Определение некоторых параметров, входящих в формулы теплового расчета

Приближенное значение коэффициента теплопередачи от газа к грунту принимается с учетом местных специфических условий прохождения газа по газопроводу.

Ориентировочные значения коэффициентов теплопередачи: для грунта, состоящего из сухого песка, = 4,187 кДж/(м·ч·°С); для очень влажного песка= 12,54 кДж/(м·ч·°С); для влажной глины= 5,64 кДж(м·ч·°С).

При отсутствии данных о характере и влажности грунтов по трассе газопровода коэффициент теплопередачи от газа к грунту можно приближенно принимать равным 1,75 Вт/(м·°С). Однако коэффициент теплопередачисущественно зависит от вида прокладки газопровода (подземная, надземная, прокладка в насыпи), от характера грунта (талый, мерзлый), от степени изоляции (нетеплоизолированный и теплоизолированный).

Коэффициент теплопередачи для нетеплоизолированных газопроводов в талых грунтах:

,

где

,

- коэффициент теплопроводности талого грунта (табл. 4.15); - расстояние от поверхности почвы до оси трубопровода;- коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в воздух,= 5,3 + З,6;- среднемесячная (среднеквартальная, среднесезонная) скорость ветра, определяемая по данным ближайшей метеостанции или климатическим справочникам.

Таблица 4.15

Расчетные значения теплофизических характеристик талых и мерзлых грунтов

#G0		Коэффициент теплопроводности грунта, кДж/(м·ч·°C)
Объемная масса, т/м	Суммарная влажность грунта	песок		супесь		суглинки и глина		Объемная теплоемкость грунта, кДж/( м·°C )
1,2	0,05	0,167	0,217	-	-	-	-	1193	1088,6
1,2	0,1	2,6	3,3	1,59	1,88	-	-	1310	1103
1,4	0,05	2,35	2,82	-	-	-	-	1350	1227
1,4	0,1	3,54	4,52	2,12	2,82	1,8	2,78	1510	1286
1,4	0,15	4,19	5,24	2,9	3,6	2,28	3,44	1676	1350
1,4	0,2	-	-	3,52	4,4	2,72	3,94	1880	1445
1,4	0,25	-	-	3,85	4,85	3,02	4,19	2055	1520
1,6	0,05	3,14	3,82	-	-	-	-	1590	1425
1,6	0,1	4,4	5,65	-	-	-	-	1800	1510
1,6	0,15	5,24	6,7	3,9	4,6	3,02	4,1	1970	1550
1,6	0,2	5,7	7,25	4,4	5,4	3,69	4,66	2280	1655
1,6	0,25	5,9	7,63	4,85	6,03	4,02	5,15	2370	1730
1,6	0,3	-	8,1	5,02	6,48	4,19	5,41	2550	1800
1,6	0,35	-	-	5,44	6,9	4,4	5,62	2720	1860
1,6	0,4	-	-	-	7,15	4,6	5,86	2930	1945
1,6	0,6	-	-	-	-	-	6,25	-	2090
1,8	0,1	5,45	6,7	-	-	-	-	2010	1675
1,8	0,15	6,49	7,95	4,99	5,49	3,02	4,1	2220	1760
1,8	0,2	6,9	8,8	5,61	6,37	3,68	5,69	2430	1840
1,8	0,25	7,33	9,35	6,0	7,12	4,02	5,2	2680	1925
1,8	0,3	-	9,72	6,2	7,61	4,19	5,45	2890	2010
1,8	0,35	-	-	6,33	8,09	4,4	5,65	3100	2090
1,8	0,4	-	-	-	8,38	4,6	5,9	3320	2180
1,8	0,6	-	-	-	-	-	6,61	-	2340
2,0	0,15	7,37	9,21	5,87	6,29	-	-	2470	1970
2,0	0,2	8,38	10,3	6,52	7,33	5,2	6,29	2720	2050
2,0	0,25	9,47	11,3	7,25	8,07	5,65	6,91	2950	2140
2,0	0,3	-	-	7,55	8,8	6,04	7,33	3220	2220
2,0	0,35	-	-	-	-	6,4	7,79	3430	2320

При наличии снежного покрова

,

где - толщина снежного покрова;- коэффициент теплопроводности снежного покрова.

При приближенных теплотехнических расчетах коэффициент теплопередачи можно определять по номограмме на рис. 4.22, где- теплопроводность грунта.

Рис. 4.22. Номограмма для определения коэффициента теплопередачи

Приведенные параметры: давление , температура, гдеи- соответственно псевдокритические давление и температура газовой смеси, определяемые по графику на рис. 4.23.

Рис. 4.23. Номограмма для определения псевдокритических параметров газовых смесей

в зависимости от их плотности (- плотность при 20 °С и 0,1013 МПа)

Коэффициент Джоуля-Томпсона определяют по номограмме, приведенной на рис. 4.24. Для этого проводят линию, параллельную изоэнтальпии, от точки с координатамиидо конечного давленияи определяют понижение температуры за счет дроссель-эффекта. Разделив () на (), получаем, т. е.

.

Рис. 4.24. Номограмма для определения интегрального дроссель-эффекта природного газа

Удельную теплоемкость газа при постоянном давлении следует рассчитывать по формуле

,

где - теплоемкость-го компонента газа в идеальном состоянии;- поправка к теплоемкости, учитывающая отклонение от идеального газа;- мольная концентрация-го компонента газа;- число компонентов в составе газа.

Теплоемкость газов усредненных составов в идеальном состоянии можно принимать по данным графика, изображенного на рис. 4.25. Значения поправки теплоемкостив зависимости от приведенных параметров следует определять по графику на рис. 4.26.

Рис. 4.25. График определения теплоемкости газов усредненных составов в идеальном состоянии

(- содержание метана в газе в долях единицы)

Рис. 4.26. Зависимость поправки теплоемкости от приведенных параметрови

Пример 4.14. Определить температуру газа в конце газопровода при следующих данных: = 85 млн. м/сут,= 1420 мм,= 7,5 МПа,= 5,6 МПа,= 6,6 МПа,= 0,9,= 2,52 кДж/(кг·°C),= 27°C,= 1,51 м,= 3,56 кДж/(м·ч· °C),= 2 м/с,= 2 °С,= 100 км,= 0,59,= 0,21 кг/см.

Решение

1. Определяем вспомогательные величины:

= (5,3 + 3,6 - 2)·4,127 = 52,4 кДж/(м·ч·°С);

= 1,51 + 3,56/52,4 = 1,58 м;

= 4,01 кДж/(м·ч·°С);

= 0,28;

по табл. 4.12

e= 0,7558.

2. Определяем средние температуру и давление:

(1- e) = 23,4 °C;

= 6,6 МПа.

По номограмме на рис. 4.23 определяем

= 4,1 МПа;= 196,5 К.

3. Определяем приведенные параметры:

= 66/47,11 = 1,4;

= 296,4/196,5 = 1,51.

4. Находим коэффициент Джоуля-Томпсона

= 0,37 °C/МПа.

5. Определяем температуру газа в конце газопровода

= 2 + (27 - 2)e-= 14,8 °C.