenev, B. G. Vvedenie v teoriyu besselevykh funktsii / B. G. Korenev. — M.: Nauka, 1971. — 287 s.

8.Korn, G. Spravochnik po matematike dlya nauchnykh rabotnikov i inzhenerov / G. Korn, T. Korn. — M.: Nauka, gl. red. fiz-mat. lit., 1973. — 832 s.

9.Lebedev, N. N. Spetsial'nye funktsii i ikh prilozheniya / N. N. Lebedev. M. — L.: Fizmatgiz, 1963. —

358 s.

10.Novatskii, V. Teoriya uprugosti / V. Novatskii. — M.: Mir, 1975. — 872 s.

11. Perel'muter, A. V. Raschetnye modeli sooruzhenii i vozmozhnost' ikh analiza / A. V. Perel'muter,

V.I. Slivker. — Kiev: Stal', 2002. 600 s.

12.Popov, G. Ya. Kontaktnye zadachi dlya lineino deformiruemogo osnovaniya / G. Ya. Popov. — Kiev— Odessa: Vyshcha shk., 1982. — 168 s.

13.Posadov, M. I. Raschet konstruktsii na uprugom osnovanii / M. I. Posadov, T. A. Malikova, V. I. Solomin. — M.: Stroiizdat, 1984. — 679 s.

14.Sneddon, I. Preobrazovaniya Fur'e / I. Sneddon. — M.: Inostran. lit., 1955. — 667 s.

15.Snitko, N. K. O deistvii sosredotochennoi sily na neodnorodnoe uprugoe poluprostranstvo / N. K. Snitko // Stroitel'naya mekhanika i raschet sooruzhenii. — 1980. — № 2. — S. 76—78.

PRESENTATION OF A KERNEL AND TRANSFORMANTS

OF A NONCLASSICAL ELASTIC FOUNDATION

THROUGH ITS INHOMOGENEITY FUNCTION

A. A. Sedaev1

Voronezh State Technical University 1

Russia, Voronezh

1 D. Sc. in of Physics and Mathematics, Prof. of the Dept. of Applied Mathematics and Mechanics, e-mail: sed@vmail.ru

Statement of the problem. The paper is devoted to the question of practical applicability of a mathematical model by Aleinikov-Snitko which describes the contact interaction of a subbase and a shallow foundation. The main results of this method were announced with no proof in 2009 in a joint article [3].

Results. In this paper, based on the methods of integration and the Hankel transform, all the formulas and tools of the model by Aleinikov-Snitko are fully proven and optimized. Here we calculate and compare the results obtained by means of this method and the classical Mindlin method based on the theory of elasticity for a foundation whose elastic modulus is given by a power function. Interestingly, the results obtained are similar in form, but differ in magnitude. Using these results, we obtain simple approximate formulas for finding the precipitation of the base surface from the action of a point vertical load for both methods.

Conclusions. The formulas proved in the article can be useful in modeling the interaction of the soil base and the foundation, which is crucial in construction and design.

Keywords: inhomogeneous linearly deformable half-space, influence matrix, base kernel, transformant, base nonuniformity function, quasitransformant, Bessel function, Hankel transform.

92

ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ, ВЕНТИЛЯЦИЯ, КОНДИЦИОНИРОВАНИЕ ВОЗДУХА, ГАЗОСНАБЖЕНИЕ И ОСВЕЩЕНИЕ

DOI 10.25987/VSTU.2018.52.4.009

УДК 622.691.24

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

С. И. Асташев1, О. Н. Медведева2, С. В. Чуйкин3, К. А. Скляров4

Саратовский государственный технический университет им. Гагарина Ю. А. 1, 2 Россия, г. Саратов

Воронжеский государственный технический университете 3, 4 Россия, г. Воронеж

1Аспирант кафедры теплогазоснабжения, вентляции, водообеспечения и прикладной гаидрогазодинамики, e-mail: tester91@mail.ru

2Д-р техн. наук, проф. кафедры теплогазоснабжения, вентляции, водообеспечения

и прикладной гаидрогазодинамики, e-mail: medvedeva-on@mail.ru

3Канд. техн. наук, доц. кафедры теплогазоснебжения и нефтегазового дела, тел.: (473)271-53-21, e-mail: ser.shu@vgasu.vrn.ru

4Канд. техн. наук, доц., декан строительно-технологического факультета, тел.: (473)271-59-26, e-mail: stf@vgasu.vrn.ru

Постановка задачи. В работе рассматривается процесс режимной наладки участка подготовки газа Елшанского подземного хранилища газа. Взамен устаревшего участка подготовки газа было произведено строительство нового участка комплексной подготовки газа, произведен ввод нового оборудования, однако пуско-наладочные работы обозначили ряд нерешенных проблем, требующих оптимизации.

