авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

«60 ЛЕТ АЛЕКСАНДРУ АЛЕКСАНДРОВИЧУ ЕМЕКЕЕВУ Александр Александрович Емекеев родился 3 ноября 1952 г. в семье сельского учителя в Чистопольском районе Татарстана. После ...»

-- [ Страница 4 ] --

Расчетная схема охлаждения природного газа в единичной трубке подводного теплооб менника представлена (рис.1). Природный газ из скважин с давлением Р вход и температурой Твход подается в стальную трубку, где охлаждается придонной водой движущейся относи тельно трубки до температуры Твых. При этом часть тяжелых компонентов природного газа и паров воды конденсируется и из трубки выходит газожидкостная смесь.

Нефть и газ Трубка подводного теплообменника РВход ТВход Рвых Твых Течение воды Рис. 1. Расчетная схема охлаждения природного газа в трубке подводного теплообменника Расчёт охлаждения трубки с природным газом для следующих параметров:

температура придонной воды, 0С;

скорость течения придонной воды от 0 до 0,3 м/с;

давление газа 14,0 МПа;

скорость течения газа в трубке подводного теплообменника 15-20 м/с;

внутренние диаметры трубок от 1 до 4 дюймов;

состав газ с содержанием конденсирующихся компонентов от 4 до 40 г/м3.

Изменение температуры природного газа в по длине трубки теплообменника диаметра для трубок различного диаметра и при скорости природного течения воды 0,25-0,3 м/с при ведено на рис.2.

Рис. 2. Изменение температуры газа по длине трубки при различных диаметрах трубки Как было установлено в [1], для обеспечения необходимого качества подготовки при родного газа к транспорту необходимо охладить природный газ до температур в диапазоне от 0 до +50С. Такая температура достигается на расстоянии 50–70 м.

Влияние скорости течения придонной воды на охлаждение показано на рис. 3.

В случае установки подводного теплообменника в районе, где скорость придонных течений незначительна или отсутствует, длина трубок необходимая для охлаждения до температуры 0 50С увеличивается до 140 м.

Нефть и газ Рис. 3. Изменение температуры газа по длине трубки при различных скоростях течения воды Необходимо отметить возможность достаточно эффективного охлаждения даже при от сутствии течения придонной воды. Это позволит применять теплообменник без принуди тельной подачи воды.

Влияние состава природного газа представлено на рис. 4. Изменение содержания кон денсирующихся компонентов в газе незначительно влияет на изменение температуры газа.

Рис. 4. Изменение температуры газа по длине трубки для различных составов газа Результаты расчётов температуры охлаждающей воды вокруг трубки подводного теплообменника иллюстрируются (рис. 5), где показаны изотермы воды при температуре газа в трубке 400С и отсутствии течения воды.

Нефть и газ Рис. 5.

Результаты расчетов температуры охлаждающей воды вокруг трубки подводного теплообменника Учитывая, что производительность промыслового теплообменника должна составлять величину порядка 20–25 млн.ст.м3/сутки на основании полученных результатов можно оце нить габаритные характеристики подводного теплообменника для ПНТС. Теплообменник может быть образован: из трубок диаметром 2 дюйма;

максимальной длиной трубок до 140 м;

количество трубок 200 штук;

максимальное расстояние между трубками 250 мм.

Габариты и масса подводного оборудования шельфовых месторождений ограничивают ся техническими характеристиками средств доставки оборудования к месту монтажа и средствами для монтажа.

Масса теплообменника при указанных выше параметрах не превысит 120 тонн. Эта мас са обеспечивается существующими средствами доставки и монтажа. Для установки подвод ного теплообменника на морское дно могут использоваться типовые крановые суда грузо подъемностью до 500 т «Scandi Arctic», «Normand Cutter», «Constructor», «Boa SubC».

Габариты современных подводных блоков ограничены габаритами 30x30 м по длине и ширине и высотой до 10–12 м.

Для обеспечения этих габаритов возможно применение обычной конструктивной ком поновки подводного теплообменника (рис. 6). Природный газ подают в верхний коллектор теплообменника. Из верхнего коллектора газ по изогнутым в несколько рядов трубкам с уклоном 1–2 градуса подают в нижний коллектор для выхода охлажденного газа.

Рис. 6. Расположение трубок в теплообменнике Нефть и газ Общий вид подводного теплообменника на раме и опорах (см. рис. 6;

рис. 7). Габарит ные ограничения позволяют разместить 100 теплообменных трубок длиной до 140 м, с расстоянием между трубками до 250 мм. Такой подводный теплообменник имеет производительность 10–15 млн.ст.м3/сут. Для обеспечения требующейся производительно сти необходимо два таких теплообменника.

Рис.7. Общий вид подводного теплообменника Выводы Подтверждена возможность подготовки газа для однофазного транспорта по мор скому трубопроводу на береговые объекты (может с использованием придонной арктиче ской морской воды) с температурой -1,7…+0,88 0С.

Установлена возможность охлаждения газа при естественном подводном течении придонной морской воды со скоростью от 0 до 0,3 м/с без применения принудительной подачи воды.

Оценены габаритно-массовые характеристики и определены принципы компонов ки подводного теплообменника для подготовки газа к транспорту.

С учётом результатов работы проводится разработка опытно-промышленного об разца подводного теплообменника, и планируются его испытания.

Список литературы 1. А. В. Сергиенко, А. С. Пиотровский, А. Н. Чернов. Технологии освоения газовых месторождений арктиче ского шельфа – новаторство и надежность // МурманшельфИнфо. – 2008. – №3. – С. 34–37.

Сведения об авторах Кирик Михаил Сергеевич, начальник группы Инжинирингового центра ОАО «Гипроспецгаз», г.Санкт Петербург, e-mail: mkirik@gsg.spb.ru Пароменко Алексей Михайлович, к.т.н., главный специалист общества ОАО «Гипроспецгаз», г.Санкт Петербург, e-mail: aparomenko@gsg.spb.ru Чернов Александр Николаевич, к.т.н., начальник Инжинирингового центра ОАО «Гипроспецгаз», г.Санкт Петербург, e-mail: achernjv@gsg.spb.ru Kirik M. S., head of the group of the Engineering Center of OJSC «Giprospetsgas», St. Petersburg, e-mail:

mkirik@gsg.spb.ru Paromenko A. M., Candidate of Sciences, chief specialist of the OJSC «Giprospetsgas», St. Petersburg, e-mail:

aparomenko@gsg.spb.ru Chernov A. N., Candidate of Technical Sciences, head of the Engineering Center of OJSC «Giprospetsgas», St. Peters burg, St. Petersburg, e-mail: achernjv@gsg.spb.ru _ Нефть и газ УДК 622.691. РАСЧЕТ Й НАДЕЖНОСТИ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДА НА ОСНОВЕ ОБРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ МЕТОДАМИ НЕПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ СТАТИСТИКИ CALCULATION OF RELIABILITY OF THE GAS PIPELINE SECTIONS ON THE BASIS OF PROCESSING OF TECHNOLOGY DATA USING METHODS OF NON-PARAMETRIC STATISTICS В. Н. Сызранцев, С. Л. Голофаст, А. В. Маер V. N. Syzrantsev, S. L. Golofast, A. V. Mayer Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень, Ключевые слова: магистральный газопровод, методы непараметрической статистики, корреляционная зависимость, датчик генерации случайных величин Key words: trunk gas pipeline, methods of non-parametric statistics, correlation dependence, random variables generation sensor Оценка прочностной надежности участков газопровода в процессе эксплуатации и мо ниторинга его технического состояния заключается в определении вероятности их безот казной работы R путем решения следующего уравнения [1, 2, 3]:

R Pr( z 0), (1) где z s — разность двух независимых случайных величин s (предельные напря жения для материала трубопровода) и (напряжения, возникающие в стенке трубы газо провода).

Представленные в работе [4] результаты оценки текущего уровня надежности (вероят ности безотказной работы R различных участков магистрального газопровода (МГ) «Урен гой-Сургут-Челябинск») свидетельствуют, что закон распределения случайной величины, рассчитанной на основе 364-х значений экспериментальных данных (давления нагне таемого газа P и его температуры T ), регистрируемых ежедневно в течение года САУ ГПА на каждой из компрессорных станций (КС) МГ, ни с одним из параметрических зако нов распределения соотнесен быть не может. В связи с чем, решение задачи (1) осуществ лено с использованием методов непараметрической статистики [3]. При этом априори пред полагалось, что давление P и температура T являются случайными независимыми вели чинами. В то же время, если величины P и T коррелированы, алгоритмы обработки ис ходной информации для восстановления закона распределения требуют уточнения, что выполнено в настоящей работе.

Для решения задачи введем условное обозначение КС газопровода (таблица). Для про верки наличия статистической связи между экспериментальными значениями P и T рас считаем для каждой КС коэффициенты корреляции (см. таблицу), анализ величин которых свидетельствует о широких пределах их изменения (от –0,458 до 0,821), при этом высокие значения коэффициентов корреляции свидетельствует о наличии статистической связи ме жду случайными величинами P и T (проводилась проверка на значимость [5]).

Графическое представление корреляционной зависимости выполнено на основе поли номиальной регрессии с коэффициентом 2 (парабола). В качестве примера результаты для ряда КС приведены на рисунках 1 – 3.

В ранее выполненных работах [3, 4], с использованием аппарата непараметрической статистики, независимо от сложности законов распределения случайных величин иs, разработаны алгоритмы получения точечной оценки вероятности безотказной рабо ты R участков газопровода на основе регистрации САУ ГПА на КС значений P и T.

В то же время, исходя из условия (1), нетрудно видеть, что в общем случае R является ве личиной случайной, с неизвестной функцией плотности распределения. Поскольку знание статистических характеристик R позволяет получить дополнительную информацию о прочностной надежности исследуемого участка КС МГ, в настоящей работе предложен алгоритм обработки исходной информации (совокупность значений P и T ), обеспечивающий восстановление закона распределения случайной величины R. Ввиду того, что априори этот закон неизвестен, для решения задачи воспользуемся математиче ским аппаратом непараметрической статистики [4].

