Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Исходными данными для расчета режима работы КС являются:

§ Давление и температура газа на входе в КС (равные уточненным значениям давления и температуры в конце линейного участка);

§ Температура окружающего воздуха Т_ВОЗД ;

§ Газовая постоянная R.

Для выбранного типа привода и центробежного нагнетателя по их паспортным данным необходимо знать:

§ Q_НОМ – номинальную производительность при стандартных условиях;

§ N_e^H – номинальную мощность ГТУ;

§ n_Н – номинальную частоту вращения вала ЦН;

§ n_min, n_max – диапазон возможных частот вращения ротора ЦН;

§ приведенную характеристику ЦН

Расчет режима работы КС выполняется в следующем порядке:

1. Определяются значения давления и температуры газа на входе в ЦН. По известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН определяется коэффициент сжимаемости z_ВС;

2. Определяется плотность газа r_ВС и производительность нагнетателя при условиях всасывания Q_ВС.

3. Определяется требуемая степень повышения давления e.

4. По универсальной приведенной характеристике ЦН определяются значения Q_ПР, h_ПОЛ и [N_i /r_ВС]_ПР. Значение Q_ПР должно удовлетворять условию удаленности от зоны помпажа, то есть Q_ПР ³ Q_{ПР min}.

5. Определяется внутренняя мощность N_i, потребляемая ЦН

6. Определяется мощность на муфте привода N_e.

^7. Вычисляется располагаемая мощность ГТУ N_e^Р

,           (2.118)

где N_e^Н – номинальная мощность ГТУ;

k_Н – коэффициент технического состояния по мощности;

k_ОБЛ – коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе k_ОБЛ=1);

k_У – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла;

k _t – коэффициент, учитывающий влияние атмосферного возду­ха на мощность ГТУ;

T_ВОЗД, T_ВОЗД^Н – соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К

Значения N_e^Н, k_Н , k_ОБЛ , k_У , k _t , T_ВОЗД^Н принимаются по справочным данным ГТУ.

8. Производится сравнение N_e и N_e^P . должно выполняться условие N_e £ N_e^P. При невыполнении этого условия следует увеличить число m_Н и повторить расчет режима работы КС начиная с пункта 2.

9. Определяется температура газа на выходе из ЦН

,                                              (2.119)

где  k – показатель адиабаты природного газа, k=1,31.

Далее последовательно рассчитываются остальные линейные участки и режимы работы КС.

 

 

Вопрос №8 Уравнения состояния, неразрывности и движения

Уравнение неразрывности

При установившемся режиме работы газопровода (без отборов и подкачек) массовый расход газа, проходящий через любое сечение газопровода, остается постоянным

 ,                 (22.1)

где  r – плотность газа;

       F – площадь живого сечения газопровода;

       w – средняя скорость движения газа;

1¼n – индексы соответственно 1-го и n-го произвольных сечений.

При движении газа происходит значительное снижение давления по длине газопровода вследствие преодоления гидравлического сопротивления. Поскольку газ является сжимаемой средой, плотность газа по длине газопровода уменьшается. Это приводит к возрастанию скорости движения газа. Поэтому для газового потока уравнение баланса удельной энергии можно записать только в дифференциальной форме

 .                            (22.2)

В условиях магистрального газопровода в большинстве случаев можно пренебречь силами инерции и разностью геодезических отметок g×dy.

Тогда уравнение энергии можно переписать в виде

 .                                                    (22.3)

Для решения уравнения (22.3) в случае изотермического установившегося движения газа воспользуемся уравнением состояния

 ,                                                    (22.4)

уравнением неразрывности

 ,                            (22.5)

уравнением Дарси-Вейсбаха

 ,                                        (22.6)

где  T – температура газа;

x – продольная координата для произвольного сечения;

D – внутренний диаметр газопровода.

УРАВНЕНИЕ ДВИЖЕНИЯ.

 ,                            (22.7)

     где      P_Н , P_К – соответственно давление в начале и конце газопровода;

L – длина газопровода.

 Выражение (2.25) является решением уравнения движения.