Результаты. С целью повышения качества подготавливаемого к транспортированию газа было проведено аналитическое и технико-экономическое сравнение различных режимов работы огневого регенератора.

Выводы. По результатам исследований предложен способ наладки, обеспечивающий оптимальный технологический режим работы установки участка подготовки газа Елшанского подземного хранилища газа и позволяющий сэкономить материальные и денежные ресурсы.

Ключевые слова: подземное хранилище газа, оборудование, подготовка газа, абсорбер, огневой регенератор, топливный газ.

Введение. Целью создания подземных хранилищ газа (ПХГ) является повышение надежного функционирования газораспределительной системы путем регулирования сезонной неравномерности потребления газового топлива различными категориями потребителей [10, 13, 22, 24, 29]. Процессам усовершенствования существующих технологий по подготовке газа к транспорту и оптимизации эксплуатационных условий хранилищ с целью повышения качества и эффективности использования топлива посвящено значительное количество публикаций как в нашей стране, так и за рубежом [2, 3, 11, 15, 23, 25, 27, 28, 30 и др.]. Как пока-

© Асташев С. И., Медведева О. Н., Чуйкин С. В., Скляров К. А., 2018

93

Научный журнал строительства и архитектуры

зывают результаты исследований, нарушения технологического режима работы отрицательно сказываются на эффективности газоперекачивающих агрегатов, установок сепарации, снижая коэффициент их полезного действия до 10—15 % [5, 9, 17, 20]. Поиск новых путей оптимизации затрат на обеспечение требуемого качества промышленной безопасности, снижения риска принятия ошибочных решений при эксплуатации всех объектов ПХГ является важным инструментом, определяющим экономическую эффективность производственной деятельности энергокомплексов [1, 4, 6—8, 14, 17—19, 21, 26, 31 и др.].

Елшано-Курдюмское подземное хранилище газа создано для регулирования сезонной неравномерности потребления газа в одноименном истощенном газонефтяном месторождении [12]. С 1966 года выработанные залежи тульского горизонта и бобриковско-кизеловского комплекса эксплуатируются как самостоятельные объекты хранения газа. ЕлшаноКурдюмское газонефтяное месторождение находится на территории Ленинского района г. Саратова, Саратовского и Татищевского районов Саратовской области. В орографическом отношении район относится к правобережному водосбору р. Волга. Поверхность площади хранилища имеет постепенный уклон с юго-запада на северо-восток. Рельеф местности достаточно расчленен, отличается большими перепадами абсолютныхотметок (от 50 до 125 м).

Одной из особенностей эксплуатации хранилища является крайне неравномерное размещение эксплуатационных скважин по площади структуры. Основные причины следующие: сводовая часть хранилища занята садами, на юге расположены жилые кварталы города, на западе структуры отсутствуют коллекторы в бобриковском (основном) горизонте, а коллекторы кизеловского горизонта имеют низкие фильтрационно-емкостные характеристики и не обеспечивают высокие дебиты скважин. Поэтому эксплуатационные скважины расположены в восточной, юго-восточной и северо-западной частях структуры.

1. Краткая история открытия и эксплуатации Елшано-Курдюмского месторожде-

ния. Елшано-Курдюмская структура была выявлена в 1940 году по результатам геологической съемки. В 1941 году в пределах поднятия были проведены сейсмические работы и начато бурение, по результатам которого в том же году была установлена промышленная газоносность верейских отложений (получен открытый фонтан). В результате геологоразведочных работ в 1941—1948 годах были выявлены газовые залежи верейского, мелекесского, че- ремшано-прикамского комплекса, газонефтяные залежи тульского горизонта, бобриковско- черепетско-кизеловского комплекса. Газоносность отложений бобриковского, кизеловского и черепетского горизонтов была установлена в 1943 году скважиной № 12. При подготовке скважины к исследованию произошел выброс промывочной жидкости, перешедший в открытый фонтан. Разведка залежи и ее оконтуривание в дальнейшем продолжались при одновременной разработке залежи как газовой. Наличие нефтяной оторочки было установлено в 1945 году, в 1946 году одновременно с отбором газа из газовой шапки начата добыча нефти из нефтяной оторочки. С этого времени начинается разведочное бурение для оконтуривания нефтяной оторочки при продолжающемся эксплуатационном бурении на газ. Разведочные работы на нефть были окончены к 1951 году. К тому времени был пробурен основной фонд скважин. В 1949 году с целью сохранения пластового давления в газовой шапке была прекращена эксплуатация ряда газовых скважин, а в 1952 году эксплуатация газовой шапки была полностью прекращена [12].

