Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 5
следующий состав объекта автоматизации:
а) НГС (Нефтегазовые Сепараторы):
1) дистанционное управление задвижками на линии входа нефти, сигнализация положения задвижек;
2) дистанционное измерение и передача уровня нефти;
3) дистанционное измерение и передача давления;
4) сигнализация превышения максимального аварийного уровня нефти;
5) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода нефти, сигнализация положения клапана;
6) автоматический сброс жидкости при превышении уровня нефти (закрытие задвижки на линии входа нефти и открытие на 100% клапана на линии выхода нефти);
б) ОН(Отстойники Нефти):
1) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линии входа нефти, сигнализация положения задвижек;
2) дистанционное измерение и передача уровня раздела фаз;
3) дистанционное измерение и передача давления;
4) сигнализация превышения максимального аварийного уровня нефти;
5) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода воды, сигнализация положения клапана;
6) автоматический сброс жидкости при превышении уровня нефти (закрытие задвижки на линии входа нефти и открытие на 100% клапана на линии выхода воды);
в) ОВ(Отстойники Воды):
1) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линии входа воды, сигнализация положения задвижек;
2) дистанционное измерение и передача уровня воды;
3) дистанционное измерение и передача давления;
4) сигнализация превышения максимального аварийного уровня;
5) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода воды, сигнализация положения клапана;
6) автоматический сброс жидкости при превышении уровня (закрытие задвижки на линии входа воды и открытие на 100% клапана на линии выхода воды);
г) БЕН (Буферная Ёмкость Нефти):
1) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линии входа нефти, сигнализация положения задвижек;
2) дистанционное измерение и передача уровня нефти;
3) дистанционное измерение и передача давления;
4) сигнализация превышения максимального аварийного уровня нефти;
5) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода нефти, сигнализация положения клапана;
6) автоматический сброс жидкости при превышении уровня нефти (закрытие задвижки на линии входа нефти и открытие на 100% клапана на линии выхода нефти);
д) НБ (Насосная внешней перекачки нефти):
1) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линиях входа нефти и на линиях выкида нефти, сигнализация положения задвижек;
2) дистанционное измерение и передача температуры подшипников насосов и электродвигателей;
3) дистанционное измерение и передача давления на входе и выкиде насосов;
4) сигнализация состояния насосов;
5) дистанционное управление насосами.
Автоматизированная система управления созданная для данного объекта состоит из трех уровней:
- нижний уровень;
- средний уровень;
- верхний уровень.
Нижний уровень включает в себя датчики и приборы, преобразующие измеряемые величины в электрический сигнал.
Средний уровень включает в себя микропроцессорный контроллер, который выполняет следующие функции:
- сбор и обработка сигналов с аналоговых датчиков;
- сбор и обработка цифровых сигналов аварий, предупредительной и исполнительной сигнализации, состояния технологического процесса и оборудования;
- управление исполнительными механизмами;
- автоматическое регулирование технологических параметров системы;
- выявление и регистрацию причин аварийных ситуаций;
- обмен данными с верхним уровнем.
В микропроцессорном контроллере происходит обработка сигналов и выработка управляющих воздействий. Далее информация по каналам связи передаётся на верхний уровень, представленного в виде персонального компьютера и специального программного обеспечения.
Верхний уровень выполняет следующие функции:
- осуществление круглосуточного и непрерывного обмена информацией с контроллером;
- обработка информации и формирование базы данных;
- архивация информации;
- отображение состояния технологического процесса в виде мнемосхем;
- отображение тенденции изменения технологических параметров в виде графиков (трендов);
- дистанционное управление технологическим процессом;
- настройка некоторых технологических параметров;
- формирование и печать отчетных документов.
Основным законом (уравнением) гидростатики называется уравнение:
, или P = P0+gh
— гидростатическое давление (абсолютное или избыточное) в произвольной точке жидкости,
— плотность жидкости,
— ускорение свободного падения,
— высота точки над плоскостью сравнения (геометрический напор[2]),
— гидростатический напор[3].
