Объективный выбор толщины тепловой изоляции участков трубной обвязки узла редуцирования с целью предупреждения гидратообразования

7/)П11 ВЕСТНИК _7/2011 МГСУ

ОБЪЕКТИВНЫЙ ВЫБОР ТОЛЩИНЫ ТЕПЛОВОЙ ИЗОЛЯЦИИ УЧАСТКОВ ТРУБНОЙ ОБВЯЗКИ УЗЛА РЕДУЦИРОВАНИЯ С ЦЕЛЬЮ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

OBJECTIVE SELECTION THICKNESS THERMAL INSULATION AREAS PIPING SITE THE REDUCTION IN ORDER TO PREVENT

HYDRATES

Н.Н.Осипова, Б.Н. Курицын, C.A. Максимов

N.N.Osipova, B.N. Kuritsyn, S.A. Maksimov

ГОУ ВПО СГТУ

В статье приводятся результаты экономико-математического моделирования по определению оптимальных толщин тепловой изоляции участков трубной обвязки редуцирующего узла резервуарных установок сжиженного газа.

The article presents the results of economic and mathematical modeling to determine the optimal thickness sections of thermal insulation piping a reducing site.

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

Для предупреждения гидратообразования в системах резервуарного снабжения сжиженным газом используются следующие технические мероприятия и решения: осушка сжиженного газа [1, 9, 14]; ввод специальных антигидратных ингибиторов [4]; применение регуляторов давления специальных конструкций [2]; обогрев редуцирующих головок путем оснащения специальными нагревателями [3]. Высокая стоимость сорбентов, метанола и электрической энергии резко снижают экономическую эффективность предлагаемых методов предупреждения гидратообразования.

Как показывают проведенные исследования [5, 10, 12], эффективным и экономически целесообразным способом предупреждения гидратообразования является перегрев паровой фазы в самих установках регазификации СУГ. Наиболее просто эта техническая задача решается в резервуарных установках с искусственной регазификацией путем резервирования соответствующей поверхности испарителя. Как правило, испарительные установки сжиженного газа с искусственной регазификацией рассчитываются на перегрев паровой фазы выше критической температуры гидратообразования пропана 5,9 0С.

Метод перегрева паров, как способ предупреждения гидратообразования, может быть реализован и в системах с естественной регазификацией, путем использования эффекта перегрева паровой фазы СУГ в самих расходных резервуарах. Однако, темпе-

ВЕСТНИК МГСУ

7/2011

ратурный потенциал теплоподводящей среды (грунта) вносит определенную специфику в технические решения данной задачи. Проведенные теоретические и экспериментальные исследования [6, 7, 13] позволили определить условия образования кристал-логидратных пробок, условия протекания теплообмена грунт - резервуар СУГ и предложить схему предупреждения гидратообразования в регуляторах давления путем перегрева паровой фазы в самих расходных резервуарах.

Предлагаемая схема предупреждения гидратообразования приводится на рис.1.

4

к потребителю

1 2

паровая фаза СУГ

О

жидкая фаза СУГ

теплоприток от грунта

2

11

Рис.1. Расчетная схема к определению оптимальной толщины тепловой изоляции подводящих труб и узла редуцирования: 1 - внутренний участок трубной обвязки; 2 - герметичный металлический футляр; 3 -угловой вентиль; 4 - регулятор низкого давления; 5 - резервуар

В качестве исходной предпосылки к эффективному применению схемы является минимизация длины трубопроводной обвязки редуцирующего узла, т.е. 1пер=тш. Учи-

7/2011

ВЕСТНИК _МГСУ

тывая малую степень перегрева паровой фазы в резервуаре при естественной регази-фикации, все участки трубопроводной обвязки, начиная от внутреннего и кончая регулятором давления, предлагается покрывать эффективной тепловой изоляцией с обеспечением минимальных затрат в ее сооружение.

Согласно предложенной схеме предупреждения гидратообразования (см. рис. 1) разработана методика оптимизации тепловой изоляции участков трубной обвязки редуцирующего узла.

Условие оптимальности толщины тепловой изоляции реализует минимум функции капитальных вложений в изоляцию труб паровой фазы, руб.:

К = ^ {li [

где: ки - удельный стоимостной показатель тепловой изоляции, руб./м2; di,d2,d3-внутренний диаметр изоляции соответственно внутреннего, наружного участка и редуцирующего узла, м.

В качестве ограничивающего условия для уравнения (1) примем равенство величины перегрева паровой фазы в резервуаре и ее теплопотерь в трубной обвязке:

QTn = Qnep ,

то есть

Ф = Qтп " Qnep =

(tп - tж )1l , (tп - tв )l2 . (tп - tв )13

, di + 28И1 d2 + 28И2 d3 + 28 ln-- ln-- ln—

И3

- Qnep = 0,

¿1 _ ¿2 dз

где Qпep - теплота перегрева паров, Вт.