Первоначально нефтяные скважины эксплуатировались фонтанным способом, но постепенно, по мере снижения пластового давления, переходили на глубинно-насосную эксплуатацию. Газовая шапка бобриковского, кизеловского и черепетского горизонтов разрабатывалась 19 скважинами, нефтяная оторочка эксплуатировалась 67 скважинами. С целью поддержания пластового давления, а также решения вопроса о возможности создания ПХГ в данной залежи, в 1960 и 1961 гг. была произведена пробная закачка газа в скважины, расположенные в пределах газовой шапки. С 1966 года параллельно с добычей нефти началась систематическая закачка газа с последующим отбором его в зимний период [12].

94

Эксплуатация нефтяной оторочки продолжалась до 1985 года. На данный момент на Елшано-Курдюмской площади пробурено более четырехсот скважин различного назначения. Елшанская антиклиналь выделяется в пределах обширного Елшано-Курдюмского поднятия и имеет четкое выражение в современном рельефе. Размеры структуры по основному северовосточному простиранию — 12 км, по северо-западному — 8 км. Амплитуда поднятия по бобриковскому, кизеловскому и черепетскому горизонтам — 100 м.

2.Литолого-стратиграфическая характеристика пород-коллекторов. На Елшано-

Курдюмском ПХГ имеется два самостоятельных объекта хранения газа — выработанные залежи тульского, бобриковского и кизеловского горизонтов, существенно отличающиеся по литологии и петрофизическим свойствам. Характерной особенностью строения резервуара бобриковско-кизеловской залежи является его «двухэтажность». Верхний этаж — терригенный (бобриковский), нижний — карбонатный (кизеловский). Пласты-коллекторы бобриковского горизонта взаимосвязаны, перемычка между бобриковским и кизеловским горизонтами не выдержана по площади, и в результате через «окна» происходит сообщение между ними. Поэтому это дает основание рассматривать эти залежи как единый резервуар.

Бобриковский горизонт представлен песчано-глинистыми породами толщинами от 2 до 13 м. Коллекторами являются песчаники, толщина коллекторов изменяется от 0 до 9,3 м.

Отложения кизеловского горизонта представлены карбонатными породами, по своим литолого-физическим свойствам подразделяющимися на две части: верхнюю (продуктивную) и нижнюю (непродуктивную), общей толщиной от 7,3 до 20,0 м. Толщины продуктивной пачки колеблются от 6,0 до 17,0 м.

Тульский горизонт. Залежь тульского горизонта была введена в разработку на газ в феврале 1948 г. В 1958 году газовая залежь тульского горизонта была практически выработана, поэтому было решено использовать ее в качестве подземного хранилища газа. Отложения тульского горизонта сложены глинами, содержащими прослои песчаника и известняков. Общая толщина тульского горизонта колеблется от 22 до 41 м.

3.Основные технико-экономические характеристики объекта. Производственная деятельность Елшанского ПХГ заключается в непрерывности работы технологического оборудования по закачке газа в подземное хранилище газа, его отбору и транспортировке потребителям. Основные показатели и параметры работы ЕПХГ по горизонтам приведены в табл. 1.

95

Научный журнал строительства и архитектуры

4. Описание технологического процесса и технологических схем. Осушка углеводо-

родных газов — важное звено в процессе подготовки природных газов к транспорту по магистральным газопроводам и далее потребителю [10, 13, 15]. Глубина осушки определяется требованиями отраслевого стандарта.

