1.5 Средняя скорость движения газа в газопроводе и суточная потеря газа при истечении его из отверстия в теле трубы.
Среднюю скорость движение газа определим по номограмме (рисунок 1.1) для следующих условий:
– среднее давление газа в трубопроводе Рср = 7,138 МПа;
– внутренний диаметр трубы Dвн=118,4 см;
– расход газа .
По номограмме находим .
Согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006 скорость газа не должна превышать 20 м/с, данное требование выполняется.
Суточную потерю газа определим при эквивалентном размере образовавшейся неплотности 1 см2. Среднее давление газа в трубопроводе Рср=7,137 МПа, средняя температура Тср=295,19 К скоростью газа в трубопроводе пренебрегаем.
Критическое отношение давлений для газа (считаем газ – метан, показатель адиабаты k = 1,31)
(1.37)
Имеющийся
перепад давлений 
больше критического, поэтому истечение
газа происходит со скоростью равной
местной скорости звука в газе.
Массовый секундный и массовый суточный расходы вытекающего газа
(1.38)
где показатель рода газа
(1.39)
Рисунок 1.1 – Номограмма для определения средней скорости движения газа
1.6 Охранные зоны магистрального газопровода.
Для исключения возможности повреждения трубопроводов (при любом виде их прокладки) устанавливаются охранные зоны. Размеры охранных зон и зон минимальных расстояний объектов МГ, порядок производства в этих зонах любого вида работ определены СТО Газпром 2-2.1-249, СНиП 2.05.06-85* и ВСН 51-1-80.
Рассматриваемый газопровод относится к I-му классу, имеет условный диаметр 1400 мм. Минимальные расстояния от оси газопровода до некоторых объектов представлены в таблице 1.6. Минимальные расстояния от компрессорных и газораспределительных станций данного газопровода до объектов представлены в таблице 1.7.
Таблица 1.6 – Минимальные расстояния от оси газопровода до объектов
Объекты, здания и сооружения | Расстояние, м |
Города и другие населенные пункты; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани | 350 |
Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I-III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод | 250 |
Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод | 200 |
Кабели междугородной связи и силовые электрокабели | 10 |
Притрассовые постоянные дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов | не менее 10 |
В охранных зонах трубопроводов запрещается производить всякого рода действия, могущие нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов либо привести к их повреждению, в частности:
перемещать, засыпать и ломать опознавательные и сигнальные знаки, контрольно-измерительные пункты;
открывать люки, калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов кабельной связи, ограждений узлов линейной арматуры, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смотровых колодцев и других линейных устройств, открывать и закрывать краны и задвижки, отключать или включать средства связи, энергоснабжения и телемеханики трубопроводов;
устраивать всякого рода свалки, выливать растворы кислот, солей и щелочей;
разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропускные устройства, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие трубопроводы от разрушения, а прилегающую территорию и окружающую местность – от аварийного разлива транспортируемой продукции;
бросать якоря, проходить с отданными якорями, цепями, лотами, волокушами и тралами, производить дноуглубительные и землечерпальные работы;
разводить огонь и размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня.
Таблица 1.7 – Минимальные расстояния от КС и ГРС газопровода до объектов
Объекты, здания и сооружения | Расстояние, м |
Города и другие населенные пункты; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани | 700 |
Мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом свыше 20 м | 500 |
Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I-III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод | 350 |
Автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категорий | 350 |
Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод | 250 |
Лесные массивы пород: а) хвойных б) лиственных | 75 30 |
В охранных зонах трубопроводов без письменного разрешения предприятий трубопроводного транспорта запрещается: возводить любые постройки и сооружения, строить коллективные сады с жилыми домами, устраивать массовые спортивные соревнования, соревнования с участием зрителей.
В аварийных ситуациях разрешается подъезд к трубопроводу и сооружениям на нем по маршруту, обеспечивающему доставку техники и материалов для устранения аварий с последующим оформлением и оплатой нанесенных убытков землевладельцам.
studfiles.net
1.5 Средняя скорость движения газа в газопроводе и суточная потеря газа при истечении его из отверстия в теле трубы.
Среднюю скорость движение газа определим по номограмме (рисунок 1.1) для следующих условий:
– среднее давление газа в трубопроводе Р
ср = 7,138 МПа;– внутренний диаметр трубы Dвн=118,4 см;
– расход газа .
По номограмме находим .
Согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006 скорость газа не должна превышать 20 м/с, данное требование выполняется.
Суточную потерю газа определим при эквивалентном размере образовавшейся неплотности 1 см2. Среднее давление газа в трубопроводе Рср=7,137 МПа, средняя температура Тср=295,19 К скоростью газа в трубопроводе пренебрегаем.
Критическое отношение давлений для газа (считаем газ – метан, показатель адиабаты k = 1,31)
(1.37)
Имеющийся
перепад давлений 
больше критического, поэтому истечение
газа происходит со скоростью равной
местной скорости звука в газе.
Массовый секундный и массовый суточный расходы вытекающего газа
(1.38)
где показатель рода газа
(1.39)
Рисунок 1.1 – Номограмма для определения средней скорости движения газа
1.6 Охранные зоны магистрального газопровода.
Для исключения возможности повреждения трубопроводов (при любом виде их прокладки) устанавливаются охранные зоны. Размеры охранных зон и зон минимальных расстояний объектов МГ, порядок производства в этих зонах любого вида работ определены СТО Газпром 2-2.1-249, СНиП 2.05.06-85* и ВСН 51-1-80.
Рассматриваемый газопровод относится к I-му классу, имеет условный диаметр 1400 мм. Минимальные расстояния от оси газопровода до некоторых объектов представлены в таблице 1.6. Минимальные расстояния от компрессорных и газораспределительных станций данного газопровода до объектов представлены в таблице 1.7.
