автореферат диссертации по строительству, 05.23.03, диссертация на тему:Повышение эффективности снабжения сжиженным газом от резервуарных установок с естественной регазификацией

На правах рукописи

ОСИПОВА НАТАЛИЯ НИКОЛАЕВНА

рго оа

2 2 № №

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СНАБЖЕНИЯ СЖИЖЕННЫМ ГАЗОМ ОТ РЕЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВОК С ЕСТЕСТВЕННОЙ РЕГАЗИФИКАЦНЕЙ

Специальность 05.23.03 - Теплоснабжение, вентиляция,

кондиционирование воздуха, газоснабжение и освещение

О*

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Саратов - 2000

Работа выполнена в Саратовском государственном техническом университете

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Курицын Б.Н.

Научный консультант

доктор технических наук, профессор Усачев Л.П.

Официальные оппоненты

доктор технических наук Фастов Л.М.

доктор технических наук, профессор Худиковский В.Л.

Ведущая организация

Головной научно-исследовательский

и проектный институт

ОАО "Гипрониигаз", г.Саратов

Защита состоится 3 ноября 2000г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 063.79.02 в Воронежской государственной архитектурно-строительной академии по адресу: 394046, г. Воронеж, ул. 20 лет Октября, д.84, ауд.20, корп 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Воронежской государственной архитектурно-строительной академии

Автореферат разослан " 3 " октября 2000г.

Ученый секретарь „I

диссертационного совета

О.П. Фомин

>

о

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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

Наиболее эффективную форму снабжения потребителей СУГ обеспечиваю!' групповые резервупршле установки. В газовых хозяйствах России находится в эксплуатации свыше 30 тыс. подземных резервуарных установок. Подавляющее большинство групповых резервуарных установок работают с естественной регазификацией СУГ, используя природное тепло грунта.

Столь широкие масштабы использования резервуарных установок с естественной регазификацней (РУЕР) СУГ обусловливаются их техническими и технико-экономическими преимуществами:

-отсутствие необходимости в специальном теплоносителе для регазифика-

ции сжиженного газа;

- отсутствие необходимости в установке дорогостоящей автоматики безопасности и регулирования процессов испарения;

- простота монтажа и эксплуатации резервуарных установок;

- относительно небольшие капитальные вложения в сооружение резервуарных установок и др.

В то же время, ряд нерешенных в настоящее время вопросов и, в первую очередь, отсутствие научно обоснованных методов расчета и проектирования групповых РУЕР СУГ, а также предупреждения ледяных и гидратных пробок при эксплуатации в холодный период времени года в значительной степени снижают их экономичность и надежность. Необходимость и первостепенная значимость решения указанных вопросов определяет актуальность данной диссертационной работы.

Цель работы -повышение экономичности и надежности снабжения потребителей сжиженным газом от резервуарных установок с естественной регазификацней, которое реализуется путем разработки методики расчета паро-производителыюсти групповых резервуарных установок, оптимизации схем-ко-параметрических решений, исследования процессов дросселирования сжиженного газа и предупреждения гидратообразовання в редуцирующих головках подземных резервуаров и базируется на разработке новых технических решений в области резервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом.

Задачи исследования:

1. Разработка математической модели теплового взаимодействия резервуаров сжиженного газа с грунтом при групповом размещении;

2. Обоснование схемно-параметрических решений подземных РУЕР;

3. Применение основ электротепловой аналогии для исследования взаимного теплового влияния резервуаров с естественной регазификацней при их

групповой установке;

4. Разработка математической модели процесса дросселирования влажного газа в регуляторах давления РУЕР;

5. Исследование процесса теплообмена между фунтом и паровой фазой сжиженного газа в подземном резервуаре;

6. Разработка нового метода предупреждения гидратообразования в редуцирующих головках подземных резервуаров с естественной регазификацией;

7. Разработка методики расчета оптимальной теплозащиты редуцирующих головок РУЕР.

В качестве методической базы исследований в работе используются основные принципы системного анализа, математическое, экономико-математическое и электротепловое моделирование, методы исследования функций на экстремум, элементы математической статистики и вычислительная техника.

Научная новизна:

1. Математическая модель теплового взаимодействия групповой рсзерву-арной установки с естественной регазификацией с грунтом при оснащении подземными резервуарами вертикального типа, комплексно учитывающая влияние конфигурации сосудов, наличие собственного температурного поля грунта, различие условий теплообмена на внутренних поверхностях резервуаров, контактирующих с паровой и жидкой фазами продукта.

2. Алгоритм определения паролроизводительности групповых РУЕР при вертикальном размещении сосудов в грунте, учитывающие взаимное тепловое влияние резервуаров, в зависимости от числа резервуаров в групповой установке и расстояния между ними.

3. Экономико-математическая модель оптимизации подземных РУЕР СУГ, позволяющая учитывать геометрические размеры и конфигурацию сосудов, их размещение на территории резервуарной установки, паропроизводи-тельность и взаимное тепловое влияние.

4. Математическая модель процесса дросселирования влажного газа в регуляторах давления, учитывающая условия кристаллизации воды в регуляторах давления, особенности дросселирования бинарной смеси (пропан-бутан) и возможности безгидратной эксплуатации систем резервуарного газоснабжения.

5. Новый способ предупреждения гидратообразования в РУЕР СУГ, путем перегрева паров в расходном резервуаре и теплоизоляции трубопровода паровой фазы до регулятора давления.

6. Экономико-математическая модель оптимизации теплозащиты редуцирующих головок подземных резервуаров, позволяющая, в отличие от известных аналогов, определять оптимальную толщину тепловой изоляции дифференцированно для каждого элемента трубопроводной обвязки.

На защиту выносятся:

-результаты электротеплового моделирования взаимного теплового влияния подземных вертикальных резервуаров сжиженного газа при групповом

размещении в грунте;

- алгоритм определения паропроизводительности групповых резервуар-ных установок с естественной регазификацией, оборудованных подземными резервуарами вертикального типа;

-результаты оптимизации схемно-параметрических решений подземных резервуарных установок с естественной регазификацией сжиженного углеводородного газа;

-математическая модель дросселирования влажного газа в регуляторах давления РУЕР;

- новый способ предупреждения гидратообразования в РУЕР путем перегрева паров в расходном резервуаре и тепловой изоляции трубопроводной обвязки редуцирующих головок;

- экономико-математическая модель оптимизации теплозащиты трубопроводной обвязки редуцирующих головок РУЕР.

Практическая ценность. Разработанные теоретические и практические положения обеспечивают повышение эффективности систем снабжения сжиженным углеводородным газом на базе подземных РУЕР путем реализации и внедрения: рекомендаций по определению паропроизводительности групповых резервуарных установок СУГ; алгоритма и программы расчета коэффициента тепловой интерференции при групповом вертикальном размещении резервуаров в грунте; рекомендаций по оптимальному размещению резервуаров СУГ на территории резервуарной установки; рекомендаций по оптимальному функционированию резервуарных установок, работающих на влажном газе; комплекса мероприятий по предупреждению гидратообразования в редуцирующих головках. подземных РУЕР; алгоритма и программы выбора оптимальной толщины теплоизоляции трубопровода паровой фазы, обеспечивающей безгидратную эксплуатацию РУЕР СУГ вертикального типа.

Представленная работа выполнялась в Саратовском государственном техническом университете на кафедре "Тепдогазоснабжение и вентиляция" в соответствии со следующими планами и программами:

- по плану гранта Министерства образования России за 1998-1999 годы, раздел С-098, направление 06, проект "Разработка методов экономии природ- • ного газа при создании децентрализованных источников и систем энергоснабжения малых промышленных предприятий и населенных пунктов";

- по хоздоговору НТП "Волга-техника" СГТУ "Разработка рекомендаций по определению паропроизводительности подземных резервуаров сжиженного газа";

- по тематическому плану научно-исследовательской работы "Разработка физико-математических моделей гидратообразования в системах снабжения сжиженным газом" СГТУ-361.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались нй: ежегодных научно-технических конференциях СГТУ (Саратов, 1998, 1999, 2000); международной научно-практической конференции "Современное строительство" (Пенза, 1998); научно-техническом совете АК "Рос-

газстрой" (Москва, 1999); международной научно-практической конференции "Строительство-2000" (Ростов-на-Дону, 2000); научной конференции Саратовского государственного аграрного университета им. Н. И. Вавилова (Саратов, 2000).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 работ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов, обобщения внедрения и экономической эффективности результатов исследований, списка литературы из 167 наименований и 4 приложений. Общий объем работы 205 страниц, в том числе основной текст на 185 страницах, 26 рисунков, 5 фотографий, 27 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной тематики, сформулированы цель и задачи работы, методы их решения, научная новизна, практическая значимость и положения, выносимые на защиту.

В первой главе приводится обоснование выбора направлений по повышению экономичности и надежности систем газоснабжения от РУЕР СУГ.

Сравнительный анализ систем газоснабжения на базе резервуарных установок показывает, что в климатических условиях Российской Федерации использование подземных РУЕР СУГ обеспечивает наиболее безопасное, простое в обслуживании и экономичное газоснабжение.

При этом устойчивое газоснабжение обеспечивается во всех климатических зонах России яри наличии следующих остаточных уровней заполнения резервуаров СУГ: для марки ПГ (пропан технический) - от 10 до 30%, для марки ПБТ (пропан-бутан технический) - от 28 до 50%.

Выявлено, что важными резервами повышения эффективности РУЕР СУГ являются повышение их паропроизводительности и обеспечение надежной, безгидратной эксплуатации в холодный период времени года.

Исследованию факторов, влияющих на паропроизводительность одиночных резервуаров и групповых резервуарных установок СУГ на базе горизонтальных цилиндрических резервуаров,посвящены труды Никитина Н.И., Курицына Б.Н., Преображенского Н.И. Аналогичные исследования применительно к подземным резервуарам вертикального типа приводятся в работах Курицына Б.Н., Усачева А.П., Шамина О.Б. В то же время, исследований по определению паропроизводительности групповых вертикальных установок СУГ в известной литературе не имеется. Таким образом, для разработки методики определения паропроизводительности групповых резервуарных установок с вертикальными подземными резервуарами требуется проведение специальных исследований.

Повышение надежности снабжения потребителей СУГ подразумевает разработку и обоснование способов предупреждения гидратов в редуцирующих головках РУЕР СУГ. Вопросы гидратообразования в природных и сжиженных газах рассматривались в работах Требина Ф.А., Макогона Ю.Ф., Аб-дурашитова С.А., Тупиченкова A.A., Мусаева P.M. и других авторов. Изучение

условий образования гидратов позволило авторам разработать рекомендации по их предупреждению. Эти методы широко апробированы в практике магистрального транспорта природного и сжиженног о углеводородного газа.

Однако специфические условия эксплуатации подземных резервуарных установок требуют дополнительных исследований процессов дросселирования насыщенной паровой фазы и парожндкостных смесей СУГ, состоящего из пропана и бутана, и разработки на этой основе методов и алгоритмов предупреждения гидратообразования в редуцирующих устройствах подземных резервуаров СУГ.

