автореферат диссертации по строительству, 05.23.03, диссертация на тему:Моделирование и обоснование резервуарных систем снабжения сжиженным газом с перегревом паров в трубчатых грунтовых теплообменниках

На правах рукописи

МАКСИМОВ СЕРГЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОБОСНОВАНИЕ РЕЗЕРВУ АРНЫХ СИСТЕМ СНАБЖЕНИЯ СЖИЖЕННЫМ ГАЗОМ С ПЕРЕГРЕВОМ ПАРОВ В ТРУБЧАТЫХ ГРУНТОВЫХ ТЕПЛООБМЕННИКАХ

05.23.03 - Теплоснабжение, вентиляция, кондиционирование воздуха, газоснабжение и освещение

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

О з АПР 2014

Саратов-2014

005546722

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.»

Научный руководитель: Курицын Борис Николаевич

доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты: Попов Виктор Михайлович

доктор технических наук, профессор, Воронежская государственная лесотехническая академия, кафедра электротехники, теплотехники и гидравлики, профессор

Федулова Людмила Ивановна

кандидат технических наук, доцент, Воронежский государственный аграрный университет, кафедра высшей математики и теоретической механики, доцент

Ведущая организация: Федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение высшего профессионального образования «Воронежский государственный технический университет»

Защита диссертации состоится «15» мая 2014 года в 1300 часов на заседании диссертационного совета Д 212.033.02 при Воронежском государственном архитектурно-строительном университете по адресу: 394006, г. Воронеж, ул. 20-летия Октября, д. 84, корпус 3, ауд. 3220; тел./факс: +7(473)271-53-21.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Воронежского государственного архитектурно-строительного университета. Текст диссертации размещен на официальном сайте Воронежского ГАСУ. Автореферат размещён на официальном сайте Минобрнауки РФ и на официальном сайте Воронежского ГАСУ http://edu.vgasu.vrn.ru

Автореферат разослан «14» марта 2014 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Колосов А.И.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Сжиженные углеводородные газы (СУГ) получили широкое распространение как источник газоснабжения городов и сельских населенных пунктов Российской Федерации, удаленных от магистральных газопроводов природного сетевого газа.

Наиболее эффективную форму снабжения потребителей сжиженным газом обеспечивают индивидуальные или групповые резервуарные установки с подземным расположением резервуаров. Подавляющее большинство резер-вуарных установок работают по принципу естественной регазификации в самих расходных резервуарах, используя природную теплоту грунтового массива.

Все виды углеводородных газов в реальных условиях содержат в том или ином количестве растворенную воду. При дросселировании парожид-костной смеси растворенная в газе влага выделяется в свободном состоянии и образует ледяные или гидратные пробки, которые забивают проходные сечения регуляторов давления и трубопроводной обвязки редуцирующих головок резервуаров.

Наличие ледяных или гидратных пробок уменьшает пропускную способность редуцирующих головок резервуаров вплоть до прекращения подачи газа потребителям. Указанное обстоятельство снижает надежность систем газоснабжения и создает предпосылки к аварийным ситуациям.

Радикальным решением вопроса является перегрев паровой фазы СУГ перед подачей ее в регуляторы давления до температуры, исключающей процессы кристаллизации влаги. Достаточно простое и надежное решение задачи представляет применение трубчатых грунтовых теплообменников, обеспечивающих перегрев паровой фазы СУГ за счет естественной природной теплоты грунтового массива.

Широкое применение трубчатых грунтовых теплообменников в качестве пароперегревателей сжиженного газа требует разработки соответствующих конструктивных решений и научного обоснования по их эффективному использованию в практике резервуарного снабжения сжиженным газом.

Необходимость и первостепенная значимость решения указанных вопросов определяют актуальность данной диссертационной работы.

Представленная работа выполнялась в рамках научно-исследовательской работы «Моделирование и оптимизация энергосберегающих систем газо-, теплоснабжения и строительной климатотехники».

Цель работы: моделирование и обоснование резервуарных систем снабжения сжиженным газом с перегревом паров в трубчатых грунтовых теплообменниках.

Поставленная цель реализуется путем решения следующих задач:

1. Анализ технических особенностей эксплуатации регуляторов давления резервуарных установок при работе на влагосодержащем сжиженном

газе и выявление исходных предпосылок к образованию ледяных или гид-ратных пробок;

2. Разработка технологической схемы перегрева паров СУГ в трубчатых грунтовых теплообменниках с целью предупреждения кристаллизации влаги в дросселирующих органах регуляторов давления;

3. Моделирование теплообмена и обоснование температурных режимов эксплуатации подземных резервуарных установок сжиженного газа;

4. Моделирование теплообмена и обоснование температурных режимов эксплуатации трубчатых грунтовых пароперегревателей сжиженного газа;

5. Технико-экономическое обоснование конструктивных параметров подземных резервуарных установок с перегревом паров сжиженного газа в трубчатых грунтовых теплообменниках.

