Wyniki 1-8 spośród 8 dla zapytania: authorDesc:"Maciej Chaczykowski"

Weryfikacja modelu stacjonarnego przepływu gazu w rurociągu


  W artykule analizowano modele przepływu gazu pozwalające określać profile zmian ciśnienia i temperatury wzdłuż gazociągów w stanach ustalonych. Numeryczne rozwiązanie modelu dokładnego porównano z analitycznymi rozwiązaniami dwóch modeli uproszczonych o różnym stopniu złożoności i dokładności. Wyniki obliczeń weryfikowano na zbiorze danych rzeczywistych obejmujących dwa gazociągi wysokiego ciśnienia należące do krajowego systemu przesyłowego gazu ziemnego.1. Wstęp Podczas rurociągowego transportu gazu ziemnego obserwowane są zmiany ciśnienia i temperatury gazu wzdłuż gazociągu związane z rozpraszaniem energii na oporach przepływu oraz wymianą ciepła między gazem a otoczeniem gazociągu. Spadek ciśnienia jest istotnym parametrem przy projektowaniu gazociągu, obejmującym m.in. dobór średnicy i ciśnienia roboczego. Na potrzeby obliczeń w warunkach projektowych zakłada się zazwyczaj ustalony przepływ gazu. Założenie ustalonego przepływu gazu dotyczy również wielu zagadnień optymalizacji sieci, np. optymalnego doboru średnic, optymalizacji parametrów pracy stacji przetłocznych, czy maksymalizacji przepustowości sieci. Obliczenia parametrów przepływu w powyższych przypadkach przeprowadza się w oparciu o uproszczone równania przepływu. W zależności od przyjętego modelu przepływu gazu w gazociągu istnieje potrzeba określenia relacji między ciśnieniem a strumieniem gazu oraz między temperaturą a strumieniem gazu. Ogólną zasadą jest wybór takiego modelu przepływu, aby uzyskać odpowiednio dokładne wyniki symulacji. To znaczy, model musi być na tyle szczegółowy, aby uwzględniał wszystkie istotne aspekty dotyczące parametrów przepływu gazu, jednocześnie na tyle prosty, aby pozwolił efektywnie realizować algorytm symulacji bądź optymalizacji. Niniejszy artykuł prezentuje weryfikację trzech modeli ustalonego przepływu gazu w gazociągu, o różnych stopniach złożoności i dokładności, w oparciu o dane pomiarowe z dwóch gazociągów wysokiego ciśn[...]

Komputerowa symulacja zjawiska uderzenia hydraulicznego w sieci ciepłowniczej DOI:

Czytaj za darmo! »

W artykule omówiono zjawisko uderzenia hydraulicznego występujące w sieciach ciepłowniczych. Przedstawiono dokładną analizę zjawiska wykorzystując model matematyczny nieustalonego przepływu wody w rurociągu ciepłowniczym.ZJAWISKO uderzenia hydraulicznego powstaje w momencie nagłej zmiany parametrów przepływu płynu w przewodzie ciśnieniowym. Przyczyną zjawiska jest zgromadzona w płynącym strumieniu płynu energia kinetyczna, ulegająca zamianie na energię potencjalną ściśliwości cieczy i sprężystości rur. Skokowa zmiana prędkości i strumienia masy przepływającego płynu powoduje miejscową zmianę udziałów energii kinetycznej i potencjalnej w energii całkowitej, co wyraża się wzrostem lub spadkiem ciśnienia. Wartość uderzenia zależy od prędkości przepływu płynu, różnicy ciśnienia, czasu przepływu fali powrotnej, materiału ścianki rury oraz właściwości termodynamicznych płynu. Prędkość rozprzestrzeniania się fal zaburzeń zależy od właściwości płynu i przewodu. Zjawisko uderzenia hydraulicznego jest spowodowane nagłym otwarciem lub zamknięciem zaworu, urządzenia regulującego przepływ, włączeniem lub wyłączeniem pompy itp. W przypadku gdy zmniejszenie prędkości wskutek zamknięcia, np. zaworu powoduje przyrost ciśnienia, uderzenie nazywamy dodatnim. Uderzenie hydrauliczne może mieć również miejsce przy szybkim otwarciu zaworu w przewodzie. Powoduje to znaczny spadek ciśnienia wskutek szybkiego zwiększania się prędkości przepływu. Uderzenie hydrauliczne charakteryzujące się nagłym zmniejszeniem ciśnienia nosi nazwę uderzenia ujemnego. 1. Dodatnie uderzenie hydrauliczne Rozważmy przepływ cieczy z prędkością w0 przez poziomy prostoliniowy przewód ciśnieniowy o długości L i średnicy d. Jeden koniec przyłączony jest do zbiornika zasilającego o stałym poziomie cieczy H = const, a drugi koniec zakończony jest zaworem. Wskutek zahamowania ruchu warstw cieczy spowodowanego zamknięciem zaworu, następuje podwyższenie ciśnienia o wielkość &#[...]