В технологическом процессе на комбинированной установке осушки и очистки газа применен абсорбционный метод с использованием раствора диэтиленгликоля (ДЭГ). В абсорбционном процессе участка комплексной подготовки газа участвуют две фазы — жидкая (ДЭГ) и газовая (влага и газ), и происходит переход вещества из газовой фазы в жидкую фазу, поэтому абсорбционные процессы являются одним из видов процессов массопередачи (массообмена). Жидкая фаза состоит из поглотителя и абсорбированного компонента. Поглотитель представляет собой раствор (РДЭГ) активных компонентов — ДЭГ, вступающих в химическую реакцию с абсорбируемым компонентом (газом). Абсорбция весьма экономична при подготовке (осушке и очистке) больших потоков природных газов. Использование жидких поглотителей при осушке газа по сравнению с твердыми поглотителями характеризуется следующими преимуществами:

возможностью осушки газов, которые содержат вещества, отравляющие твердые сорбенты;

непрерывностью процесса;

простотой автоматической системы управления;

осушкой газа до низкой точки росы.

При абсорбции влаги из газа процесс будет протекать до тех пор, пока парциальное давление поглощенной влаги в газе не достигнет величины парциального давления над жидкостью. Абсорбированная поглотителем влага выделяется из него в результате последующей десорбции, осуществляемой при нагревании поглотителя, снижении давления в системе либо подаче отдувочного газа. Влага выделяется из раствора и переходит в газовую фазу, так как равновесное давление ее выше, чем давление в десорбируемом поглотителе (ДЭГ). Десорбция наиболее сложная стадия в технологической схеме осушки газа, требующая значительных энергетических затрат.

Сочетание абсорбции с десорбцией позволяет многократно использовать поглотитель и выделять абсорбированный компонент в чистом виде. Для этого раствор после абсорбера (НДЭГ) направляют на десорбцию, где происходит выделение компонента, а регенерированный освобожденный от компонента раствор (РДЭГ) вновь возвращают на абсорбцию в массообменный аппарат абсорбер. При такой схеме раствор циркулирует по системе по схеме «абсорбер десорбер абсорбер» (круговой процесс) и поглотитель не расходуется. Потери абсорбентов существуют и связаны с тем, что в абсорберах происходит механический унос абсорбента потоком газа, в регенераторе на поверхностях теплообмена происходит термическое разложение, а также в системе возможны утечки вследствие негерметичности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений. При этом объем потерь в единицу времени несоизмеримо мал в сравнении с циркулирующим в системе объемом раствора.

При абсорбционных процессах массообмен происходит на поверхности соприкосновения фаз (жидкость — газ). Поэтому абсорбционные аппараты имеют развитую поверхность соприкосновения между газом и жидкостью.

5. Сбор газа, отбираемого из ПХГ. Сбор газа со скважин тульского и бобриковскокизеловского горизонтов происходит по лучевой схеме следующим образом. Газ,

96

поступающий к забою эксплуатационной скважины, под действием перепада давления в пласте поднимается по фонтанным трубам к устью скважины. Из скважин газ через устьевое оборудование, фонтанную арматуру и трубопроводную обвязку скважин, под устьевым давлением, поступает в индивидуальные газопроводы-шлейфы, соединяющие обвязку устьев скважин с газосборным пунктом.

На ГРП-1 газ поступает по газопроводам-шлейфам из 28 скважин, на ГРП-2 — из 41 скважины, на ГРП-3 — из 60 скважин, на ГРП «Тула» (ГРПТ) — из 22 скважин.

На входных линиях от каждой скважины предусматривается:

переключение скважин в линию продувки шлейфов на свечу запорнорегулирующей арматурой с ручным приводом;

освобождение системы от газа на свечу запорно-регулирующей арматурой с ручным приводом;

установка приборов учета газа, регуляторов расхода газа, отсекающей запорнорегулирующей арматуры;

переключение каждой скважины на сепаратор с возможностью замера расхода газа;

реверсивное исполнение технологических линий;

возможность сброса жидкости из сепараторов в дренажную емкость;

возможность продувки каждого шлейфа и освобождение технологической системы

от газа.

На площадке ГРП газ поступает в подземные коллекторы подачи газа на установку комплексной подготовки газа, после чего по входным коллекторам транспортируется в газосборный коллектор, из которого распределяется по четырем технологическим линиям установки распределения и сепарации газа, подается на технологические линии установки

промывки и осушки. Очищенный и осушенный в соответствии с требованиями СТО Газпром 089-2010, подается в магистральные газопроводы.