Научная новизна:

- математические модели теплообмена в подземных резервуарных установках сжиженного газа, эксплуатируемых в режиме хранения СУГ, отличительной особенностью которых является наличие теплового взаимодействия паровой фазы СУГ с окружающим грунтовым массивом и атмосферным воздухом;

- математическая модель теплообмена в трубчатых грунтовых пароперегревателях СУГ в условиях теплового воздействия расходного резервуара СУГ;

- результаты экспериментальной апробации предложенных математических моделей теплообмена в подземных резервуарных установках сжиженного газа, оборудованных трубчатыми грунтовыми пароперегревателями;

- экономико-математическая модель оптимизации тепловой защиты восходящего участка грунтового теплообменника и шкафной газорегуляторной установки, обеспечивающей подачу в редуцирующий узел перегретых паров СУГ при минимальных затратах в монтаж теплотеряющих элементов.

Достоверность результатов исследований подтверждается использованием фундаментальных положений теории и практики теплообмена, современных методов математического и экономико-математического моделирования, а также результатов экспериментальных наблюдений. Основные положения и выводы диссертационной работы коррелируются с данными других исследователей.

Научная и практическая значимость работы. Предложенные математические модели и разработанные на их основе инженерные методы расчета и проектирования резервуарных установок сжиженного газа, оборудованных трубчатыми грунтовыми пароперегревателями, обеспечивают повышение надежности эксплуатации резервуарных систем газоснабжения с естественной регазификацией СУГ, за счет предупреждения кристаллизации влаги в дросселирующих органах регуляторов давления.

Для практической реализации предложенных математических моделей средствами вычислительной техники при участии соискателя был разработан пакет прикладных программ.

В целях широкого использования результатов диссертационной работы в газораспределительной отрасли РФ при участии соискателя разработан нормативный отраслевой документ: СТО 03321549-021-2012 «Предупреждение образования ледяных и гидратных пробок в системах резервуарного снабжения сжиженным газом», дата введения - 01.11.2012 г.

Материалы научных исследований и разработок используются в лекционных курсах по дисциплинам «Газоснабжение» и «Системы снабжения сжиженным газом», читаемых на кафедре ТГВ СГТУ для студентов и магистрантов, а также в курсовом и дипломном проектировании студентов, в научной подготовке аспирантов и соискателей кафедры.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на IX Международной научно-практической конференции «Экология и безопасность жизнедеятельности» (г. Пенза, 2009 г.); XI Международной научно-практической конференции «Проблемы энергосбережения и экологии в промышленном и жилищно-коммунальном комплексах» (г. Пенза, 2010 г.); Международном научно-практическом симпозиуме «Социально-экономические проблемы жилищного строительства и пути их решения в период выхода из кризиса» (г. Саратов, 2010 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Теплогазоснабжение: состояние, проблемы, перспективы» (г. Оренбург, 2011 г.); научных семинарах и конференциях Саратовского государственного технического университета (г. Саратов, 2009-2012 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, общим объемом 71 страница, из них лично автору принадлежит 39 страниц. Пять работ опубликовано в изданиях, рекомендованных ВАК: «Вестник гражданских инженеров»; «Вестник МГСУ»; «Научный вестник Воронежского государственного архитектурно-строительного университета. Строительство и архитектура»; «Приволжский научный журнал»; «Вестник Волгоградского государственного архитектурно-строительного университета. Серия: Строительство и архитектура».

В статьях, опубликованных в изданиях, рекомендованных ВАК, изложены основные результаты диссертационных исследований: в работах [1, 3] приведены результаты моделирования теплообмена при хранении и регази-фикации СУГ в подземных резервуарных установках в условиях комплексного воздействия естественных температур грунтового массива и атмосферного воздуха; в работе [2] рассматриваются результаты экономико-математического моделирования по определению оптимальных толщин тепловой изоляции участков трубной обвязки редуцирующего узла резервуарных установок СУГ; в работе [4] приводятся технические решения по предупреждению гидратообразования в системах резервуарного снабжения сжи-

женным газом на основе перегрева паров в трубчатых грунтовых теплообменниках; в работе [5] приводятся результаты теоретических и экспериментальных исследований процесса дросселирования влагосодержащего сжиженного газа в регуляторах давления резервуарных установок.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, общих выводов, списка литературы из 92 наименований и 4 приложений. Общий объем работы 183 страницы, включая 15 таблиц и 24 рисунка.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований, определены научная новизна, практическая значимость и положения, выносимые на защиту.

В первой главе приводится анализ литературных источников, освещающих проблему предупреждения кристаллизации влаги в системах газоснабжения. Вопросу предупреждения образования ледяных и гидратных пробок в системах газоснабжения посвящены многочисленные публикации в отечественной и зарубежной литературе. Наиболее полно и обоснованно данные вопросы решены в системах добычи и распределения природного газа.

В то же время, применительно к системам газоснабжения на базе сжиженного углеводородного газа, представленная в литературе информация носит фрагментарный, часто противоречивый характер и требует критического анализа и дополнительных исследований.

