1.3. Основные физические свойства газа

При расчете некоторых свойств газов, а также производительности и пропускной способности газопроводов различают следующие условия состояния газа:

- нормальные условия: температура - 0°С, давление - 0.101325 МП а (760 мм рт. ст.);

- стандартные условия 20°С: температура - 20 ^оС, давление - 0,101325 МПа (760 мм рт. ст.);

- стандартные условия 15°С: температура - 15°С, давление -0,101325 МПа (760мм рт. ст.).

Например, плотность воздуха при различных условиях равна:

в₀=1,293 кг/м³ (0°С, 760 мм рт. ст.);

в₂₀ =1206 кг/м" (20 °С, 760 мм рт. ст.);

в₁₅ =1225 кг/м³ (15 °С, 760 мм рт. ст.).

В расчетах достаточно часто пользуются понятием относительной плотности, т.е. отношением плотности газа к плотности воздуха при одних и тех же условиях

. (1.1)

Плотность газа при нормальных условиях может быть определена по его молярной массе М

=М/22,41, (1.2)

где М - молярная масса, кг/кмоль; 22,41 - объем, который занимаемый

1 кмоль газа при нормальных условиях, м /кмоль.

Приведение плотности, объема и расхода газа к стандартным

условиям выполняется по следующим зависимостям _ _

, (1.3)

, (1.4)

, (1.5)

где Р и Р_ст - абсолютные давления; Т и Т_ст - абсолютные температуры газа; Z и Z_ст - коэффициенты сжимаемости газа соответственно при двух состояниях.

Плотность смеси газов подчиняется закону аддитивности (смешения)

(1.6)

где а_i - молярная (мольная объемная) концентрация, - плотность i-го компонента (табл. 1.3).

Газовая постоянная зависит от состава газовой смеси определяется по формуле( /( ))

= /М, (1.7)

где - универсальная газовая постоянная,

=8314,3 н м / (кмоль К) = 8,3143 кДж / (кмоль К)

Средние критические температура и давление смеси также подчиняются закону аддитивности

, (1.8)

, (1.9)

где Т_крi и Р_крi - абсолютные критические температура и давление компонентов смеси.

Критическим давлением называется такое давление, при котором и выше которого повышением температуры нельзя испарить жидкость.

Критическая температура - это такая температура, при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

В соответствии с нормами технологического проектирования [ ] критические параметры природного газа могут быть определены, по известной плотности газовой смеси

(1.10)

(1.11)

где - плотность газа (кг/м³) при стандартных (20°С) условиях; критическое давление газа рассчитано в МПа, а критическая температура - в К.

Таблица 1.3

Физические свойства компонентов, входящих в состав природных газов

Параметр	Метан СН4	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	Н-Бутан С4Н10	И-Бутан С4Н10	Н-Пентан С5Н12
Молярная масса, кг/кмоль	16,04	30,07	44,09	58,12	58,12	72,15
Плотность, кг/м3: при 0оС и 0,1013 МПа при 20оС и 0,01013 МПа	0,717 0,669	1,356 1,264	2,010 1,872	2,307 2,519	2,673 2,491	3,457 3,228
Вязкость: Динамическая , Па с при 0оС и 0,1013 МПа при 20оС и 0,01013 МПа Кинематическая , м2/с при 0оС и 0,1013 МПа при 20оС и 0,01013 МПа	1,020 1,102 14,24 16,18	0,880 0,940 6,35 7,28	0,770 0,820 3,70 4,26	0,690 0,760 2,45 2,95
Критические параметры газа: температура, К давление, МПа	190,68 4,52	305,75 4,88	370,00 4,34	425,17 3,75		460,90 3,29
Газовая постоянная, Дж/(кг К)	518,57	276,64	188,68	143,08		115,23
Теплота сгорания, кДж/м3 (при 0оС и 0,1013 МПа): высшая низшая	39830 35880	70370 64430	100920 92930	133890 123680	131800 121750	158360 146230
Теплоемкость ср, кДж/(кг К) при 0оС	2,167	1,650	1,430	1,590	1,590

Продолжение таблицы 1.3

Параметр	Азот N2	Водо-род H2	Окись углеро-да CO	Двуо-кись уг-лерода CO2	Воздух (без CO2)	Серо-водород H2S
Молярная масса, кг/кмоль	28,02	2,016	44,01	64,07	28,96	34,02
Плотность, кг/м3: при 0оС и 0,1013 МПа при 20оС и 0,01013 МПа	1,2505 1,1651	0,0899 0,0837	1,2500 1,1651	1,9768 1,8423	1,2928 1,2050	1,5392 1,4338
Вязкость: Динамическая , Па с при 0оС и 0,1013 МПа при 20оС и 0,01013 МПа Кинематическая , м2/с при 0оС и 0,1013 МПа при 20оС и 0,01013 МПа	1,71 1,84 - -	- - - -	- - - -	1,40 1,65 - -	1,745 1,822 - -	1,23 - - -
Критические параметры газа: температура, К давление, МПа	126,26 3,45	33,30 1,32	133,00 3,44	304,26 7,28	132,65 3,777	373,60 8,89
Газовая постоянная, Дж/(кг К)	296,75	4124,7	296,94	188,97	292,70	115,23
Теплота сгорания, кДж/м3 (при 0оС и 0,1013 МПа): высшая низшая	- -	12762 10798	12636 10649	- -	- -	25708 23698
Теплоемкость ср, кДж/(кг К) при 0оС	1,058	-	-	0,816	1,005	0,993

Сжимаемость газа учитывает отклонение газов от законов идеального газа. Сжимаемость газа характеризуется коэффициентом сжимаемости Z, который определяется экспериментально. При отсутствии экспериментальных данных коэффициент сжимаемости определяется по номограммам в зависимости от приведенных температуры и давления (Т_ПР, Р_ПР) газа или в зависимости от давления температуры и относительной плотности по воздуху, а также по формулам, рекомендованным в отраслевых нормах проектирования [ ]

, (1,12)

где

,

Р_ПР=Р/Р_КР, (1.13)

Т_ПР=Т/Т_КР. (1.14)

Влажность газов. Практически все газы содержат водяные пары, т.е. имеют некоторую влажность. Влажность природных газов обусловлена пластовыми условиями. В магистральных и распределительных газопроводах транспортируемый газ может насыщаться влагой, оставшейся в газопроводе после гидравлических испытаний. Присутствие сконденсированных водяных паров и кислых газов может вызвать коррозию трубопроводов и оборудования. При некоторых условиях (температуре и давлении) при наличии капельной влаги в газе могут образовываться кристаллогидраты.