Уравнение показывает, что гидростатический напор во всех точках покоящейся жидкости является постоянной величиной. Можно подсчитать давление в любой точке покоящейся жидкости
Вязкость - свойство жидкостей оказывать сопротивление перемещению одного слоя относительно другого. Количественно вязкость характеризуется значением динамической вязкости или коэффициентом внутреннего трения. Характерной особенностью этого вида трения является то, что оно наблюдается не на границе твердого тела и жидкости, а во всем объеме жидкости.
Кинематическая вязкость равна отношению динамической вязкости среды к ее плотности при той же температуре.
Ход определения вязкости
Приборы:
вискозиметр стеклянный (ВПЖТ,ВНЖТ или ВПЖ,ВНЖ) термостат, резиновая трубка, водоструйный насос или резиновая груша, секундомер.
Сущность метода заключается в измерении времени истечения определенного объема испытуемой жидкости под влиянием силы тяжести. Испытание проводят в капиллярных стеклянных вискозиметрах. Для проведения анализа подбирают вискозиметр с таким диаметром капилляра, чтобы время истечения жидкости составляло не менее 200 с. В лабораторной практике наиболее распространены вискозиметры Пинкевича типа ВПЖТ-4 и ВПЖТ-2.Чистый сухой вискозиметр заполняют нефтью (нефтепродуктом). Для этого на отводную трубку 3 надевают резиновую трубку.
Далее, зажав пальцем колено 2 и перевернув вискозиметр, опускают колено 1 в сосуд с нефтью (нефтепродуктом) и засасывают нефть (нефтепродукт) с помощью резиновой груши, водоструйного насоса или иным способом до метки M2, следя за тем, чтобы в нефти (нефтепродукте) не образовалось пузырьков воздуха. а- тип ВПЖТ-4; б- ВПЖТ-2: 1,2-колено; 3-отводную трубку; 4- расширение капиллярной трубки.
Вынимают вискозиметр из сосуда и быстро возвращают в нормальное положение. Снимают с внешней стороны конца колена 1 избыток нефти (нефтепродукта) и надевают на его конец резиновую трубку. Вискозиметр устанавливают в термостат (баню) так, чтобы расширение 4 было ниже уровня нефти (нефтепродукта). После выдержки в термостате не менее 15 мин засасывают нефть (нефтепродукт) в колено, примерно до 1/3 высоты расширения 4. Соединяют колено 1 с атмосферой и определяют время перемещения мениска нефти (нефтепродукта) от метки М1 до М2 (с погрешностью не более 0,2 с). Если результаты трех последовательных измерений не отличаются более расширение капиллярной трубки чем на 0,2%, кинематическую вязкость υ, мм2/с, вычисляют как среднее арифметическое по формуле:
υ = Cτ,
где С — постоянная вискозиметра, мм2/с2;
τ — среднее время истечения нефти (нефтепродукта) в вискозиметре, с.
Динамическую вязкость η, мПа·с, исследуемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:
η=υρ,
где υ — кинематическая вязкость мм2/с;
ρ — плотность при той же температуре, при которой определялась вязкость, г/см3.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 6
Под установленным технологическим режимом работы скважины понимается совокупность основных параметров ее работы, которая обеспечивает получение в планируемом периоде отборов нефти, конденсата, жидкости и газа, соблюдение условий надежности и безопасности эксплуатации скважин, предусмотренных проектным документом и нормами отборов. Технологический режим работы скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:
- пластовым, забойным и устьевыми давлениями;
- дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;
- типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами и временем его работы.
Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливается контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевых проб добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, устьевых давлений, расхода рабочих агентов, подаваемых в скважину, эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов. Технологические режимы работы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки объекта и утверждаются руководством организации-недропользователя. Ответственность за соблюдением установленных режимов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.
Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.
Пористость - это емкостной параметр горных пород. Коэффициент полной пористости есть отношение объёма взаимосвязанных и изолированных пустотных каналов к общему объёму образца.
Полная пористость сцементированных пород, содержащих открытые и изолированные пустотные каналы, рассчитывается по результатам измерения минералогической, и объёмной плотностей породы, для чего используют два смежных образца из одного куска керна.
Расчет коэффициента полной пористости производится по формуле:
mп = (1 - Yо / Yм ) 100,
где: mп - полная пористость породы;
Yо - объёмная плотность породы;
Yм - минералогическая плотность породы.