Поставленная цель повышения экономичности и надежности снабжения потребителей сжиженным газом от подземных РУЕР реализуется путем решения ряда взаимосвязанных задач, совокупность которых определила общую постановку и структуру диссертационной работы (рис.1).

Общая характеристика, сравнительный анализ подземных резервуарных установок с естественной регазнфикацией сжиженного углеводородного газа (РУЕР СУГ)__

Выбор направлений исследований по повышению экономичности и надежности систем газоснабжения от РУЕР СУГ

__V____

Исследование тепловой интерференции подземных вертикальных резервуаров СУГ при групповом размещении в грунте

V V

Разработка рекомендаций по повышению экономичности и надежности систем газоснабжения от РУЕР СУГ

Рис.1. Общая постановка и структура диссертационных исследований

Во второй главе приводятся результаты исследований тепловой интерференции подземных резервуаров СУГ вертикального типа при групповом размещении в грунте. Резервуарные системы снабжения сжиженным газом, эксплуатируемые, в режиме естественной регазификации, генерируют паровую фазу продукта за счет естественного теплопритока из окружающего грунта. В этой связи" изучение теплообмена в системе грунт-группа подземных резервуаров является важнейшей предпосылкой эффективной организации газоснабжения потребителей.

Общую постановку задачи теплового взаимодействия резервуаров с грунтом описывает уравнение теплопроводности:

дЧ

дЧ дЧ п

—г + —-г = 0 •

"2 дг2

дх1 йу" При граничных условиях:

-на поверхности резервуаров, контактирующей с жидкой фазой СУГ: -на поверхности резервуаров, контактирующей с паровой фазой СУГ:

а

8а

= 0

Пр

-на поверхности дополнительного слоя грунта 1р=1в при

и — ^ X ^ ^■догт ®си >

0)

(2)

(3)

(4)

-в грунтовом массиве при х —> а>;у-»оо;г—>»:

1(У)^(У)=ЦНГ+Н,/2НФ • (5)

Для реализации модели использовался метод электротепловой аналогии. Исследования проводились в металлической ванне, заполненной водопроводной водой, являющейся аналогом полуограниченной среды-грунта. Свободная поверхность грунтового массива имитировалась листовым алюминием, укрепленным на одной из боковых стенок ванны (рис.2).

Рис.2. Схема экспериментальной установки электротеплового моделирования:

1 — электролитическая ванна;

2 — исследуемые электроды;

3 — рабочий экран;

. 4 —миллиамперметр;

5 — вольтметр;

6 — лабораторный автотрансформатор

Перпендикулярная к ней стенка из поливинилхлорида имела риски для установки электродов. Аналогом подземных резервуаров СУГ являлись алюминиевые электроды, выполненные геометрически подобными тепловым оригиналам - резервуарам 1,3 м3 и 4,7 м\ Резервуары рассматривались при 50- и 25%-ном уровне заполнения.

Исследуемый электрод, имитирующий одиночный резервуар сжиженного газа, крепился на боковой стенке из поливинилхлорида на заданном расстоянии Ii от заземленного экрана (величина h принималась с учетом коэффициента подобия модели в соответствии с размером НЛОц).

При заданной разности потенциалов VA-Vip замерялись соответствующие значения тока Y„. Зная значение приложенного напряжения Д V и силу тока Yu для одиночного электрода, определялась величина удельного электрического тока, приходящаяся на единицу приложенного напряжения иа.

Аналогичные замеры силы тока Y,p при заданной разности потенциалов между электродами и экраном VÄ-Vrp проводились для группы электродов, установленных в различной комбинации.

Величина коэффициента а, который учитывает снижение электрического тока к каждому электроду при групповом размещении, определялась по формуле:

а = (6)

где п - число электродов в группе.

При соблюдении геометрического подобия электрической модели и ее теплового оригинала величина коэффициента а, полученная для электрического поля, сохраняет свое значение при переходе к тепловому полю.

Определение численного значения коэффициента а при групповом размещении электродов проводилось при расстояниях между ними в осях, равных 1.25d, 1.5d, 2d, 3d, 4d. Результаты исследований коэффициента тепловой интерференции а, в зависимости от числа резервуаров в групповой установке, уровня заполнения резервуаров сжиженным газом и расстояния между резервуарами представлены на рис.3. Как видно из графика, величина коэффициента а уменьшается с увеличением количества резервуаров в групповой установке и с уменьшением шага между резервуарами. Влияние объема резервуара на величину коэффициента а весьма незначительно (для полярных объемов резервуаров оптимального типоряда Vp=1.3 м3 и 4.7 м3 разность значений а не превышает 1.7%).

На основе экспериментальных данных методом многоинтервальной квадратичной интерполяции на ПЭВМ была получена аналитическая зависимость коэффициента тепловой интерференции от числа резервуаров в групповой установке и расстояния между сосудами.

ctT(n,S/d)= Z(Z~ ]\аЦ1 -1;J - 1)+ BN(I - l;J)+ CN0 -1; J +1)] +

+ (l - Z2)[AK(l;J -1) + BN(l;j)+ CN(l; J + l)],

1.25 1.5 2 3 4

Расстояние между резервуарами, £>/<1

РмсЗ. Коэффициент тепловой интерференции а подземных вертикальных резервуаров сжиженного газа (|р=25%):

1,2,3,4 - установки из 2,3,4,5 подземных вертикальных резервуаров СУГ;

0- резервуары м5; 0-резервуары У,=1.3м'.; — экспериментальная зависимость по (7-12)

где А, В, С - численные коэффициенты:

А=Р(Р-1)/2; В=1-Р2; С=Р(Р+1)/2, (8)

г. - ом в [(БМ) —1.25 —0.6875Л]

Параметр, зависящим от отношения Б/а: Р = —-----. (9)

0.6875

Величина, зависящая от числа резервуаров п в групповой установке:

г=п-2-1. (Ю)

Определяющие параметры функции К:

}=т\^1(^~1'25,ссли Л=0,то 1=1; (11) 1 = п-2, если 1=0, то 1=1. (12) 0.6875

Оценка погрешности полученной зависимости показывает, что предложенная аналитическая модель обеспечивает высокую точность определения коэффициента тепловой интерференции. Среднее расхождение расчетных и экспериментальных значений составляет 0,44% с доверительной вероятностью 95%.

В третьей главе приводятся результаты оптимизации геометрических параметров РУЕР вертикального типа. Резервуарные установки являются центральным звеном в технологической цепочке снабжения потребителей сжиженным газом. Они обеспечивают прием и хранение продукта, его рега-зификацию и подачу паровой фазы потребителю. Большая металлоемкость указанных установок, сложность и трудоемкость монтажных работ обусловливают высокую стоимость строительства. В этой связи обоснование оптимального размещения резервуаров на территории резервуарной установки является важным резервом повышения экономичности систем газоснабжения. .........

Выбор оптимального способа размещения подземных резервуаров с естественной регазификацией, а таюц$ выбор оптимальных геометрических параметров групповых РУЕР в фунте сводится к минимизации функции капи-

тальных затрат на единицу паропроизводителыюсти резервуарной установки:

Ко = Г[ФД0,,(Ур1ф|^Л),п,а]=1пт. (13)

Реализация экономико-математической модели методом вариантных расчетов позволила выявить оптимальное расстояние между подземными резервуарами СУГ при групповом размещении на территории резервуарной установки (рис.4) и соответствующие им оптимальные значения коэффициента тепловой интерференции а ор,, представленные на графике (рис.5, кривая 4).

STsS-

s. g р. а

t-J

¡1 11 I &

ISO 170 160 150 140 130 120 НО

юо 90

Рис.4. Оптимальное размещение подземных резервуаров на территории резервуарной установки:

1,2,3,4- установка из 2,3,4,5 резервуаров соответственно, объем резервуара У=1.3 м3; Г,2',3',4'- то же, объем резервуара Ур=4.7 м3

Расстояние между резервуарами, S/d

0.9

а» Ё

X 0.8

а

Я

Ж 0.7

К 0.6

о

г

Рис.5. Значение коэффициента тепловой интерференции при оптимальном размещении резервуаров на территории резервуарной установки:

1- установка с горизонтальными резервуарами по данным Никитина Н.И.;

2- то же по данным Преображенского H.H.;

3- то же по данным Никитина Н.И., Курицына Б.Н.;

4- установка с вертикальными резервуарами по результатам исследований автора при опгииальроч размещении резервуаров.

0.5

2 3 4 5 6 Количество резервуаров в групповой установке, п

Рекомендуемые значения коэффициента тепловой интерференции а (рис.5, кривая 4) существенно превышают аналогичные значения, рекомендуемые другими авторами (на 9+26 %), что обеспечивает адекватное повышение расчетной паропроизводительности резервуарных установок.

В соответствии с экономико-математической моделью (13) были проведены расчеты по выявлению сравнительной эффективности, установок с горизонтальными и вертикальными резервуарами. Как показывает технико-экономическое сравнение, вертикальное размещение резервуаров в грунте обеспечивает высокую эффективность капитальных вложений по сравнению с горизонтальными (удельные затраты на единицу испаренного газа снижаются до 40%).

В четвертой главе представлены результаты аналитических и экспериментальных исследований условий образования гидратов в редуцирующих узлах РУЕР СУГ. Анализ сезонных режимов эксплуатации подземных ре-зервуарных установок показывает, что наиболее неблагоприятным является зимний режим эксплуатации. При наличии в газе растворенной влаги, последняя при редуцировании паровой фазы может образовывать ледяные н гидратные пробки, нарушающие нормальную работу систем газоснабжения. Обеспечение безгидратной эксплуатации резервуарных систем газоснабжения - один из важнейших факторов повышения их надежности и эффективности.

В развитие существующих теоретических положений предложена математическая модель дросселирования влагосодержащего СУГ в регуляторах давления, комплексно учитывающая компонентный состав газа и его влаго-содержание, степень сухости парожидкостного потока, температуру и давление СУГ.

Максимальное влагосодержание парожидкостной смеси определяется в зависимости от степени сухости пара X и компонентного состава СУГ по формулам:

V/ (I) = фХ+(\)(\- X); (14)

у/^=(\Уппр)т'гх4'п + (\Упб)гааЧ1 - 4>п); (15)

wг=(w^гv^')t+(w^m(I-lFж). (16)

Согласно объединенному закону Рауля-Дальтона равновесные концентрации пропана в жидкой и паровой фазах СУГ:

= Р(0-Рс>(0 . (17) ' у (]8)

* Ргр(г)-Рб(1) ' п р(0

Абсолютное давление пропан-бугановой смеси при соответствующей температуре, МПа (абс): Р(1)=Р пр(г)*Рж + Р6(1)(1 - Ч'ж) . (19)

Давление паров пропана и бутана при соответствующей температуре:

' Ряр(0=ю' "р Спри; (20) Рг,(0 = 10 ° Сб+1. (21)

£

Изменение степени сухости патока: АХ (22)

причем: с=спХ + сж(1-Х), (23) г = гпр*Рж +гб(1-* ж), (24)

сж = С^+сбж(1-Тж), (25) сп=СХ+сбп(1-^п). (26)

Согласно Антуану связь между температурой и давлением

парожидкостной смеси: 1=—^--С. (27)

А-^Р

Графическая интерпретация результатов численной реализации модели (1427) приводится на рис. 6.