По результатам проведенного анализа выявлены количественные закономерности растворения воды в паровой и жидкой фазах индивидуальных углеводородов (пропана и бутана) и условия ее кристаллизации в регуляторах давления резервуарных установок.

Установлено, что наличие (отсутствие) твердой фазы воды в дросселирующих органах регуляторов давления зависит от структуры дросселируемого потока:

- дросселирование насыщенных (перегретых) паров СУГ при условии их полного водонасыщения сопровождается увеличением влагоемкости газа. Отсутствие в потоке свободной воды исключает образование ее твердой фазы (льда или гидратов);

- дросселирование насыщенной жидкости (парожидкостной смеси) сопровождается снижением влагоемкости потока. Как следствие, в дросселирующем органе регуляторе (сопло и зазор между соплом и клапаном) выделяется свободная вода, которая при соответствующих условиях (температура и давление СУГ) замерзает, или образует гидраты.

Достаточно простое и надежное решение задачи предупреждения кристаллизации влаги в дросселирующих органах регуляторов давления обеспе-

чивает технологическая схема перегрева паровой фазы СУГ в трубчатых грунтовых теплообменниках, использующих природную теплоту грунтового массива (рисунок 1). Новизна и оригинальность схемы защищена патентом на изобретение.

- железобетон

Рисунок 1. Принципиальная схема 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 - защитный кожух резервуара

Схема работает следующим образом. Паровая фаза СУГ отбирается из расходного резервуара 1 с помощью внутренней газоотводящей трубы 2 и подается в грунтовый теплообменник 4, выполненный из стального трубопровода, проложенного по контуру котлована резервуарной установки. Для отключения грунтового теплообменника используется вентиль 3. Перегретые пары СУГ по восходящему участку грунтового теплообменника поступают в шкафной газорегуляторный пункт 5. Редуцирующий узел шкафного ГРП комплектуется на базе газового оборудования типового газорегуляторного пункта ГРПШ-6 (6). Пройдя узел редуцирования, паровая фаза СУГ поступает в трубопровод потребителя 7. Для уменьшения теплопотерь восходящий участок грунтового теплообменника, а также шкаф для узла редуцирования теплоизолируются пенополиуретаном.

- тепловая изоляция

Практическая реализация схемы требует разработки научно обоснованных методов расчета конструктивных параметров и рациональных режимов ее эксплуатации. Указанное обстоятельство обусловливает необходимость изучения процессов теплообмена между грунтом и технологическими элементами схемы по комплексу: подземный резервуар - грунтовый теплообменник - узел редуцирования давления газа.

Во второй главе приводятся результаты теоретических исследований теплообмена в подземных резервуарных установках сжиженного газа.

Вопросы теплообмена в подземных резервуарных установках рассматриваются в работах многих отечественных и зарубежных авторов. Наиболее близкими и обоснованными представляются решения задачи, приведенные в работах Б.Н. Курицына, Н.И. Никитина и О.Б. Шамина. Однако указанные решения получены при отсутствии теплообмена паровой подушки резервуара с окружающим грунтовым массивом и атмосферным воздухом. В известной мере, указанное допущение может быть оправдано при эксплуатации резер-вуарной установки в режиме регазификации сжиженного газа, когда температура жидкой фазы СУГ поддерживается ниже температуры грунта и наружного воздуха. При этом выходящие из резервуара перегретые пары при дросселировании в регуляторе давления не вызывают кристаллизации растворенной влаги.

При эксплуатации в режиме хранения сжиженного газа (при отсутствии или небольшом газопотреблении) резервуарная установка работает при повышенной температуре хранимого газа.

При этом полученные в резервуаре пары частично отбираются потребителем, а частично конденсируются в верхней части резервуара за счет теплообмена паровой подушки с более холодными слоями грунта и атмосферным воздухом.

Выходящие из резервуара насыщенные пары под воздействием низких температур наружного воздуха частично конденсируются в трубопроводной обвязке регулятора давления. Последующее дросселирование парожидкост-ной смеси вызывает кристаллизацию растворенной влаги (образование ледяных или гидратных пробок).

Расчетная схема задачи теплового взаимодействия подземного вертикального резервуара с окружающим грунтом и наружным воздухом приводится на рисунке 2.

Используя принцип квазистационарных тепловых состояний, широко применяемый при решении задач теплообмена в подземных сооружениях, математическую постановку задачи можно сформулировать в виде следующей системы уравнений:

а) дифференциальное уравнение температурного поля грунта

Рисунок 2. Расчетная схема теплового взаимодействия подземного резервуара сжиженного газа с грунтовым массивом и наружным воздухом

б) граничные условия:

- на внутренней поверхности резервуара в грунтовом массиве при у—»со и г—>00

{рют = (ркон = 1Ж = 1„ =сотГ, (2)

Чу) = Ш; (3)

- на поверхности грунта (по методу дополнительной стенки)

_ Ндо„ , _, ч,п , ^ч ■

Г 1 ~ о ""■>« 'е)>Пдоп~ , "с, Т >

ос„ I Лм Лсн а0 (4)

Л» а.

в) уравнение теплового баланса резервуара

(5)

при Л-^(ЛМ+Лт). (6)

Для решения задачи воспользуемся методом тепловых источников-стоков и суперпозиции (наложения) температурных полей.

Заменим сложное температурное поле в грунтовом массиве суммой более простых температурных полей:

- первое поле - собственное температурное поле грунта, которое генерирует по глубине заданное распределение температур 1е(у);

- второе поле, которое возбуждает в массиве с нулевой температурой поверхности система точечных тепловых источников интенсивностью <3;, где I = 1,2, ... п.

Результирующее температурное поле в точке М массива с координатами ум и гм описывает следующая температурная функция:

<»=тт Ёа

где у,; Г/ = 0 - координаты /'-го теплового источника.

Температурная функция (7) отвечает уравнению Лапласа (1) и граничным условиям задач (3) и (4).

Для выполнения граничного условия (2) возьмем на контуре, соответствующем поверхности резервуара, п точек с координатами ум и гм при М= 1,2, ... п и положим в уравнении (7) 1м=гж.

В результате получим систему из п линейных уравнений с п+1 неизвестными (),; 1Ж.

Замыкающее уравнение согласно (5) имеет следующий вид:

¿0 + (8)

(=1

где С - расход паровой фазы СУГ.

В том числе при отсутствии отбора паров:

= (9)

1.1

Аналогично при отсутствии теплопотерь через надземную часть горловины и фланец распределительной головки резервуара:

Ёй=0. (10)

/=1

Приведенная математическая модель (1)-(10) удобна для программирования и успешно реализуется на ПЭВМ. Программное обеспечение приводится в приложении к диссертации.

Аналогичное решение получено для подземного резервуара сжиженного газа с горизонтальным размещением в грунте.

В третьей главе приводятся результаты теоретических исследований теплообмена в трубчатых грунтовых пароперегревателях сжиженного газа.

Особенности теплопередачи в трубчатых грунтовых теплообменниках сжиженного газа широко освещаются в известной литературе (Б.Н. Курицын, А.П. Усачев, В.П. Богданов, А.Н. Юшин, М.В. Павлутин и др.).

В качестве исходной предпосылки при постановке задачи авторами используется допущение, что грунтовый теплообменник удален на достаточно большое расстояние от расходного резервуара, вследствие чего тепловой режим его эксплуатации формируют внутренняя среда (жидкая фаза СУГ) с заданной температурой кипения и окружающий грунтовый массив, имеющий собственное температурное поле.

При расположении грунтового теплообменника в непосредственной близости от расходного резервуара (например, при прокладке трубопровода по контуру котлована) и его использовании в условиях перегрева паровой

ю

(7)

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 Д (при £= 1,2 и к = 1,2 ... т) с заданной переменной температурой на поверхности гидро(тепло)изоляционного слоя, обусловленной тепловым воздействием резервуара:

1 1

-тт^о.

+ (11)

_т1(У/ ~Ук)2 +гь - л)2

Уравнения теплового баланса для ¿"-го элемента резервуарной установки имеют следующий вид:

- грунтовый пароперегреватель (¿¡=1)

- О) = , (12)

где (13)

а = = 0,023 Яе0-8Рг0-4; (14)

^ шр

- восходящий подземный участок грунтового теплообменника (£=2)

с„(?(си - С"**) = > (15)

где (16)

- восходящий надземный участок грунтового теплообменника (0=3)

с„с(С1у - с;)=я«, 1«у> (17)

где 9Ч,=Л(С(18)

- шкафной газорегуляторный пункт

- ) = <2^.рп, (19)

где (2^ - (20)

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

с - массовая теплоемкость, Вт-ч/(кг-°С); О - расход паровой фазы, кг/ч; I - температура, °С; ц - удельный тепловой поток, Вт/м; а, К - коэффициенты теплоотдачи и теплопередачи, Вт/(м2-°С); Ш, Яе, Рг - критерии Нуссельта, Рейнольдса и Прандтля; <1, И - диаметр трубопровода, шкафного ГРП, м; 8 - толщина, м.

Буквенные индексы: п - паровая фаза СУГ; пп - пароперегреватель; впу - восходящий подземный участок грунтового теплообменника; вну - восходящий надземный участок грунтового теплообменника; шгрп - шкафной ГРП; гр - грунт; из - гидроизоляция; т/из - тепловая изоляция; нач - начало; кон - конец; нар - наружный; вн - внутренний; тр - трубопровод.

Искомое распределение температур паровой фазы СУГ по элементам резервуарной установки находится путем последовательного решения уравнений (11)-(20) шаговым методом при соблюдении граничных условий:

'(.к '( Ч+1' У*-1)

Конструктивные параметры тепловой изоляции Зшгр„_п из на тепло-

теряющих элементах резервуарной установки принимаются из условия соблюдения температурного баланса:

С- - ■* С. - С*.. ПРИ С.1Рп * К • (22)

Приведенная система (11)-(22) формирует математическую модель задачи. Модель реализуется средствами вычислительной техники в соответствии с программным обеспечением, разработанным при участии соискателя.