Нефть и газ Условное обозначение компрессорных станций Название Обозна- Коэф. R R компрессорной чение корреляции % одномерный двумерный станции (исходные ДСВ ДСВ данные) Аббатская КС 1 -0,458 0,9999±0,0001 0,9999±0,0001 0, Аганская 1Ц КС 2 0,793 0,9375±0,0005 0,9135±0,0005 2, Аганская 2Ц КС 3 0,804 0,9345±0,0005 0,9105±0,0005 2, Богандинская 1Ц КС 4 0,598 0,4270±0,0010 0,4015±0,0015 6, Богандинская 2Ц КС 5 0,652 0,4965±0,0015 0,4685±0,0015 5, Вынгапуровская 1Ц КС 6 -0,456 0,5175±0,0005 0,5075±0,0005 1, Вынгапуровская 2Ц КС 7 0,064 0,6500±0,0010 0,6375±0,0005 1, Вынгапуровская 3Ц КС 8 -0,432 0,4660±0,0010 0,4585±0,0005 1, ГКС 1Ц КС 9 0,485 0,9445±0,0005 0,9215±0,0005 2, ГКС 2Ц КС 10 0,166 0,9185±0,0005 0,8765±0,0005 4, Губкинская 1Ц КС 11 0,821 0,9590±0,0001 0,9445±0,0005 1, Губкинская 2Ц КС 12 0,606 0,9405±0,0005 0,9235±0,0005 1, Демьянская 1Ц КС 13 0,218 0,5400±0,0010 0,5160±0,0010 4, Демьянская 2Ц КС 14 0,196 0,6530±0,0010 0,6330±0,0010 3, Карас КС 15 0,12 0,9999±0,0001 0,9999±0,0001 0, Ортъягунская 1Ц КС 16 0,126 0,9615±0,0005 0,9585±0,0005 0, Ортъягунская 2Ц КС 17 0,12 0,9705±0,0005 0,9675±0,0005 0, Приобская 1Ц КС 18 0,222 0,9175±0,0005 0,9075±0,0005 1, Приобская 2Ц КС 19 0,463 0,9125±0,0005 0,9005±0,0005 1, Пурпейская 1Ц КС 20 0,746 0,9999±0,0001 0,9999±0,0001 0, Самсоновская 1Ц КС 21 0,276 0,4970±0,0010 0,4690±0,0010 5, Самсоновская 2Ц КС 22 0,339 0,5010±0,0010 0,4710±0,0010 5, Тобольская 1Ц КС 23 0,182 0,6890±0,0010 0,6860±0,0010 0, Тобольская 2Ц КС 24 0,808 0,6285±0,0015 0,5490±0,0010 12, Туртасская 1Ц КС 25 0,258 0,4950±0,0010 0,4735±0,0015 4, Туртасская 2Ц КС 26 0,53 0,7215±0,0005 0,6930±0,0010 3, Южно-Балыкская 1Ц КС 27 0,313 0,6020±0,0010 0,5760±0,0010 4, Южно-Балыкская 2Ц КС 28 0,457 0,6280±0,0010 0,5930±0,0010 5, Ярковская 1Ц КС 29 0,176 0,6350±0,0010 0,6260±0,0010 1, Ярковская 2Ц КС 30 0,148 0,6805±0,0015 0,6680±0,0010 1, Рис. 1. КС Вынгапуровская 3Ц (отрицательный коэффициент корреляции) Естественно предположить, что наличие корреляционной зависимости между P и T изменяет статистические характеристики показателя надежности R участков газопровода.

В этой связи в работе рассмотрено два алгоритма обработки исходной информации:

Нефть и газ P и T являются независимыми случайными величинами;

между P и T имеется корреляционная связь, установленная на этапе первичной об работки данных (см. рис.1, 2).

Рис. 2. КС Губкинская 1Ц (положительный коэффициент корреляции) Рис. 3. КС Вынгапуровская 2Ц (коэффициент корреляции, близкий к нулю) Для решения задачи (1) необходимо использовать выборки случайных величин P, ) и s одной длины, что имеет место лишь в исключи T (для расчета выборки значений тельных случаях. Получить выборки случайных величин P, T и s одной длины (соответ ствующей максимальной или большей длины из имеющихся экспериментальных данных) позволяют вычислительные процедуры, - датчики генерации случайных величин (ДСВ), на основе специально разработанных алгоритмов [3], обеспечивающих увеличение объема выборки в соответствии законом распределения, соответствующего первичным экспери ментальным данным.

В рамках параметрической статистики разработано большое количество одномерных ДСВ с законом распределения, известным с точностью до параметров. Возникает вопрос, а какой датчик выбрать? Обычно, исходя из физических или интуитивных соображений, вы бирают некоторое стандартное распределение G ( x, ), а затем по обучающей выборке x1,..., x N оценивают неизвестный параметр. Необходимо понимать, что любая ошибка в задании априорной информации о виде распределения G ( x, ) приводит к неизвестному смещению при окончательных выводах. Анализ восстановленных плотностей распределе ния давления P и температуры Т нагнетаемого газа на каждой из КС МГ [4] показал, что это ассиметричные, полимодальные, с различной «тяжестью хвостов» распределения (рис. – 7).

Для реализации первого алгоритма расчета статистических характеристик R применя лись одномерные непараметрические датчики, которые изначально полагают, что вид рас Нефть и газ пределения случайной величины или неизвестен, или может быть определен лишь прибли зительно. Алгоритмы таких датчиков подробно рассмотрены в работах [3, 6].

Рис.4. Восстановленные плотности давления КС 2 и КС Рис. 5. Восстановленные плотности температуры КС 2 и КС Второй вариант алгоритма расчета статистических характеристик R требует примене ния двумерных (многомерных) непараметрических ДСВ.

Для построения многомерного непараметрического датчика, воспользуемся методом ге нерирования случайных векторов с помощью преобразования:

U1 F1 ( x1 ) U 2 F2 ( x2 / x1 ) --------------------, (2) Uk Fk ( xk / xk 1 ) где F1 ( x1 ) — маргинальная функция распределения, F j ( x j / x j 1 ), j 2, k — условные функции распределения (УФР).

Случайные величины U1,..., U k независимы и равномерно распределены на отрезке [0, 1]. Многомерный непараметрический ДСВ получают с помощью обратного преобразования системы (2) и ее решения после замены неизвестных F1 ( X 1 ),..., Fk ( X k / X k 1 ) в уравнениях системы (2) их непараметрическими оценками F1N ( X 1 ),..., FkN ( X k / X k 1 ).

Реализация данного метода требует выполнение следующих условий:

а) оценки F1N ( X 1 ),..., FkN ( X k / X k 1 ) должны быть из класса непрерывных, асимптоти чески независимых непараметрических оценок УФР;

б) поскольку решение системы (2) сводится к нахождению непараметрических оценок условных квантилей распределения F jN ( X j / X j 1 ), то необходимо, чтобы эти оценки схо дились по вероятности к квантилям распределения F j ( X j / X j 1 ).

Для выполнения отмеченных условий, введем непараметрические оценки УФР [7]:

A jN F jN (t j / t j 1 ), (3) B jN Нефть и газ tj x ji j N t x 1 i, A jN G K NhN 1 i j hN hN Nj1 t x 1 i, B jN K NhN 1 i j hN где K (u ) — ядерные функции [7];

G (u ) — симметричная функция распределения;

k.

hN 0, N hN,N Используя алгоритм стохастической аппроксимации [8], находим корень уравнения p одной переменной t j при фиксированном векторе t j 1. Реализация этой F jN (t j / t j 1 ) процедуры является основой алгоритма многомерных ДСВ.

Рассмотрим алгоритм получения совокупности {Pi, Ti } случайных чисел. Пусть u1, u 2 равномерные на [0, 1] числа. Генерируем и решаем уравнение u F1N1 (u1 ). В результате получаем Pi. Генерируем u 2 и решаем уравне F1N ( Pi ) u1 P ние F2 N (Ti / Pi ) u2 F2 N (u2 / Pi ). Перепишем систему уравнений в итерационном Ti виде 1]) U ) ;

P[ m] P[ m 1] m ( F1N ( P[ m m ( F2 N (T [ m 1] / P[ m]) U ). (4) T [ m] T [ m 1] Полученные совокупности давления и температуры {Pi, Ti } для каждой КС (см. табли цу) проверены на основе рангового критерия однородности для двухмерных распределений [8]. Для уровня значимости 0,05 критерий однородности для выполненных расчетов нулевую гипотезу не отвергает.

Возвратимся к задаче определения статистических характеристик величины R (среднего значения R и границ 95% доверительного интервала ) по двум рассмотренным выше алгоритмам расчета: P и T являются независимыми случайными величинами, — исполь зуется одномерный ДСВ;

между P и T имеется корреляционная зависимость, — использу ется двумерный ДСВ.

При выполнении расчетов для всех КС (см. таблицу) использовались одни и те же гео метрические характеристики трубы: наружный диаметр — 1420 мм, толщина стенки — мм, труба имеет коррозионный дефект длиной 300 мм и глубиной 10 мм, материал трубы сталь 17ГС, статистические характеристики предела текучести для этой стали взяты из ра боты [9]. Полученные в результате расчетов данные по величине R отражены (см. табли цу). Относительное изменение результатов расчета с использованием одномерного ДСВ и двумерного ДСВ показано в последнем столбце.

Выводы Идентичные геометрические параметры коррозионного дефекта принципиально из меняют величину вероятности безотказной работы трубопровода (0,427 R 1,0).

Расчет величины R для всех КС с использованием одномерного ДСВ значение ве роятности безотказной работы завышает от 0 до 13% (КС-24).

Если коэффициент корреляции является отрицательным или не превышает величи ны 0,18, при расчете R целесообразно использовать одномерные ДСВ (корреляционная связь, установленная на этапе первичной обработки данных, не учитывается), при этом мак симальное расхождение в результатах расчета с использованием одномерных и двумерных ДСВ не превышает 2%. В том случае, когда коэффициент корреляции больше 0,18, следует применять двумерные ДСВ, поскольку различие в результатах расчета может достигать 13%.

Список литературы 1. Харионовский В. В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов – М.: Недра, 2000. – 467 с.

Нефть и газ 2. Махутов Н. А., Пермяков В. Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. – Новосибирск:

Наука, 2005. –516 с.

3. Сызранцев В. Н. Расчет прочностной надежности изделий на основе методов непараметрической статистики /В. Н. Сызранцев, Я. П. Невелев, С. Л. Голофаст. – Новосибирск: Наука, 2008. – 218 с.

