Разработка ресурсосберегающих систем резервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.23.03, кандидат наук Кузнецов, Сергей Сергеевич

• Кузнецов, Сергей Сергеевич
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Кузнецов, Сергей Сергеевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ТЕХНИКО -ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ИСТОЧНИКОВ СНАБЖЕНИЯ СЖИЖЕННЫМ ГАЗОМ НА БАЗЕ ПОДЗЕМНЫХ РЕ-ЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВОК

1.1 Общая характеристика установок резервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом

1.2 Разработка технических решений по снижению расхода материальных и денежных ресурсов при сооружении подземных резервуарных установок

1.3 Разработка экономико-математической модели и обоснование конструктивных параметров подземных резервуарных установок

1.3.1 Общая постановка задачи

1.3.2 Определение оптимальных размеров и конфигурации резервуара заданного объема

1.4 Сравнительная эффективность подземных резервуарных установок сжиженного углеводородного газа

1.5 Определение оптимального объема вертикального резервуара при заданной величине годового газопотребления

1.6 Разработка оптимального типоряда вертикальных подземных резервуаров сжиженного углеводородного газа

ГЛАВА 2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ИСПАРИТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ РЕЗЕРВУАРНОГО ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

2.1 Общая характеристика и классификация способов испарения сжиженного углеводородного газа

2.2 Испарительные установки с естественной регазификацией СУГ

2.3 Испарительные установки с искусственной регазификацией СУГ

2.3.1 Испарительные установки с регазификацией СУГ в замкнутом объе-

ме

2.3.2 Испарительные установки с регазификацией СУГ в проточной

системе

2.4 Испарительные установки с промежуточным теплоносителем

2.5 Рекомендации по выбору испарительных установок в системах резерву-арного снабжения сжиженным углеводородным газом

2.6 Повышение энергоэффективности резервуарных систем снабжения сжиженным углеводородным газом с искусственной регазификацией

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ КОМБИНИРОВАННОЙ РЕГАЗИФИКАЦИИ СУГ В СИСТЕМАХ РЕЗЕРВУАРНОГО ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Режим естественной регазификации СУГ

3.2 Режим комбинированной регазификации СУГ

3.3 Теоретическая аппроксимация технических характеристик подземных резервуарных установок

ГЛАВА 4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОМАССООБМЕНА В ПОДЗЕМНОМ РЕЗЕРВУАРЕ СЖИЖЕННОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА ПРИ КОМБИНИРОВАННОМ ОТБОРЕ ЖИДКОЙ И ПАРОВОЙ ФАЗ

4.1 Описание экспериментальной установки и методика проведения исследований

4.2 Определение теплофизических характеристик грунта

4.3 Обработка результатов исследований и определение погрешности измерений

4.4 Сравнительный анализ теоретических и экспериментальных результатов исследований тепломассообмена в подземном резервуаре СУГ при комбинированном отборе жидкой и паровой фаз

ГЛАВА 5. ЭНЕРГОЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕЗЕРВУАРНЫХ СИСТЕМ СНАБЖЕНИЯ СЖИЖЕННЫМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ

ГАЗОМ С КОМБИНИРОВАННОЙ РЕГАЗИФИКАЦИЕЙ

5.1. Исходные предпосылки к численной реализации математической модели комбинированной регазификации

5.2 Расчётные эксплуатационные характеристики резервуарных установок с комбинированной регазификацией сжиженного углеводородного газа

5.3 Влияние компонентного состава сжиженного углеводородного газа на энергоэффективность его использования в бытовых газовых приборах

5.4 Экономическая эффективность резервуарных систем снабжения сжиженным углеводородным газом с комбинированной регазификацией

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ПРИЛОЖЕНИЯ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка ресурсосберегающих систем резервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Сжиженные углеводородные газы (СУГ) получили широкое распространение в мировой и отечественной практике газоснабжения. Ежегодно только в Российской Федерации в различных отраслях экономики используется свыше 16 млн. тонн указанного продукта, причем около половины приходится на долю коммунально-бытового сектора.

Сжиженные углеводородные газы имеют бесспорное преимущество при газификации сельских населенных пунктов, удаленных от магистралей сетевого природного газа. В современной России СУГ пользуются 5.45 млн. сельских квартир (50.1% от общего количества сельского населения).

Наиболее эффективную форму снабжения потребителей сжиженным углеводородным газом обеспечивают индивидуальные или групповые резервуарные установки на базе подземных горизонтальных емкостей, эксплуатируемых в режиме естественного или искусственного испарения СУГ.

Высокая материало- и капиталоемкость резервуарных установок в сочетании с энергоемкостью процесса регазификации обуславливает повышенную стоимость сооружения и эксплуатации источников снабжения СУГ.

Важным резервом снижения ресурсо-энергоемкости резервуарных систем снабжения сжиженным углеводородным газом является совершенствование технических решений резервуарных установок, а также перевод систем газоснабжения на режим комбинированной регазификации СУГ, позволяющий максимально использовать естественную испарительную способность емкостей хранения.

Широкое внедрение ресурсо-энергосберегающих систем резервуарного снабжения СУГ требует разработки новых технических решений и научного обоснования по их эффективному использованию в газовой практике. Необходимость решения указанных задач определяет актуальность представленной диссертационной работы.

Данная исследовательская работа выполнялась на кафедре «Теплогазоснаб-жение, вентиляция, водообеспечение и прикладная гидрогазодинамика» Саратов-

ского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А. в рамках госбюджетной НИР «Моделирование и оптимизация энергосберегающих систем газотеплоснабжения и строительной климатотехники» (номер гос. регистрации 012153087).

Цель работы заключается в разработке научных положений и методов проектирования ресурсосберегающих систем резервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом.

Задачи исследований. Поставленная цель реализуется путем решения следующего ряда взаимосвязанных подзадач:

- разработка математической модели обоснования геометрических параметров подземных резервуарных установок в условиях заданной величины расчетного газопотребления;

- разработка математической модели комбинированной регазификации

СУГ;

- экспериментальная апробация модели в условиях опытно-промышленных испытаний;

- разработка математической модели тепловых режимов эксплуатации бытовых газоиспользующих установок и количественная оценка энергоэкономической эффективности резервуарных систем газоснабжения с комбинированной ре-газификацией СУГ.

- технико-экономический анализ испарительных установок СУГ и обоснование комбинированной регазификации, в системах резервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом;

- разработка новых технических решений, обеспечивающих снижение материальных и денежных затрат в сооружение подземных резервуарных установок;

Научную новизну диссертационных исследований составляют:

1. Разработана математическая модель оптимизации конструктивных параметров подземных резервуарных установок. Принципиальным отличием модели является наличие взаимосвязи управляющих параметров целевой функции

(длина и диаметр резервуара) в условиях минимизации капитальных вложений при сооружении резервуарных установок.

По результатам численной реализации математической модели, предложен оптимальный типоряд подземных резервуарных установок, в зависимости от годового газопотребления.

2. Разработана математическая модель комбинированной регазификации в системах резервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом с искусственным испарением, отличительной особенностью которой является наличие попеременного отбора паровой и жидкой фаз СУГ из расходных емкостей, а также теплоаккумулирующей способности системы жидкость-металл, вскрывающей дополнительные резервы естественной паропроизводительности установок.

3. Разработана математическая модель тепловых режимов эксплуатации бытовых газовых приборов при реализации схемы с комбинированной регазифи-кацией СУГ, отличительной особенностью которой является наличие переменного состава СУГ, подаваемого в приборы и саморегулирования газоснабжаемой системы, обеспечивающее стабилизацию тепловых нагрузок газоиспользующих установок.

4. На основе предложенных математических моделей в развитие технических решений по снижению материало- и капиталоемкости подземных резервуарных установок СУГ разработано и запатентовано оригинальное схемное решение резервуарных установок на базе вертикальных подземных резервуаров СУГ с устройством песчаной подушки с помощью передвижной металлической опалубки (патент на изобретение №1Ш 2495196).

На защиту выносятся:

1. Новые схемные решения подземных резервуарных установок, позволяющие существенно снизить материальные и денежные затраты в их сооружение за счет применения резервуаров с вертикальным размещением в грунте и устройства песчаной подушки с помощью передвижной металлической опалубки.

2. Математическая модель оптимизации схемно-параметрических решений подземных резервуарных установок, отличительной особенностью которой

является наличие комплексной взаимосвязи, геометрических размеров и объемов емкостей, в условиях заданного газопотребления.