Содержание влаги в газе характеризуется абсолютной и относительной влажностью.

Абсолютная влажность (в г/м³ или кг/кг) характеризует содержание водяных паров соответственно в единице объема или единице массы газа. Влагосодержание природных газов зависит от состава газа, температуры и давления и определяется по номограмме (рис. 1.2).

Относительная влажность газа – отношение фактического количества водяных паров в единице объема газа к максимально возможному количеству при определенных давлении и температуре.

, (1.15)

где m_П – количество водяного пара в единице объема пара; m_Т -максимально возможное количество водяного пара_, которое может находиться в газе без конденсации при данных давлении и температуре; Р_П - парциальное давление водяного пара в газовой смеси; Р_Т -давление насыщенного водяного пара при температуре Т.

Температура, при которой газ становится насыщенным при определенном давлении, называется точкой росы.

При подготовке к транспорту газ должен быть осушен так_, чтобы точка росы была на 5...7 градусов ниже минимальной температуры охлаждения газа в газопроводе (табл. 1.4).

Рис. 1.2. Диаграмма влагосодержания насыщенного природного газа

Таблица 1.4.

Требования к влажности транспортируемого газа

Параметр	Значение параметра
Климатическая зона по ГОСТ 16350-86	А	В
Точка росы по влаге и тяжелым углеводородам при Р=5,5 МПа, К, не более: в зимний период (1.Х…30.IV) в летний период (1.V…30.XI)	263 270	240 258

Примечание: 1. А - умеренная и жаркая климатическая зона; В – холодная климатическая зона. 2. Для обеих зон содержание механических примесей не болеем 0,1 г/100 м³, сероводорода не более 2 г/100 м³_, кислорода не более 1%.

Вязкость газа характеризуется коэффициентом динамической (абсолютной) вязкости (Па с) и определяется по формуле

. (1.16)

В условиях городских распределительных газопроводов (давление не более 2 МПа) коэффициент динамической вязкости мало зависит от давления и может быть также найден по формуле Сатерленда

, (1.17)

где - коэффициент динамической вязкости при температуре Т; ₀ – коэффициент динамической вязкости при 0⁰С; Т – абсолютная температура газа, К; С – постоянная Сатерленда:

Метан…..162 изо-Бутан…..368

Этан…….252 н-Пентан…...382

Пропан….373 Этилен……..225

Н-Бутан…377 Пропилен…..322

Коэффициент кинематической вязкости в зависимости от температуры и давления выражается формулой

. (1.18)

Теплоемкость реальных газов зависит от состава газа, температуры и давления. Изобарная теплоемкость природных газов (в кДж/(кгК) с содержанием метана более 85% в отраслевых нормах проектирования определяется из соотношения

(1.19)

Теплоемкость газовых смесей вычисляется по правилу аддитивности

,

где y_i – молярная доля компонентов в смеси.

Эффект Джоуля-Томсона. При снижении давления по длине газопровода и при дросселировании газа на ГРС наблюдается снижение температуры. На ГРС это вызывает обмерзание трубопроводов, запорных и регулирующих устройств и приводит к образованию гидратов в трубопроводах. Это явление учитывается коэффициентом Джоуля- Томсона (в К/МПа), для определения которого в отраслевых нормах проектирования рекомендуется аппроксимация (для природных газов с содержанием метана более 85%).

(1.20)

где с_Р - средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений давления и температуры в процессе дросселирования.

D может быть >0 и <0 (газ нагревается). Совокупность точек, где D=0 – линия инверсии.

Теплотворная способность (теплота сгорания) – тепло, выделяемое при сгорании единицы объема (или массы) газа при определенных условиях. Различают высшую и низшую теплотворную способность топлива. В большинстве энергетических установок (газотурбинные установки, печи и т.п.), предназначенных для использования или преобразования тепловой энергии, можно рассчитывать лишь на низшую теплоту сгорания топлива из-за невозможности воспользоваться теплотой, выделяющейся при конденсации паров воды как продукта сгорания топлива. Теплота сгорания природных газов определяется по правилу аддитивности с учетом теплоты сгорания индивидуальных компонентов и их молярной (объемной) доли в составе природного газа

, (1.21)

где - молярная доля 1- го компонента в составе сухого (индекс с) газа; Q_Hi- низшая теплота сгорания 1- го компонента ( кДж/м³).

Влажность природных газов влияет на их теплотворную способность. Пересчет молярной доли компонентов, плотности и теплоты сгорания рабочего состава газа (индекс р) с учетом влажности производится по формулам:

; (1.22)

; (1.23)

, (1.24)

где К определяется по формуле

. (1.25)

В приведенных выше формулах - влагосодержание газа, выражаемое в кг на м³ сухого газа при О °С и 0,101325 МПа.

Природный газ является многокомпонентной смесью. Методы анализа многокомпонентных смесей:

1. Хроматография – наибольшее распространение;

2. Масс – спектрометрические и др.