Моделирование и обоснование резервуарных систем снабжения сжиженным газом с перегревом паров в трубчатых грунтовых теплообменниках тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.23.03, кандидат наук Максимов, Сергей Александрович

• Максимов, Сергей Александрович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Максимов, Сергей Александрович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

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

1.1 Растворимость воды в сжиженных углеводородных газах

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

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

1.5 Дросселирование влагосодержащего газа в регуляторах давления резервуарных установок

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

1.6.1 Осушка сжиженного газа

1.6.2 Применение антигидратных ингибиторов

1.6.3 Применение регуляторов давления специальной конструкции и режимов их эксплуатации

1.6.4 Перегрев паровой фазы СУГ с использованием специального теплоносителя

1.7 Перегрев паровой фазы СУГ с использованием природной теплоты грунтового массива

1.8 Разработка технологической схемы перегрева паровой фазы

СУГ в трубчатых грунтовых теплообменниках

Выводы по главе 1

ГЛАВА 2 МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛООБМЕНА В ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВКАХ СЖИЖЕННОГО ГАЗА

2.1 Состояние вопроса и теоретические предпосылки

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

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

2.4 Оценка погрешности предлагаемого метода численного решения задачи

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

2.6 Температурные режимы эксплуатации подземных резерву арных

установок сжиженного газа

Выводы по главе 2

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

3.1 Общие предпосылки к разработке модели

3.2 Теплообмен на пароперегревательном участке подземного трубопровода

3.3 Теплообмен на восходящем подземном участке паропровода

3.4 Теплообмен на восходящем наземном участке трубопровод

3.5 Теплообмен в шкафном газорегуляторном пункте

3.6 Результаты численной реализации математической модели

Выводы по главе 3

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

4.1 Описание экспериментальной установки и методика проведения исследований

4.2 Анализ результатов эксперимента

4.3 Определение теплофизических характеристик грунта

4.3.1 Определение плотности грунта

4.3.2 Определение влажности и теплопроводности грунта

4.4 Сравнительный анализ результатов теоретических и

экспериментальных исследований

Выводы по главе 4

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

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

5.2 Сравнительная экономическая эффективность предлагаемого

способа предупреждения кристаллизации влаги в регуляторах

давления резервуарных установок с использованием трубчатых

грунтовых теплообменников

0 . 125 Выводы по главе 5

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЯ

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 диссертации (часть автореферата) на тему «Моделирование и обоснование резервуарных систем снабжения сжиженным газом с перегревом паров в трубчатых грунтовых теплообменниках»

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;

- экономико-математической модели и разработанных на ее основе рекомендаций по оптимальной теплозащите газорегулирующей установки и ее трубопроводной обвязки, обеспечивающей подачу в регуляторы давления перегретых паров СУГ при минимальных затратах в монтаж теплоизолированных элементов.

Для практической реализации предложенных математических моделей средствами вычислительной техники при участии соискателя был разработан пакет прикладных программ (приложение А, Б, В).

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. (приложение 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.

На защиту выносятся:

- технологическая схема перегрева паров СУГ в трубчатых грунтовых теплообменниках с целью предупреждения кристаллизации влаги в дросселирующих органах регуляторов давления;

- математические модели теплообмена в подземных резервуарных установках при хранении в условиях теплового взаимодействия паровой подушки с окружающим грунтовым массивом и атмосферным воздухом;

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

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

- экономико-математическая модель оптимизации тепловой защиты теплотеряющих элементов подземных резервуарных установок с перегревом паров в трубчатых грунтовых теплообменниках.

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

РЕГУЛЯТОРАХ ДАВЛЕНИЯ

1.1 Растворимость воды в сжиженных углеводородных газах

Растворенная влага содержится в различном количестве во всех видах углеводородных газов в реальных условиях. Максимальное содержание растворенной влаги в жидкой и паровой фазах углеводородов, определяется их температурой и давлением [18,44,64,72]. Предельное влагосодержание для основных компонентов СУГ (бутан и пропан) представлено в табл. 1.1 и 1.2. Как показывают данные табл. 1.1 и 1.2, при неизменной температуре в газообразном и жидком бутане содержится меньшее количество растворенной влаги, чем в пропане. Исходя из этого, при нахождении максимальной (предельной) влагоемкости сжиженных углеводородных газов расчет необходимо производить по пропану.

Таблица 1.1

Содержание растворенной влаги в жидкой и паровой фазах пропана

Температура, Содержание воды в Содержание воды в Константа

°С жидкой фазе пропана, паровой фазе равновесия

массовых % пропана, массовых %

40 0,052 0,24 4,6

30 0,034 0,16 4,7

20 0,022 0,12 5,4

10 0,012 0,08 6,7

0 0,0056 0,05 8,9

-10 0,0028 0,03 10,7

-20 0,00157 0,02 12,74

-30 0,00076 0,011 14,5

-40 0,00038 0,0063 16,6

16

Таблица 1.2

Содержание растворенной влаги в жидкой и паровой фазах бутана

Температура, °С Содержание воды в жидкой фазе бутана, массовых % Содержание воды в паровой фазе бутана, массовых % Константа равновесия

40 0,026 0,12 4,6

30 0,017 0,08 4,7

20 0,01 0,06 6,0

10 0,006 0,04 6,7

0 0,0025 0,023 9,0

-10 0,0014 0,016 11,4

-20 0,0007 0,01 14,3

Как следует из табличных данных, максимальное влагосодержание

паровой фазы СУГ значительно выше влагосодержания жидкой фазы. В этой связи содержащаяся в сжиженных газах растворенная влага интенсивно переходит из жидкой в паровую фазу СУГ. Отношение содержания воды в паре и в жидкости обратно пропорционально температуре газа. Анализ данных табл. 1.1 и 1.2 показывает, в частности, что при температуре -10°С в одном килограмме паровой фазы пропана содержание воды в 10,7 раза выше, чем в таком же количестве жидкости. С повышением температуры до 30°С отношение содержания влаги в паре и в жидкости уменьшится в 2 раза. В случае, когда фактическое влагосодержание оказывается выше максимального содержания влаги в жидкой или в паровой фазах СУГ, избыточная влага выделяется в виде свободной воды [11,18,72].

Присутствие в углеводородах свободной воды оказывает следующее негативное воздействие на конструктивные элементы систем газоснабжения [11,18,44,64,72]:

- образование водяных пробок;

- образование гидратных или ледяных пробок при отрицательных температурах газа;

- образование гидратных пробок при положительных температурах газа;

- интенсивная коррозия трубопроводов, оборудования, приборов и др.

Образования твердой фазы свободной воды в виде кристаллов льда или гидратов представляют особую опасность. Нарушая пропускную способность трубопроводов, как правило, в местах установки редуцирующих устройств и запорно-регулирующей арматуры, гидратные и ледяные пробки провоцируют создание аварийных ситуаций, тем самым препятствуя нормальному газоснабжению потребителей. [11,72].

1.2 Источники влагопоступлений и накопления влаги в системах резервуарного снабжения сжиженным газом

Исходя из требований ГОСТ 20448-90 в СУГ бытовых марок, отпускаемых заводами-поставщиками, свободная вода должна отсутствовать полностью. Однако на практике, в сжиженных газах, поступающих жилищно-коммунальным потребителям, всегда присутствует свободная вода, даже в случае соблюдения требований ГОСТ 20448-90 заводом-поставщиком. Указанное обстоятельство объясняется тем, что заводы-поставщики отпускают сжиженные газы неохлажденными.

Требования ГОСТ 20448-90 предусматривают величину максимальной температуры поставляемого сжиженного газа, не более +40 °С. При данной температуре в жидкой фазе сжиженного углеводородного газа содержится 5,2 грамма свободной воды на 1 кг жидкости.

По окончании процедуры слива сжиженных газов в автомобильные или железнодорожные цистерны, температура продукта станет равной температуре окружающей среды (в летний период +20 +25°С).

Такое понижение температуры СУГ обуславливает переход из растворенного в свободное состояние 3,7 граммов воды на 1 килограмм продукта (табл. 1.1).

В процессе заправки подземного резервуара от автомобильной цистерны, в установку объемом 4,2 м перейдет 15,5 килограмм свободной воды.