Расчет полной пористости годной породы проводится обычно с точностью до 0,1 %
Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%
Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы: субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) - практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);
капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм);
сверхкапиллярные > 0,5 мм.
Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Проницаемость характеризует проводимость породы, т.е. способность пород пласта пропускать жидкость и газ. Различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемости.
Абсолютная проницаемость — проницаемость пористой среды, заполненной лишь одной фазой, инертной к пористой среде. Она зависит от размера и структуры поровых каналов, но не зависит от насыщающего флюида, т.е. характеризует физические свойства породы. Обычно абсолютную проницаемость определяют при фильтрации азота через породу.
Абсолютную проницаемость определяют на основании закона Дарси:
qф — объемный расход флюида, м3/с;
k — проницаемость пористой среды, м2;
η — динамическая вязкость флюида, Па·с;
ΔP=Р1-Р2 — перепад давления, Па;
L — длина образца пористой среды, м;
F — площадь фильтрации, м2.
Проницаемость из уравнения Дарси определяется как:
Единица проницаемости называемая Дарси (Д), отвечает проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1 см2, при перепаде давления в 1 атм на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см3 жидкости, вязкость которой 1 сП.
Проницаемость пород, служащих коллекторами, обычно выражают в миллидарси (мД) или мкм2.
1 Д =1,02×10-3 мкм2 = 1,02×10-12 м2 = 1000 мД.
По значению проницаемости продуктивные пласты делятся на:
Фазовая (эффективная) проницаемость — проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от количественного содержания того или иного флюида в пласте, а также от его, их физико-химических свойств.
Относительная фазовая проницаемость — отношение эффективной проницаемости к некоторой базовой проницаемости (чаще всего к абсолютной).
kотносительная — относительная проницаемость, д.е.;
kфазовая — фазовая проницаемость пористой среды, м2;
kабсолютная — абсолютная проницаемость пористой среды, м2.
Насыщенность - ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью: водонасыщенность (Sв),газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн).
Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы водой, нефтью и газом.
Водонасыщенность SВ - отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности.
Обычно для нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне: SВ = 6 - 35% (пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасы щенность в среднем (SВ) < 25%; нефтенасыщенность: SН = 65 - 94%, в зависимости от "созревания" пласта.
Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (Sнасыщ = 1) или 100%. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:
SН + SВ = 1.
Для газонефтяных месторождений:
SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 - (SB + SH). (1.37)
Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу.
Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение.
Один из критериев подобия для процессов конвективного теплообмена. Число Пекле, характеризует соотношение между конвективным и молекулярным процессами переноса тепла в потоке жидкости.
где l - характерный линейный размер поверхности теплообмена, v - скорость потока жидкости относительно поверхности теплообмена, а - коэффициент температуропроводности, С р - теплоемкость при постоянном давлении, r - плотность и l - коэффициент теплопроводности жидкости.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 7
Подъем жидкости с забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет энергии двух видов – естественной энергии пласта и энергии, подаваемой в скважину тем или иным способом с поверхности. Если подъем нефти или газожидкостной смеси (нефти, воды и газа) происходит только за счет природной или искусственно поддерживаемой пластовой энергии, то такой способ эксплуатации скважин называется фонтанным. Этот способ добычи нефти применяют в начальный период разработки нефтяной залежи, когда пластовое давление достаточно большое и к забоям скважин поступает безводная или малообводненная нефть. Использование его возможно и на более поздней стадии при искусственном поддерживании пластового давления. Фонтанный способ добычи нефти является наиболее экономичным. Его реализация существенно зависит от продуктивности пласта и свойств пластовой нефти, таких как плотность, вязкость, давление насыщения нефти газом, газосодержание и др.
Газожидкостная смесь, пройдя через устьевое оборудование, попадает в замерные устройства, промысловые трубопроводы, сепарационные установки и промысловые сооружения по сбору и подготовке нефти, газа и воды. Чтобы обеспечить движение смеси в промысловых трубопроводах, на устье скважины поддерживают противодавление.
Основные положения при выборе способа эксплуатации сводятся к следующему.