В общем случае коэффициент гидравлического сопротивления l зависит от режима течения (параметра Рейнольдса) и шероховатости внутренней поверхности трубы. Шероховатость трубы для конкретного газопровода – вполне определенная величина. Значение параметра Рейнольдса определяется по формуле

 ,                            (22.8)

     где   Q, G – соответственно объемная и массовая производительность газопровода;

n, m – соответственно кинематическая и динамическая вязкость газа.

Так как динамическая вязкость m зависит от температуры и практически не зависит от давления, то при установившемся движении газа величина параметра Re, а следовательно и значение коэффициента гидравлического сопротивления l по длине газопровода остаются практически неизменными. Например, для газопровода диаметром D = 1,39 м при перекачке газа с относительной плотностью по воздуху D=0,7 значение коэффициента гидравлического сопротивления изменяется в пределах 1%

 КОММЕРЧЕСКИЙ РАСХОД ГАЗА.

Если известны давления в начале и конце участка газопровода, уравнение (2.25) можно решить относительно массового расхода газа

 .                 (22.9)

В практических расчетах газопроводов используется понятие коммерческого расхода, то есть объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям (для магистральных газопроводов эти понятия опускаются как само собой разумеющееся). На основании уравнения состояния, а также с учетомD=r/r_В=R_В/R, коммерческий расход составит

 ,     (22.10)

где z_СТ – коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях, z_СТ=1;

D – относительная плотность газа по воздуху;

R_В – газовая постоянная воздуха;

r_СТ – плотность газа при стандартных условиях.

С учетом (22.10) значение коммерческого расхода определяется из выражения

 ,                                        (22.11)

  где K – коэффициент, зависящий от размерностей величин, входящих в выражение (22.11), и равный

.                                                     (22.12)

При использовании смешанной системы единиц D(м), T(К), P(МПа), L(км) и Q(млн.м³/сут) значение коэффициента K составляет

K=105,087.

 

Вопрос №9 Изменение давления по длине газопровода

Рассмотрим участок газопровода протяженностью L, с давлением в начале P_Н и конце участка P_К (рис 2.3).

Рис. 2.3. Расчетная схема газопровода

Если газопровод не имеет сбросов и подкачек, то массовый расход газа в нем неизменен. На этом основании можно записать

 ,                 (2.32)

откуда следует

 ,                                        (2.33)

где  x, P_X – соответственно расстояние от начального пункта газопровода до произвольного сечения и давление в этом сечении.

Освобождаясь от знаменателей и решая (2.33) относительно Px, получим формулу распределения давления по длине газопровода

 .                                        (2.34)

Зависимость (2.33) является уравнением параболы (рис. 2.4). По мере удаления от начала газопровода, интенсивность падения давления возрастает. Это объясняется тем, что с понижением давления уменьшается плотность газа. В соответствии с уравнением неразрывности, при уменьшении плотности газа увеличивается скорость его движения, то есть возрастают потери на трение и, следовательно, возрастает гидравлический уклон. Таким образом, потери давления на трение пропорциональны квадрату скорости газа.

             С увеличением расстояния между компрессорными станциями возрастают удельные потери давления, а значит, и потери энергии на перекачку газа. Следовательно, для уменьшения удельных энергозатрат на перекачку газа – одной из основных статей эксплуатационных расходов на газопроводах, целесообразно работать с высокими давлениями на входе КС. Несмотря на то, что при этом возрастает количество компрессорных станций, экономия энергозатрат весьма существенна.

Среднее давление в газопроводе

Среднее давление газа в газопроводе необходимо для определения его физических характеристик, а также для нахождения количества газа, заключенного в объеме трубопровода.