3. Математическая модель комбинированной регазификации СУГ, позволяющая максимально использовать естественную испарительную способность емкостей в общем балансе парогенерации резервуарных установок. По сравнению с известными аналогами модель учитывает теплоаккумулирующую способность системы: жидкая фаза СУГ- металлический корпус, что вскрывает дополнительные резервы естественной паропроизводительности установок.

4. Результаты экспериментальной апробации модели в условиях опытно-промышленной эксплуатации комбинированной схемы регазификации СУГ.

5. Математическая модель тепловых режимов эксплуатации бытовых газовых приборов при реализации схемы с комбинированной регазификацией СУГ, отличительной особенностью которой является наличие переменного состава СУГ, подаваемого в приборы, и саморегулирования газоснабжающей системы, обеспечивающее стабилизацию тепловых нагрузок газоиспользующих установок.

Научная значимость работы заключается:

- в разработке математической модели оптимизации конструктивных параметров подземных резервуарных установок с вертикальным размещением в грунте, позволяющей обосновать конфигурацию и геометрические размеры резервуаров с учетом величины годового газопотребления;

- в обосновании схемы комбинированной регазификации сжиженного углеводородного газа в подземном резервуаре СУГ, позволяющем выявить расчётные эксплуатационные характеристики резервуарных установок при попеременном отборе из подземного резервуара жидкой и паровой фаз сжиженного углеводородного газа.

Практическая значимость работы.

Применение в газовой практике подземных вертикальных резервуаров рекомендуемых типоразмеров с использованием схемного решения позволит снизить ресурсоемкость систем резервуарного снабжения сжиженным углеводородным газом: металлоемкость резервуарных установок на 10,3%, отчуждаемую террито-

рию под размещение резервуарной установки на 17,8%, объем земляных работ по отрывке котлована на 12,7%, потребность в песке для обратной засыпки котлована на 84,5%.

Комбинированная схема испарения сжиженного углеводородного газа обеспечивает снижение нагрузки на регазификаторы СУГ на базе электрических испарителей с промежуточным теплоносителем в размере 33^-59%. Годовая экономия электроэнергии, затрачиваемой на регазификацию СУГ, составляет более 2 МВт-ч/год на одну резервуарную установку при сроке окупаемости дополнительных капитальных вложений в резервуарные установки при переводе их на режим комбинированной регазификации не более 1,5 лет.

Результаты диссертационных исследований используются в учебном процессе при чтении курсов «Системы снабжения сжиженным газом», «Технико-экономическая оптимизация систем теплоснабжения, газоснабжения и теплогене-рирующих установок», «Специальные вопросы проектирования систем теплога-зоснабжения и вентиляции» для студентов направления 270800.62 «Строительство» профиля «Теплогазоснабжение и вентиляция» Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А., а также в курсовом и дипломном проектировании.

Результаты научных исследований переданы для внедрения в головной научно-исследовательский институт ОАО «Гипрониигаз» и рекомендованы научно-техническим Советом для использования в проектной практике института.

Методология и методы исследований. При разработке методологии исследований использованы фундаментальные положения термодинамики и тепломассообмена, элементы системного анализа, современные методы математического и экономико-математического моделирования.

Основные положения термодинамики и тепломассобмена применены при разработке математической модели комбинированной регазификации сжиженного углеводородного газа, а также при обосновании тепловых режимов работы газо-использующего оборудования у потребителя. Системный анализ использовался при оценке результатов экспериментальных исследований комбинированной ре-

газификации сжиженного углеводородного газа и определении основных технических характеристик систем резервуарного газоснабжения.

При проведении научных исследований по оптимизации конструктивных параметров подземных резервуарных установок с вертикальным размещением в грунте применялось исследование целевой функции на экстремум, ограниченной набором линейных неравенств методом вариантных сравнений с учетом неопределенности исходной экономической информации.

Достоверность результатов диссертационной работы подтверждается использованием общепринятых научных положений в области теории и практики распределения и использования газового топлива. Адекватность математических моделей подкрепляется результатами экспериментальных наблюдений. Основные положения и выводы диссертационной работы коррелируются с данными других исследований.

Апробация работы. Основные результаты научной работы были представлены и обсуждались на Восемнадцатой Всероссийской научно-технической конференции ООО «СПБ Графике» (Томск 2012); VIII Международной научно-практической конференции «Актуальные научные достижения 2012» (Чехия, Прага 2012); Международных научных конференциях ММТТ «Участники школы молодых ученых и программы «УМНИК» (г. Саратов, 2010 - 2014 г.); научных семинарах и конференциях Саратовского государственного технического университета (г. Саратов, 2010-2014г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 научных работ, общим объемом 42 страницы, из них лично автору принадлежит 26 страниц. Получен патент на изобретение №RU 2495196. Три работы опубликовано в изданиях, рекомендованных ВАК: «Вестник СГТУ»; «Научный вестник Воронежского государственного архитектурно-строительного университета. Строительство и архитектура».

В статьях, опубликованных в изданиях, рекомендованных ВАК, изложены основные результаты диссертационных исследований: в работе [1] приведены результаты моделирования тепломассообмена в подземных резервуарных установ-

ках при комбинированной регазификации СУГ; в работе [2] представлены результаты экспериментальной апробации математической модели в условиях реальной газовой практики; в работе [3] приводятся технические решения и рекомендации по применению ресурсо-энергосберегающих систем резервуарного снабжения сжиженным газом.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, общих выводов, списка литературы из 101 наименования и 5 приложений. Общий объем работы 120 страниц, включая 18 таблиц и 24 рисунков.

ГЛАВА 1. ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

ИСТОЧНИКОВ СНАБЖЕНИЯ СЖИЖЕННЫМ ГАЗОМ НА БАЗЕ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВОК 1.1 Общая характеристика установок резервуарного снабжения сжиженным

углеводородным газом

Резервуарные установки занимают важное место в технологической схеме снабжения потребителей сжиженными углеводородными газами (СУГ). Они выполняют функции приема и хранения газового продукта, поступающего с газонаполнительных станций (ГНС), его регазификацию и последующую подачу паровой фазы к газоиспользующему оборудованию [14,38,47,53,68].

Для обеспечения необходимого запаса газового топлива у потребителей, применяются резервуары различной ёмкости. Они различаются по:

- конструкции (железобетонные, металлические, льдогрунтовые и т.д.);

- давлению (низкотемпературные, напорные);

- конфигурации (сферические, цилиндрические, каплевидные);

- способу монтажа (наземные или подземные, с горизонтальным или вертикальным размещением).

При газоснабжении небольших потребителей сельскохозяйственного или промышленного назначения, а также объектов жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ) в мировой практике широко используются резервуарные установки, оборудованные металлическими напорными резервуарами цилиндрической формы с наземным или подземным размещением.

Наземная установка резервуаров по сравнению с подземной имеет следующие преимущества:

меньшие затраты в сооружение установок; отсутствие антикоррозийного покрытия емкостей;

удобство в обслуживании и ремонте;

значительный срок службы резервуарных установок и другие.

Однако наземная установка резервуаров имеет и существенные недостатки, главными из которых являются:

высокая пожаро- и взрывоопасность;

потребность в дополнительных площадях, за счет значительного увеличения противопожарных разрывов между резервуарами, а также между резервуарами и соседними зданиями и сооружениями;

сложность эксплуатации в зимний период года, особенно, при наличии СУГ с повышенным содержанием бутановых фракций. Надежная эксплуатация установок в этот период, требует применения специального оборудования для повышения давления паровой фазы в расходных резервуарах. Наземные резерву-арные установки сжиженных углеводородных газов эффективно применяются в зарубежной практике газоснабжения (США, Англия, Франция и др.)[91,92,94,101] (табл. 1.1) в следствии благоприятных климатических условий [6,48,52,68]. Так, например, температура холодных суток для Франции не превышает минус 10° С. Такой температуре соответствует давление технического бутана в размере 0.075 МПа (изб) [12], что вполне достаточно для устойчивой работы установок регази-фикации и подачи паровой фазы СУГ к потребителю.

Однако во многих климатических районах нашей страны максимальное значение температуры холодных суток колеблется в пределах -30^-35°С и ниже. При таких температурах избыточное давление газа в резервуарах не обеспечивается даже применением технического пропана[12].