4. Сызранцев В. Н., Голофаст С. Л. Вероятностная оценка прочностной надежности трубопроводов // Трубопро водный транспорт: теория и практика. - М., 2011, №6. – С.54-62.

5. Большев Л. Н., Смирнов Н. В., Таблицы математической статистики.- М.: Наука, 1983.- 416 с.

6. Маер А. В. Построение параметрических и непараметрических датчиков для моделирования надежности слож ных систем / Материалы II Международной научно-практической конференции «Молодежь и наука: реальность и будущее». – Невинномысск. – 2009. – С. 478-480.

7. Васильев В. А., Добровидов А. В., Кошкин Г. М. Непараметрическое оценивание функционалов от распределе ний стационарных последовательностей. – М.: Наука, 2004. – 510 с.

8. Хеттманспергер Т. П. Статистические выводы, основанные на рангах. - М.: Финансы и статистика,1987. - 334с.

9. Бирилло И. Н., Яковлев А. Я., И. Ю. Быков, В. Н. Воронин. Оценка прочностного ресурса газопроводных труб с коррозионными повреждениями / Под общей редакцией докт. техн. наук, профессора И. Ю. Быкова. – М.:Издат..

ЦентрЛитНефтеГаз. – 2008. –168 с.

Сведения об авторах Сызранцев Владимир Николаевич, д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Машины и оборудование нефтя ной и газовой промышленности», Тюменский государственный нефтегазовый университет,г.Тюмень, тел.:(3452)48 45-63, e-mail: v_syzrantsev@mail.ru Голофаст Сергей Леонидович, д. т. н., профессор кафедры «Машины и оборудование нефтяной и газовой про мышленности», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 41-46-46, е-mail: trass er@inbox.ru Маер Алексей Владимирович, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень, тел.:8(3452) Syzrantsev V. N., PhD, professor, head of the chair «Machines and equipment of oil and gas industry», Tyumen State Oil and Gas University. Phone: 8 (3452)484563, e-mail: v_syzrantsev@mail.ru Golofast S. L., PhD, professor of Department «Machines and equipment of oil and gas industry» of Tyumen State Oil and Gas University. phone: (3452)414646, е-mail: trasser@inbox.ru Химия и технология переработки нефти и газа УДК 665. ПОЛУЧЕНИЕ ДЕМЕТАНИЗИРОВАННОЙ ФРАКЦИИ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ ПОПУТНОГО ГАЗА THE OPTIMIZATION OF CRYOGENIC CONDENSATION UNIT OPERATION FOR MANUFACTURE OF DEMETHANIZE BROAD FRACTION OF LIGHT HYDROCFRBONS А. Е. Клевцов, М. С. Рогалев, Р. З. Магарил A. E. Klevsov, M. S. Rogalev, R. Z. Magaril Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: однократное испарение/конденсация, ректификационные колонны, процесс деметанизации, процесс массопередачи Key words: flash vaporization/condensation, rectification towers, demethanize process, process of mass transfer В г. Тобольске создается пиролизный комплекс мощностью по этилену 500 тыс.т /год.

Наибольший выход этилена в процессе пиролиза получается при использовании в качестве сырья этана. Хорошие результаты данного процесса дают пропан и бутан [1]. В условиях Тюменской области оптимальным сырьем пиролиза может являться деметанизированная шировая фракция легких углеводородов (С2Н6+ВЫСШИЕ) (ШФЛУ), получаемая при низко температурной переработке попутного нефтяного газа (ПНГ) на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) Западной Сибири. Данные (табл. 1) подтверждают, что помимо метана, ос новными компонентами в составе ПНГ Западной Сибири является этан, пропан, бутаны, концентрация углеводородов С5Н12+ВЫСШИЕ во всех случаях не превышает 1,5% мол.

Нефть и газ Таблица Характеристика сырья ряда ГПЗ Западной Сибири Содержание компонентов, % мол.

Потенциальное содержа Молекулярная масса, ние С3+ВЫСШИЕ, г/м Плотность, кг/м C6H14+ВЫСШИЕ кг/кмоль n-C4H n-C5H i-C4H i-C5H C2H C3H Месторождение CO CH H2S N Нижневартовкий 1,64 - 0,61 78,19 6,23 7,73 1,64 2,61 0,56 0,49 0,30 0,925 22,02 Белозерный 1,67 - 0,67 82,40 3,21 6,03 1,49 2,90 0,60 0,64 0,39 0,898 21,37 Няганьский 1,78 - 1,60 74,20 8,77 8,15 1,29 2,46 0,55 0,66 0,54 0,954 22,83 Муравленсковский 1,00 - 0,52 78,45 6,92 7,53 1,63 2,74 0,53 0,50 0,18 0,918 21,91 Южно-Балыкский 1,46 - 1,50 74,71 7,29 8,65 1,11 3,05 0,60 0,80 0,83 0,974 23,19 В настоящее время ГПЗ Западной Сибири работают с получением смесей СН4+С2Н6 и С3Н8+ВЫСШИЕ [2]. Для выработки оптимального сырья пиролиза необходимо изменение тех нологического режима работы установок низкотемпературной переработки ПНГ ГПЗ За падной Сибири с получением ШФЛУ (С2Н6+ВЫСШИЕ) с минимальным содержанием метана и оптимальной степенью извлечения этана от потенциального содержания в ПНГ. Данные представленные в табл. 2, показывают, что все рассматриваемые установки работают по однотипной технологической схеме и возможно изменение технологических параметров работы их аппаратов.

Таблица Данные по работе установок НТК ряда газоперерабатывающих заводов Западной Сибири Нижневартовский Муравленковский Южно-Балыкский Белозерный ГПЗ Няганьский ГПЗ ГПЗ ГПЗ ГПЗ Наименование показателя Допустимое Допустимое Допустимое Допустимое Допустимое значение значение значение значение значение значение значение значение значение значение Рабочее Рабочее Рабочее Рабочее Рабочее Тип схемы С пропановым холодильным циклон и детандером НТК Степень Извле 92,00 97,36 92,00 95,60 92,00 93,50 92,00 88,56 92,00 94, чения С3+ВЫСШИЕ Низкотемпературный сепаратор Темпе- Не ниже не ниже не ниже не ниже -54 -52 -27 – -17 -20 -49 - ратура, ОС -60 -60 -50 - Давление, Не более не более не более не более не более 5,5 5,5 3,4 3,4 5, МПа 7,0 7,0 6,0 6,5 6, Турбодетандер Перепад давления, - 3,0 - 2,8 - 1,6 - 2,2 - 2, МПа Деметанизатор Давление, 2,2–2,8 2,5 2,2–2,8 2,7 1,6–2,0 1,8 1,2–2,0 1,3 1,2–2,0 2, МПа Темпе ратура -80 – -50 -77 -80 – -50 -74 -38 – -28 -33 -80 – -50 -71 -80 – -50 - верха, ОС Темпе не более ратура -60 – -35 -55 -60 – -35 -57 -25 – -14 -20 -52 -55 – -40 - - низа, ОС Деэтанизатор Давление, 2,6–3,5 3,3 2,6–3.5 3,1 2,2–2,8 2,6 1,6–3,5 2,3 1,6–3,5 2, МПа Темпе ратура -10 – 45 -3 -10 – 45 -5 -9 – 3 -9 -10 – 10 -8 -15 – 20 - верха, ОС Темпе ратура 80 – 120 100 80 – 120 106 90 – 115 94 60 – 105 92 90 – 110 низа, ОС Нефть и газ В связи с сопоставимостью сырьевых потоков, технологических схем и параметров ра боты аппаратов установок низкотемпературной переработки ПНГ на ГПЗ Западной Сибири, в дальнейшем рассмотрение их работы будет осуществляться на примере установки Нижне вартовского ГПЗ.

Материальный баланс деметанизатора Нижневартовкого ГПЗ (табл. 3), показывает, что в деметанизированном ШФЛУ (С2Н6+ВЫСШИЕ) содержится значительное количество метана (11,14% мас. на продукт). Степень извлечения этана — 74% мас. от потенциала.

Таблица Материальный баланс деметанизатора установки низкотемпературной переработки ПНГ Нижневартовского ГПЗ при технологических параметрах работы аппарата, представленных в таблице Компоненты Парожидкостная фаза Паровая фаза Жидкая фаза кмоль/ч % мол. кг/ч % мас. кмоль/ч. % мол. кг/ч % мас. кмоль/ч % мол. кг/ч % мас.

CH4 8979,77 81,68 144053,47 61,05 8313,37 97,96 133363,08 95,27 666,4 26,58 10690,39 11, C2H6 558,04 5,08 16779,15 7,11 142,96 1,68 4298,52 3,07 415,08 16,56 12480,63 13, C3H8 852,61 7,76 37594,99 15,93 28,44 0,34 1254,03 0,90 824,17 32,88 36340,95 37, C4H10+ 602,97 5,48 37543,63 15,91 1,94 0,02 1072,89 0,77 601,03 23,98 36470,74 38, Итого 10993,39 100,00 235971,23 100,00 8486,71 100,00 139988,53 100,00 2506,68 100,00 95982,71 100, При анализе существующей технологии деметанизации ПНГ при его низкотемператур ной переработке на ГПЗ Западной Сибири необходимо учитывать, что фазовые переходы этана и более тяжелых углеводородов согласуются с законами Рауля и Дальтона. Распреде ление метана между газовой и жидкой фазами в процессе деметанизации законам Рауля и Дальтона не подчиняется по причине того, что метан находится при температуре превы шающей критическое значение [2, 3]. Его фазовые переходы в процессе деметанизации определяются растворимостью в жидкой фазе, которая описывается следующим уравнени ем [4]:

Q, (1) k e R T рСН xCH где xCH — молярная доля метана в жидкой фазе;

Q — теплота растворения метана в жид кой фазе;

R — универсальная газовая постоянная;

T — абсолютная температура системы;

рСН 4 — парциальное давление метана;

k — коэффициент пропорциональности.

Теплота растворения метана в жидкости численно может быть определена как разница энтальпий жидкой и газовой фаз при значениях технологических параметров работы деме танизатора [2, 3]. Для метана при температуре процесса деметанизации разница между эн тальпиями жидкости и газа незначительна или отсутствует. Следовательно, его теплота растворения может быть принята равной нулю при рабочих параметрах деметанизатора. С Q учетом описанного выше, в представленной зависимости (1), множитель e R T можно счи тать постоянным. Растворение метана в жидкости в процессе деметанизации не будет зави сеть от температуры и будет описываться линейной функцией от его парциального давле ния:

xCH k1 рСН 4, (2) где k1 — коэффициент пропорциональности.

