2210

BUILDING STRUCTURES, BUILDINGS AND CONSTRUCTIONS

6383254 25,13 см.

n 2bh соответствует максимальному моменту сопротивления, определяемому из кубического уравнения:

где h – высота арки от главной оси Х до профиля сечения срединной линии; b – ширина арки по срединной линии; t – толщина стенки, обжимаемой валками трубы; А – площадь овального сечения; и главному моменту инерции:

Сечение повреждённой железобетонной колонны, усиленное стальной овальной обоймой: 1 – железобетонная колонна; 2 – продольная рабочая арматура; 3 – стальная овальная обойма;

4 – взаимно зеркальные лотки; 5 – стыковой шов; 6 – патрубки; 7 – лотки; 8 – фланцы; 9 – отверстия для болтов

Введём следующие обозначения:

h – высота каждой из арок от главной оси Х до средней линии; b – ширина как прямой, так и зеркальной арки; t – толщина арки; h+t/2 – максимальная высота арки; b+t – максимальная ширина арки; 2(h-t) – максимальный размер полости овала по вер-

СТРОИТЕЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ, ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

тикали; b-t – максимальная ширина полости по горизонтали; n 2bh – относительная

высота сечения.

Площадь овального сечения из взаимно зеркальных арок остаётся постоянной – const

отсюда

b 3 A 2 h. 4 t

Обозначим относительную высоту овального профиля, то есть отношение большего диаметра по средней линии к меньшему диаметру

Подставим (9) в (11):

BUILDING STRUCTURES, BUILDINGS AND CONSTRUCTIONS

Для нахождения высоты арки h, при которой момент сопротивления достигает экстремума, получим уравнение третьей степени, которое легко решается:

После подстановки (10) и (11) в (8) получим значение момента сопротивления WX

нового овального профиля в зависимости от его относительной высоты n 2bh .

Площадь сечения А – соnst.

Например, для трубы диаметром 1420 мм, А =443 см2, t = 1 см n3 3n2 2,7176114 10 5 n 9,0587045 10 6 0 ,

n 2,99999 .

Для тонкостенных профилей получаем максимум момента сопротивления WX при n 3 из (10):

Выводы:

превращение колонн в трубобетонные, восстановление несущей способности каркаса сооружения выполняют без остановки производственного процесса в цехе;

несущая способность трубобетонных колонн каркаса увеличена в 2-3 раза по сравнению с первоначальной, бетон в стальной овальной обойме имеет большой момент инерции Jx и момент сопротивления Wх относительно оси X;

СТРОИТЕЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ, ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

трудоёмкость выполнения работ по усилению конструкций значительно снижена, так как трудоёмкие процессы по изготовлению опалубки, армированию и бетонированию на высоте исключены.

Данный метод может быть применён практически в любых промышленных зданиях и сооружениях, его эффективность была доказана на практике, во время реконструкции одной из ТЭЦ г. Пензы.

Список литературы

1.Пат.2274719 РФ Способ усиления железобетонной колонны, утратившей несущую способность: Е 04G 23/02 / Нежданов К.К., Туманов В.А., Нежданов А.К.,

Туманов А.В.//зарег.20.04.2006 г. Бюл. №11.

2.Кудзис, А.П. Железобетонные и каменные конструкции: в 2-х ч. Ч 1. Материалы, конструирование, теория и расчет / А.П. Кудзис. – М.: Высш. шк., 1988. – 287 с.

3.Гарькин, И.Н. Экспертиза промышленной безопасности: обследование зданий с крановыми нагрузками / И.Н. Гарькин, И.А. Гарькина // Современные наукоемкие технологии. – № 5. – 2018. – С. 41–45.

4.Гарькин, И.Н. Анализ причин обрушения мачты сотовой связи в Пензенской области / И.Н. Гарькин, Н.В. Агафонкина // Образование и наука в современном мире.

Инновации. – 2016. – №3. – С.49–56.

5.Клюев, С.В. Пределы идентификации природных и инженерных конструкций / С.В. Клюев, А.В. Клюев // Фундаментальные исследования. – 2007. – №12–2. – С.68–70.

