теор / Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов
.pdfЭКСПЛУАТАЦИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
ВВЕДЕНИЕ
Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.
Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100-150 км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы, а с другой - исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п.
Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы.
Основными типами ГПА на КС в настоящее время являются: агрегаты с приводом от газотурбинных установок (ГТУ), электроприводные агрегаты и поршневые газомотокомпрессоры. Особенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени, среди отмеченных типов ГПА, отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем: высокая единичная мощность (от 6 до 25 МВт), небольшая относительная масса, блочно-комплектная конструкция, высокий уровень автоматизации и надежности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе. Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распространение на газопроводах (свыше 85% общей установленной на КС мощности агрегатов). Остальное приходится на электрический и поршневой виды привода. Именно поэтому в настоящей работе автор, исходя из опыта своей практики, основное внимание уделил рассмотрению особенностей использования на КС газотурбинного вида привода.
В связи с непрерывным ростом стоимости энергоресурсов в стране, увеличением себестоимости транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов, важнейшими направлениями работ в области трубопроводного транспорта газов следует считать разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат.
Решение этой важнейшей для отрасли задачи возможно как за счет внедрения газоперекачивающих агрегатов нового поколения с КПД 34-36% взамен устаревших и выработавших свой моторесурс, так и за счет повышения эффективности эксплуатации установленных на КС различных типов ГПА. Повышение эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов неразрывно связно с обеспечением необходимой энергосберегающей технологии транспорта газа, диагностированием установленного энергомеханического оборудования ГПА, выбором оптимальных режимов его работы, дальнейшим ростом общей технической культуры эксплуатации газопроводных систем в целом.
Мощная и разветвленная сеть магистральных газопроводов с тысячами установленных на них газоперекачивающих агрегатов, многие из которых уже выработали свой моторесурс, обязывают
эксплуатационный персонал компрессорных цехов и производственных предприятий по обслуживанию газопроводов детально знать технику и технологию транспорта газов, изучать опыт
эксплуатации и на основе этого обеспечить прежде всего работоспособность и эффективность эксплуатации установленного энергомеханического оборудования КС.
Поэтому при написании настоящей книги автор стремился на основе своего опыта работы показать технологию транспорта газа с описанием оборудования современных компрессорных
PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com
станций и режимов работы установленных на них ГПА, предложить инженерные решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов.
Приведенные схемы решения типовых задач эксплуатации ГПА на газопроводах, по мнению автора, в значительной степени помогут эксплуатационному персоналу использовать предлагаемый
материал книги в своей повседневной работе и повысить эффективность использования установленного силового оборудования.
Для решения разного рода задач при проведении инженерных расчетов на практике часто приходится применять законы как идеальных, так и реальных газов, пользоваться понятиями и определениями термодинамики. Этим и объясняется введение в книгу раздела, посвященного рассмотрению термодинамических характеристик природных газов и описанию их основных свойств.
Автор выражает искреннюю признательность инженерам предприятия "Мострансгаз": Н.В. Дашунину, А.Н. Клименко, А.С. Вербило, Б.М. Буховцеву и О.Н. Уперенко за ценные замечания и помощь при написании данной книги.
Глава 1
ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
1.1. Исходные понятия и определения
Современный уровень решения целого ряда технологических задач по эксплуатации и обслуживанию энергопривода компрессорных станций магистральных газопроводов связан с использованием законов как идеальных, так и реальных газов. В связи с этим специалистам газотранспортных предприятий, использующих те или иные методы тепловых расчетов, связанных с определением характеристик оборудования компрессорных станций (КС), прежде всего необходимо четко усвоить основные понятия и определения природных газов, знать границы применяемости законов идеальных газов, уметь определять теплофизические свойства природных газов.