В целях численной реализации предложенной математической модели (11)-(22) были проведены соответствующие расчеты применительно к резервуарной установке на базе вертикального подземного резервуара объемом 4,7 м3, эксплуатируемой в условиях холодной климатической зоны.

Результаты расчета представлены в таблице 1.

Таблица 1

Температурные режимы эксплуатации резервуарной установки сжиженного газа _с перегревом паров в трубчатом грунтовом теплообменнике_

Температура грунта на глубине заложения грунтового теплообменника, °С Температура паровой фазы СУГ в элементах резервуарной установки, °С

Подземный резервуар Пароперегреватель грунтового теплообменника Восходящий участок грунтового теплообменника Шкафной ГРП

В естественном состоянии С учетом теплового воздействия резервуара На входе На выходе На входе На выходе На входе На выходе

+2,03 +0,62 -8,63 -8,63 +0,52 +0,52 -2,77 -2,77 -8,63

Как видно из таблицы, применение трубчатого грунтового теплообменника в сочетании с тепловой изоляцией теплотеряющих элементов, обеспечивает подачу в регулятор давления перегретой паровой фазы СУГ, что исключает образование ледяных или гидратных пробок.

В четвертой главе приводятся результаты экспериментальных исследований тепловых режимов эксплуатации подземных резервуарных установок, оборудованных трубчатыми грунтовыми пароперегревателями СУГ.

В качестве 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.

В процессе 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, несмотря 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.

+3 +2 V +1

я

СЬ А

г0

О" , а -1

S (2

1 2 3 4 5 6 7 8 Время эксперимента, сутки

■ - теория;

> 1

■

т—

1 2 3 4 5 6 7 8 Время эксперимента, сутки

эксперимент

б) Температура сжиженного газа

1 - температура на входе в узел редуцирования; 2 - температура в расходном резервуаре

а) Естественные температуры грунта

и атмосферного воздуха 1,2,3,4,5 - естественная температура грунта на отметках 4,3,2,1 и 0,5 м от его поверхности; 6 - температура атмосферного воздуха

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.

В пятой 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.

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

К = K,y{Svmlu,) + Km,p„(S^n.mlu,) = min, (23)

где К - капитальные вложения в сооружение теплоизолированных элементов паропровода СУГ, руб; Кву - капитальные вложения в тепловую изоляцию

восходящего участка грунтового теплообменника (включая его подземную и надземную части), руб.; К^ - капитальные вложения в тепловую изоляцию шкафного ГРП, руб; 31ут1и,-,Зшрпт1из - 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:

(24)

(25)

+ = С1 ~ К. (26)

где Ы„ч\ - перепад температур паровой фазы СУГ на восходящем

участке грунтового теплообменника и в шкафном ГРП, °С; /"„"„- конечная температура паровой фазы на выходе из пароперегревательного участка грунтового теплообменника, °С; <„- температура насыщенного пара на выходе из расходного резервуара, °С.

Целевая функция (23) и ограничения (24)-(26) формируют экономико-математическую 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 ёву1т/т = 70 мм; шкафа редуцирующего узла дшгрПхт/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

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 резер-вуарных 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 газо-регуляторный пункт позволила обосновать тепловые режимы эксплуатации элементов технологической схемы и температурные условия работы газоре-гулирующей 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 теплотеряю-щего 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

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 регази-фикации сжиженного углеводородного газа в подземных резервуарных установках / Б.Н. Курицын, H.H. 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, H.H. 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, H.H. 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, H.H. 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, H.H. 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, H.H. 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, H.H. Осипова, С.А. Максимов // Проблемы энергосбережения и экологии в

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, H.H. 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, H.H. Осипова, С.А. Максимов // Теплогазо-снабжение: 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

АВТОРЕФЕРАТ

Подписано в печать 12.03.2014

Бум. офсет. Усл. печ. л. 1,0

Тираж 100 экз.

Формат 60x84 1/16 Уч.-изд. л. 1,0 Заказ 2

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

САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ ГАГАРИНА Ю.А.

0420145 ('^¿з

На правах рукописи

Максимов Сергей Александрович

МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОБОСНОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРНЫХ СИСТЕМ СНАБЖЕНИЯ СЖИЖЕННЫМ ГАЗОМ С ПЕРЕГРЕВОМ ПАРОВ В ТРУБЧАТЫХ ГРУНТОВЫХ ТЕПЛООБМЕННИКАХ

Специальность 05.23.03 - Теплоснабжение, вентиляция, кондиционирование

воздуха, газоснабжение и освещение

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Курицын Б.Н.

Саратов 2014

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ......................................................................... 8

ГЛАВА 1 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВОК НА ВЛАЖНОМ ГАЗЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ КРИСТАЛЛИЗАЦИИ ВЛАГИ В РЕГУЛЯТОРАХ ДАВЛЕНИЯ.......... 15

1.1 Растворимость воды в сжиженных углеводородных газах........ 15

1.2 Источники влагопоступлений и накопления влаги в системах 17 резерву арного снабжения сжиженным газом..................................