Таблица 1.1

Технические характеристики наземных резервуаров сжиженных углеводородных газов для газоснабжения жилищно-коммунальных, сельскохозяйственных и промышленных потребителей [6,48,52,68,95]

Тип/марка Страна Объем Габаритные размеры Металло- Конфи-

резервуара произ- резервуа- Диаметр Длина емкость, гурация

води- Ра 3 <1, мм Мр, кг Ф=1ц/<1

тель Ур, м3 Ь, мм

Резервуары гори- Россия

зонтальные

РС-500 500 804 1362 247 1.694

РС-1000 1000 804 2062 333 2.564

РС-1600 1.600 804 3300 670 4.104

Резервуары гори- Франция 0,98 800 2170 260 2,14

зонтальные 2,75 1255 2480 530 1,44

2,89 1255 4280 800 1,53

6,45 1255 5500 1100 3,85

12,95 1600 6880 2800 3,75

Резервуары гори- Англия 0.75 700 2100 325 3.0

зонтальные 1.5 - 1944 570 -

Резервуары вер-

тикальные 1.5 1470 1570 480 1.065

Резервуары гори- 0,395 615 1525 262 1,88

зонтальные США 0,945 765 2185 667 2,41

1,08 765 2490 727 2,83

1,445 1040 1855 929 1,3

1,889 1040 2390 1265 1,81

2,295 1220 2210 2155 1,21

Резервуары гори-

зонтальные Россия

РГС-3 3,0 1400 2060 900 1,06

РГС-5 5,0 1600 2785 1540 1,23

Резервуары гори- Чехия 1,75 1250 1970 350 0,81

зонтальные Дельта 2,7 1250 2444 550 1,43

газ 4,8 1250 4174 830 2,8

6,4 1250 5540 1130 3,84

9,1 1250 7830 1430 5,61

10,0 1250 8570 1530 6,19

Важно заметить, что зарубежные нормативные документы по проектированию резервуарных установок СУГ предусматривают значительно меньшие значения противопожарных разрывов, по сравнению с аналогичной нормативной базой, действующей в России. Так, например, при общей емкости резервуарного

парка с резервуарами наземного типа в размере 5м3 расстояние от резервуарной установки СУГ до соседних объектов по СНиП 42.01.2003 [76], необходимо принимать не менее 20 метров, тогда как при тех же условиях нормативами стран Европы и США рекомендуется не меньше 5 метров. [6,48,52,68]

Повышенная пожаро- и взрывоопасность резервуарных установок наземного типа, предъявляет повышенные требования к максимальному объему отдельного резервуара и общей вместимости резервуарного парка. Согласно требованиям СНиП 42.01.2002 при газоснабжении коммунально - бытовых зданий максимальная величина объема резервуара наземного типа не должна превышать 5м3 при общей вместимости резервуарного парка не более 5м3. В то же время в зарубежной практике единичный объем наземного резервуара достигает 10-15м3 при общем объеме резервуарного парка до 150 м3 и более [6].

Сравнение отечественных и зарубежных нормативных документов показывает, что в отечественной практике вопросам безопасной эксплуатации резервуарных систем уделяется повышенное внимание, о чем свидетельствуют более жесткие ограничения как по объему резервуарных установок, так и по противопожарным разрывам.

Указанное обстоятельство, а также наличие суровых климатических условий ограничивают применение резервуаров наземного типа в качестве постоянных источников снабжения сжиженными углеводородными газами. В некоторых случаях резервуары объемом (до 5м3) применяются в качестве источника газоснабжения абонентов сезонного характера (туристические базы, дачные кооперативы, объекты производства сельского хозяйства и др.) Кроме того, резервуары повышенной емкости (до 200м3) применяются в виде хранилищ сжиженных углеводородных газов на ГНС, а также у крупных производственных потребителей.

В системах стационарного газоснабжения жилищного сектора и объектов коммунально - бытового назначения используются, как правило, резервуарные установки с подземными резервуарами.

Большинство районов страны обладает благоприятной естественной температурой грунтового массива на глубине заложения резервуара в период низких температур года. Её значение не опускается ниже минус 5-10°С, тем самым созда-

вая необходимые условия для избыточного давления паровой фазы при использовании СУГ любого компонентного состава [12].

В современной отечественной, а также в зарубежной практике в системах снабжения сжиженным газом наибольшее распространение получили подземные резервуарные установки, оборудованные цилиндрическими горизонтальными и вертикальными резервуарами (табл. 1.2).

Таблица 1.2

Основные технические характеристики цилиндрических подземных резервуаров СУГ [6,48,52,67,68,95]

Тип подземного ре- Стандарт или тех- Номи- Габаритные размеры, Конфигу-

зервуара нические условия, нальный мм рация ре-

фирма, страна - из- объем Длиа- Длина по зервуара

готовитель Vp, мЗ метр d, эллиптиче- Ф=1ц/с1

м ским дни-

щам, L

Резервуары верти- ТУ4859-007- 3.0 1400 2100 1,0

кальные, цилиндри- 00210714 4.7 1800 2100 0.81

ческие с эллиптиче- ОАО "Сарэнерго-

скими днищами маш"

Россия

Резервуары горизон- г. Глазов, ООО 4 1200 3700 2,62

тальные с эллиптиче- Глазовский завод 8 1600 4200 2,16

скими днищами «Химмаш», 10 1600 5300 2,78

Россия

Резервуары горизон- «Deltagaz spol. s г. 2,7 1250 2444 1,43

тальные, цилиндриче- о.», Чехия 4,8 1250 4174 2,8

ские с эллиптически- 6,4 1250 5540 3,84

ми днищами 10,0 1250 8570 6,19

Резервуары горизон- Flüssiggas Anlagen 2,7 1200 2570 1,66

тальные, цилиндриче- GmbH (Fas), Гер- 4,6 1200 4350 3,06

ские с эллиптически- мания, совместно с 6,5 1200 6130 4,46

ми днищами ООО «Фасхим- 8,5 1200 7910 5,94

маш», г. Кстово, 9,2 1200 8800 6,45

Россия

Сосуды цилиндриче- ТУ 3615-044- 10,0 1600 5650 2,78

ские, горизонтальные 00220302-02, 25,0 2000 8400 3,65

для сжиженных угле- Пензхиммаш, г.

водородных газов Пенза, Россия

(пропана и бутана)

Продолжение таблицы 1.2

Тип подземного резер- Стандарт или тех- Номи- Габаритные размеры, Конфигура-

вуара нические условия, нальный мм ция резер-

фирма, страна - из- объем Длиа- Длина по вуара

готовитель Vp, мЗ метр d, эллиптиче- Ф=1ц/с1

м ским дни-

щам, L

Резервуары вертикаль- Antonio-Merloni, 0,5 800 1306 0,91

ные, цилиндрические с Италия 1,0 1000 1565 0,94

эллиптическими дни- 1,2 1200 1783 0,55

щами 2,25 1200 2323 1,33

5,0 1700 2650 0,97

Резервуары горизон- Antonio-Merloni, 1,0 800 2240 2,16

тальные, цилиндриче- Италия 1,75 1000 2506 1,9

ские с эллиптическими 2,75 1200 2775 1,7

днищами 5,0 1200 4790 3,36

10,0 1700 4910 2,26

12,5 1700 5910 2,91

Резервуары вертикаль- Walter Tosto 2,25 1300 2700 0,97

ные, цилиндрические с Serbatoi (WTS), 4,5 1700 3100 0,84

эллиптическими дни- Италия

щами

Резервуары горизон- Chemet, 4,85 1250 4300 2,83

тальные, цилиндриче- AvtonomGas, 6,4 1250 5850 3,84

ские с эллиптическими Польша 9,2 1250 7850 5,67

днищами

Резервуары горизон- Bohemia KVAOS 2,7 1250 2500 1,43

тальные, цилиндриче- spol. s т.о., AO 4,8 1250 4280 2,83

ские с эллиптическими «Восточно- 6,4 1250 5520 3,84

днищами чешский завод га- 9,1 1250 7840 5,64

зового оборудова-

ния», г. Росице у

Храсти

Значительная металлоемкость резервуарных установок, а также сложность и трудоемкость строительно-монтажных работ, обуславливают высокую стоимость сооружения и эксплуатации системы газоснабжения СУГ. Поэтому обоснование рациональных технических решений резервуарных установок и способов проведения строительно - монтажных работ является важным резервом повышения эффективности резервуарных систем снабжения сжиженным углеводородным газом.

В отечественной практике газоснабжения обычно используются подземные цилиндрические резервуары с горизонтальным размещением в грунте. Вместе с

тем, в современной зарубежной практике все более широкое распространение находят резервуарные установки с вертикальными подземными резервуарами (табл. 1.2)

Вертикальная установка резервуаров обеспечивает целый ряд преимуществ по сравнению с горизонтальной [49,46,67]:

- сокращается площадь земельных участков, отчуждаемых под размещение резервуаров;

- уменьшается протяженность ограждений резервуарной установки;

- снижаются затраты на сооружение фундаментов;

- улучшаются условия проведения работ по внутреннему освидетельствованию сосудов;

- повышается естественная испарительная способность резервуарных установок за счет более глубокого залегания в грунтовом массиве и т.д.

