11. Гидравлической расчет тепловой сети

Цель гидравлического расчета:

а) Определение диаметров труб тепловой сети.

б) Определение потерь давления в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети.

На генплане города необходимо сделать трассировку тепловой сети, от источника тепла (ТЭЦ) до каждого микрорайона, стараясь выбрать наиболее экономичный вариант. Необходимо выбрать основную магистраль от источника до наиболее удаленного микрорайона, от основной магистрали проложить ответвления к другим микрорайонам.

Для начала расчета необходимо найти общий расход воды, поступающей от источника теплоты (ТЭЦ), который будет равен:

G = Q / 1163*(τ₁ - τ₂),

где Q Вт - общее количество теплоты, потребляемой городом,

τ₁ = 150 градусов - расчетная температура в подающем трубопроводе,

τ₂ = 70 градусов - расчетная температура в обратном трубопроводе

- теплоемкость воды.

Рассчитываем основную магистраль:

Нумеруем все участки сначала основной магистрали, затем ответвлений от нее. Определяем расчетные расходы воды для всех участков простым суммированием расчетных расходов потребителей, двигаясь от абонентов против движения теплоносителя к источнику теплоснабжения.

Для нахождения диаметра трубопровода необходимо знать расходы воды на участке тепловой сети и удельные потери давления, которые принимаются около 80 Па/м. По полученным расходам и удельным потерям давления. Подбираем диаметры d для всех участков.

При расчете потерь давления в подающей магистрали необходимо учесть местные сопротивления тепловой сети, к которым относятся: задвижки, компенсаторы, тройники при разделении или слиянии потоков.

Р_уч = R_уд *L, Па,= k_м * L_уч, м,

где Р_уч - потери давления на участке тепловой сети, Па;

R_уд - удельные потери давления на участке тепловой сети, Па/м;

k_м = 1,1 - коэффициент местных сопротивлений, исходя из опыта проектиро- вания тепловых сетей.

L_уч - длина участка тепловой сети, м- длина участка тепловой сети с учетом местных сопротивлений, м.

В результате расчета тепловой сети (участки I,II,III), находим потери давления в подающей линии. Потери в обратной линии считаем такими же (т.к. аналогичные местные сопротивления и трубы).

Скорость в трубопроводах тепловой сети не должна превышать 3 м/с.

13. Состав природного газа

Химический состав природных газов

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из:

углеводородных компонентов (СН₄ – С₂₂Н₄₆)

неуглеводородных компонентов (H₂S, N₂, CO, CO₂, Ar, H₂, He).

Природные газы газовых месторождений состоят в основном из метана с примесью более тяжёлых его гомологов: этана (С₂Н₆), пропана (С₃Н₈) и бутана (С₄Н₁₀). Иногда, в небольших количествах в газовых залежах, присутствуют пары пентана (С₅Н₁₂) и гексана (С₆Н₁₄).

Все углеводороды образуются в процессе образования нефти.

Кроме углеводородных компонентов в природных газах содержатся, как правило, в виде примесей и другие газы: диоксид углерода, азот, сероводород, водород, гелий и аргон. Содержание азота и кислых газов (СО₂ и Н₂S), которые дают при растворении в воде слабые кислоты – угольную (Н₂СО₃) и сероводородную (Н₂S), может составлять десятки процентов и более, а иногда и превышать содержание углеводородных газов.

Газы, растворённые в нефти, называются нефтяными.

Обычно они содержат от 30 до 80 % гомологов метана, а также азот, диоксид углерода, сероводород, гелий, аргон и другие компоненты. Поэтому содержание метана может составлять в нефтяных газах всего 20-30 % от состава газовой смеси. Состав углеводородной части газов тесно связан с составом нефти. Легкие метановые нефти содержат газы, состоящие на 20-30 % из тяжелых углеводородов. Тяжелые нефти наоборот, со-17 держат преимущественно метан. Соотношение метана и его гомологов меняется в нефтяных газах и с увеличением возраста пород. Газы древних отложений в среднем более обогащены тяжелыми УВ и азотом, чем молодые.

Углеводородные газы, состоящие в основном из метана, называются сухими.

При незначительном содержании тяжёлых углеводородов они называются тощими, и газы со значительным содержанием тяжелых углеводорода называются жирными. Для характеристики углеводородного состава газов применяется понятие «коэффициент сухости», это - отношение процентного содержания метана к сумме его гомологов: СН₄ /С₂Н₆ + высшие. Для этих целей используется и такой критерий как газовый фактор или его обратная величина – содержание стабильного конденсата в граммах или кубических сантиметрах в 1 м³ газа. Сухие газы содержат конденсата менее 10 г/м³, тощие – от 10 до 30 г/м³ и жирные газы – от 30 до 90 г/м³. Изменение коэффициента сухости газов является показателем направления их миграции.

Состав газов в залежах постоянно меняется за счёт действия многих факторов.

Одним из них является растворимость индивидуальных газовых компонентов в воде и нефти.

Например, растворимость метана в нефти в пять раз меньше, чем растворимость этана и в 21 раз меньше, чем пропана. Азот обладает растворимостью в 15 раз меньшей, чем метан. Поэтому газы в газовых шапках обогащены метаном и азотом. В то же время растворимость газообразных гомологов метана растет с увеличением в нефти легких фракций УВ.

Основным источником СО₂ в природных газах является окисление углеводородов и отчасти органические вещества. В ряде случаев СО₂ имеет явно термокаталитическое, поствулканическое или метаморфическое происхождение.

Азот, содержащийся в газовых и газоконденсатных залежах, также может иметь различное происхождение: атмосферное, биогенное и небольшое его количество – глубинное. В целом, содержание азота увеличивается с возрастом отложений.

Аргон в залежах углеводородных газов может иметь атмосферное или радиогенное происхождение. Атмосферный или воздушный аргон попадает в газовые залежи посредством инфильтрационных вод.

Сероводород чаще всего образуется в результате биологического восстановления сульфатов, растворенных в водах. Часть сероводорода, возможно, имеет глубинное происхождение. Нередко сероводородом обогащены газы, находящиеся в толщах карбонатных пород, которые контактируют или чередуются с сульфатными породами.

Гелий, содержащийся в свободных и нефтяных газах, имеет радиогенное происхождение. Это легкий и миграционноспособный газ, поэтому его наибольшие концентрации отмечены в древних палеозойских отложениях. Часть газов поступает в скопления из глубинных подкорковых зон Земли (N₂, CO₂, He, Аr, CH₄). Часть газов образуется при метаморфических процессах и окислительно-восстановительных процессах непосредственно в залежах.