Таблица 1.6 – Минимальные расстояния от оси газопровода до объектов
Объекты, здания и сооружения | Расстояние, м |
Города и другие населенные пункты; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани | 350 |
Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I-III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод | 250 |
Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод | 200 |
Кабели междугородной связи и силовые электрокабели | 10 |
Притрассовые постоянные дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов | не менее 10 |
В охранных зонах трубопроводов запрещается производить всякого рода действия, могущие нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов либо привести к их повреждению, в частности:
перемещать, засыпать и ломать опознавательные и сигнальные знаки, контрольно-измерительные пункты;
открывать люки, калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов кабельной связи, ограждений узлов линейной арматуры, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смотровых колодцев и других линейных устройств, открывать и закрывать краны и задвижки, отключать или включать средства связи, энергоснабжения и телемеханики трубопроводов;
устраивать всякого рода свалки, выливать растворы кислот, солей и щелочей;
разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропускные устройства, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие трубопроводы от разрушения, а прилегающую территорию и окружающую местность – от аварийного разлива транспортируемой продукции;
бросать якоря, проходить с отданными якорями, цепями, лотами, волокушами и тралами, производить дноуглубительные и землечерпальные работы;
разводить огонь и размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня.
Таблица 1.7 – Минимальные расстояния от КС и ГРС газопровода до объектов
Объекты, здания и сооружения | Расстояние, м |
Города и другие населенные пункты; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани | 700 |
Мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом свыше 20 м | 500 |
Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I-III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод | 350 |
Автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категорий | 350 |
Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод | 250 |
Лесные массивы пород: а) хвойных б) лиственных | 75 30 |
В охранных зонах трубопроводов без письменного разрешения предприятий трубопроводного транспорта запрещается: возводить любые постройки и сооружения, строить коллективные сады с жилыми домами, устраивать массовые спортивные соревнования, соревнования с участием зрителей.
В аварийных ситуациях разрешается подъезд к трубопроводу и сооружениям на нем по маршруту, обеспечивающему доставку техники и материалов для устранения аварий с последующим оформлением и оплатой нанесенных убытков землевладельцам.
studfiles.net
Скорость движения газов в трубе
Пример. Газ поступает в газохранилище по двум трубам, диаметры которых 1 и 2- Линейная скорость движения газа в трубах одинакова и равна и. Если заменить разные трубы одинаковыми, то каков должен быть их диаметр й при условии, что общее количество поступающего газа и линейная скорость его движения должны остаться прежними [c.616]
Скорость движения газа в трубе [c.167]
Скорость движения газа в трубе определяют по расходу и сечению трубы [c.180]
Поскольку плотность продуктов сгорания уменьшается с повышением их температуры, требуется дымовая труба меньшей высоты. Тяга также улучшается с понижением температуры окружающего воздуха. Высота дымовых труб на нефтеперерабатывающих установках составляет 40—50 м и более, а создаваемое разрежение 150—200 Па. Скорость движения газов в трубе обычно принимают равной 4—8 м/с при естественной тяге и 8—16 м/с ирп искусственной, согласуя ее с величиной гидравлического сопротивления. [c.215]
Скорость движения газа в трубе факела независимо от возможных колебаний нагрузок всегда должна быть больше скорости распространения пламени и в то же время — меньше некоторой предельной скорости, при которой возможен отрыв пламени. Однако, как уже говорилось выше, при недостаточных скоростях газа в факель- [c.217]Газ по трубопроводам всегда перемещается из участков с повышенным давлением в участки, где давление ниже. Движение газа продолжается до тех пор, пока давление в системе газопроводов не выровняется. Скорость движения газа в трубе зависит от количества газа, протекающего через его поперечное сечение в единицу времени чем больше количество газа, тем больше и его скорость, чем больше диаметр трубы, тем меньшей будет скорость движения газа. [c.77]
Диапазон изменения начальной скорости движения газов в трубе—15 — 30 м/сек, концентрацпи 0,1—5 кг/кг, температуры 20 — 300 °С. [c.84]
Пример, Газ поступает в газохранилище по двум трубам, имеющим диаметры и , линейные скорости движения газа в трубах соответственно равны г , и Если заменить обе трубы двум/1 новыми трубами одинакового диаметра, то каким должен быть этот диаметр (1. чтобы общая пропускная способность труб и линейная скорость газа в каждой трубе остались прежними [c.440]
Скорость движения газа в трубах (секциях) электрофильтра [c.43]
Для применения рассматриваемого метода к решению задачи необходимо также выяснить вопрос о сжимаемости исследуемой среды. В тех случаях, когда скорость движения газа в трубе мала по сравнению со скоростью звука в этом газе, можно рассматривать среду как несжимаемую жидкость и для исследования движения потока применять уравнения, справедливые для несжимаемой жидкости с добавлением уравнения состояния газа. Ошибка, которую мы вводим в уравнение неразрывности, пренебрегая сжимаемостью газа, составляет менее 1%, если скорость движения газа не превышает примерно 1/7 скорости звука в неподвижной среде [27]. В рассматриваемых условиях скорость звука в паропроводе составляет 120 м/сек. Для применения уравнений несжимаемой жидкости с вышеуказанной точностью необходимо, чтобы скорость потока пара не превышала 17 м/сек. Скорость потока пара в паропроводе насоса, равная примерно 10 м/сек, удовлетворяет этому требованию, значит для нахождения рационального профиля верхнего сопла метод С. А. Чаплыгина применить можно. Движение паров масла в паропроводе высоковакуумного пароструйного насоса можно описать основными уравнениями гидродинамики идеальной несжимаемой жидкости. Уравнение для движущегося элемента жидкости при условии пренебрежения трением и силой тяжести записывается так [c.197]
Средняя скорость движения газа в трубах электрофильтра у =- =- = 1,46 ж/сек, [c.42]
Скорость движения газов в трубах (приведенная к незаполненному объему) составляет w = 3,5 м/сек. [c.438]
Особые условия должны соблюдаться при сжигании на факелах ацетилена. При сжигании ацетилена в среде воздуха скорость горения этого газа составляет около 3 м/с. Поэтому считают, что принимаемая скорость движения газа в трубе 5— 8 м/с соответствует условиям безопасного гор
www.chem21.info
Какова стандартная скорость газа в трубопроводе? |
BigInch (Нефть)
6 июл 07 14:35
Я был недоволен моим ответом выше, поэтому я решил выкопать его из спецификаций Saudi ARAMCO. (L032) Вот что они используют.