References

1.Pat. 2274719 RF A method of strengthening a reinforced concrete column, which has lost its carrying capacity: E 04G 23/02 / Nezhdanov K.K., Tumanov V.A., Nezhdanov A.K., Tumanov A.V. // reg.20.04.2006. Bul.№11.

2.Kujzis, A.P. Reinforced concrete and stone structures: in 2 p. P. 1. Materials, design, theory and calculation / A.P. Kujzis. – M.: Higher. school, 1988. – 287 p.

3.Garkin, I.N. Examination of industrial safety: inspection of buildings with crane loads / I.N. Garkin, I.A. Garkina // Modern high technologies. – № 5. – 2018. – P. 41–45.

4.Garkin, I.N. Analysis of the causes of the collapse of the cellular mast in the Penza region / I.N. Garkin, N.V. Agafonkina // Education and science in the modern world. Innovation. – 2016 –№3. – С.49–56.

5.Klyuev, S.V. The limits of identification of natural and engineering structures / S.V. Klyuev, A.V. Klyuev // Fundamental research. – 2007. – №12–2. – P.68–70.

ENGINEERING SYSTEMS

ИНЖЕНЕРНЫЕ СИСТЕМЫ ENGINEERING SYSTEMS

ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСЛОВИЙ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ КРИСТАЛЛОГИДРАТОВ

В РЕГУЛЯТОРАХ ДАВЛЕНИЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

НА БАЗЕ РЕЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВОК

Н.Н. Осипова, Б.М. Гришин, Ю.В. Родионов, О.В. Тараканов

Рассмотрены процессы теплообмена элементов системы газоснабжения с окружающей средой и определены температурные режимы их эксплуатации. На основе теоретических и экспериментальных исследований выявлены условия, обеспечивающие предупреждение образования кристаллогидратов в регуляторах давления при эксплуатации резервуарных установок с естественной регазификацией сжиженного углеводородного газа. Даны значения оптимальной толщины тепловой изоляции элементов системы газоснабжения, позволяющей сохранить перегрев паровой фазы сжиженного углеводородного газа до регулятора давления и исключить возможность образования гидратов.

Ключевые слова: сжиженный углеводородный газ, система газоснабжения, резервуарная установка, гидратообразование, грунтовый теплообменник, регулятор давления

ИНЖЕНЕРНЫЕ СИСТЕМЫ

ENSURING THE CONDITIONS FOR THE PREVENTION OF CRYSTAL HYDRATES FORMATION IN PRESSURE REGULATORS OF GAS SUPPLY SYSTEMS ON THE BASIS OF TANK INSTALLATIONS

N.N. Osipova, B.M. Grishin, Yu.V. Rodionov, O.V. Tarakanov

The processes of gas supply system elements heat exchange with the environment are considered and the temperature regimes of their operation are determined. Based on theoretical and experimental studies, conditions have been identified that ensure the prevention of the crystalline hydrates formation in pressure regulators during the operation of reservoir installations with natural regasification of liquefied petroleum gas. The values of the thermal insulation optimal thickness for the gas supply system elements are given in order to remain the superheat of the liquefied petroleum gas vapor phase before the pressure regulator and to exclude the possibility of hydrate formation.

Keywords: liquefied petroleum gas, gas supply system, tank installation, hydrate formation, ground heat exchanger, pressure regulator

ВВЕДЕНИЕ

Результаты исследований, представленные в [1, 2], свидетельствуют о том, что работа системы газоснабжения «подземный резервуар – газорегуляторная установка» без кристаллизации влаги обеспечивается при любом, в том числе и минимально возможном перегреве паровой фазы сжиженного газа, что создает объективные предпосылки к безгидратной эксплуатации применительно к резервуарным установкам с естественной регазификацией сжиженного углеводородного газа (СУГ).

Принципиальная схема системы газоснабжения, реализующей принципы безгидратного функционирования приводится на рисунке.