Учитывая зарубежный опыт применения подземных резервуарных установок с вертикальными размещениям в грунте, кафедрой ТГВ СГТУ разработана техническая документация на опытно-промышленный образец подземного вертикального резервуара объемом 3,0 м3. Опытно-промышленный образец резервуара успешно прошел заводские и эксплуатационные испытания в условиях реальной гаг

зовой практики и рекомендован Ростехнадзором РФ к широкому использованию в газовых хозяйствах России [46,67].

1.2 Разработка технических решений по снижению расхода материальных и

денежных ресурсов при сооружении подземных резервуарных установок

Существующие типовые проекты [80,81] для резервуарных установок сжиженного углеводородного газа предусматривают полную обратную засыпку котлована с расположенными в нем резервуарами песком или песчаным грунтом средней зернистости. При этом грунт, вынутый из котлована, вывозится в отвал, как правило, за черту населенного пункта. Высокая стоимость песка с учетом его доставки, а также транспортные расходы по вызову грунта в отвал обуславливают

значительные затраты материальных и денежных ресурсов, заставляют изыскивать эффективные технологии сооружения резервуарных установок сжиженного углеводородного газа.

тикоррозийного защитного покрытия и предупреждения перемещений резервуаров при промерзании пучинистых грунтов.

С целью снижения затрат на сооружение резервуарной установки была

разработана и запатентована технология [62,67] строительно-монтажных работ с установкой скользящей металлической опалубки и частичной засыпкой котлована песком (рис. 1.1). Применение данной технологии монтажа позволяет снизить потребность в песчаном грунте, исключает необходимость вывоза грунтовых масс в отвал, что, в свою очередь, обеспечивает значительную экономию денежных и материальных средств на сооружение резервуарных установок.

Песчаная засыпка в данном случае предназначена для сохранности ан-

1

3

Рис. 1.1 Установка набора скользящих опалубок вокруг резервуара.

Вид сверху. 1 - резервуар; 2 - песок; 3 - стойки; 4 - скользящая опалубка; 5 - фундамент.

1.3 Разработка экономико-математической модели и обоснование конструктивных параметров подземных резервуарных установок. 1.3.1 Общая постановка задачи.

Рациональное использование подземных резервуарных установок требует разработки научно обоснованных рекомендаций по выбору их оптимальных конструктивных параметров в зависимости от объемов потребления газа в системах газоснабжения. К таким параметрам относятся: количество резервуаров в составе групповой резервуарной установки п, способ установки резервуаров в грунте, объем одиночного резервуара VР и его геометрические размеры (длина 1 и диаметр ф.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Кузнецов, Сергей Сергеевич, 2015 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Авторское свидетельство 1064071 СССР, МКИ 17С9/12. Способ испарения сжиженного газа в подземной установке [Текст] / Б.Н. Курицын, В.П. Богданов, А.П. Усачев (СССР)_Заявл. 07.08.81, Опубл. 30.12.83, Бюл. №48.

2. Агапкин В.М. Тепловой и гидравлический расчеты трубопроводов для нефти и нефтепродуктов [Текст] / В.М. Агапкин, Б.Л. Кривошеин, В.А. Юфин. -М,: Недра, 1981.-256 с.

3. Адинсков Б.П. Огневой испаритель сжиженного газа прямого обогрева [Текст] / Б.П. Адинсков, Ю.Ф. Кирносов, Н.И. Никитин // Использование газа в народном хозяйстве: сб. статей. - Саратов: изд-во Сарат. Ун-та, 1976 Вып. 12. - С. 230-244.

4. Богданов В.П. Грунтовый испаритель сжиженного газа [Текст] / В.П. Богданов, Б.Н. Курицын, А.П.Усачев // Жилищное и коммунальное хозяйство. М: Энергоиздат, 1975. №12. - С. 30-31

5. Богданов В.П. Групповые установки сжиженного газа с комбинированным отбором жидкой и паровой фаз [Текст] / В.П. Богданов, Б.Н. Курицын // Жилищное и коммунальное хозяйство. 1976. №9. - С. 21-22.

6. Вильяме А.Ф. Сжиженные нефтяные газы: пер. с англ. [Текст] / А.Ф. Вильяме, В.Л. Ломм. - М.: Недра, 1985. - 399 с.

7. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика [Текст] / В.Е. Гмурман. -М.: Высш. шк., 2003. — 479 с.

8. ГОСТ 10704-91 Трубы стальные электросварные прямошовные. - М.: Изд-во стандартов, 1991. - 80 с.

9. ГОСТ 10798. - 95. Плиты газовые бытовые. Общие технические условия. - ИПК : Изд - во стандартов, 1995. - 50 с.

10. ГОСТ Р 51733 - 2001. Котлы газовые центрального отопления, оснащенные атмосферными горелками номинальной тепловой мощностью до 70 кВт. - Требования безопасности и методы испытаний. - Госстандарт России. - ИПК : Изд - во стандартов, 2001. - 51с.

11. ГОСТ Р 51847 - 2001. Аппараты водогазонагревательные проточные газовые бытовые типа А и С. Общие технические условия. Госстандарт России. -М.: ИПК Изд - во стандартов, 2001. - 25с.

12. ГОСТ Р 52087-2003. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия. - М.: Изд-во стандартов, 2003. - 8 с.

13. Деточенко A.B. Спутник газовика [Текст] / A.B. Деточенко, A.JI. Михеев, В.В. Волков. - М.: Недра, 1978.-311 с.

14. Едигаров С.Г. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ [Текст] / С.Г. Едигаров, С.А. Бобровский. - М.: Недра. 1973. - 367с.

15. Заболотский С.А. Сжиженные углеводородные газы на внутрироссий-ском и мировом рынках [Текст] / С.А. Заболотский // Минеральные ресурсы России. 2013. № 1.С. 64-67.

16. Иванова Е.В. Моделирование децентрализованных систем газоснабжений на базе сжиженных углеводородных газов [Текст] / Е.В. Иванова. Кандидатская диссертация. - Саратов: СГТУ, 2006. - 171 с.

17. Ионин A.A. Газоснабжение [Текст] / A.A. Ионин, В.А.Жила, М.Г. Пшоник. - М.: АСВ, 2012. - 471 с.

18. Испарители для пропан-бутана [Текст]. Жидкостные испарительные установки/ Жидкостный испаритель FAS 3000. FAS Flüssiggas Anlagen GmbH http ://fas .su/index.php?page=72

19. Карякин E.A. Промышленное газовое оборудование [Текст] / Е.А. Ка-рякин // Справочник. - Саратов: Газовик, 2013. - 1280 с.

20. Кассандрова О.Н. Обработка результатов наблюдений [Текст] / О.Н. Кассандрова, В.В.Лебедев. - М.: Наука, 1970. - 56 с.

21. Клименко А.П. Сжиженные углеводородные газы[Текст] / А.П Клименко. - М.: Гострой техиздат. - 1962. - 420 с.

22. Коссов В.В. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов [Текст] /В.В. Коссов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров. - М.: Экономика, 2000. - 421 с.

23. Кузнецов С.С. Использование комбинированной регазификации сжиженного газа для повышения экономичности эксплуатации резервуарных систем газоснабжения [Текст] С.С. Кузнецов, Б.Н.Курицын, Н.Н Осипова // VIII Международная научно-практическая конференция. Чехия, Прага 2012. - С. 108-111.

24. Кузнецов С.С. Исследование тепломассообмена в подземных резервуарах сжиженного газа [Текст] /С.С. Кузнецов, Б.Н. Курицын // Ресурсоэнерго-эффективные технологии в строительном комплексе региона: сб. науч. тр. по материалам второй Всероссийской научно-практической конференции. - Саратов: СГТУ, 2012. - С.213-215.

25. Кузнецов С.С. Источники снабжения сжиженным газом на базе подземных резервуарных установок [Текст] / С.С. Кузнецов, Б.Н. Курицын // Ресур-соэнергоэффективные технологии в строительном комплексе региона. - Саратов: СГТУ им. Гагарина Ю.А. 2014. - С. 178-181.

26. Кузнецов С.С. Определение эксплуатационных параметров резервуарных установок при комбинированной регазификации сжиженного углеводородного газа [Текст] / Б.Н. Курицын, H.H. Осипова, С.С. Кузнецов // Научный вестник Воронежского ГАСУ. - 2015. - №3(39). - С. 11-16.

27. Кузнецов С.С. Повышение энергоэффективности установок искусственной регазификации сжиженного газа [Текст] / С.С. Кузнецов, Б.Н. Курицын // XXV Международная научная конференция ММТТ-25. - Саратов: СГТУ, 2013. -С. 218-220.