5 Исключением для максимальных скоростей являются проприетарные трубопроводы (например, дозирующая заслонка, скачок перенапряжений и т. Д.) Или трубопроводы, требующие баланса потока в сегментах ветвей (например, системы спрей-распылителя / спринклера). В тех случаях, когда скорости не ограничиваются в Таблице 1, максимальная скорость жидкости в трубопроводах из углеродистой стали ограничивается следующим:
5.1.1 Однофазные газовые линии
Для трубопроводов внутри завода, за исключением рельефа и потока факела, максимальная скорость в газопроводах должна быть ограничена 18,3 м / с. Внутрисистемный шум может быть проблемой, когда скорости в газовых линиях превышают этот предел. Более высокие скорости приемлемы, когда конфигурация компоновки трубопроводов относительно проста и имеет минимальное количество фитингов и клапанов, подлежащих рассмотрению и утверждению специалиста по инженерным вопросам в отделе консалтинговых услуг.
Для межстрановых трубопроводов, когда шум не вызывает беспокойства, максимальная скорость газа является экономическим балансом между допустимыми падениями давления, требуемыми скоростями потока газа и другими факторами.
Скорость потока в газопроводах должна быть не менее 4,6 м / с, чтобы минимизировать накопление воды на дне трубы.
5.1.2 Жидкие линии
Скорость потока в однофазных линиях жидкости для услуг, отличных от приведенных в таблице 1, должна быть ограничена 4,6 м / с.
Скорость потока не должна быть меньше 1 м / с, чтобы минимизировать осаждение твердых частиц и накопление воды на дне трубы.
Более высокая скорость потока может использоваться в особых случаях или в прерывистых услугах, подлежащих рассмотрению и утверждению Инженером-специалистом в Департаменте консультационных услуг.
5.1.3 Двухфазные линии газа / жидкости
За исключением линий сброса жидкости и продувки, скорости потока в отводных линиях и других линиях, транспортирующих газ и жидкость в двухфазном потоке, не должны превышать скорость эрозии жидкости, определяемую уравнением (1):
(1)
где:
Ve = текучая скорость эрозии, футы / секунда
Dm = плотность газожидкостной смеси при рабочем давлении и температуре, фунт / фут³
Dm =
где:
P = рабочее давление, psia
Sl = удельный вес жидкости при стандартных условиях (вода = 1, средняя средняя сила тяжести для смесей углеводородов)
R = отношение газ / жидкость cu-ft / баррель при стандартных условиях
T = рабочая температура, ИЛИ
Sg = удельный вес газа при стандартных условиях
(Воздух = 1)
Z = коэффициент сжимаемости газа, безразмерный
C = (эмпирическая константа)
C = 100 для непрерывного обслуживания
C = 125 для непрерывного обслуживания
(Для безводных жидкостей, где коррозия не ожидается или когда коррозия контролируется ингибированием или с использованием коррозионностойких сплавов, значения «С» до 150-200 могут использоваться для непрерывного обслуживания. Когда значения «С» выше 100 Для непрерывного обслуживания, следует учитывать периодические обследования для оценки толщины стенки трубы).
Как только известна эрозионная скорость, минимальная площадь поперечного сечения А, необходимая для предотвращения эрозии флюида, определяется из уравнения (2):
A = (2)
Где:
A = минимальная площадь сечения поперечного сечения трубы, квадратный дюйм на 1000 баррелей жидкости в день.
Минимальная скорость в двухфазных линиях должна составлять около 10 футов в секунду, чтобы минимизировать засорение разделительного оборудования. Это особенно важно в длинных линиях с изменениями высоты.
5.1.4 Паровые линии
Для изолированных паропроводов максимальная скорость для непрерывного обслуживания должна быть следующей:
Пары низкого давления, 50 # до 150 # 175 фут / сек
Пары среднего давления, 150 # до 400 # 130 фут / сек
Пары высокого давления, 400 # до 600 # 100 фут / сек
Для вентиляционного пара максимальная скорость ограничена до 200 фут / сек.
5.2 Максимально допустимая скорость жидкости в трубопроводах 90-10 CuNi варьируется в зависимости от размера линии, как показано в таблице 2.
5.3. При калибровке систем пожаротушения максимальная скорость воды, основанная на номинальной мощности выпускных отверстий (гидрантов и мониторов), не должна превышать в два раза максимальную скорость, указанную в таблице 1 для материала трубы
Похожие
otvetopedia.ru
Движение газа по трубам | Kursak.NET
. Движкние газа по трубам 10.1. Основные положения и задачи
Основной отличительной особенностью движения газа по трубам от движения капельных жидкостей заключается в том, что капельные жидкости характеризуются весьма малой сжимаемостью, а их вязкость практически не зависит от давления. По этой причине для решения большинства практических задач капельные жидкости можно считать не сжимаемыми, что позволяет значительно упростить уравнения движения такой жидкости. При движении газа таких допущений делать нельзя. Поскольку изучение общих решений уравнений газодинамики не является предметом настоящего курса, рассмотрим лишь частные задачи, встречающиеся в практике работы специалистов горных отраслей промышленности. К числу таких первоочередных задач относится изучение движения газов, включая воздух по газопроводам (воздуховодам).