Графически приведена зависимость растворения метана в жидкости от давления про цесса при различных температурах верха деметанизатора, построенная на основе производ ственных данных по эксплуатации деметанизатора Нижневартовского ГПЗ (рис.1). Она подтверждает проведенные ранее теоретические рассуждения и применимость выражения (2) при описании растворения метана в жидкости в процессе деметанизации.

Нефть и газ Рис. 1. Зависимость растворения метана в жидкости от давления процесса при различных температурах верха деметанизатора Материальные балансы, приведенные в табл. 4, показывают, что при давлении в демета низаторе на уровне 1,5 МПа достигается остаточная концентрация метана в деметанизиро ванном ШФЛУ менее 1% мас. на продукт. Извлечение этана зависит от значения изотермы верха аппарата. Например, при снижении температуры верха с минус 70 0С до минус 800С извлечение этана повышается с 48 до 63% мас. от потенциала.

Таблица Материальные балансы колонны деметанизации Нижневартовского ГПЗ при рабочем давлении 1,5МПа Паровая фаза Жидкая фаза Компоненты углеводородной смеси кмоль/ч % мол. кг/ч % мас. кмоль/ч % мол. кг/ч % мас.

t=-70ОС CH4 8948,72 96,75 143555,37 93,92 31,05 1,78 498,10 0, C2H6 288,04 3,11 8660,79 5,67 270,00 15,48 8118,36 9, C3H8 7,01 0,08 309,10 0,20 845,60 48,47 37285,89 44, C4H10+ 5,21 0,06 324,37 0,21 597,76 34,27 37219,26 44, 9248,98 100,00 152849,63 100,00 1744,41 100,00 83121,61 100, ИТОГО t=-75ОС CH4 8938,72 97,30 143394,95 94,91 41,05 2,27 658,52 0, C2H6 236,89 2,58 7122,81 4,71 321,15 17,77 9656,34 11, C3H8 6,02 0,07 265,45 0,18 846,59 46,86 37329,54 43, C4H10+ 4,97 0,05 309,43 0,20 598,00 33,10 37234,20 43, 9186,60 100,00 151092,63 100,00 1806,79 100,00 84878,60 100, ИТОГО t=-80ОС CH4 8926,77 97,63 143203,24 95,52 53,00 2,86 850,23 0, C2H6 206,89 2,26 6220,77 4,15 351,15 18,98 10558,38 12, C3H8 5,12 0,06 225,76 0,15 847,49 45,80 37369,22 43, C4H10+ 4,29 0,05 267,10 0,18 598,68 32,36 37276,53 43, 9143,07 100,00 149916,87 100,00 1850,32 100,00 86054,36 100, ИТОГО Повышение степени извлечения этана в блоке деметанизации ПНГ может осуществ ляться снижением рабочей изотермы верха аппарата. Это достигается вследствие повыше ния значения перепада давления на детандере.

Данные рисунка 2 показывают, что при рабочей изотерме низкотемпературного сепара тора, равной порядка минус 50ОС, при повышении давления в низкотемпературном сепара торе с 5,5 до 6,5–7,0МПа, может быть достигнута температура на выходе с детандера по рядка минус 90ОС. Повышение давления в низкотемпературном сепараторе также обеспе чивает сокращение равновесного содержания этана в потоке, поступающем на детандер, и вследствие этого приводит к повышению извлечения его с деметанизированным ШФЛУ на 7,5–8,0% мас. от потенциала.

Нефть и газ Рис. 2. Зависимость снижения температуры газовой фазы низкотемпературного сепаратора на детандере перед подачей в верхнюю часть деметанизатора, при различных значениях рабочего давления в низкотемпературном сепараторе:

1 — 7,0 МПа;

2 — 6,5 МПа;

3 — 6,0 МПа;

4 — 5,5 МПа В табл. 5 представлен технологический режим работы блока НТК и деметанизации, на примере Нижневартовского ГПЗ, обеспечивающий получение деметанизированного ШФЛУ с минимальным содержанием метана и оптимальным извлечением этана. При этом полу ченный деметанизированный ШФЛУ может транспортироваться по техническим условиям, сформулированным на основе ГОСТ 21443–75 для сжиженных газов, с внесением коррек тив в значение допустимого давления насыщенных паров.

Таблица Предлагаемых технологический режим работы блоков НТК и деметанизации для установок низкотемпературной переработки ПНГ с целью получения деметанизированного ШФЛУ Пор. Рабочий диапазон изменения Наименование показателя ном. показателя Низкотемпературный сепаратор Рабочая изотерма, ОС 1 Минус 50 – минус 2 Рабочее давление, МПа 6,5 – 7, Детандер 3 Перепад давления, МПа 5, Деметанизатор Рабочая температура верха, ОС, не выше 4 Минус Рабочая температура низа, ОС, не выше 5 Минус 6 Рабочее давление, МПа, не более 1, Концентрация СН4 в деметанизированном ШФЛУ, 7 1, % мас. не более 8 Степень извлечения этана, % мас. от потенциала, не менее 70, ДНП деметанизированного ШФЛУ при 45ОС, МПа 9 2, Нефть и газ Таким образом, определена зависимость растворения метана в деметанизированном ШФЛУ для процесса деметанизации. Сформирован режим работы блоков НТК и деметани зации, позволяющий получить деметанизированный ШФЛУ, который может транспортиро ваться существующими методами. В результате предлагаемого режима работы блоков НТК и деметанизации из технологической схемы установки может быть исключен блок деэтани зации.

Список литературы 1. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: – Л.: Химия, 1985.–280с.

2. Берлин М. А., Гореченков В. Г., Волков Н. П. Переработка нефтяных и природных газов. – М.: Химия, 1981. – 472с.

3. Катц Д. Л., Корнелл Д., Кобаяши Р. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. – М.:

Недра, 1964. – 656с.

4. Аксенова Э. И., Калинина И. Г., Магарил Р. З. Теоретические основы химико-технологических процессов. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. – 93с.

Сведения об авторах Клевцов Антон Евгеньевич., аспирант кафедры «Переработка нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень, тел.: 8(3452)256942, e-mail: klevsov-a@inbox.ru Рогалев Максим Сергеевич, к.т.н., доцент кафедры «Переработка нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень, тел.: 8(3452)256942, e-mail: rogalev_max@mail.ru Магарил Ромен Зеликович, д.т.н., профессор, главный научный сотрудник, Тюменский государственный нефте газовый университет, г.Тюмень, тел.: 8(3452)256942, e-mail: magaril67@mail.ru Klevtsov A. G., post graduate of department «Refining of oil and gas», Tyumen Oil and Gas University, phone:

8(3452)256942, e-mail: klevsov-a@inbox.ru.

Rogalev M. S., Candidate of Technical Sciences, associate professor at department «Refining of oil and gas», Tyumen Oil and Gas University, phone: 8(3452)256942, e-mail: lrogalev_max@mail.ru.

Magaryl R. Z., PhD, professor, chief scientific worker, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)256942, e-mail: magaril67@mail.ru.

УДК 665.753.4038. ДЕПАРАФИНИЗАЦИЯ ЛЕТНОГО ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА В ПОСТОЯННОМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОМ ПОЛЕ SUMMER DIESEL FUEL DEWAXING AT ALL ELECTRIC FIELD Н. С. Яковлев, С. Г. Агаев N. S. Yakovlev, S. G. Agaev Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: депарафинизация, дизельное топливо, низкотемпературные свойства, высокомолекулярные (высшие жирные) спирты Key words: dewaxing, diesel fuel, low temperature properties, high (higher fatty) alcohols Изучено влияние высших жирных спиртов на показатели процесса электродепарафини зации и показатели качества депарафинированного дизельного топлива Антипинского НПЗ Тюменской области. Впервые показано, что совместное использование депрессорной при садки и высших жирных спиртов в качестве активаторов позволяет значительно интенси фицировать процесс электродепарафинизации летнего дизельного топлива. Полученное депарафинированное топливо по низкотемпературным показателям соответствует требова ниям на зимние дизельные топлива.

К зимним дизельным топливам (ДТ), получаемым с использованием депрессорных при садок (ДП), предъявляются дополнительные требования по предельной температуре фильтруемости. Этот показатель достигается уменьшением размеров кристаллов парафино вых углеводородов. При введении в дизельные топлива ДП появляется новая проблема — повышенная седиментация кристаллов парафинов. Сохранение седиментационной устойчи вости ДТ при отрицательных температурах достигается использованием диспергаторов [1].

Более надежным для получения зимних ДТ является удаление наиболее высокоплавкой части парафиновых углеводородов, то есть частичная депарафинизация. В этом случае за пуск дизельных двигателей в зимних условиях будет надежно обеспечен независимо от температурной предыстории дизельных топлив. Наиболее удобным способом частичного удаления высокоплавких н-алканов является электродепарафинизация дизельных топлив [2-3]. Процессы электродепарафинизации характеризуются относительно невысоким выхо дом депарафинированных нефтепродуктов (ДН) и необходимостью переохлаждения сырья Нефть и газ относительно температуры процесса. В работах [2, 4] показано, что с понижением темпера туры электродепарафинизации дизельного топлива с минус 12 до минус 18°С выход депа рафинированного дизельного топлива (ДДТ) уменьшается с 95,1 до 72,9% мас. При этом требуемая температура помутнения ДДТ минус 15°С обеспечивается только при температу рах депарафинизации минус 15 – минус 18°С. С понижением температуры процесса темпе ратура помутнения не понижается и остается равной минус 15°С. Дальнейшее понижение температуры процесса ниже минус 18°С приводит к росту выхода ДДТ, но сопровождается ростом температуры помутнения до минус 12°С (температура процесса минус 20 – минус 22°С).

В настоящей работе представлены материалы по изучению влияния высших жирных спиртов (ВЖС) на показатели процесса электродепарафинизации и показатели качества ДДТ Антипинского нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) Тюменской области.