28. Кузнецов С.С. Разработка математической модели комбинированной регазификации сжиженного углеводородного газа [Текст] / С.С. Кузнецов, Б.Н. Курицын, H.H. Осипова // Вестник СГТУ №4 (59). - Саратов: СГТУ, 2011. - С. 218-224.

29. Кузнецов С.С. Резервуарные системы снабжения сжиженным газом с комбинированным отбором жидкой и паровой фаз [Текст] /С.С. Кузнецов, Б.Н. Курицын, H.H. Осипова // Вестник строительства и архитектуры. -Орел: Орел-ГАУ, 2010.-С. 352-356.

30. Кузнецов С.С. Тепловая интерференция элементов трубных решеток в грунтовом массиве [Текст] /С.С. Кузнецов, Б.Н. Курицын, И.М. Бычкова Международный научно-исследовательский журнал Часть 1.- Екатеринбург. - 2014. -С. 37-40.

31. Кузнецов С.С. Технико-экономические рекомендации по применению автономного газоснабжения на базе резервуарных установок сжиженного газа [Текст] / С.С. Кузнецов, Б.Н. Курицын // Ресурсо-энергоэффективные технологии в строительном комплексе региона. - Саратов: СГТУ им. Гагарина Ю.А. 2013. - С. 219-222.

32. Кузнецов С.С. Экспериментальное исследование эксплуатационных параметров комбинированной схемы регазификации сжиженного газа [Текст] / Б.Н. Курицын, H.H. Осипова, С.С. Кузнецов // Научный вестник Воронежского ГАСУ. - 2014. - №1 (33). - С. 28-34.

33. Кузнецов С.С. Энергосберегающие системы резервуарного снабжения сжиженного газа [Текст] / С.С. Кузнецов, Б.Н. Курицын // XXV Международная научная конференция ММТТ-25 - Саратов: СГТУ, 2012. - С. 145-146.

34. Курицын Б.Н. Взаимное тепловое влияние подземных резервуаров сжиженного углеводородного газа при вертикальной установке в грунте [Текст] / Б.Н. Курицын, H.H. Осипова // Современные проблемы строительства. - Воронеж: Изд-во ВГАСУ, 1999. - 500 С.

35. Курицын Б.Н. Влияние давления газа на эффективность его использования [Текст] / Б.Н. Курицын, О.Н. Медведева, A.A. Иванов // Приволжский научный журнал , № 3 , 2009, - с.65 - 69.

36. Курицын Б.Н. Испарители сжиженного газа с шахтными грунтовыми теплообменниками [Текст] / Б.Н. Курицын, А.Н. Юшин // Актуальные проблемы современного строительства. - Пенза, ПГАСА, 2001.- с. 124 - 127.

37. Курицын Б.Н. Испаритель сжиженных углеводородных газов с промежуточным теплоносителем для установок промышленного газоснабжения [Текст] / Б.Н. Курицын, В.Г. Семенов, А.П. Усачев // Распределение и сжигание газа: межвуз. науч. сборн. - Саратов: СПИ, 1981. - С. 50-57.

38. Курицын, Б.Н. Исследование теплообмена при хранении и регазифика-ции сжиженного углеводородного газа в подземных резервуарных установках [Текст] / Б.Н. Курицын, H.H. Осипова, А.П. Усачев, С.А. Максимов // Вестник гражданских инженеров. - 2011. - Вып. №3 (28). - С. 82-87.

39. Курицын Б.Н. К моделированию тепловой интерференции подземных резервуаров сжиженного газа в электролитической ванне [Текст] / Б.Н. Курицын, H.H. Осипова //Энергосбережение и эффективность систем теплогазоснабжения и вентиляции. - Межвуз. Научный сборник: Изд-во СГТУ, 2000. - 180 С.

40. Курицын Б.Н. Моделирование теплообмена подземного резервуара сжиженного газа в системе: грунт - атмосферный воздух [Текст] / Б.Н.Курицын, Иванова Е.В. // Научно-технические проблемы совершенствования и развития систем газоэнергоснабжения: Сб-к научных трудов. - Саратов: Изд-во СГТУ, 2005.-С. 124-131.

41. Курицын, Б.Н. Обоснование выбора энергоносителя в децентрализованных системах энергоснабжения малых населенных пунктов [Текст] / Б.Н. Курицын, А.П. Усачев, О.Б. Шамин // Совершенствование строительных конструкций, архитектурных решений, технологий и организации строительства: межвуз. науч. сб. - Саратов: СГТУ, 1996. - С. 80-85.

42. Курицын Б.Н. Оптимизация геометрических параметров резервуарных установок сжиженного газа [Текст] / Б.Н. Курицын, А.П.Усачев, О.Б. Шамин // Совершенствование систем теплогазоснабжения и вентиляции: межвуз. науч. сб. -Саратов: СГТУ, 1994. - С. 64-7

43. Курицин Б.Н. Оптимизация режимов давления газа в системах газоснабжения. [Текст] / Б.Н. Курицин, A.A. Иванов // Научно - технические проблемы совершенствования и развития систем газоэнергоснабжения. Сборник научных трудов. - Саратов : Изд - во СГТУ, 2009. - с . 58 - 63.

44. Курицын Б.Н. Оптимизация систем теплогазоснабжения и вентиляции [Текст] / Б.Н. Курицын. - Саратов; Издательство СГУ, 1990. - 156 с.

45. Курицын Б.Н. Применение грунтовых теплообменников в системах инженерного оборудования зданий [Текст] / Б.Н. Курицын, А.Н. Юшин // Энер-

госнабжение с городском хозяйстве, энергетике, промышленности. Ульяновск, УлГТУ, 2001.- с. 162-164.

46. Курицын Б.Н. Резервуарные установки на базе подземных вертикальных резервуаров с естественной регазификацией [Текст] / Б.Н. Курицын, О.Н. Медведева, H.H. Осипова // Строительство - 2000. - Ростов на Дону, 2000. - С. 37-38.

47. Курицын Б.Н. Резервуарные установки сжиженного газа для централизованного газоснабжения [Текст] / Б.Н. Курицын // Распределение и сжижение газа: межвуз науч. сб.- Саратов: СПИ, 1980. - С. 68-77.

48. Курицын Б.Н. Системы снабжения сжиженным газом [Текст] / Б.Н. Курицын. - Саратов: изд-во Саратовского университета, 1988. -196 с.

49. Курицын Б.Н. Теплообмен вертикального резервуара сжиженного газа с грунтом [Текст] / Б.Н. Курицын, А.П. Усачев, О.Б. Шамин // Совершенствование строительных конструкций, архитектурных решений, технологий и организации строительства. Материалы НТК 10-15 апреля 1996 г, часть 2 - Саратов: Изд-во СГТУ.-С. 60-65.

50. Курицын Б.Н. Технико-экономическое обоснование систем газоснабжения на базе резервуарных установок сжиженного газа [Текст] / Б.Н. Курицын, Н.Н.Осипова // Вестник гражданских инженеров. - С-Пб: СПбГАСУ, 2010. -1(22).-С. 134-141.

51. Курицын, Б.Н. Технико-экономическая оптимизация систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха [Текст]: учеб. пособие / Б.Н. Курицын, H.H. Осипова. - Саратов: СГТУ, 2009. - 72 с.

52. Логинов B.C. Сооружения и объекты снабжения сжиженным газом [Текст] / B.C. Логинов. - М.: Стройиздат, 1979. - 157 с.

53. Никитин Н.И. Вопросы испарения газа и надежность работы систем при газоснабжении сжиженным газом [Текст] / Н.И. Никитин, В.А. Иванов, Б.Н. Курицын // Материалы всесоюз. семинара: Транспорт, хранение, распределение и использование сжиженных газов в народном хозяйстве. - М.: Звезда, 1969. - С. 44-46.

54. Никитин Н.И. Источники снабжения сжиженным газом [Текст] / Н.И. Никитин, Б.Н. Курицын, И.А. Ценципер // Транспорт, хранение и распределение и использование сжиженных углеводородных газов в народном хозяйстве. - М: ВНИИЭГазпром, 1970. - С. 3-12.

55. Никитин Н.И. Снабжение сжиженным газом объектов жилищно-коммунального и сельского хозяйства [Текст] / Н.И. Никитин. - М.: Стройиздат, 1976. - 105 с.

56. Никитин Н.И. Тепловой поток к резервуару сжиженного газа объемом 2,5 мЗ, заглубленному в грунт [Текст] / Н.И. Никитин, В.А. Иванов, Б.Н. Курицын // Использование газа в народном хозяйстве: сб. науч. тр. Гипрониигаз.- Саратов: Коммунист, 1967. - С. 343-352.