Газ двигается по газопроводу при переменном давлении, т.к. давление изменяется вдоль длины газопровода из-за неизбежных потерь напора по длине трубопровода. По этой причине плотность газа и его вязкость являются величинами переменными и неодинаковы в различных сечениях газопровода. Рассмотрим наиболее простой случай газопровода (воздуховода) собранного из труб одинакового диаметра (простой газопровод S = const) при установившемся движении газа. Тогда в соответствии с уравнением неразрывности потока газа массовый расход газа вдоль газопровода является величиной постоянной= const. При этом объёмный расход газа будет меняться от одного сечения газопровода к другому, т.к. плотность газа зависит от давления, которое по длине газопровода меняется.
Тогда скорость движения газа также будет меняться вдоль длины газопровода:
При этом должна изменяться и температура газа по длине газопровода, и, как следствие, также и вязкость газа. Однако для решения практических задач движение газа по трубопроводу можно считать изотермическим (небольшие скорости движения, теплоизоляция газопровода, небольшие перепады давления). Это допущение не приведет к серьёзным погрешностям в расчётах, но оно позволяет пренебречь изменением вязкости газа при незначительных колебаниях температуры газа в газопроводе. Т.е. полагаем, что в газопроводе соблюдается условие: Т = const и= const. При таких условиях будет посто-
янным для всего потока и число Рейнольдса, и как следствие будут одинаковым коэффициенты трения и гидравлических сопротивлений по длине потока.
Отметим, что в последнем выражении все величины, входящие в правую часть равенства являются величинами постоянными, отсюда: Re = const и /I = const. По этой причине для определения величины потерь напора и расхода газа можно воспользоваться обычным уравнением Бернулли.
i %
10.2. Основные уравнения газодинамики для установившегося движения газа в простом газопроводе
Запишем уравнение Бернулли в дифференциальной форме:
Последний член уравнения весь мал и его величиной можно пренебречь, тогда для горизонтального газопровода (z = const) можно записать:
Подставив в последнее уравнение значение средней скорости движения газа, выразив её через массовый расход, получим:
По принятым выше условиям процесс движения газа по газопроводу является изотермическим, тогда подставив в последнее уравнение значение из уравнения Бойля-Мариотта:
, получим:
Решая последнее уравнение, получим основные расчётные формулу для определения потерь давления в газопроводе и формулу для определения массового расхода газа в газопроводе.
>
.я
Величина коэффициента трения Л определяется по формулам для жидкости в зависимости от режима её движения или же можно воспользоваться эмпирической формулой ВННИИГаза:
* ^
*
где d– диаметр газопровода в сантиметрах.
11. Безнапорное движение жидкости
При безнапорном движении жидкости часть периметра живого сечения потока жидкости ограничивается газовой средой, давление в которой равно атмосферному давлению. Типов безнапорных потоков достаточно много, это и безнапорное движение жидкости в трубах, и потоки жидкости в открытых руслах, и т.д. Тем не менее, несмотря на разнообразие таких потоков, с точки зрения гидравлики их можно разделить на установившиеся потоки с равномерным движением жидкости и неустановившиеся потоки, часто называемые быстротоками. Наибольший интерес для нас играют потоки первой группы, с которыми чаще всего приходится встречаться специалистам горной промышленности. Быстротоки, как правило, являются предметом изучения для специальных дисциплин гидротехнического профиля. Поскольку установившиеся потоки жидкости, независимо от их вида совершенно одинаковы, то расчёты параметров таких потоков общие и могут быть продемонстрированы на простом примере.
11.1. Классификация безнапорных потоков
Прежде всего, следует отметить, что сколь-нибудь совершенной и законченной классификации безнапорных потоков отвечающей их многообразию не существует, попытаемся выделить некоторые типы потоков по их основным признакам.
На начальной стадии разделим все потоки по их происхождению на две группы: естественные (природные) и искусственные (созданные человеком). К потокам первой группы будут относиться все реки и другие природные русла, отличающиеся от рек чаще всего лишь по названию, а не по своей сути.
Аналогичные две группы потоков можно выделить и по роли и назначению потоков: потоки жидкости, используемые как средство транспорта (естественные русла – реки и искусственные русла – каналы) и потоки жидкости как средство транспорта самой же жидкости (водоводы и др. гидротехнические сооружения).
Безнапорные потоки также можно разделить на заглублённые и наземные. К категории заглублённых относятся все виды безнапорных трубопроводов. Среди безнапорных трубопроводов можно выделить трубопроводы из стальных, бетонных, асбоцементных и другого типа труб; по сечению безнапорные трубопроводы можно разделить на круглые,
некруглые и трубопроводы специального сечения.
Среди наземных безнапорных потоков можно вы делить гидротехнические системы, сооружаемые из
готовых элементов, когда водовод монтируется на трассе и обсаживаемые. При сооружении последних, как правило, предварительно сооружается земляное русло бедующего водовода (траншея, канава и др.), после чего такое русло обсаживается водоизоляционным материалом во избежание потерь при инфильтрации жидкости в почву. Наиболее часто встечающимися формами сечения таких водоводов являются водоводы трапециевидного (1), треугольного (2) и, реже всего, прямоугольного форм сечения (3).
Подавляющее число наземных потоков являются открытыми, т.е. сообщаются с атмосферой, однако, в тех случаях, когда необходимо предотвратить потери транспортируемой жидкости от испарения (в странах с жарким климатом), водоводы перекрывают. В ряде случаев водоводы монтируются над поверхностью земли на специальных опорах и мостовых переходах, создавая тем самым акведуки.