Для нахождения минимума целевой функции капиталовложений в изоляцию трубопровода (1) при заданном ограничении (3) воспользуемся вспомогательной функцией Лагранжа:

Ф

где - неопределенный множитель Лагранжа.

Необходимые условия минимума функции капиталовложений в изоляцию труб паровой фазы формируются в виде системы уравнений:

Ф' 5И1 (3И1, 8И2, 8Из )= 0, Ф' 8И2 (8И1, 8И2,8Из )= а Ф'8Из (зи1, 8И2,8Из )= а

Ф'^(8„1,8И2,8Из )= 0.

с неизвестными 8И[ , 8^ , 8Из , ^ .

Ограничения независимых переменных:

8Г < 8ор < 8

max

И1 '

8min < 8opt < 8

max

2 '

2

ВЕСТНИК 7/2011

emin ^ s0Pt < ?max

5 min ~ /

и - минимальная толщина тепловой изоляции, м (учитывая, что при высоких температурах наружного воздуха, например, в теплый период тепловая изоляция не

г £ min п\ о max

требуется, примем о =0); ои - максимальное значение толщины изоляции принимаемое из условия компоновки, как расстояние от данного участка трубной обвязки до ближайшей соседней единицы оборудования, ограничивающей дальнейшее увеличение изоляции в вертикальном и горизонтальном направлении, равное 0,12 м.

Значения 8 ,8 ,8 , удовлетворяющих приведенным уравнениям (1-6), определяют минимум целевой функции при заданном ограничении и являются оптималь-

о opt о opt о opt

ными, т.е. о„ , о„ , о„ .

И1 ' и2 ' и3

В целях разработки количественных рекомендаций по оптимальной теплозащите трубопроводной обвязки редуцирующих головок были проведены соответствующие расчеты. В расчетах использовались следующие исходные данные:

- тип подземного резервуара РПВ-4,7 геометрическим объемом Vp=4,7 м3 [8];

- расчетный уровень заполнения резервуара газом ф =50 %;

- температурный напор между грунтом и жидкой фазой сжиженного углеводородного газа trp-tK=20 °С;

- теплопроводность грунта X гр =1,5 Вт/(м-К);

- теплопроводность тепловой изоляции Xи =0,03 Вт/(м-К) [11];

- геометрические размеры трубной обвязки d1, d2, d3, l1, l2, l3 приняты по технической документации завода изготовителя - ОАО "Сарэнергомаш".

Результаты расчетов приводятся в табл. 1. Для сравнения в таблице представлены также результаты расчетов без оптимизации толщин изоляции на отдельных участках

трубной обвязки, т.е. при 8И = S = S = 8И .

Таблица 1

Значение толщин тепловой изоляции участков трубной обвязки

Наименование изолируемого участка Оптимальная толщина 8 °pt, м, при климатической зоне эксплуатации

очень холодная холодная умеренно-холодная умеренно-теплая

подземный участок трубной обвязки 0,0395 0,0225 0,0138 0,0055

наземный участок трубной обвязки 0,061 0,0365 0,0165 0,009

редуцирующий узел 0,082 0,0475 0,0208 0,0118

трубная обвязка без деления на участки 0,074 0,042 0,025 0,015

Как показывает анализ данных в табл. 1, климатическая зона эксплуатации оказывает значительное влияние на толщину тепловой изоляции трубной обвязки. Так, на-

7/)П11 ВЕСТНИК _^/2OTT_МГСУ

пример, для условий очень холодной климатической зоны 8И =74,0 мм. При этом капитальные вложения в тепловую изоляцию по (1) К=2400,46 руб. В то же время, оптимальному сочетанию толщин тепловой изоляции 8Hi=39,5 мм; 5И =61 мм; 8и =82

мм соответствуют капитальные вложения К=1978 руб., то есть на 17,5 % меньше. Аналогичная тенденция прослеживается ив других климатических зонах эксплуатации. В частности, в умеренно-холодной климатической зоне при расчетной толщине тепловой изоляции 5И =25,0 мм - капитальные вложения в тепловую изоляцию К=817 руб., а оптимальному сочетанию толщин тепловой изоляции 8И1=13,8 мм; 8и =16,5 мм; 5И =20,8 мм соответствуют капитальные вложения К=555 руб., то есть на 32 % мень-

Таким образом, оптимизация толщин тепловой изоляции трубной обвязки является экономически целесообразной, т.к. обеспечивает снижение расхода теплоизоляционного материала и денежных средств.