Даже в летний период температура СУГ в подземном резервуаре при его последующей эксплуатации постепенно понизится до температуры окружающего грунта (в теплый период +10 +15°С), в результате чего, дополнительно 6,7 килограмм воды перейдут из растворенного в свободное состояние. С учетом предыдущих расчетов количество свободной воды составит 22,2 кг на один подземный резервуар.

Недостаточная осушка внутренних поверхностей сосудов и неполный слив воды также являются одними из существенных источников поступления влаги в элементы технологических схем производства, транспорта и хранения СУГ (емкости завода-поставщика, автомобильные и железнодорожные цистерны, сосуды хранения СУГ газонаполнительных станций, подземные резервуарные установки).

Операция по проведению качественной осушки сосудов, как правило, не осуществляется, так как данная процедура не предусмотрена «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» и потому не подпадает под контроль технической инспекции Ростехнадзора.

Поступление снеговых и дождевых осадков в соединительные шланги сливо-наливного оборудования также является регулярным источником поступления влаги в сосуды сжиженного газа по всей цепочке его доставки от завода-поставщика до потребителя (рис. 1.1).

Опыт эксплуатации показывает, что зачастую в перерывах между проведением сливо-наливных операций соединительные шланги остаются брошенными на земле, после чего производится присоединение накидной части шланга к штуцеру резервуарной установки или автоцистерны.

Проведенный анализ технологических схем производства, транспорта и хранения сжиженных газов на предмет поступления в них свободной воды показывает:

- во все элементы системы снабжения сжиженным газом поступает свободная вода;

- подземные резервуарные установки потребителей являются конечным элементом системы снабжения СУГ, в котором собирается свободная вода, поступившая из всех элементов технологической схемы производства, транспорта и хранения сжиженных углеводородных газов.

V

& £

1,2,3

V

1

2 3

Л

Л.

< ( ) ^ О О

< <

Рис.1.1 Схема поступления и накопления влаги в системах резервуарного

снабжения сжиженным газом:

1 - образование свободной воды из растворенной при снижении температуры СУГ;

2 - попадание дождевой воды и снега в соединительные шланги;

3 - поступление воды в сосуды в результате их гидравлических, пневматических испытаний и пропарки;

НПЗ, ГПЗ - нефтегазоперерабатывающий завод; ГНС - газонаполнительная станция; ГРУ - групповая резервуарная установка.

Проведение пневматических и гидравлических испытаний, пропарка резервуаров, попадание атмосферных осадков из соединительных шлангов при сливе сжиженных газов и т.д., является дополнительными источниками поступления свободной воды в самих расходных резервуарах потребителей.

В целях снижения влагопоступлений и накопления влаги в подземных резервуарных установках целесообразна разработка и реализация следующих предупредительных технических мероприятий:

- снижение температуры СУГ на заводах-поставщиках до температуры окружающей среды, с целью выделения свободной воды и последующего ее качественного удаления;

- организация осушки внутренней поверхности сосудов по окончанию операции пропарки, пневматических и гидравлических испытаний и т.д. С целью осуществления указанных мероприятий необходимо внесение изменений в соответствующие разделы технической и нормативной документации (технических условий, инструкций и др.);

- проведение качественного отстоя в сосудах хранения и транспортировки СУГ (автомобильные и железнодорожные цистерны, емкости хранения ГНС) с целью удаления свободной воды;

- исключение возможности попадания атмосферных осадков в соединительные шланги во время перерывов между сливо-наливными операциями, а также во время нахождение шланга в защитном кожухе.

1.3 Условия гидратообразоваиия в системах резервуариого снабжения

сжиженным газом

Гидраты сжиженных газов являются результатом взаимодействия молекул воды и углеводородов. Гидраты СУГ относятся к нестехиометрическим химическим соединениям, то есть к соединениям переменного состава [18,44]. Основным структурным элементом гидратов является кристаллическая ячейка из молекул воды, внутри которой размещается молекула газа. Ячейки образуют

плотную кристаллическую решетку. Структура гидратов подобна структуре льда, но отличается от последней тем, что молекулы газа расположены внутри кристаллических ячеек, а не между ними. Образование и разложение гидратов зависит от присутствия в газе свободной воды, а также температуры, давления и химического состава воды и газа [11,17,18,44,66,72]. Термобарические зависимости, отображающие возможность образования гидратов в паровой фазе пропана и бутана приведены на рис. 1.2.