В зависимости от способа получения и физико-химических свойств все газы условно можно разделить на природные и искусственные. Природный газ в настоящее время является основным видом топлива в системе городов и поселков, ценным сырьем для химической промышленности. Различают три основных группы природных газов:
газы, получаемые из чисто газовых месторождений (сухие газы); состоят в основном из метана СН 4 до 98%;
газы, получаемые из газоконденсатных месторождений; состоят из сухого газа и примеси конденсата (бензина, лигроина, керосина);
попутные газы, получаемые из скважин нефтяных месторождений вместе с нефтью, состоят из смеси газов с газовым бензином и пропан-бутановой фракции.
Искусственный газ получают в результате термической обработки твердых и жидких топлив, а также подземной газификации углей. Основной состав этих газов - окись углерода, водород и азот.
Состояние любого газа принято характеризовать величинами, которые называются параметрами состояния. Наиболее распространенными параметрами состояния являются: плотность, давление, температура. Кроме того, широко используются такие понятия, как масса, теплоемкость, работа, теплота, энтальпия, энтропия и т.д.
Масса газа (G ) характеризует свойство его инертности, т.е. свойство сохранять приобретенное движение или состояние покоя. Масса газа измеряется в килограммах.
PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com
Плотность газа принято определять как отношение массы газа G к его объему V или массу газа,
содержащуюся в единице его объема: |
|
ρг = G /V . |
(1.1) |
Плотность газа измеряется в кг/м 3 или в г/см 3 . При решении целого ряда задач трубопроводного транспорта природных газов пользуются понятием относительной плотности газа, т.е. отношением
плотности газа к плотности сухого воздуха ρв при одних и тех же условиях:
= ρг / ρв . |
(1.2) |
Плотность газа при 0°С и атмосферном давлении может быть определена по его мольной массе
μ :
ρг = μ/ 22,41, |
(1.3) |
где 22,41 - объем одного киломоля любого газа при 0°С и атмосферном давлении, м 3 .
Киломоль это количество вещества в килограммах, численно равное его мольной массе. Так, например, киломоль кислорода О 2 равен 32 кг, киломоль углекислого газа СО 2 - 44 кг и т.д. (1 киломоль = 1000 моль).
При решении задач трубопроводного транспорта газов часто приходится иметь дело с изменением плотности газа в результате его сжатия, нагревания, охлаждения и т.д. При этом масса газа G , естественно, остается постоянной, а плотность изменяется только в связи с изменением объема газа V . В этом случае удобнее бывает оперировать с понятием удельного объема газа v - величины, обратной плотности газа:
v = V / G = 1/ ρг . |
(1.4) |
Давление принято определять как отношение силы, действующей перпендикулярно к поверхности тела, на единицу этой поверхности:
P = Fn / f , |
(1.5) |
где Fn - сила, действующая по нормали к поверхности тела; f - площадь поверхности тела, перпендикулярная к действующей силе.
Если силу Fn , приложенную к поверхности тела, измерять в ньютонах (Н), а площадь поверхности f - в квадратных метрах (м 2 ), то единицей давления будет ньютон на квадратный метр
(Н/м 2 ). Эта единица давления называется паскалем (Па). Наряду с паскалем, в практике проведения расчетов употребляются и более крупные единицы -
килопаскаль (кПа), равный 1000 Па, и мегапаскаль (МПа), равный 10 6 Па.
Давление жидкостей и газов измеряют приборами барометрического типа для определения абсолютного давления P или приборами манометрического типа Pm для определения избыточного давления. Абсолютное давление, например, в резервуарах, трубопроводах и т.п. будет определяться
PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com
как сумма манометрического давления Pm |
и абсолютного давления окружающей среды P0 , |
измеренного, например, барометром: |
|
P = Pm + P0 . |
(1.6) |
Если приборы манометрического типа используются для измерения разрежения в сосудах, то их называют вакуумметрами. Абсолютное давление газа в этом случае определяется соотношением:
P = P0 + Pв , |
(1.7) |
где Pв - разность давления окружающей среды и давления в сосуде, называемая разрежением и измеряемая вакуумметром.
Следует хорошо помнить, что во все расчетные соотношения входят только значения абсолютных давлений газа и жидкости P .