Принципиальная схема системы снабжения сжиженным газом от подземной резервуарной установки с перегревом паров в трубчатом грунтовом теплообменнике:

1 – подземный резервуар; 2 – трубопровод паровой фазы СУГ; 3 – вентиль; 4 – трубчатый грунтовый теплообменник; 5 – шкафной газорегуляторный пункт; 6 – регулятор давления; 7 – газопровод низкого давления; 8 – тепловая изоляция; 9 – резервуарная головка

Схема работает следующим образом. Паровая фаза СУГ отбирается из подземного резервуара 1 с помощью трубопровода паровой фазы 2 и подается в грунтовой теплообменник 4, выполненный из стальной трубы, проложенной по контуру котлована

ENGINEERING SYSTEMS

резервуарной установки. Для защиты от коррозии трубопровод изолируется полимерной пленкой толщиной 2 мм. Для отключения грунтового теплообменника при проведении ремонтных работ используется вентиль 3, располагаемый в резервуарной головке 9. В грунтовом теплообменнике паровая фаза СУГ перегревается за счет естественной теплоты грунтового массива. Перегретые пары по восходящему участку грунтового теплообменника поступают в шкафной газорегуляторный пункт 5. Редуцирующий узел шкафного газорегуляторного пункта 6 комплектуется на базе газового оборудования типового газорегуляторного пункта ГРПШ-6, в который встроены предохранительный сбросной и запорный клапаны, а также фильтр. Пройдя узел редуцирования, паровая фаза СУГ поступает в трубопровод потребителя 7. Для уменьшения теплопотерь, а следовательно, и для предотвращения охлаждения перегретого газа восходящий участок грунтового теплообменника, а также шкаф для узла редуцирования покрываются теплоизолирующим материалом 8.

Для адекватного выбора необходимой толщины изоляционного слоя необходимо провести исследование процессов теплообмена между грунтом и паровой фазой сжиженного газа в элементах предлагаемой схемы: подземном резервуаре, грунтовом теплообменнике, восходящем участке теплообменника и шкафном газорегуляторном пункте.

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ

Задача теплового взаимодействия резервуара сжиженного углеводородного газа с грунтом формулируется в математической постановке в виде следующей системы уравнений:

а) дифференциальные уравнения температурных полей:

– в металлической стенке резервуара

б) граничные условия:

– на внутренней поверхности резервуара, работающей в режиме кипения СУГ, Fкип:

– на внутренней поверхности резервуара, работающей в режиме конденсации СУГ,

Fконд:

ИНЖЕНЕРНЫЕ СИСТЕМЫ

– на поверхности грунта Fгр:

откуда толщина дополнительного слоя грунта, эквивалентная термическому сопротивлению снежного покрова и теплоотдаче в наружный воздух,

– в грунтовом массиве при y→∞; r→∞

– между антикоррозийной изоляцией и мерзлым грунтом

– между мерзлой и талой зонами грунтами

г) уравнение теплового баланса резервуара

В уравнениях (1)-(13) использованы следующие буквенные обозначения:

tм, tт – температура в мерзлой и талой зонах грунтах; tи, tст – температура антикоррозийной изоляции и металлической стенки резервуара; tFкип – температура на внутренней поверхности резервуара, работающей в режиме кипения СУГ; tFконд – температура на внутренней поверхности резервуара, работающей в режиме конденсации паров СУГ; tж – температура жидкой фазы СУГ; tпов – температура поверхности грунтового массива; tе(y) – естественное распределение температур в грунте; αкип – коэффициент теплоотдачи от внутренней поверхности резервуара к жидкой фазе в режиме кипения СУГ; αконд – то же при конденсации паров СУГ; αв – коэффициент теплоотдачи от снежного покрова в воздух; λм, λт – теплопроводность мерзлого и талого грунта; λи, λст – теплопроводность антикоррозийной изоляции и металлической стенки резервуара; λсн – теплопроводность снежного покрова; К – коэффициент теплопередачи наземного участка горловины и фланца; y, r – координаты; n – нормаль к изометрической поверхности; δсн – толщина снежного покрова; Fгр – поверхность грунта; Fкип – поверхность резервуара с кипением СУГ; Fконд – поверхность резервуара с конденсацией СУГ; Fнг – поверхность наземной части горловины; Fф – поверхность фланца редуцирующей головки.

Результаты и реализации соответствующей математической модели представлены в публикациях [2, 3].