Поскольку изменение давления по длине газопровода происходит по закону параболы (рис. 2.5), то среднее давление необходимо определять как его среднеинтегральное значение

 .                            (2.35)

 

Рис. 2.5. Среднее давление в газопроводе

 

Введем новую переменную

 .                                        (2.36)

Тогда

 ,     (2.37)

откуда

 .                                        (2.38)

Подставляя (2.36) и (2.38) в исходное выражение (2.35), получим

 

 . (2.39)

Найдем пределы интегрирования

 

Следовательно, среднее давление в газопроводе составит

                       

.      (2.40)

Вопрос №10 Температурный режим газопровода

Изменение температуры газа по длине газопровода

При стационарном движении газа массовый расход в газопроводе составляет

 .                                        (2.41)

Фактически движение газа в газопроводе всегда является неизотермическим. В процессе компримирования газ нагревается. Даже после его охлаждения на КС температура поступающего в трубопровод газа составляет порядка 20¼40°С, что существенно выше температуры окружающей среды (T₀).Практически температура газа становится близкой к температуре окружающей среды лишь у газопроводов малого диаметра (Dу<500 мм) на удалении 20¼40 км от компрессорной станции, а для газопроводов большего диаметра всегда выше T₀. Кроме того следует учесть, что транспортируемый по трубопроводу газ является реальным газом, которому присущ эффект Джоуля-Томпсона, учитывающий поглощение тепла при расширении газа.

При изменении температуры по длине газопровода движение газа описывается системой уравнений:

удельной энергии           ,

неразрывности                            ,

состояния                                     ,

теплового баланса          .

Рассмотрим в первом приближении уравнение теплового баланса без учета эффекта Джоуля-Томпсона. Интегрируя уравнение теплового баланса

 ,

получим

 ,                            (2.42)

где  ;

K_СР – средний на участке полный коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду;

G – массовый расход газа;

c_P – средняя изобарная теплоемкость газа.

Величина a_t×Lназывается безразмерным критерием Шухова

                              (2.43)

Таким образом, температура газа в конце газопровода составит

.                             (2.44)

На удалении xот начала газопровода температура газа определяется по формуле

.                             (2.45)

Изменение температуры по длине газопровода имеет экспоненциальный характер (рис. 2.6).

Рассмотрим влияние изменения температуры газа на производительность газопровода.Умножив обе части уравнения удельной энергии на r² и выразив , получим

 .                            (2.46)

Выразим плотность газа в левой части выражения (2.46) из уравнения состояния , произведение r×wиз уравнения неразрывности ,     dxиз уравнения теплового баланса .

С учетом этого уравнение удельной энергии принимает вид

       (2.47)

или

 .                                        (2.48)

Обозначив и интегрируя левую часть уравнения (2.48) от P_Н до P_К, а правую от T_Ндо T_К, получим

 .                                        (2.49)

Произведя замену

 

 ,                 (2.50)

имеем

 .                                        (2.51)

Произведя интегрирование в указанных пределах, получим

 

                                  

 .                            (2.52)

С учетом (2.42)

                                  

или

,                                       (2.53)

где  – поправочный коэффициент, учитывающий изменение температуры по длине газопровода (неизотермичность газового потока).

С учетом (2.53) зависимость для определения массового расхода газа примет вид

 .                                        (2.54)

Значение j_Н всегда больше единицы, следовательно, массовый расход газа при изменении температуры по длине газопровода (неизотермическом режиме течения) всегда меньше, чем при изотермическом режиме (T₀=idem). Произведение T₀×j_Н называется среднеинтегральной температурой газа в газопроводе.

При значениях числа Шухова Шу³4 течение газа в трубопроводе можно считать практически изотермическим при T₀=idem. Такой температурный режим возможен при перекачке газа с небольшими расходами по газопроводам малого (менее 500 мм) диаметра на значительное расстояние.

Влияние изменения температуры газа проявляется при значениях числа Шухова Шу<4, то есть в подавляющем большинстве случаев. Чем больше диаметр газопровода, тем меньше интенсивность теплообмена между газовым потоком и окружающей средой. Конечная температура газа определяется методом последовательных приближений, из-за чего теплогидравлический расчет газопровода становится итерационным процессом.

При перекачке газа наличие дроссельного эффекта приводит к более глубокому охлаждению газа, чем только при теплообмене с грунтом. В этом случае температура газа может даже опуститься ниже температуры T₀ (рис. 2.7).