Известно, что процесс электродепарафинизации основан на выделении н-алканов на электродах в постоянных неоднородных электрических полях высокого напряжения из-за эффектов электрофореза, двойного электрофореза, диполофореза и диэлектрофореза. Элек тродепарафинизацию проводят в присутствии депрессорных присадок, которые индуциру ют на поверхности дисперсных частиц твердых углеводородов электрокинетический потен циал, обеспечивая их перемещение в межэлектродном пространстве и осаждение на элек тродах [5]. ДП, кроме того, понижают температуру застывания исходных нефтепродуктов, таким образом, снижают их структурную вязкость при низких температурах, обеспечивая более высокую подвижность дисперсных частиц в электрическом поле.

При выборе ВЖС в качестве активаторов процесса депарафинизации ДТ исходили из того, что процессы кристаллизации индивидуальных жирных спиртов и фракций ВЖС в области вращательной сингонии сопровождаются термоэлектрическими эффектами с инду цированием в ВЖС значительных электростатических потенциалов [6]. Совместное исполь зование ВЖС и депрессорных присадок приводит к возрастанию электростатических по тенциалов в системах ВЖС + ДП до 4,9–5,5 раза [7]. Предполагалось, что совместное ис пользование ВЖС и ДП при электродепарафинизации также приведет к улучшению показа телей процесса электродепарафинизации.

Электродепарафинизацию проводили на экспериментальной установке и по методике, описанной в работе [3]. Депарафинизацию летнего дизельного топлива проводили в присут ствии депрессорной присадки и высших жирных спиртов.

Для электродепарафинизации использовали летнее дизельное топливо Антипинского НПЗ Тюменской области со следующими свойствами: температура застывания минус 10°С, температура помутнения минус 5°С;

плотность при 20°С 825 кг / м 3 ;

вязкость при 20°С 4,7 мм 2 / с ;

50% дизельного топлива выкипает при 270°С;

анилиновая точка 76°С;

содержание углеводородов, образовавших комплекс с карбамидом, 8,8% мас. Температура помутнения и температура застывания углеводородов, образовавших комплекс с карбами дом 24 и 21°С, соответственно. Содержание фракций н-алканов от их общей суммы в ДТ, % мас: С12 15 40,05%;

С16 21 42,95%;

С 22 17,0%.

В качестве присадки использовалась полиамидная депрессорная присадка с условным шифром ДП-202/08 и в качестве активатора — высшие жирные спирты фракции C10 18.

Полиамидная депрессорная присадка ДП-202/08 представляет продукт конденсации стеари новой кислоты (СК) с полиэтиленполиаминами (ПЭПА) при массовом соотношении исход ных реагентов 4,5:1,0 [3]. В качестве высших жирных спиртов (ВЖС) использовалась про мышленная фракция ВЖС C10 18 алюминийорганического синтеза, соответствующая ТУ 38.107119-85. Молекулярная масса спиртов 228, массовая доля спиртов не менее 98% мас., содержание спиртов до С12 и выше С18 не более 5% мас. Кислотное число (мг КОН/г) — не более 0,1;

гидроксильное число (мг КОН/г), не менее 260 и не более 275.

Электродепарафинизацию дизельного топлива проводили в постоянном электрическом поле в присутствии присадки ДП-202/08 и ВЖС. При депарафинизации постоянными пара метрами оставались средняя напряженность электрического поля 1000 кВ/м и время осаж дения 60 мин. Эти параметры приняты по данным работ [2–4]. Представлены данные по электродепарафинизации летнего ДТ Антипинского НПЗ, иллюстрирующие влияние со держания присадки ДП 202/08 и ВЖС на показатели процесса (табл.1). Температура про цесса оставалась постоянной и составляла минус 15°С. Содержание присадки ДП-202/ варьировали в пределах 0,05–0,5% мас., содержание ВЖС изменяли в пределах 0,01–0,25% мас. Для исходного и депарафинированного дизельного топлива определяли Нефть и газ температуры застывания и помутнения. В эксперименте потери ДДТ относились к парафи ну, выделяющемуся на электродах. Депарафинизация летнего ДТ только в присутствии присадки ДП-202/08, но при отсутствии ВЖС показала, что выход депарафинированного дизельного топлива с увеличением содержания присадки с 0,05 до 0,25% мас. возрастает с 72,0 до 82,2% мас. Температура помутнения ДДТ понижается с минус 11 (содержание при садки 0,05% мас.) до минус 14 (содержание присадки 0,25% мас.). При содержании при садки 0,5% мас. выход ДДТ снижается до 79,6% мас., температура помутнения остается равной минус 14°С. Таким образом, имеется оптимум по содержанию присадки ДП-202/ — 0,25% мас. Использование только присадки не позволяет достигать требуемой темпера туры помутнения – минус 15°С.

Влияние ВЖС на показатели депарафинизации оценивали при тех же параметрах, что и в предыдущем случае, но при постоянном содержании присадки ДП-202/08, которая со ставляла 0,1% мас. По содержанию ВЖС также имеется оптимум, с точки зрения макси мального выхода ДДТ, при требуемой температуре помутнения – минус 15°С. Здесь макси мальный выход ДДТ 82,1–83,5% мас. при температуре помутнения минус 15°С достигается при содержании ВЖС в исходном ДТ 0,05–0,15% мас. При большем и меньшем содержании ВЖС в ДТ выход ДДТ заметно ниже, а температура помутнения по вышается до минус 12 – минус 14°С.

Таблица Влияние ВЖС на показатели депарафинизации ДТ АНПЗ Содержание в ДТ, Исходное ДТ Показатели процесса Показатели качества % мас. в присутствии ДП депарафинизации ДДТ Выход парафина, % дисперсной фазы помутнения, оС помутнения, оС застывания, оС застывания, оС Выход ДДТ,% Температура Температура Температура Температура Знак заряда ДП-202/ ВЖС ТЭД -20 - 0,05 0 -18 -5 72,0 28 +- - - 0,1 0 -20 13 81,0 19 +- -21 - 82,2 -14 - 0,25 0 -26 32 17,8 +- - - 0,5 0 -28 35 79,6 20,4 +- -21 - 0,05 0,1 -18 -5 83,1 16,9 +- -23 - 69,7 - - 0,1 0,01 -21 18 30,3 -20 - 0,1 0,05 -20 22 83,5 16,5 - -22 - 0,1 0,1 -20 23 82,6 17,4 +- -22 - 0,1 0,15 -21 20 82,1 17,9 +- -21 - -21 - 0,1 0,25 -20 22 53,3 46,7 +- - 0,25 0,05 -25 32 80,6 19,4 +- -25 -16 86,1 - 0,25 0,1 -25 33 13,9 +- -25 0,5 0,05 -28 32 74,2 25,8 +- -22 -15 0,5 0,1 -28 33 72,6 27,4 +- -19 -14 - Средняя напряженность электрического поля составляла 1000 кВ/м;

время электрообработки (осаждения) 60 мин.;

температура депарафинизации – минус 15°С. Обозначения: «-» — электрофорез (анофорез);

«+-» — двойной электрофорез с равномерным распределением осадка по электродам, ТЭД (температурный эффект депарафинизации) — разница между температурой процесса и темпера турой помутнения депарафинированного топлива. Осаждение проводилось при положительной по лярности центрального электрода.

Представлены также данные по электродепарафинизации при принятых параметрах процесса и других соотношениях присадки и ВЖС (см. табл.1). Максимальные результаты Нефть и газ достигнуты при содержании присадки ДП-202/08 0,25% мас. и при содержании ВЖС 0,1% мас. Выход ДДТ 86,1% мас., а температура помутнения минус 16°С.

Анализ показывает, что лучшие результаты по электродепарафинизации ДТ могут дос тигаться за счет эффекта электрофореза (содержание ДП-202/08 0,1% и ВЖС 0,05% мас.) и при эффекте двойного электрофореза (содержание ДП-202/08 0,25% и ВЖС 0,1% мас.). Во втором случае выход ДДТ выше на 3% (см. табл.1). Очевидно, что большее значение для эффективности процесса депарафинизации имеет температура застывания t з ДТ, содержа щего присадки и ВЖС до проведения процесса осаждения. Во втором случае t з ДТ значи тельно (на 5°С) ниже, чем в первом.

Представлены данные, иллюстрирующие влияние на показатели депарафинизации температуры процесса при равенстве прочих параметров (табл. 2). Температура процесса варьировалась от минус 13 до минус 19°С. Содержание присадки ДП-202/08 составляло 0,1 и 0,25% мас., содержание ВЖС оставалось постоянным и составляло 0,1% мас. Для исходного и депарафинированного дизельного топлива определяли температуры застыва ния и помутнения. Потери ДДТ относились к парафину, выделяющемуся на электродах.

Таблица Влияние температуры на показатели депарафинизации ДТ Антипинского НПЗ Исходное ДТ в Показатели процесса Показатели качества Содержание в Температура процесса, °С присутствии ДП депарафинизации ДДТ ДТ, % мас.

Выход парафина, % дисперсной фазы помутнения, оС помутнения, оС застывания, оС застывания, оС Выход ДДТ,% Температура Температура Температура Температура Знак заряда ДП-202/ ТЭД ВЖС 0,1 0,1 -15 -22 23 82,6 17,4 +- -22 - 0,1 0,1 -17 -22 23 84,5 15,5 +- -26 - 0,1 0,1 -19 -22 23 83,3 16,7 +- -25 - 0,25 0,1 -13 -25 33 85,5 14,5 +- -23 - 0,25 0,1 -15 -25 33 86,1 13,9 +- -25 - 0,25 0,1 -17 -25 33 83,9 16,1 +- -26 -17 0,25 0,1 -19 -25 33 75,2 24,8 +- -24 - Постоянные параметры процесса см. в табл. 1.

Выход ДДТ при содержании присадки ДП-202/08 0,1% мас. практически не зависит от температуры процесса, а температура помутнения с понижением температуры процесса понижается и может достигать минус 19°С. При содержании присадки 0,25% мас. выход ДДТ заметно снижается при температуре процесса минус 19°С, а при температуре процес са минус 13°С не обеспечивается требуемая температура помутнения. При содержании присадки 0,25% мас. отмечается максимальный выход ДДТ — 86,1% мас. и обеспечивает ся требуемая температура помутнения.

По данным (см. табл. 1 и 2) можно оценить температурный эффект депарафинизации (ТЭД), представляющий разницу между температурой помутнения ДДТ и температурой процесса. При электродепарафинизации только в присутствии присадок всегда требуется переохлаждение топлива на 1–5°С по сравнению с получаемыми температурами помутне ния [8]. Здесь впервые установлено, что при использовании депрессорной присадки совме стно с ВЖС переохлаждение не требуется.