Температура является важнейшим термодинамическим параметром, определяющим состояние газа, степень его нагретости. В инженерной практике при измерении температуры газа используются две температурные шкалы: шкала Цельсия и шкала Кельвина. Показания температуры в градусах Кельвина больше температуры, измеренной в градусах Цельсия, на 273,16 градуса. Так, например,
если газ имеет температуру t = 20 °С, то его абсолютная температура будет T = 273,16 + 20 = 293,16 К и т.д.
Работа в обычном определении механики - это произведение силы F , действующей в направлении движения, на путь перемещения тела (газа). В условиях перемещения газа в газопроводах, работа газоперекачивающих агрегатов (ГПА) идет на изменение его кинетической энергии, изменение положения центра тяжести потока и преодоление сил трения газа о стенки трубопровода:
ω = |
C2 |
C2 |
|
− z ) + ω **, |
(1.8) |
|
2 − |
1 + g(z |
2 |
||||
1,2 |
2 |
2 |
1 |
1,2 |
|
|
|
|
|
|
|
||
где C1 и C2 - линейные скорости газа в соответствующих сечениях 1 и 2; g - ускорение свободного падения; zi - расположение рассматриваемой точки газопровода по высоте; ω1,2 ** - удельная работа трения.
В технических расчетах транспорта газа и определении показателей газоперекачивающих агрегатов важное значение имеет понятие термодинамического процесса. Под термодинамическим процессом принято понимать любое изменение состояния тела. При этом процесс может
определяться условием о постоянном значении какого-либо параметра газа (например, P = const, t =
const и т.п.) или условием о равенстве нулю какого-либо эффекта в процессе (например, равенство нулю теплообмена в процессе работы и т.п.). Часто пользуются обобщенным понятием процесса, называя его в этом случае политропным процессом. Политропный процесс - где одновременно могут изменяться все параметры тела (давление, объем, температура), осуществляться подвод или отвод теплоты и т.п.
Массовым расходом газа называется масса газа, проходящая через поперечное сечение трубы в единицу времени (кг/с):
m = G / t , |
(1.9) |
где G - масса газа (за время t ); t - время, в течение которого через данное сечение проходит газ. Отсюда возникает понятие массовой скорости потока, определяемой как количество газа,
проходящего через единицу поперечного сечения газопровода в единицу времени (кг/м 2 с):
PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com
u = m/ F , |
(1.10) |
где m - массовый расход газа; F - площадь поперечного сечения газопровода.
Объемным расходом газа называется количество газа в единицах объема, проходящего через сечение газопровода в единицу времени (м 3 /с):
Q = V / t , |
(1.11) |
где V - объем газа, м 3 ; t - время, в течение которого через рассматриваемое сечение проходит объем газа.
Объем и объемный расход обычно относят к определенной температуре и определенному давлению. В расчетах систем газоснабжения объемный расход определяют при температуре 0 °С и давлении 760 мм рт.ст. (1,03 ата или 0,101 МПа) или при температуре 20 °С и давлении 0,101 МПа.
Соответственно линейная скорость определяется как объемный расход газа в условиях потока через единицу поперечного сечения газопровода (м/с):
C = Q / F , |
(1.12) |
где C - линейная скорость газа в газопроводе; |
Q - объемный расход газа в условиях потока при |
данном давлении и температуре. |
|
Между массовой u и линейной C |
скоростью существует простая взаимосвязь: |
u = m / F = (Qρ)/ F = Cρ . Использование в расчетах понятия массовой скорости удобно тем, что в отличие от линейной скорости она для газопровода постоянного сечения остается неизменной.
Влажность газов характеризует количество водяных паров, содержащихся в единице количества газа. Транспортируемый по газопроводам газ, к сожалению, всегда содержит какое-то количество влаги, что приводит к образованию конденсата, снижает количество перекачиваемого газа, вызывает коррозию трубопровода. Различают понятия абсолютной и относительной влажности газа.
Абсолютную влажность можно рассматривать как массовую абсолютную влажность и как объемную абсолютную влажность. В первом случае влажность определяется как отношение количества
водяного пара к количеству газа: dm = mп / mг ; во втором - как отношение количества водяного пара к объему газа: dv = mп /V . Относительную влажность газов определяют как отношение
фактически содержащегося количества водяных паров |
mп к максимально возможному ms при |
определенных условиях: |
|
ϕ = mп / ms . |
(1.13) |
Относительную влажность определяют по соотношению плотностей пара и насыщенного пара, а
также по соотношению парциального давления водяного пара и давления насыщенного пара при той же температуре. Влажный пар называется насыщенным, когда он содержит максимально возможное количество пара при данной температуре и давлении:
ϕ = ρп /ρs = Pп / Ps , |
(1.14) |
где ρп - плотность пара; ρs - плотность насыщенного |
пара; Pп - парциальное давление |
водяного пара; Ps - давление насыщенного пара. |
|
PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com
Теплоемкость газов
При тепловых расчетах газопроводов часто приходится пользоваться понятием удельной теплоемкости газа. Удельной теплоемкостью газа называется количество теплоты, необходимой для нагрева единицы массы вещества (или объема) на один градус в определенном процессе:
Czm = gz /(t2 − t1) , |
(1.15) |
где gz - количество теплоты, подведенной к единице массы (или объема) газа в процессе его
нагрева от температуры t1 до температуры t2 ; t1 и t2 - соответственно начальная и конечная температура газа.
На практике наиболее часто используются теплоемкости изобарного и изохорного процессов. Эти теплоемкости называются изобарной и изохорной и обозначаются соответственно CP и CV .
Теплоемкость Сz - величина переменная, зависящая от температуры и давления, а для идеальных газов - только от температуры. Теплоемкость, определяемую уравнением (1.15), называют средней теплоемкостью и обозначают Cpm и Cvm в отличие от истинных теплоемкостей CP и CV , определяемых для конкретно заданной температуры.
Средняя теплоемкость газа в интервале заданных температур процесса определяется по значению среднеарифметической температуры процесса tm = (t1 + t2 ) / 2, т.е. для того чтобы
найти среднюю теплоемкость Czm , необходимо знать среднюю температуру процесса tm . По
найденному значению средней температуры tm определяется с использованием специальных таблиц (табл. 1.1) теплоемкость газов.
В практических расчетах среднюю теплоемкость наиболее просто определять по соотношению:
Cpm = (h2 − h1) /(t2 − t1) , |
(1.16) |
где h1 и h2 - энтальпии природного газа в начале и в конце процесса. Значения энтальпий определяются по соответствующим таблицам или диаграммам для данного газа или вещества.
Таблица 1.1
Массовая теплоемкость некоторых газов при постоянном (атмосферном) давлении в кДж/ (кг · °С)
Температура |
Кислород |
Азот |
Водород |
Углекисл. |
Вода |
Метан |
Воздух |
t °С |
О 2 |
N 2 |
Н 2 |
газ СО 2 |
Н 2 О |
СН 4 |
|
|
|
||||||
0 |
0,917 |
1,010 |
14,21 |
0,820 |
1,855 |
2,190 |
1,005 |
100 |
0,925 |
1,038 |
14,35 |
0,871 |
1,867 |
2,471 |
1,005 |
200 |
0,938 |
1,047 |
14,43 |
0,913 |
1,888 |
2,800 |
1,013 |
300 |
0,950 |
1,051 |
14,46 |
0,950 |
1,913 |
3,206 |
1,017 |
400 |
0,967 |
1,056 |
14,49 |
0,984 |
1,938 |
3,650 |
1,030 |
500 |
0,980 |
1,060 |
14,52 |
1,013 |
1,968 |
4,104 |
1,038 |
600 |
0,992 |
1,073 |
14,56 |
1,042 |
2,001 |
4,545 |
1,051 |
700 |
1,005 |
1,089 |
14,60 |
1,066 |
2,030 |
4,991 |
1,063 |
800 |
1,017 |
1,101 |
14,66 |
1,088 |
2,064 |
- |
1,072 |
900 |
1,026 |
1,109 |
14,72 |
1,109 |
2,097 |
- |
1,084 |
1000 |
1,034 |
1,118 |
14,79 |
1,126 |
2,131 |
- |
1,093 |
PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com
1100 |
1,042 |
1,130 |
14,87 |
1,143 |
2,164 |
- |
1,101 |
1200 |
1,051 |
1,139 |
14,95 |
1,160 |
2,194 |
- |
1,109 |
1300 |
1,059 |
1,147 |
15,04 |
1,172 |
2,227 |
- |
1,118 |
1400 |
1,063 |
1,155 |
15,13 |
1,185 |
2,257 |
- |
1,126 |
1500 |
1,072 |
1,164 |
15,22 |
1,197 |
2,286 |
- |
1,130 |
Смеси газов
Природные газы представляют собой смесь, состоящую из нескольких чистых веществ, химически не взаимодействующих между собой: метана СН 4 , этана С 2 Н 6 , пропана С 3 Н 8 , бутана С 4 Н10 и
других углеводородов. Поэтому одной из важнейших характеристик смеси является ее состав.
Состав смеси обычно определяется посредством нахождения массовой или мольной концентрации компонентов, входящих в смесь. Понятие "моль", как отмечалось выше, означает количество вещества в граммах, численно равное его мольной массе, а киломоль - количество вещества в
килограммах, тоже численно равное его мольной массе. Так, например, киломоль кислорода О 2
равен 32 кг, киломоль метана СН 4 - 16,04 кг и т.д. Физические характеристики компонентов природного газа приведены в табл. 1.2.
Массовой концентрацией mi -го компонента называется отношение массы данного компонента
Gi к массе всей смеси G :
Таблица 1.2
Физические характеристики компонентов природного газа
Компонент |
Формула |
Мольная |
Плотность, |
Плотность |
Температура |
||||
состава газа |
|
|
|
|
масса |
кг/м 3 |
по |
сжижения, |
|
|
|
|
|
|
|
отношению |
°С |
||
|
|
|
|
|
|
|
к воздуху |
|
|
Метан |
СН 4 |
16,04 |
0,72 |
0,55 |
-161,5 |
||||
|
|
|
|
|
|||||
Этан |
С 2 |
Н |
6 |
30,07 |
1,36 |
1,05 |
-89 |
||
|
|
|
|
|
|||||
Пропан |
С 3 |
|
Н |
8 |
44,09 |
2,02 |
1,55 |
-42 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
Бутан |
С 4 |
Н10 |
58,12 |
2,70 |
2,08 |
-1 |
|||
|
|
|
|
|
|||||
Пентан |
С 5 |
Н12 |
72,15 |
3,22 |
2,50 |
+36 |
|||
|
|
|
|
|
|||||
Гексан |
С 6 |
Н14 |
86,18 |
- |
3,00 |
+68 |
|||
Этилен |
28,05 |
1,26 |
0,98 |
-104 |
|||||
С 2 |
Н |
4 |
|||||||
|
|
|
|
|
|||||
Пропен |
С 3 |
|
Н |
6 |
42,08 |
1,92 |
1,48 |
-48 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
Бутен |
С 4 |
Н |
8 |
56,10 |
2,60 |
2,00 |
-6 |
||
|
|
|
|
|
|||||
Пентен |
С 5 |
Н10 |
70,13 |
3,13 |
- |
- |
|||
|
|
|
|
|
|||||
Ацетилен |
С 2 |
Н |
2 |
26,04 |
1,17 |
0,31 |
-84 |
||
Бензол |
78,11 |
3,48 |
- |
- |
|||||
С 6 |
|
Н |
6 |
||||||
|
|
|
|
|
|
||||
Оксид углер. |
СО |
|
28,01 |
1,25 |
0,97 |
-192 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Углекис.газ |
СО 2 |
44,01 |
1,98 |
1,53 |
-78 |
||||
|
|
|
|
|
|||||
Сероводород |
H 2 S |
34,08 |
1,54 |
1,19 |
+46 |
||||
|
|
|
|
|
|||||
PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com
Азот |
N 2 |
28,02 |
1,25 |
0,97 |
-196 |
|
|
|
|
|
|
Кислород |
O 2 |
32,0 |
1,43 |
1,10 |
-186 |
|
|
|
|
|
|
Водород |
Н 2 |
2,02 |
0,09 |
0,07 |
-253 |
|
|
|
|
|
|
Водяной пар |
Н 2 O |
18,02 |
0,77 |
0,59 |
+100 |
|
|
|
|
|
|
|
mi = Gi |
/ G , |
|
|
(1.17) |
|
|
|
|
n |
|
|
G = G1 + G2 + G3 + ..... + Gn = åGi . |
(1.18) |
|||
i =1
Сумма всех массовых концентраций компонентов, составляющих смесь, равна единице:
n |
n |
n |
åmi = åGi / G = 1/ GåGi = G / G = 1. (1.19) |
||
i =1 |
i=1 |
i =1 |
Соответственно определяется изобарная теплоемкость смеси газов:
n |
|
Cpm = åmiСpi , |
(1.20) |
i=1
где mi - массовая доля i-го компонента смеси; Сpi - изобарная теплоемкость i-го компонента; n - число компонентов в смеси.
Мольной концентрацией ri -го компонента называется отношение числа киломолей данного компонента Gi к общему числу киломолей G :
ri = |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Gi / G , |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1.21) |
|
|
||||||||||||
|
|
= |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
n |
|
|
|
|
|
|
|
G |
G1 + G2 + G3 + .....+ Gn = åGi . |
(1.22) |
|
|
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
i =1 |
|
|
|
||
Сумма всех мольных концентраций компонентов, составляющих смесь, равна единице: |
|||||||||||||||||||||||||||
|
n |
|
n |
|
|
|
|
|
|
1 n |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
G |
|
|
|
|
|
|
G |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
år = |
å |
|
i |
|
= |
|
|
|
åG = |
|
|
|
= 1. |
|
|
(1.23) |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
i =1 i |
i =1 G |
G i=1 |
i |
G |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
Gi |
|
молей этого компонента |
|
|
||||||||||||||||||||
Отношение массы данного |
|
компонента |
к количеству |
Gi |
|||||||||||||||||||||||
характеризует его мольную массу μi , а отношение массы всей смеси G к количеству молей смеси характеризует мольную массу смеси μm :
μi = Gi / |
|
|
|
|
|
Gi ; μm = G /G . |
(1.24) |
||||
С учетом вышеприведенных соотношений средняя мольная масса смеси определяется соотношением:
PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com
|
|
n |
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
μm = G / G = åriμi = |
|
|
. |
(1.25) |
||
n |
|
|||||
|
|
i=`1 |
åmi |
/ μi |
|
|
|
|
|
|
|||
i=1
Мольные концентрации компонентов смеси идеального газа численно равны его объемным концентрациям, которые определяются как отношение объема данного компонента Vi при давлении
и температуре смеси к объему всей смеси V . В силу этого объемные концентрации компонентов смеси газов в ряде случаев определяют и через соотношение давлений:
ri = Pi / Pm , |
(1.26) |
где Pi - парциальное давление компонента газа; Pm -давление смеси в целом.
Состав природного газа обычно регулярно определяется на газопроводах соответствующими лабораториями с использованием хроматографического анализа.
Пример 1.1. Определить мольные концентрации компонентов природного газа и его среднюю мольную массу при следующем объемном составе компонентов газа: метана СН 4 = 94%, этана
С2 Н 6 = 3%, пропана С 3 Н 8 = 1,5%, бутана С 4 Н10 = 0,5%, углекислого газа СО 2 = 1,0%.