И, наконец, можно разделить безнапорные потоки на постоянно действующие и работающие в сезонном режиме.
11.2. Основные методы гидравлического расчёта безнапорных потоков Равномерное движение жидкости в безнапорном потоке поддерживается за счёт разницы в уровне свободной поверхности между начальным и конечным живыми сечениями потока. Чтобы движение жидкости в потоке было равномерным, должны быть выполнены следующие необходимые условия:
живые сечения потока вдоль всего русла должны быть одинаковыми как по размеру, так и по форме,
уровень свободной поверхности жидкости должен быть параллелен профилю дна русла,
шероховатость стенок русла должна быть одинакова по всей длине русла. При выполнении этих условий гидравлический расчёт сводится в основном к определению расхода в потоке жидкости, а также некоторых параметров потока.
Выделим в потоке жидкости двумя живыми сечениями (1-1 и 2 – 2) отсек потока длиной /. Центры тяжести сечений будут находиться соответственно на уровнях и от произвольно выбранной плоскости сравне ния О -О и на глубинах соответственнои под уровнем свободной поверхности жидкости. Тогда запишем уравнение Бернулли для этих двух сечений потока.
Поскольку по условиям равномерности потокаи, то уравнение
Бернулли примет вид:
t
?
где:
– потери напора по длине отсека потока /. Согласно известному уравнению Шези средняя скорость в живом сечении потока:
Величина скоростного коэффициента Шези С определяется по экспериментальной формуле Маннинга:
где: п – величина шероховатости стенок русла. Или по формуле Павловского:
где: при
при
11.3. Движение жидкости в безнапорных (самотёчных) трубопроводах
Безнапорные самотёчные трубопроводы прокладываются, как правило, в заглублённом исполнении. Для строительства таких трубопроводов помимо труб круглого сечения (1) часто используются трубы овоидального (2) и лоткового (3) сечений.
При гидравлическом расчёте безнапорных трубопроводов независимо от вида их сечения при ходится решать задачи трёх основных типов:
определение расхода жидкости, пропускаемого данным трубопроводом,
определение уклона дна, необходимого для пропуска заданного расхода жидкости при заданном заполнении сечения,
определение степени наполнения трубопровода для пропуска заданного расхода жидкости при известном уклоне дна.
Решение всех этих задач сводится к решению уравнения Шези при различных вариантах задания исходных данных Анализируя результаты решения таких задач нетрудно обнаружить, что для каждого сечения трубопровода существует так называемая эффективная степень заполнения русла, при которой достигается максимальный расход при условии минимальо возможных потерях напора Это объясняется тем, что при увеличении площади живого сечения потока увеличивается также и длина смоченного периметра Начиная с некоторой величины (соответствующей эффективной степени заполнения русла), увеличение длины смоченного периметра начинает «обгонять» рост площади живого сечения. При этом дальнейшее увеличение расхода жидкости в трубопроводе будет сопряжено со значительными потерями напора.
12. Движение неньютоновских жидкостей 12.1. Некоторые характеристики и реограммы неньютоновских жидкостей.
Изучение процесса движения неньютоновских жидкостей является весьма трудоёмкой задачеё как с точки зрения полноты понимания всех физико-химических процессов сопровождающих такое движение сложного физического тела, так и с точки зрения математического описания этого явления. Как известно, все неньютоновские жидкости отличаются от классической ньютоновской жидкости видом зависимости градиента давления
от величины касательного напряжения. Графики таких зависимостейносят на-
звание кривых течения неньютоновских жидкостей или реограмм. На рисунке представлены реограммы различных типов неньютоновских жидкостей (1 – дилатантная жидкость, 3 – псевдопластическая жидкость, 4 – вязкопластическая жидкость) по сравнению с аналогичной характеристикой классической ньютоновской жидкостью (линейная зависимость – 2).
Первые два вида неньютоновских жидкостей: дилатантные и псевдопластические описываются одинаковыми уравнениями реограмм с различными характеристиками коэффициентов k –меры консистенции жидкости и п – меры степени отличия поведения неньютоновской жидкости от классической ньютоновской жидкости.
Для характеристики названных выше типов неньютоновских жидкостей часто используется ещё одна дополнительная мера – эффективная кажущаяся вязкость жидкости. Суть этой меры состоит в том, что для любой конкретной величины касательного напряжения в неньютоновской жидкости можно поставить в соответствии величину вязкости ньютоновской жидкости с одинаковой величиной касательных напряжений, т.е. реограмма реальной неньютоновской жидкости заменяется линейной зависимостью:
Естественно, что величина эффективной кажущейся вязкости жидкости будет зависеть от интервала значений касательного напряжения, на котором эта величина вычисляется.
Вязкопластические (бингамовские) жидкости обладают как свойствами твёрдого тела (при напряжениях меньших величины статического напряжения сдвига ), так и
свойствами жидкости (при касательных напряжениях в жидкости ). Когда вязкопла-
стическая жидкость проявляет свойства твёрдого пластичного тела, то роль кристаллической решётки в вязкопластической жидкости осуществляет образующаяся в ней жёсткая
пространственная структура, приводящая к полной неподвижности жидкости. Поэтому реограмму вязкопластических жидкостей (в) принято рассматривать как некоторую сумму реограмм твёрдого пластичного тела (а) и классической ньютоновской жидкости (б). Уравнение такой реограммы можно представить в следующем виде:
Вид реограмм неньютоновских жидкостей, в том числе и вязкопластичных жидкостей, осложняется проявлением тиксотропных свойств таких жидкостей. Принято считать, что величина статического напряжения сдвига вязкопластичных жидкостей зависит от продолжитнльности нахождения такой жидкости в состоянии покоя, другими словами, прочность образующейся структурной решётки в вязкопластичной жидкости увеличивается со временем. Повторное приведение жидкости в состояние движения происходит при значительно более низком статическом напряжении сдвига. Поэтому принято различать величину начального статического напряжения сдвига (после длительной остановки жидкости) и динамическую величину (после кратковременных перерывов в работе). Тиксо-тропные свойства жидкостей обратимы, т.е. при восстановлении существовавшего ранее режима течения жидкости их действие прекращается.