Литература

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

2. Данилов A.A. Автоматизированные газораспределительные станции. Справочник. СПб: Химиздат, 2004. - 544 с.

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

4. Клименко А.Г. Сжиженные углеводородные газы. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Гостоп-техиздат, 1962. - 429 с.

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

6. Курицын Б.Н., Евдокимов С.Г., Осипова H.H. Условия образования ледяных и гидрат-ных пробок в регуляторах давления сжиженного газа // C.O.K. 2006. №12. - с. 54-57.

7. Курицын Б.Н., Осипова H.H., Максимов С.А. Температурные режимы эксплуатации и надежность систем резервуарного снабжения сжиженным газом // Экология и безопасность жизнедеятельности: Сб. статей Международн. науч. практ. конф. Пенза, МНИЦ ПГСХА, 2009. -с. 128-132.

8. Курицын, Б.Н., Усачев А.П., Шамин О.Б. Оптимизация геометрических параметров ре-зервуарных установок сжиженного газа // Совершенствование систем теплогазоснабжения и вентиляции: межвуз. науч. сб. Саратов: Сарат гос.техн.ун-т, 1994. - с. 64-71.

9. Мусаев P.M., Алиев А.Г. О гидрате жидкого углекислого газа. М.: Недра, 1969. - с. 212215.

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

11. Новый улучшенный AF / Armaflex: устойчивая изоляция // Энергосбережение. 2008. №7. - с. 68-69.

12. Осипова H.H. Исследование теплообмена между грунтом и паровой фазой сжиженного газа в подземном резервуаре // Энергосбережение и эффективность систем теплогазоснабжения и вентиляции: межвуз. науч. сб. Саратов: СГТУ, 2000. - с. 165-169.

13. Осипова H.H. К выбору оптимальных режимов работы регуляторов давления при дросселировании паров сжиженного углеводородного газа // Современные научные достижения -2011: Сб. материал. VII Международ. научн. практ. конф. Прага: Education and science, 2011. - с.

74-76.

ВЕСТНИК 7/2011

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

Literature

1 Abdurashitov S.A., Tupichenkov A.A. Pipelines for liquefied gases. M.: Nedra, 1965. 215 p.

2. Danilov A.A. Automated gas distribution stations. Directory. St. Petersburg: Himizdat, 2004. — 544 p.

3. Edigarov S.G., Bobrowski S.A. Design and operation of oil depots and storage facilities. M.: Nedra, 1973. 367 p.

4. Klimenko A.G. Liquefied petroleum gas. Ed. 2-e, revised and add. M.: Gostoptekhizdat, 1962. 429 p.

5. Korotaev Y. P., Kuliev A.M., Musaev R.M. Fighting hydrates in transport of natural gas. M.: Nedra, 1973. 136 p.

6. Kuritsyn B.N., Evdokimov S.G., Osipova N.N. Formation conditions of ice and hydrate plugs into a pressure regulator LPG / S.O.K. 2006. № 12. P.54—57.

7. Kuritsyn B.N., Osipova N.N., Maksimov S.A. Temperature modes of operation and reliability of supply of liquefied petroleum gas tank // Ecology and Life: Sat. articles of the International. Scient. Pract. Conf. Penza, MNITS PGSHA, 2009. P.128—132.

8. Kuritsyn B.N, Usachev A.P., Shamin O.B. Optimization of geometrical parameters of tank installations LPG // Improvement of heat and gas supply: Intercollege. Scient. Sat. Saratov: Sarat gos.tehn.un., 1994. P.64—71.

9. Musaev R.M., Aliev A.G. About hydrated liquid carbon dioxide. M.: Nedra, 1969. P. 212—215.

10. Musaev R.M. On the stability of hydrates. M.: Nedra, 1967. 152 p.

11. The new and improved AF / Armaflex: Insulation / Energy Saving. 2008. № 7. P.68—69.

12. Osipova N.N. Study of heat transfer between the soil and vapor phase of liquefied gas in underground reservoirs // Energy and efficiency of heat and gas supply: Intercollege. Scient. Sat Saratov: Saratov State Technical University, 2000. P.165—169.

13. Osipova N.N. By the choice of optimal operating conditions of pressure regulators for steam throttling LPG / Modern scientific achievements - 2011: Sat. material. VII International. Scient. Pract. Conf. Prague: Education and science, 2011. P.74 —76.

14. Ponomarev G.V. Terms of hydrate formation of natural and associated gas. Kuibyshev, 1960. 152 p.

Ключевые слова: сжиженный углеводородный газ, узел редуцирования, экономико-математическая модель, тепловая изоляция

Keywords: liquefied petroleum gas, the site of reduction, economic and mathematical model, thermal insulation

e-mail: osnat75@mail.ru