Рис. 2.7. Влияние эффекта Джоуля-Томпсонана распределение температуры газа по длине газопровода

1 – без учетаDi;    2 – с учетом DiТогда с учетом коэффициента Джоуля-Томпсона закон изменения температуры по длине принимает вид

,      (2.55)

 

где    – среднее давление на участке газопровода;

Di – коэффициент Джоуля-Томпсона.

Средняя температура газа T_СР на участке газопровода определяется по формуле

 

.      (2.56)

 

Вопрос №11 Типы резервуаров и их оборудование

Классификация резервуаров .

Резервуарами называются стационарные или передвижные сосуды разнообразной формы и размеров, построенные из различных материалов.   

Резервуары являются одним из важнейших сооружений нефтебаз любого типа. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов под­разделяют последующим признакам:

по номенклатуре – на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов;

по материалу, из которого они изготовлены, — металлические, же- лезобетонные, земляные, синтетичаские, ледогрунтовые, в горных выработках;

по внутреннему давлению - без давления (с понтоном, плавающей крышей и др.), низкого давления (до 2 кПа и вакуум до 0,25 кПа), повышенного давления (до 70 кПа и вакуум от 0,25 до 10 кПа);

по конструкции — вертикальные цилиндрические с коническими, сферическими или плоскими крышами, горизонтальные цилиндрические c плоскими или сферическими крышами, каплевидные, шаровые, сферические, прямоугольные;

по технологическим операциям — для хранения маловязких или высоковязких нефтей и нефтепродуктов, отстойники, смесители, буферные.

Резервуары (нефтехранилища) в горных выработках могут сооружаться :в пластах каменной сопи путём ее растворения (выщелачивания) водой; в пластических породах путем их уплотнения подзем­ными взрывами; в шахтах путем разработки и выемки грунта; в мерз­лых грунтах (ледогрунтовые);

в зависимости от расположения по вертикали по отношению к прилегающей территории резервуары делят на наземные, подземные и полуподземные.

Резервуары могут быть подземными — заглубленными в грунт или обсыпанными грунтом и наземными.

Наземными называют резервуары, у которых днище находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегаю­щей площадки. Подземными называют резервуары, когда наивысший уровень нефтепродукта в них находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки, а также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допустимо­го наивысшего уровня нефтепродукта в резервуаре и шириной не менее 3 м. Полуподземными называют резервуары, днище которых заглублено не менее чем на половину его высоты, а наивысший уро­вень нефтепродукта находится не выше 2 м над поверхностью приле­гающей территории.

На нефтебазах и перекачивающих станциях в основном применяют стальные (типов РВС, РГС) и железобетонные (типа ЖБР) резервуары различных конструкций. Резервуары сооружают различных объемов – от 5 до 120 000 м³. Они должны отвечать ряду требова­ний: должны быть герметичными для хранящихся нефтепродук­тов и их паров, простой формы, долговечными, дешевыми. Эти требо­вания в зависимости от назначения нефтебазы и физико-химических свойств и условий перекачки нефтепродуктов удовлетворяются в различной степени и различными способами.

Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преимущественно стальные резервуары, а также железобетонные с бензоустойчивым внутренним покрытием – листовой стальной облицовкой или неметаллическими изоляциями, стойкими к воздействию нефтепродуктов. Для нефти и темных нефтепродуктов рекомендуется применять в основном железобетонные резервуары. Хранение смазочных масел, как правило, осуществляется в стальных резервуарах. В подземных хранилищах, сооружаемых в горных выработках, также хранят нефть и нефтепродукты. 

Каждая группа наземных резервуаров должна быть ограждена земляным валом шириной поверху не менее 0,5 м и стеной, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Это сооружение называется обвалованием. Обвалование подземных резервуаров предусматривают только при хранении в этих резервуарах нефти и мазутов в случае, предусмотренных СНиП II-106-79.

По границам резервуарных парков и между отдельными группами резервуаров оставляют пожарные проезды шириной не менее 3,5 м.