57. Никитин Н.И. Тепловые потоки от грунта к работающему резервуару сжиженного газа [Текст] / Н.И. Никитин, В.А. Иванов, Б.Н.Курицын // Использование газа в народном хозяйстве: сб. науч. тр. Гипрониигаз. -Саратов: Коммунист, 1966.-С. 194-199.

58. Никитин Н.И. Технико-экономическая оценка испарительных установок сжиженного газа [Текст] / Н.И. Никитин, C.B. Рубинштейн, H.H. Морозова // Газовая промышленность. - М., 1981. №4. - С. 62.

59. Никитин Н.И. Факторы, влияющие на испарительную способность установок сжиженного газа [Текст] / Н.И. Никитин, Ф.А. Павлюк, И.Н. Коптелова // Использование газа в народном хозяйстве: Сб. научн. трудов ин-та Гипрониигаз. -Саратов: изд-во Сарат. ун-та, 1971. вып. 9. С. 181-188.

60. Осипова H.H. К выбору оптимальной централизации резервуарных систем снабжения на базе огневых испарителей сжиженного углеводородного газа [Текст] / H.H. Осипова // Вестник гражданских инженеров. - СПбГАСУ, 2011. 1(26)-С. 124-128.

61. Осипова H.H. Объективный выбор регазификаторов сжиженного углеводородного газа [Текст] / H.H. Осипова // Качество внутреннего воздуха и окружающей среды: матер. IX международной научной конференции. - Волгоград: ВолгГАСУ, 2011. С. 123-125.

62. Патент на изобретение 2495196 Российская Федерация, Способ монтажа поземных вертикальных резервуаров [Текст] / Б.Н. Курицын, H.H. Осипова, С.С. Кузнецов.; заявитель и патентообладатель Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А. - № 2012109141; заявл. 11.03.2012; опубл. 10.11.2013.

63. ПБ 12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления. - М.: ГУП НТЦ «Промышленная безопасность», 2003. - 200 с.

64. ПБ 12-609-03. Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы. - М.: ГУП НТЦ «Промышленная безопасность», 2003. - 104 с.

65. Пелипенко В. Н. Горелки бытовых газовых плит [Текст] / В. Н. Пели-пенко //учебное пособие. - Тольятти : Изд - во ТГТУ., 2004 - 137с.

66. Преображенский Н.И. Сжиженные газы [Текст] / Н.И. Преображенский." Л.: Недра, 1975. - 279 с.

67. Проект технологии работ для установки из двух резервуаров РПВ-04 с частичной засыпкой котлована песком в скользящую опалубку ПТР-4-94 / [Текст] Утв. АО "Росгазификация"11.09.94. - Саратов, 1994. - 63 с.

68. Рачевский, Б.С. Сжиженные углеводородные газы [Текст] / Б.С.Рачевский - М.: Нефть и газ, 2009. - 640 с.

69. РДР 204.РСФСР 3.15.80. Рекомендации по выбору испарительных установок сжиженного газа в зависимости от климатических условий эксплуатации, проектной нагрузки газифицируемого объекта и вида используемого теплоносителя [Текст] - Саратов: Гипрониигаз, 1980 - 54 с.

70. Рекомендации по газоснабжению потребителей от групповых резерву-арных установок, оборудованных грунтовыми испарителями. - Гипрониигаз, Саратовский политехнический институт, 1986. -47с.

71. Рубинштейн C.B. Газовые сети и оборудование для сжиженных газов [Текст] / C.B. Рубинштейн, Е.П. Щуркин. - Л.: Недра, - 1991 - 534с.

72. Рулев, A.B. Разработка ресурсоэнергосберегающего и безопасного испарителя сжиженного углеводородного газа [Текст] / A.B. Рулев // Сборник работ

победителей отборочного тура Всероссийского конкурса научно-исследовательских работ «ЭВРИКА 2011». - Новочеркасск: Лик, 2011. - С. 183286.

73. Рулев, A.B. Разработка теплообменного оборудования систем регази-фикации сжиженного углеводородного газа [Текст] / A.B.Рулев // Исследователь будущего: материалы Всероссийской открытой конкурс-выставки научно-технического творчества молодежи для молодых ученых. - Владивосток: Изд. дом Дальневост. федерал. Ун-та, 2012. - С. 79-80.

74. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ 2014662234 Российская Федерация, Расчет тепломассообмена подземной резерву-арной установки сжиженного газа [Текст] / Б.Н. Курицын, H.H. Осипова, С.С. Кузнецов.; заявитель Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А. - №2014619804; заявл. 30.09.2014; опубл. 26.11.2014.

75. СП 25.13330.2012. Строительные нормы и правила. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах -М.: 2013 г.

76. СП 42-101-2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб [Текст]. - М.: ЗАО Полимер, 2003. - 166 с.

77. Стаскевич Н.Л. Справочник по сжиженным углеводородным газам [Текст] / Н.Л. Стаскевич, Д.Е. Вигдорчик. - Л.: Недра, 1986. - 543 с.

78. СТО 03321549-032-2014. Обоснование ресурсоэнергосбережения систем снабжения сжиженным углеводородным газом [Текст] / Б.Н. Курицын, H.H. Осипова, С.С. Кузнецов. - Саратов, 2014. - 15 с.

79. Технический паспорт бутановой испарительной системы [Текст] / Deltagaz spol. S г. О. -Чехия, 2007. - 11 с.

80. Типовой проект 905-1-37-87. Установки двух подземных резервуаров с электрическим регазификатором РЭП [Текст]. АПП ЦИТП, АО «Росгазифика-ция», АО «Гипрониигаз», J987. 27с.

81. Типовой проект 905-1-40-88. Установка двух подземных резервуаров с двумя испарителями-приставками ИП [Текст]. АПП ЦИТП, АО «Росгазифика-ция», АО «Гипрониигаз». 1991. 52с.

82. Усачев А.П. Системные исследования по повышению интенсивности теплообмена регазификаторов сжиженного углеводородного газа [Текст] / А.П. Усачев, А.П. Шурайц, A.B. Рулев, Т.А. Усачева //. - Саратов: Изд-во СГТУ, 2010, - С. 224.

83. Фролов, В.О. Технико-экономический анализ вариантов снабже-ния потребителей сжиженным природным газом [Текст] /О.Н. Медведева, В.О. Фролов // Научный вестник Воронежского Г АСУ- 2011. - №3 (23). - С. 49-55.

84. Чудновский А.Ф. Теплофизика почвы [Текст] / А.Ф. Чудновский. - М.: Наука, 1976.

85. Щуркин Е.П. Грунтовый испаритель технического бутана [Текст] / Е.П. Щуркин, Б.Н. Курицын, В.П. Богданов. - Саратов: Сарат. Информ листок, 1982. -40 с.

86. Щуркин Е.П. Использование термоэлектронагревателей с развитой поверхностью нагрева в испарителях сжиженного газа [Текст] / Е.П. Шуркин, В.В. Мешков, J1.C. Михайлова// Использование газа в народном хозяйстве: сб. статей.-Саратов: Изд-во Сарат.ун-та, 1976. - С. 245-254.

87. Щуркин Е.П. Электрический испаритель сжиженного газа с промежуточным теплоносителем [Текст] / Е.П. Щуркин, Б.Н. Курицын, А.П. Усачев // Использование газа в народном хозяйстве. - Саратов: изд-во Сарат. ун-та, 1976. вып. 12. - С. 245-254.

88. Dele G.F. A new look at LNG vaporization methods [Текст] / G.F. Dele. -Pipe Line industry. 1981, Vol.108. #4. P123-10.

89. Elgeti K. Der Warmeverluste eine erdverlegten Rohreeitung im Stationaren [Текст] / К. Elgeti // Zusland under dem Erdaberflache.-Forsch. Ingenierwes. Bd. 33. №4, 1967.-S. 101-105.

90. Edvards R.M. Efficient new heat exchanger suited to LPG vaporization [Текст] / R.M. Edvards // Oil and Gas Journal. 1967. Vol.65.- 40 P.96-98.

91. Eriandis С. Klimatisierung von Innenraumen durch Ausnutzung der temperatur des Erdreichs [Текст] / С. Eriandis. - Heizung, Luftung, Haustechnic. -1966. S17.

92. Forchheimer, G. Uber die Erwarming des Wassers in Leitungen [Текст] / G. Forchheimer - Hannover, 1888. - 245 s.93. Larass A. Elussigerdgas fur den Spitzenbedarf in Belgien/ Das gas und Wasserflache, Gas, Erdgas. - 1975.Bd.117. #7. S. 266-269.