Напротив, температура помутнения ДДТ несколько ниже температуры процесса. Этот эффект очень важен с точки зрения экономии холода.

Таким образом, по совокупности температурных и концентрационных исследований, оптимальными условиями процесса депарафинизации для достижения максимального вы хода ДДТ и требуемой температуры помутнения является температура процесса Нефть и газ минус 15°С, содержание депрессорной присадки ДП-202/08 0,25 и содержание ВЖС фракции C10 18 0,1% мас.

Список литературы 1. Гришина И. Н. Физико-химические основы и закономерности синтеза, производства и применения присадок, улучшающих качество дизельных топлив//М: Нефть и газ. - 2007. – 230 с.

2. Халин А. Н., Гультяев С. В., Агаев С. Г. Депарафинизация летнего дизельного топлива производства Омского НПЗ в постоянном электрическом поле высокого напряжения//Нефтепереработка и нефтехимия. - 2007.- №11. – С. 20– 23.

3. Агаев С. Г., Гультяев С. В., Яковлев Н. С. Улучшение низкотемпературных свойств дизельных топлив//Журнал прикладной химии. - 2007, т.80, - №3. - С. 488-495.

4. Агаев С. Г., Глазунов А. М., Гультяев С. В., Яковлев Н. С. Улучшение низкотемпературных свойств дизельных топлив. - Тюмень: Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2009. – 144с.

5. С. Г. Агаев, А. Н. Халин. О механизме действия депрессорных присадок// ХиТТМ. – 1997, - № 6. – С. 29-31.

6. Агаев С. Г., Столбов А. А. Термоэлектрические эффекты в высших жирных спиртах//Известия вузов. Нефть и газ. – 2011, - №2. – С. 70–79.

7. С. Г. Агаев, А. А. Столбов. Влияние депрессорной присадки ДП-65 на фазовые переходы и термоэлектрические эффекты в жирных спиртах// Нефть и газ Западной Сибири/Материалы Всероссийской научно-технической конфе ренции. Т. 2 – Тюмень: ТюмГНГУ. 2009. – 392 с.

8. С. Г. Агаев, А. Н. Халин, С. В. Гультяев. Депарафинизация летнего дизельного топлива в электрическом поле// ХиТТМ. – 2007, - №6. - С. 6–8.

Сведения об авторах Агаев Славик Гамид оглы, д.т.н., кафедра «Переработка нефти и газа», Тюменский государственный нефтега зовый университет, г. Тюмень Яковлев Николай Семенович, ассистент, кафедра «Переработка нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: 8(3452)256925, е-mail: yns007@rambler.ru Agayev S. G., PhD, chair of «Oil and gas», Tyumen State Oil and gas University Yakovlev N. S., assistant, department of «Oil and gas», Tyumen State Oil and gas University, Tyumen, phone.:

8(3452)256925, e-mail: yns007@rambler.ru _ Машины, оборудование и обустройство промыслов УДК 658.588:622.691.4.052. АДАПТАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ГАЗОТУРБИННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ ADAPTATION MODEL FOR DETERMINATION OF EFFECTIVE POWER OF GAS TURBINE MOTORS С. И. Перевощиков S. I. Perevoschikov Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: двигатели газотурбинные, мощность двигателей эффективная, адаптация теоретических зависимостей к расчетной практике Key words: gas turbine motors, effective power of motors, adaptation of theoretical dependences to the design practice Решение многих инженерных задач в области газотурбинных двигателей нуждается в наличии соответствующих математических моделей, адекватно отражающих термодинами ческие процессы, происходящие в двигателях данного типа.


Велика потребность в подоб ных моделях и для эксплуатационной практики этой разновидности тепловых двигателей. В частности, для осуществления параметрической диагностики их технического состояния, применение которой в необходимом для того объеме в настоящее время затруднено по ряду причин. Одной из них, определяющей по своему значению, является отсутствие адекватных расчетных моделей для определения эффективной мощности двигателей газотурбинного типа N e — основного и определяющего диагностического параметра в данном случае.

Этот параметр, особенно в производственных условиях, в которых преимущественно находятся двигатели, практически трудноопределим и в большинстве случаев не поддается достоверной оценке. Диагностирование состояния двигателей по численному значению этого параметра оказывается возможным лишь при косвенном определении его величины на основе той или иной математической модели.

Нефть и газ Обозначенная выше проблема характерна и для газовой промышленности, где газотур бинные двигатели (ГТД) широко распространены, так как входят в состав большинства газоперекачивающих агрегатов (ГПА), посредством которых осуществляется функциониро вание всех газопромысловых и газотранспортных систем страны.

Для выхода их создавшейся ситуации в газовой отрасли прибегли к упомянутому выше способу косвенного определения N e. Он состоит в нахождении эффективной мощности, вырабатываемой двигателями через мощность, потребляемую центробежными нагнетате лями N, которые приводятся в действие рассматриваемыми двигателями. Такой способ, в частности рассматриваемый в работах [1] и [2], позволяет обойти затруднительное положе ние, но сопряжен с подменой физических понятий. Диагностирование выполняется не на основе развиваемой или располагаемой двигателем мощности, что является единственно правильным, в физическом отношении, подходом к оценке состояния двигателя, а на базе, по сути, отвлеченной величины, которая лишь приблизительно соответствует необходимо му критерию оценки. Приблизительность соответствия N параметру N e очевидна, по скольку используемая мощность двигателя N не всегда равна мощности развиваемой N e и в общем случае составляет большую или меньшую часть последней. Размер этой части оце нить с необходимой точностью невозможно. В результате, базирующийся на подобной, не четко количественно очерченной основе, диагностический вывод приобретает столь же неопределенный характер. Отмеченное существенно снижает достоинства методик [1] и [2], как средства оценки качества технического состояния двигателей.

Таким образом, методики [1] и [2], представляющие собой, по существу, первые, доста точно эффективные разработки в области параметрической диагностики технического со стояния ГПА и являющиеся на настоящий момент времени если не единственным, то по прежнему действенным средством оперативного диагностирования состояния ГПА, нуж даются в доработке. Доработке в первую очередь подлежит физическая база, лежащая в основе данных методик.

Для исправления сложившейся ситуации воспользуемся классическими положениями термодинамики в этой области. В частности, обратимся к выражению для определения эф фективной мощности ГТД [3]:

N e qП LТ T qВ LК, (1) К где LT и LK — удельная работа, производимая газовой турбиной, и удельная работа, тре буемая для привода осевого компрессора двигателя;

T и K — внутренние КПД турбины и компрессора;

qП — расход продуктов сгорания через газовую турбину;

qВ — расход воздуха через осевой компрессор двигателя.

Раскроем параметры LT и LK, а также T, K через определяющие их соотношения.

При этом будем считать, что происходящие, как в турбине, так и в осевом компрессоре, термодинамические процессы являются политропическими. Такое допущение справедливо, так как любой из известных термодинамических процессов является частным случаем про цесса политропического. Кроме того, реальные численные значения показателей, наблю даемых в турбине и в компрессоре термодинамических процессов, легко определяются по рабочим параметрам данных функциональных элементов ГТД, и это снимает вопрос о не обходимости определяться в названии этих процессов.

С учетом отмеченного рассматриваемые параметры раскроем с помощью известных в области термодинамики тепловых двигателей зависимостей и после соответствующих со кращений получим KT KK T Ne qП R П T3 T4 q В RВ T2 T1, (2) KT 1 KK где RП и RВ — газовые постоянные продуктов сгорания и воздуха;

T1 и T3 — температура воздуха и продуктов сгорания на входе в компрессор и в турбину;

T2 и T4 — температура воздуха и продуктов сгорания на выходе из компрессора и турбины;

KK и KT — показатели адиабаты для воздуха и продуктов сгорания;

qП и qВ — расход продуктов сгорания через турбину и воздуха через осевой компрессор двигателя.

Выражение (2) получено с использованием соотношений, в основе которых лежат тео ретические положения классической термодинамики и некоторые упрощения и допущения.

Это придает итоговой зависимости (2) теоретический характер и делает ее только прибли зительной моделью реально происходящих в ГТД процессов. Для придания (2) необходи Нефть и газ мой адекватности относительно описываемой ею термодинамических процессов введем в правую часть ее дополнительный сомножитель в виде коэффициента KN. Назовем данный параметр коэффициентом адаптации. С его помощью адаптируем теоретическую зависи мость (2) к реально наблюдаемым и описываемым ею процессам. В результате будем иметь выражение для определения действительного (насколько это позволяет предлагаемый под ход к решению рассматриваемой проблемы) значения эффективной мощности газотурбин ных двигателей Ne:

KT KK Ne qП RП T3 T4 q В RВ T2 T1 KN.

(3) KT 1 KK Достижение обозначенной цели, а именно: приведение теоретического выражения (2) к виду, адекватно отражающему реально наблюдаемые явления, возможно лишь при знании численного значения параметра KN. Для его определения воспользуемся данными по рабо чим параметрам ряда газотурбинных двигателей. К рассмотрению примем несколько типов ГТД, являющихся характерными представителями применяемых в газовой промышленно сти двигателей подобного типа, входящих в состав газотурбинных установок (ГТУ), ис пользуемых для транспорта природного газа по территории газовых промыслов и по маги стральным газопроводам. Краткая информация по этим двигателям приведена в таблице.

Краткая характеристика рассмотренных двигателей Техническая характеристика Тип двигателя двигателя Марка Завод (его базовая двигателя изготовитель количество степень модель) валов регенерации ГТ 750-6 Стационарный НЗЛ 2 0, ГТ-6-750 Стационарный УТМЗ 2 ГТН -6 Стационарный УТМЗ 2 ГТК-10-4 Стационарный НЗЛ 2 0, ГТК-16 Стационарный УТМЗ 2 ГТН-25 Стационарный УТМЗ 2 НК-12СТ Авиационный ПО им. Фрунзе 2 НК-16СТ Авиационный ПО им. Фрунзе 3 ДР-59Л Судовой ПО «Заря» 3 Импортного «Дженерал Коберра-182 2 производства Электрик»

Данные по рабочим параметрам приведенных в табл.1 двигателей обработаны с привле чением обобщенных характеристик двигателей подобного типа, представленных в работе [2]. Результаты обработки для удобства последующего их анализа рассмотрим в относи тельных безразмерных координатах в виде функции К N f ( T Т ), где К N — относи тельный коэффициент адаптации, представляющий собой отношение текущего значения коэффициента адаптации к величине этого коэффициента при номинальном режиме работы двигателя;

T Т — относительная разность температур турбины:

T3 T4, (4) TТ T30 T где T30 и T40 — температура продуктов сгорания перед турбиной и после нее при номиналь ном режиме работы двигателя.

Относительная разность температур турбины T Т принята к рассмотрению в качестве параметра, характеризующего режим работы двигателя, поскольку мощность, наиболее полно отражающая режимы его работы, в производственных условиях практически неопре делима. В то же время, мощность, развиваемая тепловыми двигателями, к которым относят ся и ГТД, определяется преимущественно перепадом температуры их рабочего тела в рабо чей части двигателей. Поэтому разность T3 T4 является индикатором режима работы двигателей подобного типа, а отношение (4) характеризует степень удаленности текущего режима работы двигателя от его номинального значения.

Нефть и газ Результаты обработки представлены на рис. 1 и рис. 2. Согласно им, численное значение относительного коэффициента адаптации К N определяется двумя группами факторов.

Одну из них составляют факторы, характеризующие режим работы двигателей, другую — индивидуальные особенности двигателей, как термодинамических объектов.

Первую группу факторов представляет T Т. Характерная зависимость К N от T Т по казана на рис.1. Согласно ему наблюдается линейная зависимость К N от T Т для каждого из рассмотренных двигателей в отдельности.

Рис.1. Характерная зависимость относительного коэффициента адаптации К N расчетной зависимости (4) для ряда рассмотренных газотурбинных двигателей Точно такая же (линейная) зависимость существует и между удельной работой, совер шаемой расширяющимися продуктами сгорания в газовой турбине и температурным пере падом в турбине T3 T4, о чем свидетельствует известное классическое выражение тер модинамики.

Такое соответствие говорит о наличии у вводимого в теоретическое выражение (2) ко эффициента адаптации К N физически обоснованной базы. Она состоит в том, что данный коэффициент, не внося никаких дополнительных изменений в общую, достаточно изучен ную, физическую картину термодинамических процессов, происходящих в тепловых двига телях, количественно корректирует общую для всех двигателей теоретическую зависимость с учетом индивидуальных особенностей двигателей. Индивидуальные особенности термо динамических объектов достаточно разнообразны, учесть их в одном аналитическом выра Нефть и газ жении достаточно сложно. Это тем более сложно и практически невозможно, если принять во внимание сравнительно легкую изменчивость подобных объектов под воздействием раз личных внутренних и внешних факторов.


Таким образом, вводимый коэффициент адаптации К N, не нарушая общую физическую картину протекающих в двигателях термодинамических процессов, вносит необходимые количественные поправки, учитывающие индивидуальные, подвергающиеся постоянным изменениям, особенности двигателей.

Тот факт, что коэффициентом К N учитываются именно индивидуальные особенности двигателей, подтверждается видом аппроксимирующих зависимостей, изображенных на рис.1. — согласно рисунку при общем, линейном, характере зависимости К N f ( TТ ) для всех рассматриваемых двигателей, каждому двигателю отвечают свои численные зна чения присутствующих в данной зависимости коэффициентов.

Обращаясь к рис. 1, можно заключить, что наблюдается следующая зависимость отно сительного коэффициента адаптации К N от режимного параметра, которым является отно сительная разность температур турбины T Т :

, (5) КN 1 N ( T Т 1) где N — некоторый безразмерный коэффициент, определяющий степень влияния режи ма работы двигателя на численное значение относительного коэффициента адаптации.

В результате проведенных исследований установлено, что численное значение парамет ра N зависит от индивидуальных термодинамических особенностей двигателей, которые T Д (рис. 2), представляющая со отражает относительная разность температур двигателя бой следующее отношение:

T30 T (6) TД, T40 T где T10 и T20 — температура циклового воздуха на входе и выходе осевого компрессора при номинальном режиме работы двигателя.

В отношении (6) знаменатель (T40 — T10) характеризует степень замкнутости термоди намического цикла двигателя — чем меньше разность между температурой отработавшего рабочего тела T40 и его изначальной температурой T10, тем полнее использование энергии рабочего тела в двигателе и тем совершеннее двигатель. Числитель в этом же отношении (T30 – T20) является показателем потенциальных возможностей двигателей, как тепловых машин, так как представляет собой энергетический потенциал, получаемый рабочим телом в камере сгорания двигателя.

Рис. 2. Зависимость безразмерного коэффициента от индивидуальных N особенностей газотурбинных двигателей T Д, чем выше энергетиче В соответствии с представленным воззрением на параметр Нефть и газ ский потенциал рабочего тела (то есть числитель в рассматриваемом отношении) и чем полнее этот потенциал используется (то есть чем меньше знаменатель в этом отношении), тем двигатель в целом является более совершенным. Исходя из отмеченного, следует ожи T Д, тем дать, что чем больше значение относительной разности температур двигателя двигатель должен быть более совершенным. Это ожидание подтверждают данные рис. 3, на котором представлены значения эффективных КПД е и относительных разностей темпе T Д, рассмотренных в работе двигателей.

ратур Рис.3.

Определение взаимосвязи между относительной разностью температур двигателей и их эффективным КПД T Д для большинства двигателей существует Как видно, между параметрами и е T Д отвечают и более высокие зна корреляционная связь. При этом большим значениям чения эффективных КПД двигателей. Численные значения эффективных КПД е являются общепринятым способом оценки термодинамического совершенства газотурбинных двига телей. Соответствие этому показателю термодинамического совершенства параметра T Д, TД, и представленное на рис. 3, свидетельствует о физически одинаковой природе и е позволяет считать относительную разность температур двигателя T Д одним из средств, отражающих индивидуальные особенности и степень совершенства газотурбинных двига телей как двигателей теплового типа.

Наблюдаемая на рис. 3 картина не столь однозначна, как об этом только что говорилось.

В ней имеются некоторые исключения. Исключение составляют двигатели, входящие в состав газоперекачивающих агрегатов ГТ-750-6 и ГТК-10-4, которым на рис.3 соответству ют параметры, обозначенные крестовым знаком. Эти двигатели выбиваются из общего ряда по вполне определенной причине. Они, в отличие от остальных, оснащены системой реку перации тепла выхлопных газов турбин (табл.1). За счет этого их эффективные КПД е по вышаются. Такое повышение е в этих двух случаях происходит не за счет усовершенст вования самих двигателей, в том числе их проточной части, включающей в себя такой наи более влияющий на эффективность работы двигателей элемент, как лопаточный аппарат, а в результате внешнего более рационального использования энергии отработавшего в двига теле рабочего тела. Данное, внешнее по отношению к двигателю, обстоятельство не учиты вается параметром T Д, так как он характеризует, согласно входящим в него величинам, работу собственно двигателя.

Таким образом, можно констатировать, что параметр T Д действительно отражает со вершенство газотурбинных двигателей (по крайней мере, рассмотренных в работе) и физи чески вполне обоснованно может рассматриваться в качестве аргумента в функциональной зависимости N f ( X ).

В итоге всего рассмотренного имеем следующее пригодное для практического приме нения выражение:

KT KK Ne qП RП T3 T4 qВ RВ T2 T1 KN, (7) KT 1 KK Нефть и газ н где КN 1 N( TT 1) К N ;

(8) 3 63,18 ТД 253,1 ТД 339,6 ТД 152,0 (9) N н К N — значение коэффициента адаптации, соответствующее номинальному режиму рабо ты двигателя, находится по зависимости (3) после решения ее относительно KN и подста новки в полученное выражение паспортных значений, содержащихся в (3) величин.

Выражение (9), согласно рис. 2 аппроксимирует функциональную зависимость от T Д. Аппроксимация охватывает диапазон T Д = 1,04 1,41. Ранее отмечалось, что низ T Д соответствуют менее совершенным разновидностям газотурбинных кие значения T Д = 1,04 относится к двигателей. Такое заключение подтверждают и данные рис. 2 — двигателю НК-12СТ, эффективный КПД которого равен 0,225. Такие двигатели, как и по добные ему движители с низкими значениями эффективного КПД и, соответственно, с не высокими значениями T Д, давно относятся к не отвечающим современным требованиям силовым установкам. Поэтому из практических соображений диапазон аппроксимации по параметру T Д можно сузить и ограничиться его пределами, представленными на рис. 4.

f ( T Д ) в ограниченном диапазоне Рис. 4. Аппроксимация зависимости N TД по параметру T Д безразмерный коэффициент В ограниченном диапазоне определяется по бо N лее простой, по сравнению с (9), зависимости (10):

2,110 TД 2,370. (10) N Рассмотренные в настоящей работе газотурбинные двигатели (см. табл.1) достаточно разнообразны по таким показателям, как конструктивная и тепловая схема, по сфере при менения, по заводам-создателям и производителям. При этом независимо от отмеченных отличий, часть из которых, такие как количество валов турбин, наличие или отсутствие рекуперации тепла отработавших газов двигателей, являются в определенной мере принци пиальными, все эти двигатели проявили общность в плане равной адаптивности к ним об щей теоретической зависимости (1).

Данные, содержащиеся на рис.1 и рис.2, свидетельствуют о том, что, несмотря на отме ченные конструктивные и термодинамические особенности рассмотренных двигателей, определение их эффективной мощности может осуществляться на основе общей для всех двигателей теоретической зависимости (1) и ее развернутого варианта (2);

и с помощью, также общей для всех рассмотренных в работе двигателей, адаптационной модели, пред ставленной графически (рис. 1, рис. 2 и рис. 4) и аналитически зависимостями (7) – (10).

При этом достоверность выполняемой на основе выражений (7) – (10) адаптации основной Нефть и газ расчетной зависимости (1) и ее варианта (2) реальным термодинамическим процессам дос таточно высока и находится в пределах 0,906–0,998 (см. рис.1, 2, 4) для различных двигате лей. Представленная информация позволяет говорить о наличии общей для газотурбинных двигателей модели адаптации теоретической зависимости для расчета их эффективной мощности реальным физическим процессам, происходящим в двигателях.

В представленной работе рассмотрены двигатели двух- и трехвальные. Для них наблю даются выявленные закономерности. Однако необходимо отметить, что правомерность применения полученной модели адаптации для трехвальных двигателей в более широком понимании нуждается в дополнительной проверке.