Rurociągowy transport CO2 na potrzeby geologicznej sekwestracji DOI:10.15199/17.2017.10.1


  Odnawialne źródła energii będą odgrywać coraz większą rolę w produkcji energii elektrycznej, ale osiągnięcie odpowiedniego stanu rozwoju technologii, infrastruktury i otoczenia regulacyjnego aby osiągnąć efekt skali dla tego segmentu energetyki będzie trwało co najmniej dekadę lub dłużej. Patrząc z tej perspektywy, procesy wychwytywania i składowania CO2 należy uznać za jedno z najpoważniejszych rozwiązań umożliwiających w przyszłości wytwarzanie czystej energii z paliw kopalnych. Rozwój tej technologii pozwoliłby paliwu węglowemu zachować dominującą rolę w strukturze wytwarzania energii w Polsce. Technologia sekwestracji dwutlenku węgla (CCS) stoi nadal jednak przed wieloma wyzwaniami, które obejmują planowanie, projektowanie i eksploatację infrastruktury do transportu CO2. Transport rurociągowy jest preferowanym rozwiązaniem w przypadku, gdy duże ilości wychwyconego CO2 mają być przechowywane w formacjach geologicznych w bliskiej i średniej odległości od miejsca wychwytu. Problemy techniczne, które należy rozwiązać w zakresie rurociągów i stacji przetłocznych, dotyczą m.in. zapewnienia bezpieczeństwa, ciągłości przepływu, minimalizacji kosztów transportu. Istnieje zgodna opinia, że duże ilości CO2 powinny być transportowane w fazie ciekłej lub w stanie nadkrytycznym. Stan nadkrytyczny zapewnia najlepsze warunki do transportu w rurociągach [13]. Stan ten charakteryzuje się lepkością płynu zbliżoną do lepkości gazu, jednocześnie gęstością bliską gęstości cieczy. Przesył w fazie gazowej nie jest ekonomicznie uzasadniony, podobnie jak to ma miejsce w przypadku przepływu dwufazowego, przy którym mogą wystąpić wysokie spadki ciśnienia, szczególnie w nieplanarnym terenie. Aktualnie, proces transportu CO2 realizowany jest głównie w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie na potrzeby intensyfi kacji wydobycia ropy naftowej. Czysty dwutlenek węgla wydobywany jest z naturalnych złóż i przesyłany rurociągami do rejonów położenia złóż ropy n[...]

Pakiet oprogramowania do statycznej symulacji sieci ciepłowniczych


  W artykule omówiono doświadczenia zebrane podczas tworzenia pakietu oprogramowania do statycznej symulacji sieci ciepłowniczych oraz podczas wykonania aplikacji obliczeniowej dla rzeczywistego systemu ciepłowniczego.ROZDZIELENIE przedsiębiorstw "sieciowych" od wytwórców ciepła powoduje, że znacznie wzrasta funkcja procesów modelowania przepływu wody w sieciach ciepłowniczych. Operatorzy, odpowiedzialni za realizację usługi dystrybucji ciepła, powinni mieć pełną wiedzę o właściwościach cieplnych i hydraulicznych sieci, którą użytkują. Podczas jednoczesnej pracy takich elementów, jak ciepłownie, sieci rozprowadzające lub węzły cieplne, występuje ich wzajemne oddziaływanie hydrauliczne. W sposób analogiczny, jak w innych systemach płynowych występuje zależność pomiędzy wysokością ciśnienia w dowolnym punkcie układu, natężeniem przepływu wody w dowolnym elemencie sieci a parametrami pracy źródeł ciepła i wartościami obciążeń węzłów ciepłowniczych. Właściwa eksploatacja sieci, to przede wszystkim realizacja dostaw ciepła odbiorcom zgodnie z podpisanymi umowami, przy jednoczesnej minimalizacji szeroko rozumianych kosztów eksploatacji. Z kolei, prawidłowa rozbudowa sieci to wybór wariantu, który spełni warunki przyjętego kryterium kosztów eksploatacji oraz budowy. Zarówno prawidłowa eksploatacja istniejących systemów ciepłowniczych, jak również ich rozbudowa, nie może być realizowana bez pomocy programów obliczeniowych. Oprogramowanie, wykorzystujące modele matematyczne elementów sieci, powinno zatem stanowić podstawowe narzędzie pracy służb odpowiedzialnych za prowadzenie ruchu sieci. Pakiet oprogramowania w środowisku Windows, będący przedmiotem rozważań w niniejszym artykule, umożliwia obliczenia sieci ciepłowniczych o dowolnej konfiguracji, tzn. składających się z dowolnej liczby odcinków sieci kanałowej i preizolowanej, dowolnej liczby ciepłowni (źródeł) oraz dowolnej liczby innych elementów nierurowych: pompowni, reduktoró[...]

Systemy ciepłownicze w 2050 roku - perspektywy i wyzwania DOI:10.15199/9.2016.10.1


  W artykule przedstawiono stan sektora ciepłowniczego w Polsce i jego kierunki rozwoju do roku 2050. Omówiono elementy nowoczesnego zarządzania, inteligentne systemy ciepłownicze i problemy integracji systemu ciepłowniczego z elektroenergetycznym i gazowym. Scharakteryzowano cztery filary, na których powinny opierać się nowoczesne systemy ciepłownicze.1. Wstęp Infrastruktura ciepłownicza (źródła wytwarzania, sieci ciepłownicze) jest bardzo zróżnicowana pod względem technicznym i ekonomicznym (wiek urządzeń, stopień ich zużycia, nowoczesność rozwiązań technologicznych). Potencjał techniczny tego sektora stanowią systemy ciepłownicze składające się ze źródeł wytwarzania (do których należą m.in.: elektrownie, elektrociepłownie zawodowe i przemysłowe, ciepłownie zawodowe i przemysłowe, kotłownie lokalne), sieci przesyłowych, dystrybucyjnych, przyłączy, węzłów ciepłowniczych. Poza źródłami wytwarzania najważniejszym elementem infrastruktury ciepłowniczej są sieci ciepłownicze, które stanowią blisko 40% potencjału technicznego ciepłownictwa. Stan techniczny urządzeń w przedsiębiorstwach ciepłowniczych jest bardzo zróżnicowany, jednak na ogół urządzenia te są przestarzałe. Struktura wieku kotłów wodnych jest następująca: poniżej 15 lat - ponad 30%, 15-24 lata - około 50%, 25-44 lata - około 20%, a 45 i więcej lat około 1%. Średni stopień dekapitalizacji majątku (określony jako iloraz wartości umorzenia majątku do wartości środków trwałych brutto) wynosi ponad 50%. Średni stopień zużycia sieci ciepłowniczych w kraju szacuje się na około 50%. Poprawa stanu sieci jest trudna i kosztowna. Duża część sieci została zbudowana z wykorzystaniem przestarzałych już obecnie technologii i materiałów izolacyjnych. Jakość wykonania i stan izolacji cieplnej decydują o wysokości strat ciepła podczas przesyłania. Obecnie stosowane nowoczesne technologie budowy sieci przy użyciu rur preizolowanych znacznie zmniejszają straty przesyłania ciepła. St[...]