1. Каждый из способов подъема жидкости имеет свои
преимущества и недостатки на всем протяжении эксплуатации
скважин. Основой выбора являются запланированный дебит и
относительно низкие эксплуатационные расходы в течение "жизни"
скважины.
2. Показатели эксплуатации скважин различными способами
следует сравнивать между собой, а затем оценивать их экономически.
3. При выборе способа необходимо учитывать культуру производства
и требуемую квалификацию обслуживающего персонала.
4. Ограничения, существующие на момент выбора способа,
касающиеся техники, технологии, конъюнктуры рынка и т.д., со временем могут меняться, поэтому расчеты следует периодически повторять.
Рассмотрим показатели, составляющие основу выбора способа эксплуатации по всем применяемым технологиям механизированной добычи:
1) штанговый глубинный насос;
2) штанговый винтовой насос;
3) электропогружной центробежный электронасос;
4) диафрагменный насос;
5) гидропогружной насос;
6) струйный насос;
7) непрерывный газлифт;
8) периодический газлифт;
9) плунжерный газлифт.
Закон Дарси — закон фильтрации жидкостей и газов в пористой среде.
Выражает зависимость скорости фильтрации флюида от градиента напора:
где: — скорость фильтрации, — коэффициент фильтрации, — градиент напора.
закон Дарси — следствие предположения о безынерционности движения жидкости. Фильтрационное течение, подчиняющееся закону Дарси,— частный случай ползущего течения, для которого характерно преобладание вязких сил над инерционными (т, е. числа Рейнольдса очень малы— Re<l).
Дарси закон устанавливает линейную зависимость между объемным расходом жидкости или газа и гидравлическим градиентом (уклоном, перепадом давления) в пористых средах, например, в мелкозернистых, песчаных и глинистых грунтах. Дарси закон является эмпирическим, он адекватно описывает характер движения поровой жидкости при относительно малых градиентах давления, в том числе при фильтрации воды через грунт под плотинами и другими гидротехническими сооружениями, через стенки и дно каналов. Дарси закон обычно используют при расчетах режимов разработки нефти и газа.
Формула, выражающая линейный Дарси закон, имеет вид:
v = Q / F = ( k / m ) (Dp / L), v - скорость фильтрации жидкости или газа,
Q - объемный расход,
F - площадь поперечного сечения образца или эффективная площадь рассматриваемого объема пористой среды,
k - коэффициент проницаемости среды,
m - динамическая вязкость жидкости или газа,
Dр - перепад давления на длине среды L.
Параметр k, имеющий размерность площади, является физической характеристикой фильтрационных свойств пористой среды. Он определяет пропускную способность среды при фильтрации вязкой гомогенной жидкости без учета ее плотности при скорости фильтрации, обеспечивающей сохранение линейной зависимости между перепадом давления и расходом жидкости, и при условии отсутствия взаимодействия флюида (жидкости, газа) с породой.
Частный случай.
В природных пластах ( нефтяных, газовых, водоносных) следует рассматривать истинное давление P = p - rgz, где r - плотность флюида, g - ускорение свободного падения, z - глубина (высота) рассматриваемой точки над некоторым расчетным уровнем. Тогда формулу (1) можно записать в виде:
v = - (k / m)grad(P + rgz.
В гидротехнических расчетах обычно используется напор Н = p / rg. Тогда:
v = - C grad H; C = kr / m ,
С - коэффициент фильтрации, имеющий размерность скорости.
Плотность – это масса единицы объема тела (объемная масса),
т. е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему.(кг/м3).
При изменении давления и температуры плотность нефти так
же изменяется, поэтому плотность есть функция от давления
и температуры:ρ(T ) = ρ20(1+ ε(20 -T )). ρ20 – плотность нефти при стандартных условиях (20 оС и давле-
нии 1 атм*);
ζ – коэффициент объёмного расширения (табличная величина) –
физическая величина, равная относительному изменению объема
при изменении температуры на один градус.
Для расчета плотности нефти в зависимости от давления исполь-
зуется формула
ρ(Р )= ρ0(1+β (Р-Р0))
где ρ0 – плотность нефти при нормальных условиях;
Р – давление, Па;
Ро– атмосферное давление, Па;
β – коэффициент сжимаемости нефти 0,00078 1/Па.
Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При стандартных условиях плотность природного газа составляет примерно 0,7 кг/м3.
Относительной плотностью газа называют отношение плотности
газа при давлении 1 атм. и температуре, обычно 0 ºС к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных
газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6…1,1.
Вязкость – это свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других; она бывает динамическая и кинематическая. Динамическая вязкость m (коэффициент динамической вязкости)характеризует внутреннее трение жидкости. Размерность динамической вязкости: система СИ → [Па×с, мПа×с]. Увеличение содержания в нефти растворенного газа влияет на вязкость, она заметно уменьшается. Кинематическая вязкость ν, представляющая собой отношение динамической вязкости
к плотности жидкости. Единицы измерения кинематической вязкости:
система СИ→ [м2/с, см2/с, мм2/с]; Вязкость нефти и нефтепродуктов уменьшается с повышением температуры.
Растворимость углеводородных газов в жидкости. При неизменной температуре ее определяют по формуле:S =aPb ,
где S – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, которая приведена к стандартным условиям;
P – давление газа над жидкостью, МПа;
α – коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий
объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный
в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 МПа;
b – показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значения α и b зависят
от состава газа и жидкости.
Теплоемкость углеводородов. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1 °С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная – в кДж/м3.
Теплота сгорания. Теплота сгорания какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3и является основным показателем, характеризующим газ или топливо.
Критическая температура – это наибольшая температура,
при которой газ еще не переходит в жидкое состояние, как бы велико
ни было давление.
Критическое давление – это давление, при котором газ еще
не переходит в жидкое состояние, какова бы ни была температура.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 8
Основными процессами в термодинамике являются:
Изохорный, изобарный, изотермический и адиабатный процессы являются частными случаями политропного процесса.
Изохорный процесс в p, v- , T, s- и i, s-координатах (диаграммах)
При изохорном процессе выполняется условие v = const.
Из уравнения состояния идеального газа (pv = RT) следует: p/T = R/v = const,
т. е. давление газа прямо пропорционально его абсолютной температуре: p2/p1 = T2/T1.
Работа расширения в изохорном процессе равна нулю (l = 0), так как объем рабочего тела не меняется (Δv = const).Количество теплоты, подведенной к рабочему телу в процессе 1-2 при cv = const определяется по формуле:q= cv(T2 - T1).
Т. к.l = 0, то на основании первого закона термодинамики Δu = q, а значит изменение внутренней энергии можно определить по формуле:Δu = cv(T2 — T1).
Изменение энтропии в изохорном процессе определяется по формуле:
s2 – s1= Δs = cvln(p2/p1) = cvln(T2/T1).
Изобарный процесс в p, v- , T, s- и i, s-координатах (диаграммах)
Изобарным называется процесс, протекающий при постоянном давлении p = const. Из уравнения состояния идеального газа слуедует:v/T = R/p = const или v2/v1 = T2/T1,
т. е. в изобарном процессе объем газа пропорционален его абсолютной температуре.
Работа будет равна:l = p(v2 – v1).
Т. к. pv1 = RT1 и pv2 = RT2, тоl = R(T2 – T1).
Количество теплоты при cp = const определяется по формуле:q = cp(T2 – T1).
Изменение энтропии будет равно: s2 – s1= Δs = cpln(T2/T1).
Изотермический процесс в p, v- , T, s- и i, s-координатах (диаграммах)
При изотермическом процессе температура рабочего тела остается постоянной T = const, следовательно:pv = RT = const или p2/p1 = v1/v2,
т. е. давление и объем обратно пропорциональны друг другу, так что при изотермическом сжатии давление газа возрастает, а при расширении – снижается.
Работа процесса будет равна:l = RTln (v2 – v1) = RTln (p1 – p2).
Так как температура остается неизменной, то и внутренняя энергия идеального газа в изотермическом процессе остается постоянной (Δu = 0) и вся подводимая к рабочему телу теплота полностью превращается в работу расширения:q = l.