94. Levy M.M. LNG terminal will easy gas shortage [Текст] / M.M. Levy. -Oil and Gas Journal. 1976. Vol.74. #25 P.131-136.

95. Liquid petroleum gas tanks/Tank and accessories [Текст] /Catalog. Flamco Flexcon s.a.r.l., France, 2010. 7p.

96. Pat 1202604 GBR Method and apparatus for vaporizing liquefied petroleum gas and mixing it with air prior to its supply to the interval combustion engine of a motor vehicle [Текст] / Kamico S, Kubo F. (GBR)

97. Pat 1344749 GBR Improvements in or relating to vaporization of liquefied petroleum gas [Текст] / Taylor A (GBR)

98. Pat 2400570 USA Liquefied petroleum gas dispensing system [Текст] / Horway H.L. (USA)

99. Pat 2516218 USA Hydrocarbon Vaporizer [Текст] /Kerr A.N. (USA)

100. Pat 2761286 USA Vaporizer for Liquid petroleum supply tanks [Текст] / Billue G.H., Grochett M.W. (USA)

101. Roussel L. Les pompes a draleur a travers l'exploitation de L'installation E.L. de Challonswisanne [Текст] / La Revue General du Eriod. 1962. S9.

Определение погрешности измерений температуры сжиженного газа

Номер опыта Температура сжиженного газа, измеренная в процессе опыта гж„ 0 С Средняя температура ж ' Погрешности отдельных измерений Среднеквад-ратическая погрешность измерений Д в,. ,°с "ж Абсолютная погрешность измерений с доверительной вероятностью 0,95 Дг °С -Ус.случ. Систематическая (приборная) погрешность измерений Дг * лс.сист.. с Отношение А* Ж.СИСТ ж.случ Общая абсолютная погрешность измерений А1ж °С Относительная погрешность измерений Е, 1ж

1 14.3 13.7 13.9 14.1 13.9 14.00 -0.30 0.30 0.10 -0.10 0.10 0.10 0.28 0.1 0.35 0.28 2.0

2 -1.2 -1.4 -1.1 -1.0 -1.1 -1.16 0.04 0.24 -0.06 -0.16 -0.06 0.06 0.18 0.1 0.52 0.18 15.5

3 -6.3 -5.7 -5.9 -6.0 -6.1 -6.00 0.30 -0.30 -0.10 0.00 0.10 0.10 0.28 0.1 0.35 0.28 4.6

4 -16.7 -17.1 -16.6 -17.0 -17.2 -16.92 -0.22 0,18 -0.12 0.08 0.28 0.09 0.25 0.1 0.39 0.25 1.4

5 -21.2 -20.58 0.62 0.32 0.89 0.1 0.11 0.89 4.3

-19.7 -0.88

-19.9 -0.68

-21.1 0.57

-21 0.42

6 -16.8 -16.60 0.20 0.22 0.61 0.1 0.16 0.61 3.6

-17.1 0.50

-16.6 0.00

-16.0 -0.60

-16.6 0.00

7 -16.7 -16.44 0.26 0.08 0.22 0.1 0.44 0.22 1.3

-16.2 -0.24

-16.4 -.0.04

-16.3 0.06

-16.6 0.16

8 -13.6 -13.84 -0.24 0.11 0.30 0.1 0.33 0.30 2.1

-14.2 0.36

-13.5 0.06

-14.0 0.16

-13.9 0.26

Расчет погрешности определения компонентного состава сжиженного газа (смесь пропан-бутана)

Номер опы та Содержание пропана в жидкой фазе СУГ Х¥1, мол. дол. Среднее значение Т, мол. дол Погрешность отдельных измерений AT, = Т-Т,, мол. дол. Среднеквадра-тическая погрешность AS., мол. дол. Абсолютная погрешность с доверительной вероятностью 0.95 ДТсчч,мол..% Систематическая погрешность Д^сс, » МОЛ. доп. Отношение AT сист AT С\УЧ Общая абсолютная погрешность измерений ДТ, мол. ДОЛ. Относительная погрешность измерения , %

1 0,66 0,68 0,66 0,63 0,64 0,652 -0,008 -0,028 0,002 0,022 0,012 0,007 0,019 0,03 1,5 0,050 7,6

2 0,56 0,57 0,58 0,55 0,54 0,560 0,000 -0,010 -0,020 0,010 0,020 0,007 0,019 0,03 1,5 0,019 3,3

3 0,50 0,54 0,52 0,56 0,55 0,534 0,034 -0,006 0,014 -0,026 -0,016 0,010 0,028 0,03 1 0,032 5,9

4 0,44 0,42 0,46 0,45 0,47 0,448 0,008 0,028 -0,012 -0,002 -0,022 0,008 0,022 0,03 1,3 0,039 8,7

5 0,37 0,34 0,38 0,368 -0,002 0,028 -0,012 0,008 0,022 0,03 1,3 0,039 10,5

0,39 0,36 -0,022 0,008

6 0,31 0,332 0,022 0,006 0,016 0,03 1,8 0,035 10,5

0,33 0,002

0,34 -0,008

0,35 -0,018

0,33 0,002

Определение погрешности измерения давления сжиженного газа

Номер опыта Давление сжиженного газа измеренная в процессе опыта Среднее давление Рж , ати Погрешности отдельных измерений давлений Среднеквад-ратическая погрешность значений Д S ати i* Абсолютная погрешность измерений с доверительной вероятностью 0,95 Д Р ЛК",СИСТ Отношение АР ж.сисг - ати АР ж,случ Общая абсолютная погрешность измерения давления Рж ати Относительная погрешность измерений Еж > а™

1 4.08 3.9 4,2 4,26 4,02 4,092 0,012 0,192 -0,108 -0,168 0,072 0,004 0.01 0,06 6 0.32 8,0

2 2,34 2,22 2,46 2,4 2,28 2,34 0 0,12 -0,12 -0,08 0,08 0,045 0,126 0,06 0,47 0,126 5,3

3 1,8 1,56 1,74 1,62 1,86 1,71 0,09 0,15 -0,03 0,09 -0,15 0,055 0,154 0,06 0,38 0,154 9,0

4 0,83 0,85 0,84 0,87 0,9 0,85 0,02 0 0,01 -0,02 -0,05 0,013 0,036 0,01 0,27 0,036 4,2

5 0,19 0,2 0,23 0,22 0,21 0,21 0,02 0,01 -0,02 -0,01 0 0,007 0,019 0,01 0,52 0,019 9,0

6 0,29 0,28 0,26 0,3 0,31 0,28 -0,01 0 0,02 -0,02 -0,03 0,009 0,025 0,01 0,4 0,025 8,9

7 0,33 0,37 0,36 0,35 0,4 0,36 0,03 -0,01 0 0,01 -0,04 0,011 0,03 0,01 0,33 0,03 8,3

8 0,5 0,47 -0,03 0,009 0,025 0,01 0,4 0,025 5,3

0,48 -0,01

0,49 -0,02

0,45 0,02

0,47 0

Определение погрешности измерения температуры грунта

Номер опыта Температура грунта измеренная в процессе опыта г,рл,0 С Средняя температура ♦ о > ^ Погрешности отдельных измерений t , ° С Средне-квадрати-ческая погрешность Д5_ °С Абсолютная погрешность измерений с доверительной вероятностью 0,95 Дг ° С ^р.случ Систематическая (приборная) погрешность измерения Д1 °с ¡7», сист Отношение ^гр.сист Общая абсолютная погрешность измерения температуры Относительная погрешность измерений Е, ,% *р

1 13,1 13.3 13,5 13.4 13,7 13,40 0,30 0,10 -0,10 -0,30 0,10 0,28 0,1 0,30 0,28 2.0

2 13.5 13,7 13.6 13.7 13.8 13,60 0,10 -0,10 -0,10 -0,20 0,05 0,14 0,1 0,70 0,14 1.0

3 13.2 13,1 13.3 13,5 13,9 13,40 0,20 0,30 0,10 -0,10 -0,50 0,14 0,39 од 0,20 0,39 2.9

4 13.3 13.4 13.5 13.6 13,2 13,40 0,10 -0,10 -0,20 0,20 0,07 0,19 0,1 0,50 0,19 1.4