«3

-10|1.О1 х: 0.6

1

1

о£ ТВ ве разм :рдо> аши фазт 2

Ъ

5

хГ 4

\у2т

0.1 0.12 0.16 0.2 Давление газа Р, МПа

Рис. 6. Дросселирование сжиженного газа в регуляторе давления (парожидкостная смесь;уи = 50% вес. пропана):

1- влагосодержание на входе в регулятор Щ

2- максимальное влагосодержание СУГМУ^;

3- температура СУГ1;

4- степень сухости X;

5- температура гидратообразования СУГ, 1„.

Х2 0.24 0.26

I

Как показывают аналитические исследования, образование ледяных и гидратных пробок в регуляторах давления возможно только при дросселировании насыщенной жидкости или парожидкостного потока. Дросселирование насыщенных или перегретых паров СУГ кристаллизацию растворенной влаги не вызывает. Этот важный качественный вывод подкрепляют данные экспериментальных исследований, проведенных на лабораторной установке (рис.7).

Рнс.7. Принципиальная схема экспериментальной установки: 1 - расходная емкость; 2 - промежуточный теплообменник; 3,4, 5,6,7 -вентили; 8,9 - пружинные манометры; 10 - и-образкый манометр; 11,12,13, 14-термометры; 15-газовый счетчик; 16, 17 - регуляторы давления

Основными элементами установки являлись два 5-литровых баллона: расходная емкость и промежуточный теплообменник, соединенные дюрито-выми шлангами. Схема включала также узлы для установки манометров, термометров, регуляторов давления и газовый счетчик. Генерация пара в расходном баллоне осуществлялась по принципу естественной регазифика-ции.

В качестве объекта испытаний использовался серийно выпускаемый регулятор давления сжиженного газа РДГ-16. В целях более четкой фиксации процесса кристаллизации воды в регуляторе применялись съемные сопла уменьшенного размера (1 мм).

В эксперименте использовачся СУГ следующего исходного состава (мольных %): 1.9% - этан, 82.8% - пропан, 14.7% - бутан, 0.6% - пентан. Рабочие смеси с различным содержанием пропана и бутана приготовлялись путем фракционного испарения исходного газа на специальной установке. Исследования проводились в условиях полного насыщения сжиженного газа водой. С этой целью в расходный баллон перед его заправкой заливалось 50-70 мл воды. В процессе эксперимента для надежного контакта воды с паровой и жидкой фазой СУГ' содержимое баллона периодически взбалтывалось. В процессе испытаний замерялись следующие параметры: температура 1(5ал и давление Рбал сжиженного газа в расходном баллоне, температура {р и давление Рр газа на входе в регулятор, давление за регулятором. Замеры показаний приборов снимались с периодичностью в 2-3 минут ы и фиксировались по выходу установки на стационарный режим. Наличие твердой фазы воды в регуляторе контролировалось визуально. С этой целью экспериментальный регулятор давления отсоединялся от коммуникаций, и проводилась его разборка. Во всех опытах причиной снижения давления за регулятором являлась кристаллизация влаги в дросселирующем органе (сопло и зазор между соплом и клапаном). Последующее разложение ледяных (гидратных) пробок под воздействием температуры окружающего воздуха сопровождалось образованием капелек влаги. Результаты экспериментальных исследований представлены в таблице.

Темпера- Давление газа Состав газа, мол. Темпе- Давление газа Степень Наличие

тура газа в % пропана ратура перед регуля- сухости твердой

в баллоне, баллоне. жид- паро- газа тором. СУГ фазы

кая вая перед регу- перед воды в

к™, "С фаза ф;дза лятором Рр, МПа (абс) регулято- регуля-

Рб1л, МПа V °С ром, торе

(абс) X

Паровая фаза СУГ

-10,5 0.26 -8.8 0,26 1,0 -

-10.3 0.29 75.0 93.8 -5.4 0.28 1.0 -

-9.8 0.27 14.8 0.26 1.0 -

0.« 0.28 1,3 0.27 1,0 -

0,4 0,26 49,3 87,6 9,8 0,26 1,0 -

0,1 0,29 15,2 0,28 1,0

Пагюжидкосгная смесь СУГ

-10,2 0.171 -11.03 0.17 0.94 +

-10.4 0.169 35.7 73.5 -17.61 0.169 <1.47 +

-9.4 0.17.3 -23,90 0.172 0 +

0,3 0.34 -1.78 0.34 0.75 +

0.5 0,33 63,2 89,2 -2.65 0,33 0.63 +

0,7 0.34 -6.78 0,34 О.И +

20.3 0.74 20.09 0.72 О.У5 +

20.6 0.77 84.6 95.7 18.02 0,76 0.44 +

20.1 0.76 16.0 0.76 0 +

В пятой главе предложен метод предупреждения гидратообразования, сочетающий в себе перегрев паровой фазы СУГ в резервуаре за счет теплоты окружающего грунтового массива и тепловую изоляцию трубопроводной обвязки редуцирующей головки.

В целях теоретического обоснования предложенного технического решения разработана математическая модель теплообмена между паровой подушкой подземного резервуара и окружающим грунтом, учитывающая геометрические размеры резервуара СУГ, степень его заполнения сжиженным газом, температурные условия эксплуатации, теплофизические характеристики грунта и другие определяющие факторы.

Величина теплопритока к паровой подушке резервуара из окружающего грунта:

и , (28)

Рт.ф.=0пф = кпрп Перегрев паровой подушки:

I

2

к„Рп

Л*пер=-

П>

2

(29)

Коэффициент теплопередачи от грунта к паровой фазе сжиженного газа:

г = «к- (30)

1

а

гр

а„

Как показывают теоретические и экспериментальные исследования, па-ропроизводительность подземных резервуаров с естественной регазификаци-сй СУГ весьма ограничена. При этом скорость перемещения паровой подушки, связанная с наличием отбора паровой фазы, составляет несколько метров в час, что обусловливает ламинарный режим движения среды. Для этих условий теплообмен паровой подушки с металлической стенкой резервуара описывает уравнение следующего вида:

Ни=0.66 Яе°'5Рга33. (31)

Достоверность математической модели подтверждается результатами нптурных испытаний подземного резервуара СУГ объемом 2,5 м\ Расхождение теоретических и экспериментальных значений не превышает 25,9% с доверительной вероятностью 95%.

+

Реализация модели численным методом и ее проверка позволили предложить схему предупреждения гидратообразования . в регуляторах давления подземных резервуаров СУГ путем перегрева паровой фазы в самих расходных резервуарах. Предлагаемая схема предупреждения гидратообразования приводится на рис.8.

к потребителю

Рис.8. Расчетная схема к определению оптимальных толщин ,тепловой изоляции подводящих трубопроводов и узла редуцирования:

1- внутренний участок трубопровода;

2- герметичный металлический футляг

3- угаовой вентиль;

4- регулятор низкого давления;

5- резервуар

В качестве исходной предпосылки к эффективному применению схемы является минимизация длины (поверхности), т.е. 1пер=тт, Рпер^гшп. Учитывая малую степень перегрева паровой фазы в резервуаре при естественной рега-зификации, все участки трубопроводной обвязки, начиная от внутреннего и кончая регулятором давления, предлагается покрывать эффективной тепловой изоляцией с обеспечением минимальных затрат в ее сооружение.

Согласно предложенной схеме предупреждения гидратообразования разработана методика оптимизации тепловой изоляции участков трубопроводной обвязки редуцирующего узла

Условие оптимальности толщины тепловой изоляции реализует минимум функции капитальных вложений в изоляцию трубопровода паровой фазы:

^кт,7г1, ^ + 25„, )2 - < ]+ 1кт,я!2 [(аВг + 26т„г )г - <]+ ¡=1 * * (32)

+ яф.3 + 25т„з )2 -

В качестве ограничивающего условия для уравнения (32) принято равенство перегрева паровой фазы в резервуаре и величины теплопотерь г трубопроводной обвязке:

О -271ХТ.И(*П-1Ж)11 I 2^И0п-<В>2 . ЗгсД'т.яОп - р13 =

Т-Из

Для нахождения минимума капвложений в изоляцию при заданном ограничении используется функция Лагранжа:

5,м, А.„,А.Из)=К(5ТН),5ТА„з)^<[>(5ТН|,5Т„,,5т„з). (34)

Необходимое условие минимума функции (32) формируется в виде системы уравнений:

'Ф'5.г,11(5т„1,5,,|,,8т„1,£)=0,

ффтл,, А.,,, Л.,,,.$)=<>■

Реализация экономико-математической модели на ПЭВМ позволила определить оптимальную величину толщин тепловой изоляции дифференцированно для каждого участка трубопроводной обвязки для каждой климатической зоны России. Как показывает сравнительный анализ, оптимизация теплозащиты обеспечивает снижение расхода теплоизоляционного материала и денежных средств (для климатических условий г. Саратова снижение капвложений в изоляцию составляет 12%).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана обобщенная постановка задачи теплового взаимодействия вертикальных подземных резервуаров сжиженного углеводородного газа при групповом размещении в грунте и сформулированы теоретические предпосылки по реализации задачи методом электротепловой аналогии.

2. Экспериментальными исследованиями, проведенными на электрической модели, впервые получены значения коэффициента тепловой интерференции а подземных вертикальных резервуарных установок СУГ в зависимости от их геометрических характеристик. Методом многоинтервальной квадратичной интерполяции найдено аппроксимирующее уравнение для определения коэффициента тепловой интерференции в зависимости от числа резервуаров в групповой установке и расстояния между сосудами. Среднее расхождение расчетных и экспериментальных значений коэффициента составляет 0.4% с доверительной вероятностью 95%.

3. Разработана экономико-математическая модель оптимизации схемно-параметрических решений подземных резервуарных установок с естественной регазификацией сжиженного углеводородного газа, комплексно учитывающая геометрические размеры и конфигурацию резервуаров СУГ, размещение резервуаров на территории резервуарной установки, наропроизводи-тельность и взаимное тепловое влияние резервуаров друг на друга при их групповом размещении в грунте. Выявлены оптимальные расстояния между вертикальными подземными резервуарами сжиженного углеводородного газа при групповом размещении в грунте и соответствующие им оптимальные значения коэффициента тепловой интерференции а г. Полученные числен-

пые значения коэффициента а0|„ позволяют увеличить расчетную паропро-изводительность групповых резервуарных установок на 9+26%. Доказана эффективность применения вертикальных резервуаров СУГ в групповых РУЕР. При этом обеспечивается снижение удельных капиталовложений на единицу паропроизводительности до 40%.