Inteligentne systemy pomiarowe w ciepłownictwie DOI:10.15199/9.2017.3.2


  W artykule omówiono strukturę i rozwiązania sprzętowe systemów inteligentnego opomiarowania stosowanych w ciepłownictwie. Następnie dokonano zwięzłego przeglądu cech funkcjonalnych inteligentnych liczników ciepła/chłodu na tle liczników energii elektrycznej i gazu. Przestawiono model centralizacji usług inteligentnego opomiarowania i uwarunkowania w zakresie zarządzania popytem w inteligentnych sieciach ciepłowniczych.1. Wstęp Zrównoważone systemy energetyczne są elementem polityki energetycznej ukierunkowanej na ochronę zasobów naturalnych i wykorzystanie odnawialnych źródeł energii. Charakteryzuje ją wyważenie pomiędzy celami społecznymi, środowiskowymi i ekonomicznymi oraz nacisk na uwzględnienie zewnętrznych kosztów funkcjonowania systemu energetycznego, które w przypadku systemów konwencjonalnych są praktycznie pomijane, a prowadzona polityka energetyczna skoncentrowana jest na celach ekonomicznych, takich jak np. wzrost PKB przy niskich kosztach wytwarzania energii i dominującej roli paliw kopalnych. W pracy [5] omówiono proces stopniowej konwergencji systemów ciepłowniczych, elektroenergetycznych i gazowniczych w kierunku przyszłego inteligentnego systemu energetycznego. W odniesieniu do systemów ciepłowniczych integracja w ramach inteligentnego systemu energetycznego będzie uwarunkowana spełnieniem szeregu wymagań, wymienionych w pracy [4] jako wymagania funkcjonalne systemów ciepłowniczych czwartej generacji, spełniających kryteria zrównoważonego systemu energetycznego. Cechą systemów ciepłowniczych czwartej generacji będzie wysoka penetracja nowych technologii wytwarzania ciepła, w tym małoskalowej generacji rozproszonej, funkcjonującej na konkurencyjnym rynku energii. Jednym z wyzwań stojących przed operatorami systemów ciepłowniczych będzie konieczność zagospodarowania ciepła z rozproszonych źródeł niskotemperaturowych i źródeł odnawialnych, takich jak energia słoneczna i geotermalna, włączając indywidualnych[...]

Hybrydowa instalacja OZE do podgrzewania gazu w stacjach gazowych DOI:10.15199/17.2018.6.1

Czytaj za darmo! »