5 13.0 13,2 13.1 13,20 0,20 0,10 0,10 0,28 0,1 0,35 0,28 2.1

13,6 -0,40

13,3 -0,10

6 13,3 13,10 -0,20 0,12 0,33 0,1 0,30 0,33 2.5

13,2 -0,10

13,4 -0,30

13,0 0,10

12,7 0,40

7 13,1 13,20 0,10 0,07 0,19 од 0,50 0,19 1.4

13 0,20

13,2

13,4 -0,20

13,3 -0,10

8 13,2 13,30 0,10 0,10 0,28 0,1 0,35 0,28 2.1

13,1 0,20

13,4 -0,10

13,3

13,7 -0,40

Программа для расчета тепломассообмена подземных резервуаров сжиженного углеводородного газа с комбинированной регазификацией

program Project 1; {SAPPTYPE CONSOLE} {$R*.res} uses

System.SysUtils,Math;

const Vp=3; Cm=0.5 Cj=2.35 Psii=0.5 Ap=l 5.726; Bp=l 872.46; Cp=-25.16; Ab=15.6782; Bb=2154.9; Cb=-34.42;

//Тип резервуара //Массовая теплоемкость металлического корпуса //Массовая теплоемкость сжиженного газа //Исходное содержание пропана в жидкой фазе СУГ //Коэффициенты Антуана для пропана

//Коэффициенты Антуана для бутана

var

К:array [1.. 100000] of double; Fsm:array [1.. 100000] of double; Mj:array [1.. 100000] of double; Mm:array [1..100000] of double; dM:double; tgr:double;

ndouble;

G:double;

dtau:double;

//Коэффициент теплопередачи резервуара //Смоченная поверхность резервуара //Масса сжиженного газа в резервуаре //Металлоемкость резервуара //Уменьшение массы сжиженного газа за интервал времени //Температура грунта //Теплота парообразования, Втч/кг //Расход газа из резервуара, кг/ч //Временной интервал, ч

fi_n:array [1.. 100000] of double; тервала

fi_k:array [1.. 100000] of double; тервала

tj_n:array [1.. 100000] of double; tj_k:array [1.. 100000] of double;

Pp:array [1.. 100000] of double; Pb:array [1.. 100000] of double; m:array [1.. 100000] of double; вующей температуре газа Pg:array [1.. 100000] of double; туре

//Уровень заволнения резервуара на начало временного ин-

//Уровень заполнения резервуара в конце временнного ин-

//Температура газа на начало временного интервала //Температура газа на конец временного интервала

//Давление пропана при соответствующей температуре газа //Давление бутана при соответствующей температуре газа //Отношение давлений пропана и бутана при соответст-

//Давление газа в резервуаре при соответствующей темпера-

Ksi:array [1.. 100000] of double; //Относительное количество испаренного газа за интервал времени

Psi:array [1.. 100000] of double; //Молярная концентрция пропана в пропан-бутановой смеси за интервал времени

//Вспомогательные переменные для отладки

pl,p2,p3,p4,p5,p6:double; //Коэффициенты трансцендентного уравнения 2.2 h:integer; //Для выхода из цикла решения трансцендентного уравнения

eps:double; //Точность решения трансцендентного уравнения

znach:double; //Для решения уравнения

¡¡integer; //Счетчик временных интервалов

//Аппроксимирующие зависимости //Коэффициент теплопередачи резервуара function Rashet_K(f:double):double; begin

Rashet_K :=-40.008* f= f= Р f+32.33 8 * f= f* f+ 43.574*f*f-57.53*f+25.261;

end;

//Масса сжиженного газа в резервуаре function Rashet_Mj(f:double):double; begin

Rashet_Mj:=l 800*f; end;

//Смоченная поверхность резервуара function Rashet_Fsm(f:double):double; begin

Rashet_Fsm:=18.357*PPf-28.642*f!f+21.38*f+0.0958; end;

//Металлоемкость резервуара function Rashet_Mm(f:double):double; begin

Rashet_Mm:=-1468.56*Pf*f-2291.36*f!f+1710.4*f+7.664;; end;

begin try

{ TODO -oUser -cConsole Main : Insert code here } except on E: Exception do Writeln(E.ClassName,':E.Message); end;

write ('Временной интервал = '); readln(dtau); write('TeMnepaTypa грунта = '); readln(tgr); write('TewroTa парообразования = '); readln(r); \угке('Расход газа = '); readln(G); writeln('');

fi_n[l]:=0.85; //Для первого временного интервала (0.85)

//Температура газа для первого временного интервала tj_n[l]:=tgr;

// tj_k[l]:=tj_n[l]; //для решения уравнения численным методом h:=l; //Для численного решения трансцендентного уравнения

//Подсчет уменьшения массы сжиженного газа за интервал времени dM:=G*dtau; i:=l;

while (i>0) do begin

//Исходные данные

K[i]:=Rashet_K(fi_n[i]); Fsm[i] :=Rashet_Fsm(fi_n[i]); Mj[i]:=Rashet_Mj(fi_n[i]); Mm[i] :=Rashet_Mm(fi_n[i]);

if (Mj[i]>dM) then begin

//Получение конечного выражения для tj_k pl:=r*g*dtau; p2:=K[i]*Fsm [i] *tgr*dtau; p3:=K[i]*Fsm[i]*tj_n[i]*dtau/2; p4:=K[i]*Fsm[i]*dtau/2; p5:=Cm*Mm[i]+Cj*Mj[i]; p6:=tj_n[i]-pl/p5+p2/p5-p3/p5; tj_k[i]:=p6/(l+p4/p5);

//tj_k[i]:=tj_n[i]; //Для начала отсчета

//Численное решение трансцендентного уравнения {while h=l do begin

znach:=tj_k[i]-(tj_n[i]-(r*G*dtau-K[i]*Fsm[i]*(tgr-(tj_n[i]+tj_k[i])/2)*dtau)/(Cm*Mm[i]+Cj*Mj[i])); if abs(znach)<=eps then begin h:=0; end;

tj_k[i]:=tj_k[i]-eps; end; }

writeln(i,'-fl ИНТЕРВАЛ ВРЕМЕНИ');

writeln('TeMnepaTypa в конце интервала ',FloatToStr(tj_k[i])); //Уровень заполнения резервуара в конце временного интервала

fi_k[i] :=(Mj[i]-dM)/Rashet_Mj(l);

writeln('YpoBeHb заполнения резервуара ',FloatToStr(fi_k[i]));

Pp[i]:=10*(Ap-Bp)/(Cp-tj_k[i]); Pb[i] :=10*(Ab-Bb)/(Cb-tj_k[i]);

\угке1п('Давление пропана ',FloatToStr(Pp[i]/l 000000),' МПа'); writeln('Давление бутана ',FloatToStr(Pb[i]/l 000000),' МПа');

m[i]:=Pp[i]/Pb[i];

\¥гке1п('Отношение m ',FloatToStr(m[i])); Ksi[i]:=(fi_n[i]-fi_k[i])/fi_n[i];

writeln('Oтнocитeльнoe кол-во испаренного газа ',FloatToStr(Ksi[i])); Psi[i]:=Psii*Math.Power((l-Ksi[i]),(m[i]-l));

\¥гке1п('Молярная концентрция пропана в пропан-бутановой ',FloatToStr(Psi[i]));

Pg[i]:=(Pp[i]*Psi[i]+Pb[i]*(l-Psi[i]))/1000000; writeln('Дaвлeниe газа в резервуаре ',FloatToStr(Pg[i]),' МПа');

writelnC');

inc(i);

fi_n[i]:=fi_k[i-l]; tj_n[i]:=tj_k[i-l]; end {Mj[i]>dM}

else i:=0; //Иначе отрицательное значение уровня заполнения резервуара end; {while}

readln;

end.

Стандарт организации

иЁРЗЕ

ОАО "Росгазификация

Открытое акционерное общество и проектный институт по распределению и использованию газа "Гипрониигаз"

ОАО "Гипрониигаз

Ш>

£ Ггааднвй

...... ^ ■

ПРИКАЗ

I

-Хо- г.

О введении в действие СТО 03321549-032-2014

т , навезя Щ ЩрЩЩШ

С целью совершенствования проектирования и расчета систем газоснабжения

ПРИКАЗЫВАЮ

1. Ввести в действие с 30.06.2014г СТО 03321549-032-2014 «Обоснование ресурса энергосбережения систем снабжения сжиженным углеводородным газом».

2. Настоящий приказ довести до сведения всех заинтересованных лиц.

3. Контроль исполнения приказа возложить на начальника службы ДОК Астафьеву Т.Н.

Генеральный директор

А.Л. Шурайц

Л

/

Открытое акционерное общество Головной научно-исследовательский и проектный институт по распределению и использованию газа "Гипрониигаз"

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

СТО

03321549-032-2014

регистрационный номер

2014

год утверждения

ОБОСНОВАНИЕ РЕСУРСО-ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ СИСТЕМ СНАБЖЕНИЯ СЖИЖЕННЫМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ ГАЗОМ

Издание официальное

г. Саратов 2014