4. Разработана математическая модель дросселирования влажного газа в регуляторах давления, позволяющая, по сравнению с известными аналогами, комплексно учитывать: компонентный состав газа и его влагосодержаиие, степень сухости парожидкостного потока, температуру и давление СУГ, а также динамику указанных параметров в процессе дросселирования.

5. Теоретически и экспериментально доказано, что дросселирование насыщенных (перегретых) паров СУГ при условии их полного водокасыщсипя сопровождается увеличением влагоемкости газа, а дросселирование насыщенной парожидкостной смеси при условии ее полного водонасыщсния сопровождается снижением влагоемкости потока с выделением в дросселирующем органе регулятора свободной воды с ее последующим замерзанием или образованием кристаллогидратов. "' •

6. Разработана математическая модель теплообмена между паровой подушкой подземного резервуара и окружающим грунтом, комплексно учитывающая геометрические размеры резервуара, степень его заполнения газом, температурные условия эксплуатации, теплофизические характеристики грунта и другие определяющие факторы. Достоверность математической модели подтверждается результатами натурных испытаний подземного резервуара СУГ объемом 2.5 м3. Расхождение теоретических и экспериментальных значений не превышает 25.9% с доверительной вероятностью 95%.

7. Предложен метод и алгоритм предупреждения гидратообразования в редуцирующих головках подземных резервуаров, сочетающий в себе перегрев паровой фазы СУГ в резервуаре за счет теплоты окружающего грунтового массива и тепловую изоляцию трубной обвязки регуляторов давления.

8. Разработана экономико-математическая модель оптимизации тепловой защиты трубопроводной обвязки редуцирующих головок подземных резервуаров, позволяющая, в отличие от известных аналогов, определить оптимальную толщину тепловой изоляции дифференцированно для каждого элемента обвязки (подземный и назелпшй участки трубопровода, регулятор давления) для различных климатических зон России по критерию минимума капитальных затрат, с учетом ограничения по величине перегрева паров в расходном резервуаре.

9. Внедрение рекомендаций по повышению паропроизводительности групповых резервуарных установок и надежности газоснабжения за счет предупреждения гидратообразования в узле редуцирования, в практику проектных и эксплуатационных организаций России способствует улучшению структуры и параметров систем газоснабжения, повышает уровень инженерного сервиса и обеспечивает общий народнохозяйственный эффект в размере 2785.45 долл на одну резервуарную установку.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ

В РАБОТАХ:

1. Курицын Б.Н., Осипова H.H. Взаимное тепловое влияние подземных резервуаров сжиженного углеводородного газа при вертикальной установке в грунте //Научно-технические проблемы систем теплогазоснабжения, вентиляции, водоснабжения и водоотведения: Межвуз. науч. сб.- Воронеж: ВГАСА, 2000. - 200с.

2. Курицын Б. II., Осипова H.H. К моделированию тепловой интерференции подземных резервуаров сжиженного газа в электролитической ванне // Энергосбережение и эффективность систем теплогазоснабжения и вентиляции: Межвуз. науч. сб.-Саратов: СГТУ, 2000. - С.29-35.

3. Курицын Б.Н., Осипова H.H. Моделирование тепломассообмена при дросселировании влажного газа / СГТУ.- Саратов, 1999,- 8с.- Деп. в ВИНИТИ 29.12.99 № 3887 - В99.

4. Курицын Б.Н., Осипова H.H. Сравнительная эффективность резервуар-ных систем снабжения сжиженным газом / СГТУ. — Саратов, 1999,- 10с-Деп.в ВИНИТИ 18.11.99№ 3416-В99.

5. Курицын Б.Н., Шамин О.Б., Осипова H.H. Условия кристаллизации влаги в регуляторах давления сжиженного газа // Повышение эффективности систем теплогазоснабжения и вентиляции: Межвуз. науч. сб.- Саратов: СГТУ, 1999,- С.31-36.

6. Осипова H.H. Исследование теплообмена между грунтом и паровой фазой сжиженного газа в подземном резервуаре И Энергосбережение и эффективность систем теплогазоснабжения и вентиляции: Межвуз. науч. сб.-Саратов: СГТУ, 2000.-С.35-40.

7. Разработка предложений к Своду Правил СП 42-101-00 в части проектирования систем резервуарного газоснабжения / Б.Н. Курицын, А.П. Усачев, H.H. Осипова и др. // Энергосбережение и эффективность систем теплогазоснабжения и вентиляции: Межвуз. науч. сб. - Саратов: СГТУ, 2000,-С.112-117.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Q - тепловой поток, Вт; К- капитальные вложения, долл.; а - коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2-К); коэффициент тепловой интерференции; (р - уровень заполнения резервуара, %; *|У - весовое содержание, %; к - коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-К); V - объем, м3; d - диаметр, м; Ф - конфигурация (формфактор); F- поверхность, м2; n - MJW10 резервуаров в групповой установке, шт; нормаль к изотермической поверхности; х — степень сухости пара, доли,%; X - коэффициент теплопроводности, Вт/(м-К); W - влажность, %; G -весовой расход, кг/ч; с - весовая теплоемкость, Дж^(кг-К); Nu, Re, Pr - критерии подобия: Нуссельта, Рейнольдса, Прандтля; S - расстояние между резервуарами, м; 8- толщина, м.

БУКВЕННЫЕ ИНДЕКСЫ

ж - жидкость; г - газ; пр - пропан; в - воздух; р - резервуар; гр - гру] пер - перегрев; н - начало; к - конец; пов - поверхность; п - пар; тп - теплог терн; т.н.- тепловая изоляция; б - бутан; ср- среднее, сн- снежный покров.

Осипова Наталия Николаевна

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СНАБЖЕНИЯ СЖИЖЕННЫМ ГАЗОМ ОТ РЕЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВОК С ЕСТЕСТВЕННОЙ РЕГАЗИФИКАЦИЕЙ

АВТОРЕФЕРАТ

Ответственный за выпуск В.Ю. Демч;

Корректор О.А.Панина

Лицензия ЛР №020271 от 15.11.96 Подписано в печать 25.09.00 Формат 60x80 1/16

Бум.оберт. Усл.-печ.л.1 Д.Уч.-изд.л 1,0 Тираж ЮОэкз. Заказ 402.Бесплатно Саратовский государственный технический университет 410054 г. Саратов, ул. Политехническая, 77 Копипринтер СГТУ, 410054 г.Саратов, ул. Политехническая, 77 .

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ВЫБОР НАПРАВЛЕНИЙ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ СНАБЖЕНИЯ СЖИЖЕННЫМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ ГАЗОМ ОТ РЕЗЕРВУАР-НЫХ УСТАНОВОК С ЕСТЕСТВЕННОЙ РЕГАЗИФИКА-ЦИЕЙ

1.1. Общая характеристика и сравнительный анализ резервуар-ных установок сжиженного углеводородного газа.

1.2. Выбор подземного способа размещения резервуарных установок с естественной регазификацией (РУЕР) СУГ.

1.3. Технико-экономическая оценка резервуарных установок с горизонтальным и вертикальным размещением резервуаров

1.3.1.Экономическая оценка резервуарных установок с горизонтальным и вертикальным размещением резервуаров.

1.3.2. Анализ исследований паропроизводительности РУЕР

СУГ и ее влияния на экономические показатели.

1.3.3. Анализ исследований по повышению надежности подачи паровой фазы СУГ потребителю от резервуарных установок с естественной регазификацией.

1.4.Выбор направлений исследований по повышению паропроизводительности и надежности подземных РУЕР

Выводы по главе 1.

Глава 2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ ИНТЕРФЕРЕНЦИИ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ СЖИЖЕННОГО ГАЗА

ПРИ ГРУППОВОМ РАЗМЕЩЕНИИ В ГРУНТЕ.

2.1. Литературный обзор и состояние вопроса.

2.2. Постановка задачи тепловой интерференции подземных резервуаров сжиженного газа.

2.3. Теоретическое обоснование моделирования тепловой интерференции подземных резервуаров СУГ в электролитической ванне.

2.4. Анализ принятых допущений и оценка погрешности.

2.5. Общая характеристика и описание установки электротеплового моделирования.

2.6. Учет влияния конечных размеров модели на результаты исследований.

2.7. Методика проведения экспериментальных исследований и анализ полученных результатов.

2.8. Оценка погрешности экспериментальных данных.

2.9. Сравнение теоретических и экспериментальных значений коэффициента тепловой интерференции.

Выводы по главе 2.

Глава 3. ОПТИМИЗАЦИЯ СХЕМНО-ПАРАМЕТРИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВОК.

3.1 Разработка математической модели оптимизации подземных резервуарных установок сжиженного газа.

3.1.1. Индивидуальные установки сжиженного газа с одним резервуаром.

3.1.2. Групповые установки из п резервуаров.

3.2. Оптимальное размещение подземных резервуаров на территории резервуарной установки.

3.3. Сравнительная эффективность резервуарных установок сжиженного газа с подземными резервуарами.

Выводы по главе 3.

Глава 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОМАССООБМЕНА В РЕДУЦИРУЮЩИХ ГОЛОВКАХ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ.

4.1. Влагосодержание сжиженных газов.

4.2. Источники поступления и накопления влаги в резервуарах.

4.3. Гидраты сжиженных углеводородных газов и условия их образования.

4.4. Тепловые режимы эксплуатации резервуарных установок и параметры состояния сжиженного газа.

4.5. Математическое моделирование процесса дросселирования влажного газа в регуляторах давления.

4.6. Экспериментальное исследование процесса дросселирования влажного газа в регуляторах давления.

4.6.1. Описание экспериментальной установки и методика проведения эксперимента.

4.6.2. Обработка и анализ экспериментальных данных.

Выводы по главе 4.

Глава 5. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В СИСТЕМАХ РЕЗЕРВУАРНОГО ГАЗОСНАБЖЕНИЯ С ЕСТЕСТВЕННЫМ ПОДВОДОМ ТЕПЛА.

5.1. Анализ методов предупреждения гидратообразования в редуцирующих головках подземных резервуаров.

5.2 Разработка метода предупреждения гидратообразования паровой фазы СУГ применительно к подземным РУЕР СУГ.

5.3. Исследование теплообмена между грунтом и паровой фазой сжиженного газа в подземном резервуаре.

5.4. Выбор оптимальных толщин тепловой изоляции подводящих трубопроводов паровой фазы и редуцирующего узла.

Выводы по главе 5.

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

В настоящее время в Российской Федерации сжиженным углеводородным газом газифицировано 11.6 тыс. квартир, в том числе 9.3 тыс. квартир в сельской местности, что составляет 29.8% всего газоснабжаемого населения и 80% газоснабжаемого населения в сельской местности [78].

Наиболее эффективную форму снабжения потребителей сжиженным углеводородным газом обеспечивают групповые резервуарные установки [30,35,87,105,111,112,122].