1.3 Условия гидратообразования в системах резервуарного снабжения сжиженным газом...................................................... 20

1.4 Технические особенности эксплуатации различных резервуарных установок и параметры состояния сжиженного газа....... 24

1.5 Дросселирование влагосодержащего газа в регуляторах давления резервуарных установок.......................................................... 28

1.6 Анализ существующих технических решений по предупреждению кристаллизации воды при дросселировании влажного газа....................................................................... 32

1.6.1 Осушка сжиженного газа................................................... 32

1.6.2 Применение антигидратных ингибиторов.............................. 33

1.6.3 Применение регуляторов давления специальной конструкции и режимов их эксплуатации......................................................... 34

1.6.4 Перегрев паровой фазы СУГ с использованием специального теплоносителя........................................................................ 40

1.7 Перегрев паровой фазы СУГ с использованием природной теплоты грунтового массива...................................................... 43

1.8 Разработка технологической схемы перегрева паровой фазы

СУГ в трубчатых грунтовых теплообменниках............................. 46

Выводы по главе 1................................................................... 49

ГЛАВА 2 МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛООБМЕНА В ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВКАХ СЖИЖЕННОГО ГАЗА.............................................................. 51

2.1 Состояние вопроса и теоретические предпосылки.................... 51

2.2 Математическая постановка задачи теплообмена подземного резервуара сжиженного газа с вертикальным размещением в грунте.... 54

2.3 Математическое моделирование теплообмена в резерву арных установках сжиженного газа с вертикальным размещением в грунте.... 60

2.4 Оценка погрешности предлагаемого метода численного решения задачи.................................................................................. 64

2.5 Математическое моделирование теплообмена в резерву арных установках сжиженного газа с горизонтальным размещением в грунте...................................................................................................... 69

2.6 Температурные режимы эксплуатации подземных резерву арных

установок сжиженного газа....................................................... 74

Выводы по главе 2................................................................. 77

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ТЕПЛООБМЕНА В ТРУБЧАТЫХ ГРУНТОВЫХ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯХ СЖИЖЕННОГО ГАЗА...................... 78

3.1 Общие предпосылки к разработке модели.............................. 78

3.2 Теплообмен на пароперегревательном участке подземного трубопровода..................................................................... 83

3.3 Теплообмен на восходящем подземном участке паропровода........................................................................... 87

3.4 Теплообмен на восходящем наземном участке трубопровод...................................................................... 88

3.5 Теплообмен в шкафном газорегуляторном пункте................. 89

3.6 Результаты численной реализации математической модели...... 91

Выводы по главе 3................................................................... 94

ГЛАВА 4 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРВНЫХ УСТАНОВОК, ОБОРУДОВАННЫХ ТРУБЧАТЫМИ ГРУНТОВЫМИ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯМИ СУГ............................................. 95

4.1 Описание экспериментальной установки и методика проведения исследований........................................................................ 95

4.2 Анализ результатов эксперимента....................................... 98

4.3 Определение теплофизических характеристик грунта............ 101

4.3.1 Определение плотности грунта.......................................... 102

4.3.2 Определение влажности и теплопроводности грунта................ 103

4.4 Сравнительный анализ результатов теоретических и

экспериментальных исследований.............................................. 105

Выводы по главе 4................................................................... 107

ГЛАВА 5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ОТ ПОДЗЕМНОЙ РЕЗЕРВУАРНОЙ УСТАНОВКИ С ПЕРЕГРЕВОМ ПАРОВ В ТРУБЧАТОМ ГРУНТОВОМ ТЕПЛООБМЕННИКЕ........................................... 109

5.1 Разработка экономико-математической модели оптимизации тепловой защиты элементов резервуарной установки..................... 109

5.2 Сравнительная экономическая эффективность предлагаемого

способа предупреждения кристаллизации влаги в регуляторах

давления резервуарных установок с использованием трубчатых

грунтовых теплообменников....................................................... 116

0 . 125 Выводы по главе 5..................................................................

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ.................................................................. 127

ЛИТЕРАТУРА...................................................................... 130

ПРИЛОЖЕНИЯ..................................................................... 140

ПРИНЯТЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

(1 - диаметр, м; Н - высота, м; 1 - длина, м; Я - радиус, м х,у,г - координаты, м;

п - нормаль к изотермической поверхности, количество;

8 - толщина, м;

Р - площадь, м2;

V - объем, м ;

р - плотность, кг/м3;

ш - масса, кг;

I - температура, °С

Р - давление, МПа;

I - энтальп ия, кДж/кг;

X - степень сухости, %;

\У - влагосодержание, моль, г/кг;

Апр, Аб, Впр, Вб, Спр, Сб - эмпирические коэффициенты для пропана и н-бутана;

у - процентное содержание, мол. %, приведенный поправочный коэффициент, %;

ф - степень заполнения, %; О - расход, кг/ч;

г - теплота парообразования СУГ, Дж/кг ; с - массовая теплоемкость, Вт-ч/(кг-°С), стоимость, руб; С> - тепловые потери, Вт; q - удельный теплоприток, Вт/м; X - теплопроводность, Вт/(м-°С);

К - коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-°С), капитальные вложения, руб.;

л

а - коэффициент теплоотдачи, Вт/(м -К),

Яе - критерий Рейнольдса;

N11 - критерий Нуссельта;

Рг - критерий Прандтля

^ - срок службы, год;

Э - экономический эффект, руб.;

И - эксплуатационные расходы, руб./год;

Т - срок службы, год;

Е - норма дисконта, Угод

- количество электроэнергии, кВт; тг - продолжительность эксплуатации, ч/год; 3 - интегральные затраты, руб.

БУКВЕННЫЕ ИНДЕКСЫ

СУГ- сжиженный углеводородный газ; ГНС - газонаполнительная станция; ГПЗ - газоперерабатывающий завод; ГРУ - групповая резервуарная установка; ГРС - газораспределительная станция; ГРПШ - газораспределительный пункт шкафной; ППУ - пенополиуретан; гр - грунт; н - наружный, начало; к - конец; ж - жидкость; п - пар; бал - баллон; р - регулятор; м - мерзлый; т - талый; и -антикоррозийная изоляция; ст- металлическая стенка; кип - кипение; конд -конденсация; е - естественный; ф - фазовые превращения; в - воздух; сн -снежный покров; нг - наземная часть горловины; ф - фланец редуцирующей головки; доп - дополнительный; г - горловина; пг - подземная часть горловины; ц - цилиндрическая часть; per - регазификация; эксп - эксперимент; кол -кольцо; пл - пластичность; пп - пароперегревательный; ву - восходящий участок; впу - восходящий подземный участок; вну - восходящий надземный участок; тр - труба; вн - внутренний; т/из - тепловая изоляция кож - кожух; min - минимальный; opt - оптимальный; пр - приведенный; нр - накладные расходы; пн - плановые накопления; абс - абсолютный.

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. В условиях значительной удаленности населенных пунктов РФ от магистральных газопроводов природного газа, широкое применение, в качестве энергоносителя, получили сжиженные углеводородные газы (СУГ).

Согласно материалам региональных газораспределительных организаций в последние годы (2010-2012 гг.) 24,8% населения используют сжиженные углеводородные газы в целях отопления помещений, организации горячего водоснабжения и прочих хозяйственно-бытовых нужд.

Годовой расход сжиженных углеводородных газов на коммунально-бытовые нужды населения составляет порядка 1,0 - 1,2 млн. тонн. По сравнению с прочими «несетевыми» энергоносителями (дизтопливо, мазут, древесина) использование СУГ для газоснабжения населения отвечает самым высоким требованиям экологии и санитарной гигиены. Сочетая качества автономности и простоты эксплуатации и обслуживания оборудования, газоснабжение на базе сжиженных углеводородных газов представляет собой наиболее перспективную форму энергоснабжения населенных пунктов, удаленных от магистралей природного газа.

Автономные системы газоснабжения, базирующиеся на применении индивидуальных, а также групповых резервуарных установок, представляют собой наиболее эффективную форму использования сжиженных газов.

В настоящее время в эксплуатации газораспределительных организаций Российской Федерации находится около 40000 резервуарных установок с подземным расположением, включающих резервуары различных объемов в количестве около 90000 штук.

В большинстве случаев регазификация СУГ в резервуарных установках протекает в режиме естественной регазификации в объеме расходного резервуара, за счет природной теплоты грунта.

Искусственными источниками тепла (испарителями) для регазификации сжиженных газов оснащен лишь небольшой процент резервуарных установок (5000 шт.).

Приоритетность применения схем автономного газоснабжения на базе резервуарных систем СУГ с естественной регазификацией объясняется их техническими преимуществами:

- отсутствие необходимости в специальном теплоносителе для регазификации СУГ (горячая вода, водяной пар, продукты сгорания газа, электроэнергия и др.);

- отсутствие необходимости в установке сложной и дорогостоящей автоматики регулирования и безопасности процесса регазификации;

- простота монтажа и обслуживания резервуарных установок;

- относительно небольшие капитальные вложения в хранение и регазификацию СУГ, особенно при использовании децентрализованных систем газоснабжения на базе индивидуальных резервуарных установок.

Учитывая наличие в Российской Федерации территорий с суровыми климатическими условиями, эксплуатация резервуарных установок с естественной регазификацией СУГ в холодный период времени года требует повышенного внимания.

Под воздействием низких температур наружного воздуха паровая фаза СУГ частично конденсируется в трубопроводной обвязке регуляторов давления резервуарных установок. При последующем дросселировании парожидкостного потока температура последнего существенно снижается за счет отрицательного дроссель-эффекта.

Реальные условия эксплуатации систем газоснабжения показывают, что растворенная вода содержится во всех углеводородных газах в различных количествах. При дросселировании парожидкостной смеси растворенная в газе влага выделяется в свободном состоянии и образует ледяные или гидратные

пробки, которые забивают проходные сечения регуляторов давления и трубопроводной обвязки редуцирующих головок резервуаров.

Наличие ледяных или гидратных пробок уменьшает пропускную способность редуцирующих головок резервуаров вплоть до прекращения подачи газа потребителям. Указанное обстоятельство снижает надежность систем газоснабжения и создает предпосылки к аварийным ситуациям.

Большинство применяемых в газовой практике технических решений и мероприятий по предупреждению ледяных и гидратных пробок в системах резервуарного газоснабжения не всегда гарантируют надежную эксплуатацию редуцирующих головок резервуарных установок.

Радикальным решением вопроса является перегрев паровой фазы СУГ перед подачей ее в регуляторы давления до температуры, исключающей процессы кристаллизации влаги. Наиболее просто это техническое мероприятие реализуется в резервуарных установках с искусственной регазификацией СУГ путем резервирования соответствующей теплообменной поверхности испарителей.

В системах с естественной регазификацией применение пароперегревателей с искусственным подводом теплоты сопряжено с большими затратами в сооружение и эксплуатацию указанных установок. Вместе с тем, достаточно простое и надежное решение задачи представляет применение трубчатых грунтовых теплообменников, обеспечивающих перегрев паровой фазы СУГ за счет естественной природной теплоты грунтового массива.

Широкое применение трубчатых грунтовых пароперегревателей сжиженного газа с целью предупреждения кристаллизации влаги в регуляторах давления резервуарных установок требует разработки соответствующих конструктивных решений и научного обоснования по их эффективному использованию в практике резервуарного снабжения сжиженным газом.

Необходимость решения поставленных задач определяет актуальность представленной диссертационной работы.

Данная работа выполнялась на кафедре «Теплогазоснабжение, вентиляция, водообеспечение и прикладная гидрогазодинамика» Саратовского государственного технического университета в соответствии со следующими планами научно-исследовательских работ:

- по тематическому плану госбюджетных НИР СГТУ за 2010-2012 годы. Тема НИР - « Моделирование и оптимизация энергосберегающих систем газо-, теплоснабжения и строительной климатотехники». Номер госрегестрации 0121153087.

Цель работы моделирование и обоснование резервуарных систем снабжения сжиженным газом с перегревом паров в трубчатых грунтовых теплообменниках.

Задачи исследования. Поставленная цель реализуется путем решения ряда взаимосвязанных задач:

- анализ технических особенностей эксплуатации регуляторов давления резервуарных установок при работе на влагосодержащем сжиженном газе и выявление исходных предпосылок к образованию ледяных или гидратных пробок;

- разработка технологической схемы перегрева паров СУГ в трубчатых грунтовых теплообменниках с целью предупреждения кристаллизации влаги в дросселирующих органах регуляторов давления;

- моделирование теплообмена и обоснование температурных режимов эксплуатации подземных резервуарных установок сжиженного газа;

- моделирование теплообмена и обоснование температурных режимов эксплуатации трубчатых грунтовых пароперегревателей сжиженного газа;

- технико-экономическое обоснование конструктивных параметров подземных резервуарных установок с перегревом паров сжиженного газа в трубчатых грунтовых теплообменниках.

Научную новизну диссертационных исследований составляют:

- математические модели теплообмена в подземных резервуарных установках сжиженного газа, эксплуатируемых в режиме хранения СУГ, отличительной особенностью которых является наличие теплового взаимодействия паровой фазы СУГ с окружающим грунтовым массивом и атмосферным воздухом;

- математическая модель теплообмена в трубчатых грунтовых пароперегревателях СУГ в условиях теплового воздействия расходного резервуара СУГ;

- результаты экспериментальной апробации предложенных математических моделей теплообмена в подземных резервуарных установках сжиженного газа, оборудованных трубчатыми грунтовыми пароперегревателями;

- экономико-математическая модель оптимизации тепловой защиты восходящего участка грунтового теплообменника и шкафной газорегуляторной установки, обеспечивающей подачу в редуцирующий узел перегретых паров СУГ при минимальных затратах в монтаж теплотеряющих элементов.

Достоверность результатов диссертационной работы подтверждается использованием фундаментальных теоретических и практических положений теплообмена, современных математических и экономико-математических методов моделирования, а также результатов экспериментальных исследований.

Основные положения и выводы диссертационной работы коррелируются с данными других исследователей.

Практическая значимость и реализация результатов исследований.

Разработанные в диссертации теоретические и практические положения обеспечивают повышение надежности резервуарных систем газоснабжения с естественной регазификацией СУГ за счет предупреждения кристаллизации

влаги в дросселирующих органах регуляторов давления путем реализации и внедрения:

- предложенной технологической схемы перегрева паров в трубчатых грунтовых теплообменниках, которая обеспечивает температурные режимы эксплуатации газорегулирующих установок исключающих образование ледяных и гидратных пробок;

- математических моделей и разработанных на их основе инженерных методов расчета и проектирования резервуарных установок сжиженного газа, оборудованных трубчатыми грунтовыми пароперегревателями