W ostatnich latach obserwuje się wzrost zainteresowania rozwiązaniami prowadzącymi do poprawy efektywności energetycznej systemów transportu i dystrybucji gazu ziemnego. Polegają one między innymi na zagospodarowaniu energii strumienia gazu w stacjach gazowych poprzez jej konwersję na energię elektryczną w turboekspanderach napędzających generatory prądu elektrycznego [5]. Rozwiązanie to charakteryzuje się jednak wysokimi nakładami inwestycyjnymi, dużą wrażliwością na cenę sprzedaży energii elektrycznej, oraz cenę zakupu gazu paliwowego do podgrzewania gazu przed jego rozprężaniem [6]. W artykule [7] zaproponowano rozwiązanie polegające na wyeliminowaniu kosztów podgrzewania gazu w stacji gazowej poprzez wstępne osuszenie gazu przed redukcją ciśnienia w instalacji glikolowego osuszania gazu. W niniejszej pracy badawczej rozważano natomiast możliwość zwiększenia efektywności energetycznej stacji gazowych i ograniczenia kosztów ich eksploatacji poprzez zastosowanie odnawialnych źródeł energii do podgrzewania gazu przed redukcją ciśnienia. Rozważono możliwość zastosowania zarówno tradycyjnej metody redukcji ciśnienia gazu, polegającej na dławieniu przepływu gazu w zaworze redukcyjnym, jak i redukcji ciśnienia w turboekspanderze. Dławienie przepływu gazu jest procesem izentalpowym, w którym odbywa się adiabatyczne rozprężanie gazu bez wykonywania pracy, z jednoczesnym spadkiem temperatury gazu na skutek efektu Joule’a-Thomsona [8]. Spadek temperatury gazu podczas dławienia wynosi około 4,5-6°C przy spadku ciśnienia o 1 MPa. Jest uzależniony od składu chemicznego gazu i jego aktualnych parametrów (ciśnienia i temperatury). W przypadku zastosowania turboekspandera w stacji gazowej, gaz przepływający przez turbinę wykonuje pracę kosztem spadku entalpii. Podczas rozprężania na łopatkach turbiny gaz gwałtownie się ochładza. Spadek temperatury gazu w turboekspanderze jest większy od spadku temperatury gazu w klasycznym reduktorze[...]

Koncepcja zero-energetycznej stacji gazowej dla przemysłu gazowniczego DOI:10.15199/17.2018.4.1


  Stacja gazowa jest to zespół urządzeń technologicznych służących do redukcji ciśnienia oraz pomiaru wybranych parametrów przepływającego gazu. W stacji gazowej, redukcyjno-pomiarowej, dokonuje się dwóch podstawowych czynności: redukuje i stabilizuje ciśnienie gazu na określonym poziomie, wymaganym na wyjściu stacji, niezależnie od wartości strumienia przepływającego gazu i wahań ciśnienia wejściowego. Redukcja ciśnienia gazu, polegająca na dławieniu przepływu gazu w zaworach redukcyjnych, jest procesem izentalpowym. W reduktorze odbywa się adiabatyczne rozprężanie gazu bez wykonywania pracy, z jednoczesnym spadkiem temperatury gazu na skutek efektu Joule’a-Thomsona. Zjawisko to określa się ilościowo stosunkiem spadku temperatury do spadku ciśnienia gazu, czyli inaczej spadkiem temperatury przypadającym na jednostkowy spadek ciśnienia. Silne ochładzanie się gazu, przy redukcji ciśnienia na stacji gazowej jest zjawiskiem niepożądanym, gdyż może powodować wadliwe działanie reduktora na skutek oddziaływania niskiej temperatury na membranę. Poza tym ochłodzenie gazu, zawierającego większe ilości wilgoci, może powodować wydzielanie się i zamarzanie kondensatów oraz powstawanie hydratów i osadzanie się ich w urządzeniu sterującym i gnieździe zaworu. W granicznym przypadku może to powodować zablokowanie przepływu gazu przez reduktor. Z wymienionych powodów, w celu zapobieżenia zbyt silnemu ochładzaniu się gazu ziemnego przy redukcji ciśnienia, stosowane jest ogrzewanie gazu przed redukcją. Do podgrzewania gazu stosuje się najczęściej wymiennik płaszczowo- rurowy, ogrzewany przez gorącą wodę, przygotowaną w kotłowni gazowej. Zapotrzebowanie na ciepło do podgrzewania gazu jest znaczącym elementem bilansu energetycznego stacji, a koszty podgrzewania gazu mają dominujący udział w kosztach eksploatacji stacji. Badania wykazują, że w warunkach polskich ilość gazu potrzebna do produkcji ciepła na potrzeby podgrzewania gazu w stacji g[...]

 Strona 1