В современной практике газовых хозяйств Российской Федерации находится в эксплуатации свыше 30 тыс. подземных резерву арных установок с общим числом резервуаров различного объема около 75 тыс. Подавляющее большинство групповых резервуарных установок работают с естественной регази-фикацией сжиженного газа, используя природное тепло грунта и только 4 тыс. групповых резервуарных установок оснащены специальными устройствами для искусственной регазификации продукта [78].

Столь широкие масштабы использования резервуарных установок с естественной регазификацией (РУЕР) СУГ обусловливаются их техническими и технико-экономическими преимуществами:

-отсутствие необходимости в специальном теплоносителе для регазификации сжиженного газа;

- отсутствие необходимости в установке дорогостоящей автоматики безопасности и регулирования процессов испарения;

- простота монтажа и эксплуатации резервуарных установок;

- относительно небольшие капитальные вложения в сооружение резервуарных установок и др.

В то же время, ряд нерешенных в настоящее время вопросов и, в первую очередь, отсутствие научно обоснованных методов расчета и проектирования групповых резервуарных установок, а также предупреждения ледяных и гид-ратных пробок при эксплуатации в холодный период времени года в значительной степени снижают экономичность и надежность существующих резервуарных установок СУГ. Необходимость и первостепенная значимость решения указанных вопросов определяет актуальность данной диссертационной работы.

Представленная работа выполнялась в Саратовском государственном техническом университете на кафедре "Теплогазоснабжение и вентиляция" в соответствии со следующими планами и программами:

- по плану гранта Министерства образования России за 1998-1999 годы, раздел С-098, направление 06, проект "Разработка методов экономии природного газа при создании децентрализованных источников и систем энергоснабжения малых промышленных предприятий и населенных пунктов";

- по хоздоговору НТП "Волга-техника" СГТУ "Разработка рекомендаций по определению паропроизводительности подземных резервуаров сжиженного газа";

- по тематическому плану научно-исследовательской работы "Разработка физико-математических моделей гидратообразования в системах снабжения сжиженным газом", СГТУ-361;

- по тематическим планам научно-исследовательских работ, освоения новой техники и внедрения новой технологии ОАО "Росгазификация" (19981999 годы).

Цель работы - повышение экономичности и надежности снабжения потребителей сжиженным газом от резервуарных установок с естественной рега-зификацией, которое реализуется путем разработки методики расчета паропроизводительности групповых резервуарных установок, оптимизации схемно-параметрических решений, исследования процессов дросселирования и предупреждения гидратообразования в редуцирующих головках подземных резервуаров и базируется на разработке новых технических решений в области ре-зервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом.

Задачи исследования:

- разработка математической модели теплового взаимодействия резервуаров сжиженного газа с грунтом при групповом размещении;

- обоснование схемно-параметрических решений подземных резервуарных установок с естественной регазификацией;

- применение основ электротепловой аналогии для исследования взаимного теплового влияния резервуаров с естественной регазификацией при их групповой установке;

- разработка математической модели процесса дросселирования влажного газа в регуляторах давления резервуарных установок с естественной регазификацией;

- исследование процесса теплообмена между грунтом и паровой фазой сжиженного газа в подземном резервуаре;

- разработка нового метода предупреждения гидратообразования в редуцирующих головках подземных резервуаров с естественной регазификацией;

- разработка методики расчета оптимальной теплозащиты редуцирующих головок резервуарных установок с естественной регазификацией сжиженного углеводородного газа.

Научная новизна:

1. Математическая модель теплового взаимодействия групповой резерву-арной установки с естественной регазификацией с грунтом при оснащении подземными резервуарами вертикального типа, комплексно учитывающая влияние конфигурации сосудов, наличие собственного температурного поля грунта, различие условий теплообмена на внутренних поверхностях резервуаров, контактирующих с паровой и жидкой фазами продукта.

2. Алгоритм определения паропроизводительности групповых РУЕР при вертикальном размещении сосудов в грунте, учитывающие взаимное тепловое влияние резервуаров, в зависимости от числа резервуаров в групповой установке и расстояния между ними.

3. Экономико-математическая модель оптимизации подземных РУЕР СУГ, позволяющая учитывать геометрические размеры и конфигурацию сосудов, их размещение на территории резервуарной установки, паропроизводительность и взаимное тепловое влияние.

4. Математическая модель процесса дросселирования влажного газа в регуляторах давления, учитывающая условия кристаллизации воды в регуляторах давления, особенности дросселирования бинарной смеси (пропан-бутан) и возможности безгидратной эксплуатации систем резервуарного газоснабжения.

5. Новый способ предупреждения гидратообразования в РУЕР СУГ, путем перегрева паров в расходном резервуаре и теплоизоляции трубопровода паровой фазы до регулятора давления.

6. Экономико-математическая модель оптимизации теплозащиты редуцирующих головок подземных резервуаров, позволяющая, в отличие от известных аналогов, определять оптимальную толщину тепловой изоляции дифференцированно для каждого элемента трубопроводной обвязки.

На защиту выносятся:

-результаты электротеплового моделирования взаимного теплового влияния подземных вертикальных резервуаров сжиженного газа при групповом размещении в грунте;

- алгоритм определения паропроизводительности групповых резервуарных установок с естественной регазификацией, оборудованных подземными резервуарами вертикального типа;

-результаты оптимизации схемно-параметрических решений подземных резервуарных установок с естественной регазификацией сжиженного углеводородного газа;

-математическая модель дросселирования влажного газа в регуляторах давления РУЕР;

- новый способ предупреждения гидратообразования в РУЕР путем перегрева паров в расходном резервуаре и тепловой изоляции трубопроводной обвязки редуцирующих головок;

- экономико-математическая модель оптимизации теплозащиты трубопроводной обвязки редуцирующих головок РУЕР.

Практическая ценность. Разработанные теоретические и практические положения обеспечивают повышение эффективности систем снабжения сжиженным углеводородным газом на базе подземных РУЕР продукта путем реализации и внедрения: рекомендаций по определению паропроизводительности групповых резерву арных установок СУ Г; алгоритма и программы расчета коэффициента тепловой интерференции при групповом вертикальном размещении резервуаров в грунте; рекомендаций по оптимальному размещению резервуаров СУГ на территории резервуарной установки; рекомендаций по оптимальному функционированию резервуарных установок, работающих на влажном газе; комплекса мероприятий по предупреждению гидратообразования в редуцирующих головках подземных РУЕР; алгоритма и программы выбора оптимальной толщины теплоизоляции трубопровода паровой фазы, обеспечивающей безгидратную эксплуатацию РУЕР СУГ вертикального типа.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались:

- на ежегодных научно-технических конференциях СГТУ (г. Саратов, 1998, 1999, 2000);

- на международной научно-практической конференции "Современное строительство" (г. Пенза, 1998);

- на научно-техническом совете АК "Росгазстрой" (г. Москва, 1999)

- на международной научно-практической конференции "Строительство-2000" (г. Ростов-на-Дону, 2000);

- на научной конференции Саратовского государственного аграрного университета им. Н.И. Вавилова (г. Саратов, 2000).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 работ [39-42,49,91].

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана обобщенная постановка задачи теплового взаимодействия вертикальных подземных резервуаров сжиженного углеводородного газа при групповом размещении в грунте и сформулированы теоретические предпосылки по реализации задачи методом электротепловой аналогии.

2. Экспериментальными исследованиями, проведенными на электрической модели, впервые получены значения коэффициента тепловой интерференции а подземных вертикальных резервуарных установок СУГ в зависимости от их геометрических характеристик. Методом многоинтервальной квадратичной интерполяции найдено аппроксимирующее уравнение для определения коэффициента ос в зависимости от числа резервуаров в групповой установке и расстояния между сосудами. Среднее расхождение расчетных и экспериментальных значений коэффициента тепловой интерференции составляет 0.4% с доверительной вероятностью 95%.

3. Разработана экономико-математическая модель оптимизации схемно-параметрических решений подземных резервуарных установок с естественной регазификацией сжиженного углеводородного газа, комплексно учитывающая геометрические размеры и конфигурацию резервуаров СУГ, размещение резервуаров на территории резервуарной установки, паропроизводительность и взаимное тепловое влияние резервуаров друг на друга при их групповом размещении в грунте. Выявлены оптимальные расстояния между вертикальными подземными резервуарами сжиженного углеводородного газа при групповом размещении в грунте и соответствующие им оптимальные значения коэффициента тепловой интерференции аорГ Полученные численные значения коэффициента аор1 позволяют увеличить расчетную паропроизводительность групповых резервуарных установок на 9+26%. Доказана эффективность применения вертикальных резервуаров СУГ в групповых РУЕР. При этом обеспечивается снижение удельных капиталовложений на единицу паропроизводительности до 40%.

4. Разработана математическая модель дросселирования влажного газа в регуляторах давления, позволяющая, по сравнению с известными аналогами, комплексно учитывать: компонентный состав газа и его влагосодержание, степень сухости парожидкостного потока, температуру и давление СУГ, а также динамику указанных параметров в процессе дросселирования.

5. Теоретически и экспериментально доказано, что дросселирование насыщенных (перегретых) паров СУГ при условии их полного водонасыщения сопровождается увеличением влагоемкости газа, а дросселирование насыщенной парожидкостной смеси при условии ее полного водонасыщения сопровождается снижением влагоемкости потока с выделением в дросселирующем органе регулятора свободной воды с ее последующим замерзанием или образованием кристаллогидратов.

6. Разработана математическая модель теплообмена между паровой подушкой подземного резервуара и окружающим грунтом, комплексно учитывающая геометрические размеры резервуара, степень его заполнения газом, температурные условия эксплуатации, теплофизические характеристики грунта и другие определяющие факторы. Достоверность математической модели подтверждается результатами натурных испытаний подземного резервуара СУГ объемом 2.5 м3. Расхождение теоретических и экспериментальных значений не превышает 25.9% с доверительной вероятностью 95%.

7. Предложен метод и алгоритм предупреждения гидратообразования в редуцирующих головках подземных резервуаров, сочетающий в себе перегрев паровой фазы СУГ в резервуаре за счет теплоты окружающего грунтового массива и тепловую изоляцию трубной обвязки регуляторов давления.

8. Разработана экономико-математическая модель оптимизации тепловой защиты трубопроводной обвязки редуцирующих головок подземных резервуаров, позволяющая, в отличие от известных аналогов, определить оптимальную толщину тепловой изоляции дифференцированно для каждого элемента обвязки (подземный и наземный участки трубопровода, регулятор давления) для различных климатических зон России по критерию минимума капитальных затрат, с учетом ограничения по величине перегрева паров в расходном резервуаре.

9. Внедрение рекомендаций по повышению паропроизводительности групповых резервуарных установок и надежности газоснабжения за счет пре

154 дупреждения гидратообразования в узле редуцирования, в практику проектных и эксплуатационных организаций России способствует улучшению структуры и параметров систем газоснабжения, повышает уровень инженерного сервиса и обеспечивает общий народнохозяйственный эффект в размере 2785.45 долл. на одну резервуарную установку.

ОБОБЩЕНИЕ, ВНЕДРЕНИЕ И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

Обобщение и оценка результатов исследований.