Следует также отметить тот факт, что на величину статического напряжения сдвига в значительной степени влияет вибрация, разрушающая образующуюся в жидкости пространственную структуру. При этом величина т0 может быть снижена практически до 0, и
поведение такой жидкости не будет отличаться от классической ньютоновской жидкости. Особенности строения вязкопластических жидкостей приводят к некоторым парадоксам. Так, к примеру, в сообщающихся сосудах с вязкопластической жидкостью уровни в коленах сосудов устанаыливаются на разных высотах, зависящих от свойств жидкости и
у
размеров сосудов. ! *
12.2. Движение вязкопластических жидкостей в трубах.
Для того, чтобы вязкопластичная жидкость начала перемещаться необходимо создать между начальным и конечным сечениями участка трубы длиной / некотурую разность напоров, при которой будет преодолена величина начального статического напряжения сдвига. При этом жидкость отрывается от стенок трубы и первоначально движется на подвижном ламинарном слое, сохраняя свою прежнюю пространственную структуру, т.е. с одинаковыми скоростями по всему отсеку потока. Разрушение этой структуры происходит позже и при некотором превышении напора.
Поскольку в начальный момент времени силы трения будут возникать только у стенок трубы, то уравнения равновесия можно запмсать в следующем виде:
Необходимая разность напоров между началом и концом участка трубы определится следующим образом:
Таким образом, при превышении разности напоров расчётную величину жидкость начнёт двигаться по трубе, причём характер (режим) её движения будет зависеть от величины. При движении вязкопластичной жидкости возможны три режима течения её: структурный, ламинарный и тутбулентный.
Условиеявляется необходимым для начала движения жидкости
в структурном режиме, при этом под величиной статического напряжения сдвига следует понимать величину соответствующую длительному покою жидкости, т.е. с учётом проявления тиксотропных свойств жидкости.
Структурный режим течения жидкости предполагает наличие вдоль стенок трубы сплошного ламинарного слоя жидкости; в центральной части трубы наблюдается ядро те-
чения, где жидкость движется, сохраняя прежнюю свою структуру, т.е. как твёрдое тело. Размеры центрального ядра течения (радиус) может быть определён исходя из следующего соотношения:
При увеличении А/г размеры ламинарной зоны будут постепенно увеличиваться за счёт уменьшения размеров ядра течения пока структурный режим не перейдёт в полностью ламинарный режим движения жидкости. В дальнейшем ламинарный режим постепенно сменится турбулентным режимом движения жидкости.
Для определения закона распределения скоростей по сечению потока при структурном режиме движения жидкости запишем некоторую функцию для касательных напряжений в соответствии с формулой Бингама:
Тогда распределение скоростей по сечению трубы можно выразить следующим образом:
?
где: – касательное напряжение на стенке трубы радиуса,
– скорость жидкости на расстоянииот центра трубы. После интегрирования этого уравнения получим:
И окончательно:
Для определения скорости в ядре течения примем, где – радиус ядра течения
(структурной части потока жидкости). Тогда величина скорости в этом ядре течения (скорости в ядре течения одинаковые равны): ‘
Расход жидкости при структурном движении можно определить, используя известные соотношения дл круглой трубы:
Интегрируя уравнение в пределах от до, получим:
5 f
Последнее уравнение, известное как формула Букингама, можно упростить:
где: – разность давлений при начале движения жидкости, когда каса-
тельнве напряжения в ней достигают величины касательного напряжения сдвига. Если пренебречь величиной второго члена ввиду его малости, получим:
* где: – обобщённый критерий Рейнольдса.
Комплексный параметр= Sen носит название числа Сен-Венана.
Таким образом, при расчётах движения вязкопластических жидкостей можно пользоваться уравнениями для ньютоновских жидкостей, заменяя в уравнениях величину числа Рейнольдса Re на обобщённый критерий Рейнольдса
Турбулентный режим течения жидкости. Характер течения вязкопластических жидкостей существенно не отличается от турбулентного потока ньютоновских жидкостей. Отличие состоит в количественных соотношениях между величинами коэффициентов трения и числом Рейнольдса. Так коэффициент трения может быть выражен как функция обобщённого числа Рейнольдса (в общем виде) следующим образом:
где: В и п – некоторые параметры, устанавливаемые по данным экспериментов. Так по данным экспериментов Б.С. Филатова величины коэффициентов В и п принимаются следующими:
– для неутяжелённого глинистого раствора В = 0,1 и п = 0,15,
– для утяжелённого глинистого раствора В = 0,0025 и п = -0,2.
Для расчёта трубопроводов при ждижении по ним глинистых и цементных растворов можно пользоваться формулой Б.И. Мительмана:
при: Re* =2500-40000. 12.3. Движение вязкопластичных жидкостей в открытых каналах
В практике работы горных предприятий не редки случаи, когда приходится транспортировать неньютоновские жидкости в безнапорных потоках (самотёком), в лотках, по желобным системам. Характер течения вязкопластичных жидкостей в открытых каналах при структурном режиме идентичен аналогичному и напорному потокам такой жидкости в круглых трубах. Т.е. при структурном режиме течения жидкости также выделяется центральное ядро течения, где жидкость движется как твёрдое тело, сохраняя свою первонв-чальную структуру. Ядро течения подстилается непрерывным ламинарным слоем жидкости. Течению таких жидкостей по открытым каналам прямоугольного профиля посвящены работы Р.И. Шищенко. По данным его исследований расход вязкопластичной жидкости при структурном режиме движения может быть определён по приближённой формуле:
где: – скорость течения ядра потока
– площадь живого сечения канала шириной b и глубиной заполнения h,
– гидравлический уклон, соответствующий началу течения жидкости,
/ – уклон дна канала,
– гидравлический радиус живого сечения потока. 12.4. Движение неньютоновских жидкостей, подчиняющихся степенному реологическому закону, по трубам
Для жидкостей, подчиняющихся степенному реологическому закону, функция напряжения сдвига будет иметь следующий вид:
Тогда распределение скоростей в сечение потока будет соответствовать следующей зависимости:
Интегрируя это уравнение, найдём:
, или:
Отсюда можно получить выражение для расхода жидкости:
Отсюда определим величину перепада давления, обеспечивающую движение жидкости и соответствующую величину потерь напора на трение.
Сопоставляя полученное выражение с формулой Дарси-Вейсбаха, найдём величину коэффициента трения и обобщённый критерий Рейнольдса:
kursak.net
1.3 Определение пропускной способности газопровода
1.3.1 Физические свойства природного газа
Таблица 1.4 – Средний состав газа на входе в газопровод
Компоненты | %-ое содержание | Молекулярный вес | Ткр, К | Ркр, МПа |
СН4 | 95,9 | 16,04 | 190,9 | 4,73 |
С2Н6 | 2,6 | 30,07 | 305,3 | 4,98 |
С4Н10 | 0,2 | 58,12 | 425 | 3,45 |
N2 | 1,1 | 28,02 | 125,6 | 3,46 |
СО2 | 0,2 | 44 | 304,3 | 7,28 |
Молекулярная масса газа
(1.12)
где Хi–весовая концентрация i–го компонента; i–молекулярный вес i–го компонента
Газовая постоянная
(1.13)
где R0 – универсальная газовая постоянная
Относительная плотность газа по воздуху
(1.14)
где в – молекулярная масса воздуха (в =28,96 кг/кмоль)
Плотность газа при нормальных условиях
(1.15)
где в – плотность воздуха (в =1,293 кг/м3)
Критические параметры газа
(1.16)
(1.17)
1.3.2 Проверка пропускной способности газопровода
Начальное давление на линейном участке между КС
(1.18)
где Pнаг – давление на выходе из нагнетателя; δРВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (δРВЫХ≤ 0,08 МПа согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006).
Конечное давление на линейном участке между КС
(1.19)
где Рвс – давление на входе в нагнетатель; ∆Рвс – потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (∆Рвс≤ 0,12 МПа согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006).
Средняя температура газа на линейном участке
(1.20)
где Т0 – температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, Т0 =278 К, Тн – температура газа на входе в линейный участок (303 – 313 К) принимаем ТН=303 K.
Коэффициент сопротивления трению в первом приближении
(1.21)
где kэ– эквивалентная шероховатость труб, kэ=3·10-5м
Коэффициент гидравлического сопротивления
(1.22)
где Е1– коэффициент гидравлической эффективности, газопровод будет оборудован устройствами для очистки внутренней полости (Е1 =0,95).
Среднее давление на линейном участке
(1.23)
Коэффициент сжимаемости определим по приведенным параметрам, рассчитанным для средних параметров газа в трубопроводе
(1.24)
где ;
Пропускная способность однониточного участка газопровода без учёта рельефа трассы газопровода (при 293,15 К и 0,1013 МПа)
(1.25)
где l – длина участка газопровода l = 285 км.
Заданная пропускная способность газопровода q = 45 млн.м3/сутки, что меньше рассчитанной величины. Условие выполняется.
1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчет газопровода
Принимаем в качестве первого приближения значения λ = 0,01; ТСР = 290,5 К; ZСР = 0,844 из первого этапа вычислений
Определяем значение Рк в первом приближении
(1.26)
Среднее давление в трубопроводе
(1.27)
Средние значения приведенного давления и температуры
Удельная теплоемкость газа
(1.28)
где ;
;
;
.
Коэффициент Джоуля-Томсона
(1.29)
где ;
;
;
.
Рассчитываем коэффициент а по формуле
(1.30)
где Кср — средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Кср = 1 Вт/(м2·К).
Средняя температура с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона
(1.31)
Уточненные значения приведенной температуры ТПР и коэффициента сжимаемости Zcp
(1.32)
где ;
Коэффициент динамической вязкости
(1.33)
;
;
;
;
(1.34)
Коэффициенты λТР и λ (kэ=3·10-5м)
(1.35)
Конечное давление во втором приближении по формуле :
(1.36)
Относительная погрешность определения конечного давления составляет
Полученный результат меньше 3%, расчет можно считать законченным. Общие результаты расчетов представлены в таблице 1.5.
Таблица 1.5 – Результаты теплового и гидравлического расчета газопровода
Наименование параметра | Значение |
Начальное давление рН, МПа | 7,72 |
Конечное давление рк, МПа | 6,48 |
Среднее давление рср, МПа | 7,138 |
Средняя температура Тср, К | 290,5 |
Теплоемкость газа Ср, Дж/(кг·К) | 2706 |
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/Мпа | 4,107 |
Параметр а, км-1 | 3,79·10-3 |
Средний коэффициент сжимаемости Zср | 0,875 |
Динамическая вязкость газа µ, Па·с | 12,66·10-6 |
Число Рейнольдса Re | 30,69·106 |
Коэффициент сопротивления трения λтр | 9,4·10-3 |
Коэффициент гидравлического сопротивления λ | 0,0105 |
studfiles.net
1.3 Определение пропускной способности газопровода
1.3.1 Физические свойства природного газа
Таблица 1.4 – Средний состав газа на входе в газопровод
Компоненты | %-ое содержание | Молекулярный вес | Ткр, К | Ркр, МПа |
СН4 | 95,9 | 16,04 | 190,9 | 4,73 |
С2Н6 | 2,6 | 30,07 | 305,3 | 4,98 |
С4Н10 | 0,2 | 58,12 | 425 | 3,45 |
N2 | 1,1 | 28,02 | 125,6 | 3,46 |
СО2 | 0,2 | 44 | 304,3 | 7,28 |
Молекулярная масса газа (1.12)
где Хi–весовая концентрация i–го компонента; i–молекулярный вес i–го компонента
Газовая постоянная
(1.13)
где R0 – универсальная газовая постоянная
Относительная плотность газа по воздуху
(1.14)
где в – молекулярная масса воздуха (в =28,96 кг/кмоль)
Плотность газа при нормальных условиях
(1.15)
где в – плотность воздуха (в =1,293 кг/м3)
Критические параметры газа
(1.16)
(1.17)
1.3.2 Проверка пропускной способности газопровода
Начальное давление на линейном участке между КС
(1.18)
где Pнаг – давление на выходе из нагнетателя; δРВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (δРВЫХ≤ 0,08 МПа согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006).
Конечное давление на линейном участке между КС
(1.19)
где Рвс – давление на входе в нагнетатель; ∆Рвс – потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (∆Рвс≤ 0,12 МПа согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006).
Средняя температура газа на линейном участке
(1.20)
где Т0 – температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, Т0 =278 К, Тн – температура газа на входе в линейный участок (303 – 313 К) принимаем ТН=303 K.
Коэффициент сопротивления трению в первом приближении
(1.21)
где kэ– эквивалентная шероховатость труб, kэ=3·10-5м
Коэффициент гидравлического сопротивления
(1.22)
где Е1– коэффициент гидравлической эффективности, газопровод будет оборудован устройствами для очистки внутренней полости (Е1 =0,95).
Среднее давление на линейном участке
(1.23)
Коэффициент сжимаемости определим по приведенным параметрам, рассчитанным для средних параметров газа в трубопроводе
(1.24)
где ;
Пропускная способность однониточного участка газопровода без учёта рельефа трассы газопровода (при 293,15 К и 0,1013 МПа)
(1.25)
где l – длина участка газопровода l = 285 км.
Заданная пропускная способность газопровода q = 45 млн.м3/сутки, что меньше рассчитанной величины. Условие выполняется.
1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчет газопровода
Принимаем в качестве первого приближения значения λ = 0,01; ТСР = 290,5 К; ZСР = 0,844 из первого этапа вычислений
Определяем значение Рк в первом приближении
(1.26)
Среднее давление в трубопроводе
(1.27)
Средние значения приведенного давления и температуры
Удельная теплоемкость газа
(1.28)
где ;
;
;
.
Коэффициент Джоуля-Томсона
(1.29)
где ;
;
;
.
Рассчитываем коэффициент а по формуле
(1.30)
где Кср — средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Кср = 1 Вт/(м2·К).
Средняя температура с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона
(1.31)
Уточненные значения приведенной температуры ТПР и коэффициента сжимаемости Zcp
(1.32)
где ;
Коэффициент динамической вязкости
(1.33)
;
;
;
;
(1.34)
Коэффициенты λТР и λ (kэ=3·10-5м)
(1.35)
Конечное давление во втором приближении по формуле :
(1.36)
Относительная погрешность определения конечного давления составляет
Полученный результат меньше 3%, расчет можно считать законченным. Общие результаты расчетов представлены в таблице 1.5.
Таблица 1.5 – Результаты теплового и гидравлического расчета газопровода
Наименование параметра | Значение |
Начальное давление рН, МПа | 7,72 |
Конечное давление рк, МПа | 6,48 |
Среднее давление рср, МПа | 7,138 |
Средняя температура Тср, К | 290,5 |
Теплоемкость газа Ср, Дж/(кг·К) | 2706 |
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/Мпа | 4,107 |
Параметр а, км-1 | 3,79·10-3 |
Средний коэффициент сжимаемости Zср | 0,875 |
Динамическая вязкость газа µ, Па·с | 12,66·10-6 |
Число Рейнольдса Re | 30,69·106 |
Коэффициент сопротивления трения λтр | 9,4·10-3 |
Коэффициент гидравлического сопротивления λ | 0,0105 |
Среднюю скорость движение газа определим по номограмме (рисунок 1.1) для следующих условий:
– среднее давление газа в трубопроводе Рср = 7,138 МПа;
– внутренний диаметр трубы Dвн=118,4 см;
– расход газа .
По номограмме находим .
Согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006 скорость газа не должна превышать 20 м/с, данное требование выполняется.
Суточную потерю газа определим при эквивалентном размере образовавшейся неплотности 1 см2. Среднее давление газа в трубопроводе Рср=7,137 МПа, средняя температура Тср=295,19 К скоростью газа в трубопроводе пренебрегаем.
Критическое отношение давлений для газа (считаем газ – метан, показатель адиабаты k = 1,31)
(1.37)
Имеющийся
перепад давлений 
больше критического, поэтому истечение
газа происходит со скоростью равной
местной скорости звука в газе.
Массовый секундный и массовый суточный расходы вытекающего газа
(1.38)
где показатель рода газа
(1.39)
Рисунок 1.1 – Номограмма для определения средней скорости движения газа в газопроводе
studfiles.net