Для автоматического поддержания расхода в технологической линии на выходе газа установлены расходомерные устройства и краны-регуляторы.

6. Опытная эксплуатация. Проблемные вопросы. В процессе опытной эксплуатации участка подготовки газа подземного хранения газа был выявлен ряд проблемных вопросов, которые значительно отражались как на технологической, так и на экономической составляющих процесса подготовки газа:

выход из строя огневого регенератора гликоля из-за разгерметизации и полнового выхода из строя термосифонов ввиду их перегрева. В результате чего было необходимо проводить капитальный ремонт огневого регенератора ежегодно;

загрязнение и засоления ДЭГ из-за неэффективной работы сепараторов 1-й ступени очистки и фильтров ДЭГ. В результате чего было необходимо производить замену полного объема системы ДЭГ как минимум раз в два года;

загрязнение внутренних элементов абсорберов, что влекло за собой снижение эффективности работы массообменных тарелок. В результате этого значительно снижалась эффективность работы абсорберов, что отрицательно отражалось на технологическом процессе;

засорение трубок теплообменного аппарата, вследствие чего снижалась эффективность теплообмена, соответственно увеличивался расход топливного газа на огневой регенератор гликоля для обеспечения заданных параметров гликоля.

В совокупности эти проблемные вопросы значительно снижали эффективность участка подготовки газа, что отрицательно сказывалось на достижении заданных параметров температуры точки росы. В табл. 2 приведены сводные данные экономических затрат при эксплуатации участка подготовки газа.

В рамках реконструкции газопромысловых сооружений было произведено строительство нового участка комплексной подготовки газа. Наличие двух ступеней сепарации газа (первичные газосепараторы и газосепараторы с промывочной секцией), наличие комплекс-

97

Научный журнал строительства и архитектуры

ной очистки ДЭГ (фильтр угольный, патронный фильтр, аппарат магнитной обработки), улучшенные массообменные тарелки абсорберов и наличие двух огневых регенераторов гликоля позволили достичь проектных значений температуры точки росы и при этом сократить расходы на эксплуатацию установки подготовки газа.

При проведении пусконаладочных работ было установлено, что весь объем ДЭГ, проходящий через насос, поступал в огневой регенератор. В результате чего даже при загрузке всего одного абсорбера огневой регенератор производил регенерацию 10 м3/ч ДЭГ. Это влекло за собой повышенный расход топливного газа. В качестве оптимизации процесса было предложено сократить расход ДЭГ и, как следствие, сократить расход топливного газа на огневой регенератор.

7. Аналитическое сравнение режимов работы. Для аналитического сравнения режи-

мов работы объема топливного газа при большом и малом расходе ДЭГ выполним расчет топливного газа. Исходные данные для расчета расхода топливного газа на огневой регенератор при расходе ДЭГ10 = 10 м3/ч и количества топливного газа, необходимого для регенерации 2 м3/ч ДЭГ, ДЭГ2 представлены в табл. 3.

где GДЭГ расход нагреваемого ДЭГ; СНДЭГ теплоемкость НДЭГ; t// температура РДЭГ на выходе из испарителя; t/ температура НДЭГ на входе в испаритель; GВ расход уходящих газов; СВ теплоемкость уходящих газов.

Для вычисления располагаемой теплоты горения топлива нужно определить ряд параметров [16].

98

Выпуск № 4 (52), 2018 ISSN 2541-7592

Объем воздуха, теоретически необходимого для полного сгорания 1 м3 топливного газа:

где H2, CO, H2S, CH4 — объемные доли элементов топливного газа.

Объем азота, теоретически необходимого для полного сгорания 1 м3 топливного газа:

Для расчета теплоты, выделяемой при сгорании топлива, вычислим низшую теплоту сгорания топливного газа по формуле:

99

Научный журнал строительства и архитектуры

Энтальпия дымовых газов на выходе из испарителя вычисляется по формуле:

где JN2 ,JCO2 ,JH2O,Jв — удельные энтальпии элементов, входящих в состав уходящих газов и

воздуха, необходимого для полного сгорания 1 м3 топливного газа соответственно. Тепловой коэффициент полезного действия испарителя, в свою очередь, составит:

где — коэффициент полезного действия испарителя.

Теплоемкость дымовых газов при температурном интервале (tа−tух):

Расход топливного газа с учетом вышеприведенных формул и расчетов составит:

100