Обобщение результатов проведенных исследований включает оценку полноты решений поставленных в диссертационной работе задач, предложения по дальнейшим направлениям работ, оценку достоверности полученных результатов и их сравнения с аналогичными отечественными и зарубежными работами.

Проведем оценку полноты полученных решений в соответствии с основными задачами исследований, сформулированных во вводной части работы в последовательности, приведенной в алгоритме и структуре исследований (рис. 1.2).

1. Разработка математической модели теплового взаимодействия группы подземных резервуаров СУГ с грунтом

В настоящее время для расчета теплообмена подземных вертикальных резервуаров СУГ с грунтом используются известные зависимости [47,128], согласно которым паропроизводительность резервуара сжиженного газа зависит от геометрического объема сосуда Ур, остаточного уровня заполнения резервуара газом ф, температурного напора между грунтом и сжиженным газом А1:, теплофизических характеристик грунта X:

Ур; Ф; А1; А.)

При групповом размещении резервуаров в грунте возникает их взаимное тепловое влияние, снижающее теплоприток к каждому резервуару и ко всей установке в целом. Поэтому при простом умножении паропроизводительности одиночного резервуара СУГ на их общее количество в группе, расчетное значение последней при групповом размещении подземных сосудов будет явно завышено.

Указанные зависимости [47,128] не отражают процесс тепловой интерференции и справедливы только для одиночных резервуаров СУГ.

Предложенная математическая модель позволяет определить паропроизво-дительность групповой установки СУГ с учетом взаимного теплового влияния резервуаров:

Огр^ (С>о; п; а ), где а - коэффициент, учитывающий снижение теплопритока к каждому резервуару в групповой резервуарной установке.

При дальнейшей проработке математической модели путем введения ограничений и допущений: отсутствие теплообмена паровой фазы с грунтом (2.19) (малый перегрев паровой фазы по сравнению с теплотой регазификации); температура внутренней поверхности стенки, соответствующей смоченной поверхности резервуара равна температуре кипящей жидкости (2.17); замена естественного распределения температур в грунте на постоянное значение температуры на середине глубины заложения резервуара (2.21), модель была реализована в лабораторных условиях методом электротепловой аналогии.

Метод электротепловой аналогии с использованием электролитических ванн, широко применяется в современных исследованиях при определении теплопритока к подземным сооружениям сложной конфигурации, включающим в себя ряд однотипных элементов [7,70,87], позволяет решать задачи теплообмена в объемной постановке и обеспечивает высокую достоверность результатов.

В результате экспериментальных исследований впервые были получены значения коэффициента тепловой интерференции а для групповых установок СУГ на базе подземных вертикальных резервуаров.

Результаты исследований могут быть использованы в теплотехнических расчетах подземных хранилищ бензина и других нефтепродуктов, подземных хранилищ сжиженного природного газа и в других теплотехнических задачах.

2. Обоснование схемно-параметрических решений подземных резервуарных установок СУГ В настоящее время для технико-экономической оценки резервуаров СУГ используются зависимости, представленные в [35,45,46,79,80]. Наиболее близкое решение для определения сравнительной эффективности вертикальных подземных резервуаров СУГ представлено в [46]. В качестве критерия оптимальности используется минимум целевой функции (капитальных вложений в резервуарную установку), в зависимости от конфигурации резервуаров (формфактора Ф):

3=f(0)=min

Необходимо отметить, что модель [46] справедлива только для резервуаров-хранилищ СУГ и не учитывает возможности оптимизации схемно-параметрических решений резервуарных установок с естественной регазифика-цией СУГ.

Предложенная экономико-математическая модель позволяет выявить экономическую эффективность применения резервуарных установок, как источников снабжения потребителей СУГ по критерию минимума капиталовложений в сооружение групповой установки на единицу ее паропроизводительности:

KG = f(K;G) = f(O,S,Q0,n,a) = min

Предложенная модель комплексно учитывает: геометрические размеры и конфигурацию резервуаров СУГ, размещение резервуаров на территории ре-зервуарной установки, паропроизводительность и взаимное тепловое влияние резервуаров друг на друга при их групповом размещении в грунте.

Согласно предложенной модели оптимизации схемно-параметрических решений резервуарных установок СУГ на базе подземных вертикальных резервуаров, минимум целевой функции Kg =min соответствует оптимальной конфигурации резервуаров ФорЬ оптимальному размещению резервуаров на территории резервуарной установки Sopt и оптимальным значениям коэффициента тепловой интерференции a opt.

3. Разработка математической модели процесса дросселирования влажного газа в регуляторах давления

Устойчивая и безопасная эксплуатация резервуарных установок предъявляет повышенные требования к надежности работы редуцирующих устройств (регуляторов давления газа). Вместе с тем, как показывает практика, в холодный период года при работе на влажном газе, в элементах регуляторов образуются ледяные или гидратные пробки, которые вызывают перебои в газоснабжении.

Теоретические основы процесса дросселирования паровой фазы сжиженного газа в регуляторах давления резервуарных установок рассматриваются в работе Никитина Н.И., Крылова Е.В. [68]. Авторами предложено аналитическое решение связывающее температуру и давление дросселируемого потока ^ (Р) для СУГ однокомпонентного содержания (пропана или бутана), сформулированы термодинамические предпосылки образования гидратов в дросселирующих органах регуляторов при насыщении паров растворенной влагой.

В развитие теоретических положений предложена математическая модель дросселирования влагосодержащего СУГ в регуляторах давления (4.1-4.21) комплексно учитывающая компонентный состав газа и его влагосодержание, степень сухости парожидкостного потока, температуру и давление СУГ, а также динамику указанных параметров в процессе дросселирования:

Предложенная модель более полно отражает физическую картину процесса и обеспечивает большую достоверность аналитических расчетов.

4. Разработка методики расчета оптимальной теплозащиты редуцирующих головок подземных резервуаров сжиженного углеводородного газа

Определению оптимальной толщины тепловой изоляции отдельных участков трубопроводов, транспортирующих горячую воду или пар посвящены многочисленные работы [8,34,102,126,131]. В данном случае оптимальному решению задачи соответствует минимум суммарных затрат, включающих в себя в капитальные вложения в сооружение тепловой изоляции и стоимость те-плопотерь теплоизолированного трубопровода.

Применительно к газопроводам транспортирующим перегретые пары сжиженного углеводородного газа вопросы определения оптимальных толщин тепловой изоляции отдельных его участков подробно рассмотрены в работе [74]. Здесь, также как и в предыдущих исследованиях, оптимальное решение получено для случая, когда для перегрева паров СУГ используется искусственный теплоноситель, получаемый за счет использования невозобновляемой энергии.

В то же время, данных об оптимизации тепловой изоляции различных участков трубопроводной обвязки в условиях перегрева паров СУГ за счет тепла окружающей среды, когда затраты на тепловую энергию отсутствуют в известной литературе не обнаружено.

Предложенная модель оптимизации тепловой защиты трубопроводной обвязки редуцирующих головок подземных резервуаров в отличие от известных решений позволяет определить толщину изоляции трубопровода паровой фазы, состоящего из п участков, с учетом того обстоятельства, что толщины изоляции на каждом участке не являются независимыми переменными, а связаны между собой дополнительным уравнением - ограничением по величине заданного перегрева паров <3Пер, а также ограничениями конструктивного характера, исходя из особенностей расположения изолируемых участков:

К = Д5т.и.15ТИ25ТИз) = тш; ф(8т.и.А.и.А.и.3) = 0; тт ^ gopt ^шах т.и.„

Нахождение экстремума целевой функции в условиях заданных ограничений реализуется методом Лагранжа. Реализация предложенной модели оптимизации тепловой защиты трубопроводной обвязки по сравнению с аналогичными решениями обеспечивает значительное снижение расхода теплоизоляционного материала и денежных средств.

Внедрение результатов исследований.

Результаты исследований по повышению паропроизводительности групповых резервуарных установок сжиженного углеводородного газа, полученные в главах 2 и 3, включены в окончательную редакцию Свода Правил СП 42-101-00 по разделу 7 "Резервуарные и баллонные установки СУГ" пункт 7.3 в виде таблицы, устанавливающей требования по выбору коэффициента тепловой интерференции (теплового взаимодействия подземных резервуаров СУГ, расположенных в группе).

Для определения паропроизводительности групповой установки следует умножить значение паропроизводительности для одиночного резервуара СУГ, полученное по номограмме СП 42-101-00 [91], на число резервуаров в групповой установке и величину коэффициента тепловой интерференции приведенную в табл. 1.

1. Абдурашитов С.А., Тупиченков A.A. Трубопроводы для сжиженных газов. -М.: Недра, 1965. -215с.

2. Альтшуллер JIM. Температурное поле труб в массиве // ЖТФ.- 1975.-Вып. XXVII.- №7.- С. 97-112.

3. Андреева Э.М., Черникин В.И. Тепловая интерференция подземных емкостей глубокого заложения // Нефть и газ.- 1965. №2.- С. 55-57.

4. Андреева Э.М., Черникин В.И. Тепловая интерференция цепочки подземных емкостей // Нефть и газ.- 1965. №3.

5. Ас.362280 СССР. Регулятор давления газа/ C.B. Рубинштейн, В.А. Иванов, A.B. Радин, К.А. Каралюк // Открытия. Изобретения.- 1973.- №2.

6. A.c. 380561 Устройство для естественного испарения сжиженного газа/ Ф.И. Давыдов, A.C. Бурлак (СССР).- М., 1973.

7. Богданов В.П. Тепловая интерференция элементов грунтового испарителя сжиженного газа//Строительство трубопроводов. 1978. - №9. - С. 28-30.

8. Богуславский Л.Д., Симонова К.Н. Экономика теплогазоснабжения и вентиляции. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Стройиздат, 1990. - 351с.

9. Бошнякович Ф. Техническая термодинамика. М.-Л.:Госэнергоиздат, 1956. - Ч.2.-255с.

10. Ю.Бык С.Ш., Фомина В.И. Газовые гидраты.- М.: Недра, 1970.-129с.

11. Галицын A.C., Жуковский А.Н. Интегральные преобразования и специальные функции в задачах теплопроводности. Киев: Наук, думка, 1976. -141с.

12. Галицын A.C., Иванцов О.М., Сапунов Н.Е. Теплообмен подземной изотермической емкости шаровой формы с. грунтом // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья.- 1974. №2. - С. 10-13.

13. Гофман-Захаров П.М. Проектирование и сооружение подземных резервуаров нефтегазохранилищ .- Киев: Буд1вельник, 1973.- 216с.

14. Гребер Г. Основы учения о теплообмене.- М.: Изд-во иностр. лит., 1958.-561с.

15. Грунтовый испаритель технического бутана // Инф. лист, о науч.-техн. достижении № 54-82 НТД сер. 08/ E.H. Щукин, Б.Н. Курицын, В.П. Богданов, А.П. Усачев- Саратов: ЦНТИ.- 4с.