Как показывает рис. 1.2, процесс образования гидратов в паровой фазе СУГ возможен в случае, когда линия давления насыщенных паров 2 располагается выше кривой образования гидратов 1. Учитывая тот факт, что гидраты пропана образуются при более высокой температуре, чем гидраты бутана, следовательно, при изучении и моделировании процессов гидратообразования необходимо ориентироваться на пропан.

Условия возникновения гидратов в жидкой и паровой фазах пропана представлены на рис. 1.3 [18]. Как показывает диаграмма, гидратообразование в жидкой фазе СУГ происходит при больших давлениях по сравнению с паровой фазой. Поскольку линия образования гидратов 3 находится выше, чем линия давления насыщенного пара 2, гидратообразование в жидкой фазе сжиженного углеводородного газа в области положительных температур не происходит. Вместе с тем, при отрицательных температурах СУГ свободная вода замерзает или образует кристаллогидраты [18,44].

0.7

0.6

о

ю „ с

30.5

се

С

^ 0.4 ей

<и

5 0.3

<5

ч

а

л

^0.2

0.1

2

гидрат+п пропана фы А вод про 1+пары пана

лед+пары пропана

-20

б)

0.3

'о ю

се

"«0 2 С ^

и 5 Ж

О (=: 03

се Ч

-20

-10 0 10 Температура и°С

20

ггГ тпат-Ьпяпьт 2 / вода+пары

_бу ледн гана—■ пары бутана бутана

-10 0 Ю

Температура 1,°С

20

Рис.1.2 Гидратообразование в паровой фазе индивидуальных

углеводородов [44]:

а) - пропан; б) - бутан;

1-линия образования гидратов;

2-кривая давления насыщенного пара.

4.0

о с}

с

о-

X

1» ч

и

СЗ

КС

3.5

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

/

гид прс рат+жидки пан й / / 3 вода+> пропаг сидкий

/

/

У гидр< 1т+пары пр опана 2

/

__/___ вода+ 1 пары прош на

0

2 3 4

Температура 1,°С

Рис.1.3 Условия образования гидратов в жидком и газообразном

пропане [18,44]:

1 - линия образования гидратов в паровой фазе;

2 - кривая давления насыщенного пара;

3 - линия образования гидратов в жидкой фазе.

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

Принципиальная схема снабжения потребителей сжиженным газом от подземной резервуарной установки с естественной регазификацией СУГ представлена на рис. 1.4 [33].

Рис. 1.4 Снабжение сжиженным газом от подземной резервуарной

установки:

1 - расходный резервуар СУГ; 2 - вход паров в редуцирующий узел; 3 - выход паровой фазы из редуцирующего узла; 4 - газопровод к потребителю.

Регазификация СУГ происходит в подземном резервуаре 1, используя природную теплоту окружающего грунтового массива. Выходящая из резервуара паровая фаза поступает в регулятор давления 2 и далее в газопровод низкого давления 4.

Исходя из диапазона изменения температур сжиженного газа и, грунтового массива Ц, а также атмосферного воздуха ^ можно выделить следующие характерные периоды эксплуатации резерву арных систем газоснабжения:

• эксплуатация в холодный период времени года;

• эксплуатация в теплый период времени года.

1) Эксплуатация резервуарной установки в теплый период < Ц; 11 < 1;н).

Жидкая фаза СУГ хранится в расходном резервуаре при давлении Р1 и температуре ^ж. Генерация паров СУГ происходит за счет подвода теплоты окружающего грунтового массива к смоченной поверхности расходного резервуара, обусловленная разностью температур Ц - ^ж. Полученные пары поступают в редуцирующий узел с температурой (Ч^ = 1:1>ж) и давлением Р^

Ввиду наличия теплообмена паровой подушки и горловины резервуара с окружающим грунтом и воздухом, пары СУГ перегреваются до температуры

Перегретые пары при температуре и давлении Р2 = Р| поступают в дросселирующий орган регулятора давления, при этом их давление снижается с Р2 до Р3, а температура с Х2 До tз.

