Буферный газ
Cтраница 2
Объем буферного газа составляет от 60 до 140 % рабочего газа. Затраты на буферный газ и его закачку в ПХГ эквивалентны капитальным вложениям при сооружении ПХГ. Объем буферного газа, число эксплуатационных скважин и мощность КС взаимосвязаны. [16]
Объем буферного газа, число добывающих скважин и мощность компрессорной станции при отборе газа определяют аналогично тому, как это делается в случае хранения газа в истощенных газовых месторождениях при газовом режиме эксплуатации. [17]
Объем буферного газа, число эксплуатационных скважин и мощность компрессорной станции при отборе газа определяются аналогично тому, как это делается в случае хранения газа в истощенных газовых месторождениях при газовом режиме эксплуатации. [18]
Объем буферного газа составляет от 60 до 140 % активного объема. [19]
Объем буферного газа в подземном хранилище зависит от глубины залегания ловушки, физико-геологических параметров пласта-коллектора, мощности пласта и угла наклона структуры, режима эксплуатации хранилища, технологического режима эксплуатации скважин и величины давления газа на головке скважин в: конце периода отбора газа. Это давление, в свою очередь, зависит от вида потребителя ( магистральный газопровод, сажевый, цементный или металлургический комбинаты), длины, диаметра и пропускной способности соединительного газопровода, давления в его конечной точке. [20]
Объем буферного газа, определенный с учетом технологических условий эксплуатации подземного хранилища, часто не удовлетворяет экономическим требованиям. При этом не получаются минимальные затраты по хранению газа за время работы хранилища. Буферный газ представляет собой продукцию, имеющую определенную цену. Понятно, что чем больше стоимость 1000 м3 буферного газа, тем меньше его должно быть в хранилище при прочих одинаковых условиях. [21]
Минимальные запасы, или буферный газ, равны нулю, а полезные запасы соответствуют максимальным запасам, когда почти весь рассол вытеснен газом и когда, кроме того, газ сжат до максимального давления, определяемого критериями герметичности. [22]
С ростом же давления буферного газа сопротивление газоразрядного промежутка возрастает, а степень перезарядки рабочей емкости уменьшается, что вызывает уменьшение потерь в тиратроне и соответственно увеличение вводимой мощности в АЭ. С увеличением давления неона до атмосферного вводимая в АЭ мощность практически не изменялась. [24]
Решение задачи по распределению буферного газа между электростанциями является более сложным и трудоемким вследствие необходимости учета большого числа влияющих факторов. К таким факторам относятся продолжительность межотопительного ( летнего) периода, затраты на хранение вытесняемого при использовании газа топлива и их изменение в зависимости от объема хранения вытесняемого в летний период топлива. Если продолжительность отопительного периода определяется климатическими особенностями данного района, то два последних фактора зависят не только от вида, подлежащего хранению топлива, но и от расстояния между топливохранилищем и потребителем. [25]
Важно отметить принципиальную роль буферного газа. Эффект существует только в его среде и проявляется в виде относит, движения газовых компонентов нрн сохранении импульса газовой системы в целом. [26]
Интенсивное исследование реакций в буферном газе со слабыми столкновениями позволяет более детально сравнивать получаемые результаты с описанной выше теорией; это удобно сделать, сравнивая рассчитанные и экспериментальные значения р1 в широком интервале условий. Из детальных расчетов следует, что р изменяется с изменением относительных концентраций реагента и буферного газа. Предельные значения в области второго порядка ( индекс О) обозначаются как РО ( ОО) и р0 ( 0), где оо и О относятся соответственно к бесконечно разбавленному и чистому реагенту. [27]
Существенную роль при этом играет буферный газ, в качестве которого обычно используется гелий. [28]
Сб - стоимость 1000 м3 буферного газа; f, / 3 - годовые нормы амортизации скважин и буферного газа соответственно; t - время работы хранилища, лет: Сп - стоимость бурения, оборудования устья и освоения одной скважины; Q0 - постоянный среднесуточный отбор газа из ПХГ; п - число эксплуатационных скважин; А, с3 - коэффициенты, учитывающие геолого-физические параметры пласта и свойства газа ( они определяются по данным исследований скважин); t0 - время отбора газа, лет; b - годовые эксплуатационные затраты ( без реновации) по КС. [29]
Так, с ростом объема буферного газа уменьшаются число добывающих скважин и мощность КС, используемой в процессе отбора газа, но увеличивается мощность КС на закачку газа. [30]
Страницы: 1 2 3 4