Решение. Мольные концентрации компонентов по уравнению (1.21):
rмет = 0,94; rэтан. = 0,03; rпроп. = 0,015; rбут. = 0,005; rуг.газ. = 0,01. По уравнению (1.25) с
учетом численных значений мольных масс компонентов получим:
n
μm = å riμi = 0,94·16,04+0,03·30,07+0,015·44,09+0,01·58,12 = 17,37 кг/кмоль. i=1
Теплота сгорания газов
Теплота сгорания, или теплотворная способность газа как топлива, - это количество теплоты,
выделяемой при полном сгорании единицы количества вещества (кг или м 3 ), измеренного при нормальных стандартных условиях (давление, температура).
Различают высшую Qвр и низшую Qпр теплоту сгорания. Высшей теплотой сгорания называется количество теплоты (кДж), выделяющееся при полном сгорании единицы количества вещества (кг
или м 3 ), с учетом конденсации водяных паров, образующихся при окислении водорода. Низшей теплотой сгорания называется количество теплоты (кДж), выделяющееся при полном сгорании единицы количества вещества при нормальных или стандартных условиях без учета теплоты, выделяющейся при конденсации водяных паров. На основе численного значения теплоты сгорания топлива определяют потребность в газообразном топливе, а также КПД газоперекачивающих агрегатов и других газоиспользующих установок.
В расчетах обычно используют понятие низшей теплоты сгорания топлива в силу того, что
отходящие из газоиспользующих установок продукты сгорания имеют относительно высокую температуру, значительно выше, чем температура точки росы, при которой и происходит конденсация водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания.
PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com
Численные значения низшей теплоты сгорания ряда компонентов газообразного топлива приведены в табл. 1.3.
Следует заметить, что приводимые в литературе данные о теплоте сгорания отдельных компонентов газообразного топлива часто разнятся между собой. Это в определенной степени обусловлено различием в подсчете основных характеристик самого топлива.
Таблица 1.3
Низшая теплота сгорания некоторых компонентов природного газа
Компонент смеси |
Метан |
Этан |
Пропан |
Бутан |
Пентан |
Гексан |
|
|
СН 4 |
С 2 Н 6 |
С 3 Н 8 |
С 4 Н10 |
С 5 Н12 |
С 6 Н14 |
|
Низшая теплота |
35880 |
64450 |
92940 |
118680 |
146130 |
173760 |
|
сгорания, кДж/м 3 |
|||||||
|
|
|
|
|
|
Пример 1.2. Определить низшую теплоту сгорания природного газа, имеющего следующее процентное содержание компонентов: метана СН 4 = 94%; этана С 2 Н 6 = 3%; пропана С 3 Н 8 = 1,5%;
бутана С 4 Н10 = 1%; пентана С 5 Н12 = 0,5%.
Решение. Расчет низшей теплоты сгорания топлива проводится по формуле:
Q |
= Q |
r1 |
+ Q |
|
r2 |
+ ...... + Q |
|
rn |
, |
|
2 100 |
n 100 |
|||||||
пр |
1 100 |
|
|
|
|||||
где Qi - теплота сгорания компонентов смеси; ri - процентное содержание компонентов смеси.
Применительно к данному случаю получим:
Qпр = 35880·0,94 + 64450·0,03 + 92949·0,015 + 118680·0,01 +146130·0,005 = 38672 кДж/м 3 .
Переход к определению массовой теплоты сгорания топлива (кДж/кг) осуществляется с использованием плотности газа в данных условиях [ Qпр ,кДж/кг = ( Qпр кДж/м 3 ) / ρ , кг/м 3 ].
Пересчет теплоты сгорания газа от нормальных условий к стандартным проводится по формуле:
273,2
Qпр. (20°С) = Qпр. (0°С) 273,2 + 20 .
Согласно существующим требованиям, номинальная низшая теплота сгорания топлива при
проведении теплотехнических расчетов в системе газовой промышленности принимается равной
34541 кДж/м 3 .
Пределы взрываемости газовоздушных смесей
Исключение образования взрывоопасных газовоздушных концентраций, а также появление источников воспламенения этой смеси (пламени, искр) всегда является основной задачей обслуживающего персонала компрессорных станций. При взрыве газовоздушной смеси резко повышается давление в зоне взрыва, приводящее к разрушению строительных конструкций, а
PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com