В результате последующего прохождения паровой фазы по линии низкого давления редуцирующего органа и газопроводу потребителя пары СУГ перегреваются до температуры 14 < 1Н) при постоянном давлении Р4 = Р3.

б) Эксплуатация резервуарной установки в холодный период

Аналогично эксплуатации в теплый период года, генерация паровой фазы СУГ в холодный период осуществляется за счет теплопритока из окружающего грунтового массива, обусловленного разностью температур Ц - В

результате теплообмена паровой подушки и горловины резервуара с окружающим грунтом и воздухом насыщенные пары СУГ с температурой <4,п= и,ж и давлением Р1 частично конденсируются. Полученные пары, имеющие степень сухости Х2 (0<Х2<1) при давлении Р2 = Р1 дросселируются в редуцирующем органе, в результате чего, температура паровой фазы СУГ снижается с До Ц, а давление с Р2 до Р3.

Проходя по линии низкого давления редуцирующего органа и газопроводу потребителя, пары СУГ охлаждаются до температуры и Оч > 1:н), при постоянном давлении Р4 = Р3.

Графическая интерпретация термодинамических процессов в подземной резервуарной установке представлена на Р-1 диаграмме пропана (рис.1.5) [33]. Зона образования ледяных или гидратных пробок показана на данной диаграмме в виде заштрихованной области.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Максимов, Сергей Александрович, 2014 год

Библиография

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

[2] ГОСТ Р 52087-2003 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия. Принят и введен в действие постановлением Госстандарта России от 30 июня 2003 г. № 216-ст.

[3] Инструкция по ликвидации конденсатных и гидратных пробок на газопроводах и удалению неиспарившихся остатков из резервуаров и конденсатосборников.- Саратов: Гипрониигаз, 1974,- 51с.

[4] ПОТ Р М-016-2001 Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок (Утверждён Министерством энергетики РФ от 01.07.2001).

[5] Курицын Б.Н., Осипова H.H., Максимов С.А. Объективный выбор толщины тепловой изоляции участков трубопроводной обвязки узла редуцирования с целью предупреждения гидратообразования. Научно-технический журнал Вестник МГСУ. М.: МГСУ, №7. 2011. С.520-525.

[6] Патент на изобретение. Система снабжения сжиженным углеводородным газом/ Курицын Б.Н., Осипова H.H.. Per. №2011131668, от 27.07.2011.

[7] Патент на изобретение. Система регазификации сжиженного углеводородного газа/ Курицын Б.Н., Осипова H.H., Максимов С.А.. Per. №2011148393. от 28.11.2011.

УДК 621.6.050КС 75.060

Ключевые слова: стандарты организаций, национальные стандарты, разработка, согласование, утверждение, применение

Руководитель организации-разработчика

ФГБОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет имениГага-рина Ю.А.», НО «Строительно-архитектурно-дорожный институт», кафедра «Теплогазоснабжение, вентиляция, водообеспечение и прикладнаягидро-газодинамика» '

-г"

Директор САДИ

должность

Руководитель

разработки

ИСПОЛНИТЕЛИ

Д.т.н., профессор

ДОЛЖНОС1 ь

К.т.н., доцент

должность

У

лиуявя подпись

личная подпись

Иваиценко Ю.Г.

инициалы, фамилия

Курицын Б.Н.

инициалы, фамилия

Осипова H.H.

инициалы, фамилия

аспирант

должность

личная подпись

Максимов С.А.

инициалы фамилия

СОИСПОЛНИТЕЛИ

Руководитель организации-соисполнителя

ОАО «Гипрониигаз», Головной научно-иссл^дб^тельский и проектный институт по

распределению и использованию газа

Ген. директор

Руководитель

разработки

ИСПОЛНИТЕЛИ

должность

Ген. директор

должность

Зам. генерального ди-' ректора по технической политике и стратегическому развитию

должность

И.о.зам.директора по техническому регулированию_

должность

Ведущий инженер, нормоконтролер_

должность

личная подпись

личная подпись

Шурайц А.Л.

инициалы, фамилия

Шурайц А.Л.

инициалы, фамилия

Недлин М.С.

инициалы, фамилия

Астафьева Т.Н.

инициалы, фамилия

Лисанова Г.П.

инициалы фамилия