16. Демирчан К.С. Точность моделирования в электролитической ванне и способы ее повышения // Межвуз. науч. конференция по применению физического моделирования в электротехнических задачах и математическом моделировании.- М.: МЭИ.- 1957.-С.25-28.

17. Деточенко A.B., Михеев А.Л., Волков М.М. Спутник газовика.- М.: Недра, 1978.-311с.

18. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике. Методы экономического сравнения вариантов. -М.: Энергоатомиздат, 1985.-216с.

19. Едигаров С.Г., Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. М.: Недра, 1973. - 367с.

20. Жданова Н.Е., Халиф А.Л. Осушка природных газов. М.: Недра, 1975. -160с.

21. Ингерсолл П.Р., Зобель О.Д., Ингерсолл А.К. Теплопроводность, ее применение в технике и геологии.-М.-Л.: Машгиз, 1959.-259с.

22. Инструкция по ликвидации конденсатных и гидратных пробок на газопроводах и удалению неиспарившихся осадков из резервуаров и конденсатос-борников. Саратов: Гипрониигаз, 1974. - 51с.

23. Ионин A.A. Газоснабжение. М.: Стройиздат, 1981. - 415с.

24. Иоссель Ю.Я. Расчет потенциальных полей в энергетике.- Л.: Энергия, 1978.-350с.

25. Иоффе И.А. О стационарном температурном поле в полуограниченном массиве с внутренними цилиндрическими источниками тепла // ЖТФ.-1955.- Т. XXVIII.- Вып.5.- Сер.З.

26. Использование газа в народном хозяйстве.- Саратов: СГТУ, 1987. Вып. XVII. - С.85-93.

27. Каменский P.M. Тепловое взаимодействие подземных водоводов с мерзлыми грунтами при периодической работе//Колыма.- 1964.-№7.

28. Карплюс У. Моделирующие устройства для решения задач теории поля. ■ М.: Изд-во иностр. лит, 1962.

29. Кассандрова О.Н., Лебедев В.В. Обработка результатов наблюдений. М.: Наука, 1970. - 104с.

30. Клименко А.Г. Сжиженные углеводородные газы 2-е изд., перераб. и доп.-М.: Гостоптехиздат, 1962.- 429с.

31. Коротаев Ю.П., Кулиев A.M., Мусаев P.M. Борьба с гидратами при транспорте природных газов.- М.: Недра, 1973.- 136с.

32. Коротаев Ю.П. О гидратах сжиженных углеводородных газов.-М.: Недра, 1967. -С.114-120.

33. Курицын Б.Н. Испарительная способность наземных резервуаров на сжиженном газе с повышенным содержанием бутана // Распределение и сжигание газа: Межвуз. науч. сб.- Саратов: Гипрониигаз.- 1978. -Вып.4. С.66-70.

34. Курицын Б.Н. Оптимизация систем теплогазоснабжения и вентиляции.- Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 1992.- 160с.

35. Курицын Б.Н. Системы снабжения сжиженным газом.- Саратов: СГТУ, 1988.- 196с.

36. Курицын Б.Н. Теплопроводность массива с изотермической полостью // XXXIII науч.-техн. конф.- Саратов: Гипрониигаз.- 1970.- С.55-57.

37. Курицын Б.Н., Медведева О.Н. Климатическое районирование Российской Федерации и обоснование состава сжиженного газа // Энергосбережение и эффективность систем теплогазоснабжения и вентиляции: Межвуз. науч. сб.- Саратов: СГТУ,- 2000,- 180с.

38. Курицын Б.Н., Осипова H.H. Моделирование тепломассообмена при дросселировании влажного газа / СГТУ- Саратов, 1999.- 8с.- Деп. в ВИНИТИ 29.12.99 № 3887-В99.

39. Курицын Б.Н., Осипова H.H. Сравнительная эффективность резервуарных систем снабжения сжиженным газом / СГТУ. Саратов, 1999.- 10с.- Деп. в ВИНИТИ 18.11.99 № 3416 -В99.

40. Курицын Б.Н., Семенов Б.А., Усачев А.П. Испаритель сжиженных углеводородных газов с промежуточным теплоносителем // Распределение и сжигание газа: Межвуз. науч. сб.- Саратов: СПИ.- 1981. С. 50-57.

41. Курицын Б.Н., Усачев А.П. Коэффициент теплопередачи грунтового испарителя сжиженного газа при постоянном отборе паров // Распределение и сжигание газа: Межвуз. науч. сб. Саратов: СПИ.- 1977.- С.73-76.

42. Курицын Б.Н., Усачев А.П. Оптимальная конфигурация резервуаров контейнеров сжиженного газа // Деп. ЦБНТИ Минжилкомхоза РСФСР.- М., 1989.-№ 189 ЖКД.89.-7с.

43. Курицын Б.Н., Усачев А.П., Шамин О.Б. Оптимизация геометрических параметров резервуарных установок сжиженного газа // Совершенствование систем теплогазоснабжения и вентиляции: Межвуз. науч. сб. Саратов: СГТУ.- 1994.-С. 64-71.

44. Курицын Б.Н., Шамин О.Б., Осипова H.H. Условия кристаллизации влаги в регуляторах давления сжиженного газа // Повышение эффективности систем теплогазоснабжения и вентиляции: Межвуз. науч. сб.- Саратов: СГТУ.-1999.- С.31-36.

45. Кутателадзе С.С. Основы теории теплообмена.- М.: Атомиздат, 1979.-415с.

46. Лейбензон Л.С. К вопросу о затвердевании земного шара из первоначально расплавленного состояния // Изв. АН СССР. Секция географическая и геофизическая.- 1936.- № 6.- С.144-165.

47. Логинов B.C. Сооружения и объекты снабжения сжиженным газом. М.: Стройиздат, 1979.- 157с.

48. Ложкин А.Н., Голевинский Ю.В. Исследование теплопотерь подземных трубопроводов методом электротепловых аналогий // Тепловые сети: Работы НИИ и промышленных организаций.-М.-Л.: Недра.- 1936.

49. Лукьянов B.C., Головко М.Д. Расчет глубины промерзания грунтов. М.: Недра, 1971.-215с.

50. Макогон Ю.Ф., Саркисьянц Г.А. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа.- М.: Недра, 1966. -186с.

51. Мариупольский Г.М. Расчет искусственного замораживания грунта // Горный журнал.- 1940.- № 5-6.- С.65-68.

52. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Утв. Госстроем России Минфином РФ № 7-12/47 от 31.03.1994г. М.: Информэлектро, 1994.-81с.

53. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи.- М.: Энергия, 1973.-320с.

54. Мотулевич В.П., Кокалыев Я.Г. Исследование массообмена в почвогрунтах. Тез. докл. VII Всесоюз. семинар энергетиков. М., 1989. - С. 110-123.

55. Мусаев P.M. Об устойчивости гидратов.- М.: Недра, 1967.- 152с.

56. Мусаев P.M., Алиев А.Г. О гидрате жидкого углекислого газа.-М.: Недра, 1969.-С. 212-215.

57. Никитин Н.И., Варягин К.Ю., Курицын Б.Н. Резервуарные установки сжиженного газа с естественным испарением // Газовая промышленность.- Саратов: Гипрониигаз.- 1970.-№ 6.- С. 18-20.

58. Никитин Н.И., Иванов В.А., Курицын Б.Н. Производительность резервуаров сжиженного газа // Газовая промышленность.- Саратов: Гипрониигаз.-1966.-№10.

59. Никитин Н.И., Иванов В.А., Курицын Б.Н. Тепловые потоки от грунта к работающему резервуару сжиженного газа // Использование газа в народном хозяйстве: Сб. науч. тр. Гипрониигаз.- Саратов: Изд-во "Коммунист".- 1966.-Вып.5.- С.194-199.

60. Никитин Н.И., Крылов Е.В. Производительность наземных резервуаров для сжиженного газа при его постоянном отборе // Газовая промышленность.-Саратов: Гипрониигаз.- 1970.-№ 11.-С.31-34.

61. Никитин Н.И., Крылов Е.В. Анализ процессов дросселирования паров сжиженного газа в регуляторе давления // Использование газа в народном хозяйстве: Сб. науч. тр. Гипрониигаз.- Саратов: Изд-во "Коммунист".- 1974.-Вып.11.- С.331-337.

62. Никитин Н.И., Крылов E.B. Предупреждение конденсато- и гидратообразо-вания пропан-бутана в трубопроводах // Использование газа в народном хозяйстве: Сб. науч. тр. Гипрониигаз.- Саратов: Изд-во "Коммунист".-1977.- Вып. 13.- С.189-198.

63. Никитин Н.И., Курицын Б.Н. Тепловая интерференция подземных резервуаров сжиженного газа при групповом размещении // Использование газа в народном хозяйстве: Сб. науч. тр. Гипрониигаз.- Саратов: Изд-во "Коммунист".-1969.- Вып.8.- 149с.

64. Никитин Н.И., Курицын Б.Н., Иванов В.А. Тепловой поток к резервуаруосжиженного газа объемом 2.5м , заглубленному в грунт// Использование газа в народном хозяйстве: Сб. науч. тр. Гипрониигаз.- Саратов.: Изд-во "Коммунист".- 1966,- Вып.6. С.343-352.

65. Никитин Н.И., Курицын Б.Н., Нежинская Н.Ф. Пути повышения эффективности резервуарных установок сжиженного газа // Использование газа в народном хозяйстве: Сб. науч. тр. ин-та Гипрониигаз. Саратов: Изд-во Коммунист, 1968. - Вып. 7.- С.226-232.

66. Нинецкий JI.B. Аналоговые и разностные методы решения внешних краевых задач.- Рига: Изд-во "Звайзгне", Рижский политех, ин-т.- 1965.- Т. XIII.-Вып. 2.- 350с.

67. Основные направления развития газификации сельской местности России на период до 2005 года. М.- Саратов, 1994.- 74с.

68. Павлович Н.В. Справочник по теплофизическим свойствам природных газов и их компонентов.- M.-JL: Госэнергоиздат, 1962. 120с.

69. Павлюк Ф.А. Методика выбора оптимальных схем снабжения потребителя сжиженным газом // Использование газа в народном хозяйстве: Сб. статей.-Саратов: Изд-во Сарат. ун-та.- 1973.- Вып.Ю.- С.112-121.

70. Петруничев Н.Н, Шадрин Г.С. Определение тепловых потерь напорными и безнапорными трубопроводами, уложенными в мерзлый грунт// Водоснабжение и санитарная техника.- 1941.-№5,-С.11-15.

71. Пономарев Г.В. Условия образования гидратов природных и попутных газов. Куйбышев, 1960. - 152с.

72. Порхаев Г.В. Методика теплотехнического расчета теплового взаимодействия нефте- и газопроводов с промерзающими и протаивающими грунтами // Материалы к изучению о мерзлых зонах земной коры: Сб. науч. работ.-М.: Изд-во АН СССР.- 1962. С.43-49.

73. Правила безопасности в газовом хозяйстве. Утв. Госгортехнадзором России. -М.: Недра, 1998,-167с.

74. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Утв. Госгортехнадзором РФ 25.09.94,- М.: Стройиздат, 1994.-120с.

75. Предложения по районированию территории РСФСР на климатические зоны по поставкам сжиженного газа различного компонентного состава. Саратов: Гипрониигаз, 1976. - 15с.

76. Преображенский Н.И. Сжиженные газы.- Л.: Недра, 1975.- 279с.

77. Преображенский Н.И. Расчет групповых установок сжиженного газа // Газоснабжение и использование газа в СССР По материалам работ НТОЭП. -Л.: Недра, 1968.-459с.

78. Преображенский Н.И. Расчет естественной регазификации сжиженных газов // Газовая промышленность. Саратов: Гипрониигаз.- 1967.- № 9.

79. Проект технологии работ для установки из двух резервуаров РПВ-04 с частичной засыпкой котлована песком в скользящую опалубку ПТР-4-94. Утв. АО «Росгазификация» 11.09.94.- Саратов, 1994.- 63с.

80. Рачевский Б.С., Рачевский С.М., Радчик И.И. Транспорт и хранение углеводородных сжиженных газов.-М.: Недра, 1974.-256с.

81. Рекомендации по газоснабжению потребителей от групповых резервуарных установок, оборудованными грунтовыми испарителями / В.Г. Голик, Б.Н. Курицын, А.П. Усачев и др. Саратов: СПИ, 1986. - 48с.

82. Рубинштейн C.B., Щуркин Е.П. Газовые сети и оборудование для сжиженных газов.- Л.: Недра, 1991.-252с.

83. Рубинэ М. Кондиционирование воздуха в подземных сооружениях.- М.: Стройиздат, 1963.

84. Самойлов О.Я. Структура водных электролитов и гидратация ионов.- М.: Изд-во АН СССР, 1957.

85. Сапунов Н.Е. Устройство и эксплуатация складов сжиженных газов. -М.: Недра, 1979,- 288с.

86. Сапунов Н.Е., Сильвестов Л.К. Определение зависимости радиуса промерзания от времени для сферической емкости сжиженного газа в фильтрующих породах. -М.: Недра, 1978.

87. Саркисьянц Г.А. Предупреждение образования гидратов.-М.: Гостоптехиз-дат, 1958.

88. Семенов JI.П. Тепловой расчет нефтепровода, проложенного в сезонно-промерзающем грунте // Материалы к изучению о мерзлых зонах земной коры: Сб. науч. работ.-М.: Изд-во АН СССР.- 1963.- С.38-52.

89. Смирнов A.C., Генкина Л.А. Транспорт и хранение газа.- М.: Гостоптехиз-дат, 1962.

90. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети.- 5-е изд., перераб. М.: Энер-гоиздат, 1982. 360с.

91. Справочно статистический сборник "Мир цен"/ НИИ ценообразования Роскомцен АО "Цена консалтинг",- М., 1993. - Вып. 1- 6.

92. Стаскевич Н.Л. Справочное руководство по газоснабжению. Л.: Гостоп-техиздат, I960.- 875с.

93. Стаскевич Н.Л., Вигдорчик Д.Я. Справочник по сжиженным углеводородным газам.- Л.: Недра, 1986. 543с.

94. Строительные нормы и правила (СНиП 2.04.08-87) Газоснабжение.- М.: Стройиздат, 1988. 64с.

95. Строительные нормы и правила (СНиП II-18-76) Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. Нормы проектирования.- М.: Стройиздат, 1977.- 48с.

96. Такаси Ц., Сумиеси М. Распространение фронта промерзания грунта вокруг подземного хранилища сжиженного криогенного газа. М.: ВИНИТИ, 1971.- С.247-248.

97. Теснер П.А., Богаевский П.Н. Изучение кинетики процесса образования гидратов углеводородных смесей. М.: ВНИИГАЗ, 1949.

98. Тиличеев М.Д. Физико-химические свойства индивидуальных углеводородов.- М.-Л.: Гостоптехиздат, 1947. Вып. 2- 4.

99. Типовой проект 905-1-37-87. Установка двух подземных резервуаров с электрическим регазификатором РЭП. А1Ш ЦИТП, АО «Росгазификация», АО «Гипрониигаз», 1987. 27с.

100. Типовой проект 905-1-40-88. Установка двух подземных резервуаров с двумя испарителями- приставками ИП. АПП ЦИТП, АО «Росгазификация», АО «Гипрониигаз», 1991. 52с.

101. Ткаченко В.Н. Проектирование электрической защиты городских газопроводов // Газовая промышленность.- Саратов: Гипрониигаз. 1966.-№10.

102. Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф. Некоторые результаты лабораторных исследований процессов гидратообразования: Тр. МИНХ и ГП. М.ТТТИ.-1963.-Вып.42.

103. Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф. Гидраты при транспорте нефтяных газов //

104. Газовая промышленность.- Саратов: Гипрониигаз.- 1962.- №19.

105. Трупак Н.Г. Специальные способы проведения горных выработок,- М.:1. Недра, 1976.- 367с.

106. Трушковский А., Щербинин J1. Термоизоляция // АВОК.- 1997.- № 6. С.4243.

107. Трушковский А., Щербинин JI. Термоизоляция из вспененного полиэтилена

108. Термафлекс"//АВОК.- 1997. № 5. - С.50-51.

109. Тугунов П.И., Новоселов В.Д. Тепловые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов.-М.: Недра, 1981.- 177с.

110. Тугунов П.И., Яблонский B.C. Определение количества тепла, аккумулированного грунтом вокруг трубопровода // Нефть и газ.- М.: Недра.- 1963.- № 6.- 45с.

111. УильямсА.Ф., Лом У.А. Сжиженные нефтяные газы: Пер. с англ. -М.: Недра, 1985.- 399с.

112. Ушкалов В.П. Исследование работы протаивающих оснований и их расчет по предельным деформациям сооружений.- М.: Изд-во АН СССР, 1962.-248с.

113. Фурман A.B., Дячук Р.П. Теплопередача трубопровода в массиве // Изв. вузов. Нефть и газ.- 1977,- №7.-С.15-16.

114. Хрилев Л.С., Смирнов И.А. Оптимизация систем теплофикации и централизованного теплоснабжения.- М.: Энергия, 1978. 264с.

115. Чудновский А.Ф. Теплофизика почв.- М.: Недра, 1976. 362с.

116. Шубин Е.П. Новый метод подсчета тепловых потерь нескольких труб, уложенных в грунт // Изв. вузов. Нефть и газ.- 1934.- Вып.8.- С. 25-30.

117. Шубин Е.П. О тепловых потерях трубы, уложенной в грунт // Изв. вузов. Нефть и газ.- 1934.- №4. С. 22-35.l 31.Шубин Е.П., Сатурновский С.Л. Изоляция теплопроводов. Технико-экономическая характеристика. -М.-Л.: Стройиздат, 1941.- 115с.

118. Шуркин Е.П., Курицын Б.Н., Усачев А.П. Электрический испаритель сжиженного газа с промежуточным теплоносителем // Использование газа в народном хозяйстве: Сб. науч. тр. Гипрониигаз.-Саратов: Изд-во Сарат. унта.- 1970.-Вып.З.-С. 121-128.

119. Энглер М.Р. Использование сжиженного природного газа // Междунар. конф. по сжиженному газу. -М., 1969. С. 5-16.

120. Andre Paul, Becht Pierre Etude des capacites devaporetion de citternes a propane conmercial comp., rend. 82 Cong, ind Gas.- Deauville, 1965.

121. Buthod A. P., Castillo G., Thompson R.E. How to use computers to calculate heat, pressure in buried pipelines // Oil and Gas Journal.- 1959.- № 10.- P. 57-59.

122. China moves to second place // Energy Rept. 1995. - № 10.- P.13-19.

123. Churhill S.W. Heat leakage and wall temperature, profiles for above ground lowtemperature storage tanks // Chemical Engeneering Progress.- 1962.- №11.

124. Czaplinski A. Gas hydraty // Wiadomosei chemiczne, Rocz.- 1957.- Vol.X. -P.ll-15.

125. HO.Deaton W. M., Frost E.M. Apparatus for determining dew point of gases under pressure, 1938.-215p.

126. Deaton W. M., Frost E.M. Gas hydrates composition and equilibrium date oil and bas // Oil and Gas Journal.- 1946,- Vol.45.

127. Deaton W. M., Frost E.M. Gas. Assos. Dallas, 1941.

128. Dele G.E. A new look at ING vaporization methods // Pipe Line industry.- 1981.-№1.- P.25-28.

129. Efficiency of ground- couped heat pump // Energy Rept.- 1994.- № 2.- P. 10-18.

130. Elgeti K. Der Warmeverluste eine erdvere Rohrleitung im Stationaren zustand under dem Erdoberflache // Forsch Ingenierwes.- 1967. № 4. - S. 101-105.

131. Forchheimer G. Uber die Erwarming des Wassers in Leitungen. Hannover, 1888.-245p.

132. Geotermal installation training scheduled // Air Cond., Heat and Refrig. News, 1991.-№ 4.- P.128-133.

133. Geotermal pump teleconferens // Air Cond., Heat and Refrig. News.- 1992.- № 6.- P. 26-32.

134. Gilmor V.E. Neo- geo- Real pump //pop. Sei.- 1988.- № 6.- P. 88-112.

135. Groch P.J., Cess R.D. Heat transfer to fluid with low Prandtel number for across plates and cylinders of various cross section // Paper Soc.Mech.Engrs., 1957.- № F- 29.-P. 28-36.

136. Ground heat energy is growing market // Plant Manag and Eng., 1984. № 8.- P. 39-43.

137. Hammerschmidt E. G. Gas, 1939.- № 9.

138. Katz D.L. Predicition of condition for hydrate formation in natura gases // Trans. AIME.- 1946.

139. Katz D.L., Carson D.B. Natural gas hydrates // Trans. AIME.- 1942.- № 146.

140. Kavanaugh S. Desing considerations for ground and water sourse heat pumps in southern climates // ASHRAE Trans., Techn. Refrig. And Air- Cond. End. -1989.- P.l 139-1149.

141. Kerr A.N. Hydro-carbon vaporiser / Pat. 2516218- USA.

142. Krisher O. Gas temperaturfield inder Umgebung von Rohrleitungen die in der Erde Virlegt Sind // Gesundheitangenieur, 1936.- P. 174-196.

143. Nicolle L. Deperdition colorifigue d uu tuydeuterr // Charleur at industrie, 1932. -Vol. XII.-P. 145-153.

144. Thompson G.W. The Antoine equastion for vapor-pressure date // Chemical Reviews, 1946.-Vol. 38.-№1.

145. Van der Star C.A. Heat exchange between a tube and water- saturated soil // Trans. ASHME, Energy Eng.- 1986. -№ 4.- P. 298-302.

146. Von Stackelberg M., Muller H. G. On the strusture of gas hydrates // Journal chem.Phys., 1951,-№ 19.185