Кроме того, представленная в работе адаптационная модель, являясь в целом приемле мой для иных газотурбинных двигателей, подобных рассмотренным, в количественном отношении в полной мере отвечает только двигателям, имеющим в качестве топлива при родный газ. Поскольку при разработке адаптационной модели принималось, что показатель адиабаты продуктов сгорания топлива двигателей KT =1,33, а газовая постоянная продук тов сгорания топлива RП = 288 Дж/(кг К), что соответствует наиболее часто встречающимся и, потому наиболее вероятным значениям данных параметров в случаях использования в качестве топлива двигателей природного газа. Для случаев использования в ГТД других видов топлива можно использовать настоящую модель после ее корректировки по числен ным значениям отмеченных параметров.

Представленная адаптационная модель при выполнении расчетов по зависимостям (7), (8) и (10) позволяет определять эффективную мощность рассмотренных в работе газотур бинных двигателей с погрешностью не более 1,5% при достоверности не ниже 0,910. При веденные цифры относятся к определению эффективной мощности двигателей в их рабочем интервале мощностей, охватывающем по относительной мощности N e диапазон в пределах 0,6 1,20.

Выводы Для решения многих инженерных задач в области создания и эксплуатации газотур бинных двигателей необходимо располагать адекватными математическими моделями для определения эффективной мощности двигателей данного типа.

В работе получена математическая модель для расчета эффективной мощности ГТД, которая является моделью адаптационной, позволяющей количественно адаптировать из вестные теоретические зависимости, приблизительно описывающие термодинамические процессы, происходящие в двигателях, к реально наблюдаемым физическим процессам в них.

Полученная адаптационная модель создает возможность:

– получать теоретическим путем мощностную характеристику газотурбинных двигате лей на стадии их разработки по расчетным (номинальным) значениям двигателей для выяв ления соответствия ее вида предстоящим условиям эксплуатации двигателей;

– производить с ее использованием теоретические исследования влияния содержащейся в ней параметров ГТД на различные стороны работы и использования двигателей на более высокой количественно определенной основе;

– разрабатывать с ее использованием другие более сложные модели термодинамиче ских процессов, происходящих в газотурбинных двигателях;

– выполнять параметрическую диагностику технического состояния ГТД, используя адаптационную модель для получения сравнительного эталона при формировании диагно стического вывода, а также применяя данную модель в качестве непосредственного инст румента диагностирования.

Список литературы 1.Методика определения состояния и технологических показателей газоперекачивающих агрегатов с применени ем параметрической диагностики / Б. П. Поршаков, А. В. Матвеев, А. С. Лопатин, А. С. Рябченко.- В кн.: Трубопро водный транспорт нефти и газа. - М.,1982. - С.155-164. (Тр.МИНХиГП;

вып.116).

2.Волков М. М., Михеев А. Л., Конев А. А. Справочник работника газовой промышленности.- М.: Недра, 1989. 287 с.

3.Ревзин Б. С., Ларионов И. Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа. Справочное посо бие. - М.: Недра, 1991. - 303с.

Сведения об авторе Перевощиков С. И., д.т.н., профессор кафедры «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленно сти», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 8 (3452) Perevoschikov S. I., PhD, professor at department «Machines and equipment in oil and gas industry», Tyumen State Oil and gas University, phone: 8(3452) Нефть и газ УДК 622. ВЛИЯНИЕ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ НА МАГНИТНЫЕ СВОЙСТВА СУПЕРИНВАРНОГО СПЛАВА INFLUENCE OF HEAT TREATMENT ON MAGNETIC PROPERTIES SUPER-INVAR ALLOY А. С. Жилин1, С. В. Грачев1, Ю. В. Субачев2, С. М. Задворкин2, М. А. Филиппов1, С. Б. Михайлов1, В. В. Токарев A. S. Zhilin, S. V. Grachev, Yu. V. Subachev, S. M. Zadvorkin, M. A. Filippov, S. B. Mikhailov, V. V. Tokarev 1) ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина», Екатеринбург, РФ 2) ФГБУН Институт машиноведения УрО РАН, Екатеринбург, РФ Ключевые слова: суперинвар, термообработка, магнитные характеристики Key words: super-invar, heat treatment, magnetic characteristics В настоящее время большой интерес представляют материалы с особыми физико химическими свойствами. К таким материалам относятся сплавы, проявляющие инварный эффект, который заключается в сохранении постоянства теплового расширения в широкой области температур [1]. Материалы из сплавов, проявляющих инварные свойства, получили широкое применение в различных отраслях машиностроения, в том числе нефтегазовой отрасли. В частности, из инварных сплавов изготавливают стержни для геодезического мо ниторинга технического состояния сооружений нефтегазового комплекса [2]. Обеспечить заданный коэффициент термического расширения инварных сплавов можно при помощи различных видов механического и термического воздействий, что необходимо для дости жения высокой точности показателей измерительных приборов и увеличения их срока экс плуатации.

Несмотря на то, что исследованию инварного эффекта посвящено много работ, полного понимания природы этого явления не достигнуто. Инварный эффект обусловлен магнитны ми явлениями, поэтому изучение магнитных свойств инварных сплавов, находящихся в различном структурном состоянии, представляет научный и практический интерес. Кроме того, исследование магнитных характеристик таких материалов значимо для целей диагно стики и контроля их качества на каждом этапе изготовления.

Настоящая работа посвящена изучению влияния термической обработки на магнитные свойства инварного сплава. Исследованы образцы состава Fe-32%Ni-4%Co-0,6%C в трёх различных состояниях: литом, после закалки в воду с 860°С с выдержкой 1,5 часа (режим 1) и после отжига при температуре 680°С в течение 3 часов (режим 2).

Магнитные измерения проводили в замкнутой магнитной цепи по схеме пермеаметра.

Максимальная напряженность внутреннего поля в образцах достигала 60 кА/м. Из началь ных кривых намагничивания и петель гистерезиса получали значения коэрцитивной силы Hc, остаточной индукции Br, максимальной магнитной проницаемости µмакс и максимальной намагниченности Mмакс (намагниченности в максимальном приложенном поле), которая примерно равна намагниченности насыщения Ms данного материала. Погрешность измере ния поля и индукции в максимальном приложенном поле не превышала 3%.

Полученные результаты приведены в таблице.

Магнитные характеристики сплава Fe-32%Ni-4%Co-0,6%C Вид операции термообработки Hc, А/м Br, Тл µмакс µ0Ms, Тл Литой 43 0,197 2175 1, Режим 1 85 0,202 982 1, Режим 2 112 0,258 1067 1, Примечание. µ0 = 410-7 Гн/м– магнитная постоянная.

Оба режима термической обработки приводят к уменьшению намагниченности насы Нефть и газ щения сплава по сравнению с таковой у сплава в литом состоянии, что свидетельствует об уменьшении доли ферромагнитной фазы (см. таблицу). Эти данные согласуются с данными изучения влияния термообработки на структурообразование данного сплава, приведенными в наших более ранних работах (например, [3]), где показано, что углерод в сплаве Fe-32%Ni-4%Co-0,6%C находится в твёрдом растворе и в свободном состоянии, концентри руясь в междендритном пространстве. Причем, содержание свободного углерода в сплаве после кристаллизации сравнительно невелико, что объясняется существованием углерода в мелкодисперсном состоянии, так как интервал кристаллизации исследованного сплава со ставляет около 10°С. В процессе термообработки, из-за активизации диффузии происходит обеднение твёрдого раствора углеродом и, соответственно, увеличение содержания свобод ного углерода. Ввиду более длительной выдержки при отжиге и сравнительно медленном охлаждении (на воздухе), содержание свободного углерода в сплаве, подвергнутого обра ботке по режиму 2, выше, чем в сплаве в состоянии после кристаллизации и после закалки.

Об этом свидетельствуют данные намагниченности насыщения: сплав после отжига имеет минимальную величину Ms, что говорит о максимальном содержании неферромагнитной фазы (углерода). Сплав после кристаллизации имеет максимальную величину Ms, а зака ленный сплав демонстрирует промежуточное значение этой характеристики (см. таблицу).

Сплав в литом состоянии имеет минимальную коэрцитивную силу Нс (см. таблицу).

У закаленного сплава эта величина почти в 2 раза выше, а отожженного – почти в 3 раза выше. Низкое значение Нс литого сплава может служить дополнительным свидетельством малых размеров выделений свободного углерода в данном состоянии исследуемого мате риала. Cогласно теории включений [4], неферромагнитные выделения, размер которых зна чительно меньше толщин доменных границ, не оказывают влияния на движение доменных границ и, соответственно, на величину коэрцитивной силы ферромагнетика.

Дополнительная термическая обработка сплава приводит не только к увеличению со держания свободного углерода, но и к укрупнению выделений углерода. Согласно [4] при этом коэрцитивная сила должна возрастать, достигая максимума, когда размер немагнитных выделений становится сравним с толщиной доменных границ, что подтверждают данные таблицы.

Полученные данные указывают, что термической обработкой возможно варьирование содержания ферромагнитной фазы в сплаве Fe-32%Ni-4%Co-0,6%C и, соответственно, ком плекса его магнитных характеристик. Показана принципиальная возможность определения структурно-фазового состояния инварного сплава состава Fe-32%Ni-4%Co-0,6%C после термической обработки.

Результаты работы могут быть полезны при конструировании изделий с заданными ко эффициентами термического расширения, полученными подбором соответствующих режи мов термообработки.

Исследование проведено при финансовой поддержке молодых ученых УрФУ в рамках реализации программы развития УрФУ и при частичной поддержке РФФИ 11-01-12126 афи-м-2011.

Список литературы 1. Захаров А. И. Физика прецизионных сплавов с особыми тепловыми свойствами. - М. Металлургия, 1986. С. 238.

2. Woong Sup Park, Min Sung Chun, Myung Hyun Kim, Jae Myung Lee. Comparative study on mechanical behavior of low temperature application materials for ships and offshore structures: Part I–Experimental investigations. Materials science and engeneering A, №528, 2011. - P. 5790-5803.

3. Черменский В. И., Кончаковский И. В., Грачев С В., Майоров А. В., Кучин П. С. Прецизионный литейный сплав инварного класса для рабочих температур до 500 С. МиТОМ, №10, 2010. - С. 50-53.

4. Kersten M. Zur Theorie der Koerzitivkraft // Zs. Phys., 1948. – Bd. 124. – Р. 714–742.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.