ENGINEERING SYSTEMS

Исследование теплообмена паропровода сжиженного газа с грунтом проводилось с расчленением сложной теплотехнической задачи на четыре взаимосвязанные подзадачи в соответствии с представленной схемой резервуарной установки (см. рисунок):

–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 задач использовался конечно-разностный метод. Исходные предпосылки и алгоритмы решения представлены в публикациях [3, 4]. В целях численной реализации предложенных математических моделей были произведены соответствующие расчеты. В расчетах использовались следующие исходные данные:

–климатический район эксплуатации резервуарной установки – умеренно холодная зона;

–геометрический объем подземного резервуара сжиженного газа V=0,96 м3;

–расход паровой фазы из резервуара G=1 кг/ч;

–теплоемкость паровой фазы с=0,47 Вт·ч/(кг·К);

–техническая характеристика грунтового теплообменника – стальная бесшовная труба диаметром 26х3 мм с гидроизоляцией полимерной лентой толщиной 2 мм и теплопроводностью λиз=0,174 Вт/(м·К);

–глубина заложения пароперегревательного участка грунтового теплообменника hпп=2,9 м;

–трубопровод пароперегревателя уложен по контуру котлована резервуарной

установки с радиусом Rпп=1,9 м;

–материал тепловой изоляции восходящего участка грунтового теплообменника и шкафного ГРП – пенополиуретан теплопроводностью λиз=0,019 Вт/(м·К);

–наружный диаметр тепловой изоляции восходящего участка грунтового теплооб-

менника dвпу,из=dвну,из=0,1 м;

–наружный диаметр теплоизолированного шкафного ГРП Dнар=0,5 м;

–внутренний диаметр теплоизолированного шкафного ГРП Dвн=0,3 м.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Результаты соответствующих расчетов представлены в табл. 1.

Т а б л и ц а 1 Температурные режимы эксплуатации резервуарной установки сжиженного газа

с перегревом паров в трубчатом грунтовом теплообменнике

Как видно из табл. 1, прокладка грунтового теплообменника по контуру типового котлована резервуарной установки обеспечивает перегрев паровой фазы СУГ с минус 8,63°С до плюс 0,52°С, или на 9,15°С. Максимально возможный перегрев паров составляет 2,03-(-8,63)=10,66°С.

ИНЖЕНЕРНЫЕ СИСТЕМЫ

Таким образом, фактическая величина перегрева паров составляет 86 % от ее максимума. Дальнейшее возрастание степени перегрева требует существенного увеличения размеров котлована и длины пароперегревательного участка, что, в свою очередь, приводит к росту капитальных вложений в сооружение резервуарной установки и является экономически неоправданным.

Исследование процессов теплообмена между грунтом и паровой фазой сжиженного газа в подземном резервуаре, грунтовом теплообменнике, восходящем участке теплообменника и шкафном газорегуляторном пункте позволило обосновать перегрев паровой фазы сжиженного углеводородного газа и сформулировать предпосылки для выбора необходимой толщины изоляционного слоя вертикального (восходящего) участка трубчатого грунтового теплообменника и шкафного газорегуляторного пункта.

В качестве целевой функции задачи принимали капитальные вложения в сооружение теплоизолированных элементов паропровода СУГ по комплексу «восходящий участок грунтового теплообменника – шкафной ГРП»:

На основе выражения (14) была сформирована целевая функция задачи следующего вида:

где δву,из – толщина тепловой изоляции на восходящем участке грунтового теплооб-

менника, м; δшгрпиз, – толщина тепловой изоляции шкафа, м.

Управляющие параметры целевой функции были 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 выходе из расходного резервуара, °С.

Целевая функция (15) и ограничения (16)-(18) формируют экономико-математи- ческую модель задачи. Для нахождения минимума целевой функции был использован метод вариантных расчетов.

Задаваясь рядом значений δву,из , определяли наружный диаметр теплоизолированного трубопровода dву,из . В соответствии с математической моделью теплообмена на восходящем участке грунтового теплообменника определяли температуру паровой фазы СУГ на входе в шкафной газорегуляторный пункт tпнач,шгрп tпкон,вну . Затем при заданном значении температуры на входе в регулятор давления tпкон,шгрп tп находили наружный диаметр теплоизолированного шкафа Dнар и необходимую толщину тепловой изоляции шкафа δшгрп,из .