При изотермическом сжатии от рабочего тела отводится теплота в количестве, равном затраченной на сжатие работе.
Адиабатный процесс в p, v- , T, s- и i, s-координатах (диаграммах)
Адиабатным называется процесс изменения состояния газа, который происходит без теплообмена с окружающей средой. Так как dq = 0, то уравнение первого закона термодинамики для адиабатного процесса будет иметь вид: du + pdv = 0 или Δu+ l = 0,
Следовательно Δu= -l.
В адиабатном процессе работа расширения совершается только за счет расходования внутренней энергии газа, а при сжатии, происходящем за счет действия внешних сил, вся совершаемая ими работа идет на увеличение внутренней энергии газа.
Обозначим теплоемкость в адиабатном процессе через cад, и условие dq = 0 выразим следующим образом: dq = cадdT = 0.
Это условие говорит о том, что теплоемкость в адиабатном процессе равна нулю (cад = 0).
Известно, что сp/cv = k и уравнение кривой адиабатного процесса (адиабаты) в p, v-диаграмме имеет вид: pvk = const.
В этом выражении k носит название показателя адиабаты (так же ее называют коэффициентом Пуассона). Значения показателя адиабаты k для некоторых газов:
kвоздуха = 1,4; kперегретого пара = 1,3;kвыхлопных газов ДВС = 1,33;kнасыщенного влажного пара = 1,135;
Из предыдущих формул следует:
l= — Δu = cv(T1 – T2);
i1 – i2= cp(T1 – T2).
Техническая работа адиабатного процесса (lтехн) равна разности энтальпий начала и конца процесса (i1 – i2).
Адиабатный процесс, происходящий без внутреннего трения в рабочем теле, называется изоэнтропийным. В T, s-диаграмме он изображается вертикальной линией.
Обычно реальные адиабатные процессы протекают при наличии внутреннего трения в рабочем теле, в результате чего всегда выделяется теплота, которая сообщается самому рабочему телу. В таком случае ds > 0, и процесс называется реальным адиабатным процессом.
Движение жидкостей называется течением, а совокупность частиц движущейся жидкости — потоком. Графически движение жидкостей изображается с помощью линий тока, которые проводятся так, что касательные к ним совпадают по направлению с вектором скорости жидкости в соответствующих точках пространства . Линии тока проводятся так, чтобы густота их, характеризуемая отношением числа линий к площади перпендикулярной им площадки, через которую они проходят, была больше там, где больше скорость течения жидкости, и меньше там, где жидкость течет медленнее. Таким образом, по картине линий тока можно судить о направлении и модуле скорости в разных точках пространства, т. е. можно определить состояние движения жидкости. Линии тока в жидкости можно «проявить», например, подмешав в нее какие-либо заметные взвешенные частицы.
Часть жидкости, ограниченную линиями тока, называют трубкой тока. Течение жидкости называется установившимся (или стационарным), если форма и расположение линий тока, а также значения скоростей в каждой ее точке со временем не изменяются.
Рассмотрим какую-либо трубку тока. Выберем два ее сечения S1 и S2, перпендикулярные направлению скорости.
За время Dt через сечение S проходит объем жидкости SvDt; следовательно, за 1 с через S1 пройдет объем жидкости S1v1, где v1 — скорость течения жидкости в месте сечения S1. Через сечение S2 за 1 с пройдет объем жидкости S2v2, где v2 — скорость течения жидкости в месте сечения S2. Здесь предполагается, что скорость жидкости в сечении постоянна. Если жидкость несжимаема (r=const), то через сечение S2 пройдет такой же объем жидкости, как и через сечение S1,т. е.Следовательно, произведение скорости течения несжимаемой жидкости на поперечное сечение трубки тока есть величина постоянная для данной трубки тока. Соотношение называется уравнением неразрывности для несжимаемой жидкости.
Дифференциальная форма общего уравнения непрерывности такова:
Это общее уравнение может быть использовано для вывода любого уравнения непрерывности, начиная с простого уравнения неразрывности и до уравнения Навье-Стокса.
Если q — сохраняющаяся величина, которая не может быть создана или уничтожена (например, энергия), тогда σ = 0, и уравнение непрерывности принимает вид: