На головну

Визначення коефіцієнта теплопередачі на основі диспетчерських даних

  1. I. Інтерпретація даних за шкалами термінальних цінностей
  2. II. Прикметник як ліве визначення іменника (ол).
  3. II. Інтерпретація даних за шкалами життєвих сфер
  4. II. Умови і порядок обробки персональних даних у зв'язку з реалізацією службових або трудових відносин
  5. III. визначення категорій
  6. III. визначення категорій
  7. III. визначення категорій

Коефіцієнт теплопередачі К (або К? ) Від газу в навколишнє середовище, що входить в формулу (3.20) через параметр Шухова (або Яблонського), залежить від багатьох факторів: глибини закладення трубопроводу, його ізоляції, коефіцієнта теплопровідності грунту, наявності та стану сніжного покриву, швидкості вітру біля поверхні землі і т . Д.

При проведенні орієнтовних розрахунків в [8], наприклад, рекомендується приймати значення коефіцієнта теплопередачі для грунту, що складається з сухого піску, на рівні К = 1,16 Вт / (м2? К); для дуже вологого піску - на рівні К = 3,5 Вт / (м2· К); для вогкуватої глини - на рівні К = 1,6 Вт / (м2· К). Наближене середнє значення коефіцієнта теплопередачі в орієнтовних розрахунках рекомендується приймати на рівні К = 1,75 Вт / (м2· К). Як видно, ці рекомендації не годяться для розрахунку експлуатаційних режимів.

Насправді, зміна коефіцієнта теплопередачі К? протягом річного періоду експлуатації газопроводу має сезонний характер. Для прикладу, на рис. 3.9 наводяться середньомісячні значення коефіцієнта теплопередачі К? для ділянки газопроводу Поляна - Московія.

Малюнок 3.9 - Періодичність в зміні коефіцієнта теплопередачі К?

Оптимізаційні розрахунки будуть більш точними, якщо враховувати фактичну величину коефіцієнта теплопередачі К? газопроводу, яка визначається з урахуванням сезонного фактора, наприклад, по залежності

 , (3.25)

де Кср - Середнє значення коефіцієнта теплопередачі за річний період експлуатації; амплітуда коливання До *  = (Кmax - Доmin) / 2; Доmax і Кmin - Максимальне і мінімальне середньомісячні величини коефіцієнтів теплопередачі за річний період експлуатації; ?0 *  - Зсув по фазі на початок відліку.

Але для оперативного регулювання цей метод не підходить, так як він не дозволяє врахувати добові та ін. Короткочасні зміни температурного режиму. Крім того, в період злив або, навпаки, в посушливий період, відхилення величини К? від середньостатистичного значення на дану пору року може бути дуже великою, що необхідно також враховувати.

Тому оперативне регулювання має бути засноване на використанні бази диспетчерських даних.

Обчислення коефіцієнта теплопередачі К? проводиться матричним методом по транцендентному щодо До? рівняння (3.19). Саме так, за програмою КОЕFF отримані значення До? , Представлені на рис. 3.9.

При етомабсолютние тиску в початковому і кінцевому перетинах газопроводу Рн і Рк визначаються з урахуванням внутрістанціоннихпотерь тиску газу на КС (в пилоуловлювачах, АВО, арматурі і т. Д.) відповідно до п. 7.6.19 норм технологічного проектування [3] за формулами:

Рн= Рнагий-dРвих, (3.26)

Рк = Рвх+ dРвх, МПа, (3.27)

де Рнагий - Тиск нагнітання на виході з компресорного цеху;

вих - Втрати тиску в трубопроводах і АВО між компресорним цехом і вузлом підключення до лінійної частини магістрального газопроводу,

Рвх - Тиск на вході в компресорний цех;

вх - Втрати тиску в трубопроводах і пилоуловлювачах між вузлом підключення до лінійної частини магістрального газопроводу і компресорним цехом.

Втрати тиску газу, як правило, не повинні перевищувати величин, наведених в табл. 3.2.

Таблиця 3.2 - Втрати тиску газу в трубопроводах і обладнанні КЦ

 Робочий тиск (надлишковий), МПА  Втрати тиску газу, МПа
 на вході КЦ  на виході КЦ
 при одноступінчастої очищенню газу  при двоступеневої очищенні газу  при наявності АВО газу  при відсутності АВО газу
 5,40  0,08  0,13  0,06  0,03
 7,35  0,12  0,19  0,07  0,04
 8,34  0,12  0,20  0,08  0,05
 9,81  0,13  0,21  0,08  0,05
 15,00  0,15  0,25  0,10  0,07

При визначенні коефіцієнта теплопередачі К?, Відповідно до п. 18.6.5 [3], зовнішній теплообмін враховується другим доданком після знака рівності в (3.18) і третім доданком враховується зміна температури газу за рахунок ефекту Джоуля -Томсона (температура газу знижується, так як дросель-ефект позитивний) .

Температура газу в магістральних газопроводах за рахунок ефекту Джоуля - Томсона зазвичай знижується на 3 - 6 ° С. У разі, коли ефект Джоуля - Томсона не враховують, Di = 0, з рівняння (3.18) безпосередньо випливає формула В. Г. Шухова для розрахунку температури газу в трубопроводі.

Також, з рівняння (3.18) видно, що за рахунок ефекту Джоуля-Томсона температура транспортованого реального газу може бути навіть нижче температури навколишнього грунту, а при розрахунку за формулою В. Г. Шухова температура газу ніколи не може бути нижче температури грунту.

При відсутності зовнішнього теплообміну між газом і грунтом, т. Е в умовах ідеальної теплової ізоляції газопроводу, вплив ефекту Джоуля-Томсона на температуру газу, що транспортується максимально.

Зазначені особливості перебігу реального газу по газопроводу вказують на необхідність урахування ефекту Джоуля-Томсона при визначенні температури газу, що транспортується по довжині газопроводу. Зазвичай чисельне значення коефіцієнта Джоуля-Томсона змінюється в діапазоні 3 - 6 ° С / МПа. Хоча основний внесок, до 80 - 90%, в визначення кінцевої температури газу в газопроводі дає зовнішній теплообмін. Слід зазначити, що при розрахунках температурних режимів магістральних газопроводів теплофізичні характеристики перекачуються газів (крім щільності) можна приймати постійними.

2.3.3.3 Гідравлічний розрахунок магістрального газопроводу

В основу гідравлічного розрахунку простого газопроводу (c постійним внутрішнім діаметром d і без розгалужень) береться залежність (3.28) для визначення пропускної здатності магістрального газопроводу без урахування рельєфу траси:

 млн. м3/ Сут. (3.28)

Реальні властивості природних газів враховуються коефіцієнтом стисливості Zср, Який при тисках до 15 МПа і температурах 250-400 К, обчислюють за формулою (3.29) в залежності від наведених значень температури Тпр і тиску Рпр. відповідно до п. 18.2.4 [3]:

, (3.29)

де

Рівняння для визначення тиску газу на відстані х від компресорної станції можна легко отримати на підставі рівняння (3.28), замінивши в ньому Pк на Pх, А L на х:

 . (3.30)

З рівняння (3.30) виходить:

 . (3.31)

Більш зручну формулу для визначення зміни тиску газу по довжині газопроводу можна отримати зі співвідношення (3.28) і (3.30):

 . (3.32)

Лінія падіння тиску в трубопроводі є параболою, градієнт якої збільшується по довжині газопроводу. Справа в тому, що на початку газопроводу (після компресорної станції), коли тиск високий, щільність газу велика, питома обсяг малий і швидкість руху газу невелика. Масова витрата газу і масову швидкість по довжині газопроводу при сталому режимі течії можна вважати постійними:

 , (3.33)

 . (3.34)

У міру віддалення від компресорної станції, тиск газу в трубопроводі зменшується, що призводить до збільшення питомої обсягу газу (або зменшення його щільності r), а отже, зростання швидкості руху газу по газопроводу W (в умовах постійного прохідного перетину газопроводу, F = pd2/ 4 = idem).

Так як втрати на тертя пропорційні квадрату швидкості W2, То збільшення швидкості руху газу по газопроводу призводить до інтенсивного падіння тиску газу на кінцевих ділянках газопроводу між компресорними станціями.

Т. о., Рух газу по газопроводу супроводжується значним падінням тиску газу по довжині в результаті подолання гідравлічних опорів, зниженням щільності газу, збільшенням його лінійної швидкості і т. Д., а внаслідок теплообміну між газом і грунтом відбувається зниження температури газу по довжині газопроводу .

При нестабільних режимах роботи всі ці параметри газопроводу змінюються в часі, що необхідно враховувати при вирішенні завдань ресурсо- та енергозбереження, таких, як оптимізація режимів охолодження транспортованого газу, регулювання роботи ГПА в умовах змінних навантажень, оцінка стійкості трубопроводу при виникають термічних напружених, попередження аварійних ситуацій і т. п.

 



Зміна температури газу по довжині газопроводу при експлуатації | Визначення коефіцієнта гідравлічної ефективності Е

Сучасний стан та перспективи розвитку енергогосподарства газотранспортної системи | Стан лінійної частини магістральних газопроводів | Стан обладнання компресорних станцій | Перспективи розвитку енергетичної бази КС МГ | Проблеми енергозбереження та шляхи їх вирішення | Модернізація обладнання та реконструкція парку ГПА | Утилізація вторинних енергоресурсів ВЕР | Вплив сезонного чинника на енергетичні параметри МГ і витрата паливного газу | Причини нестабільності теплогідравлічних режимів МГ | Теплогідравлічний розрахунок експлуатаційних режимів магістральних газопроводів |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати