Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Posobie_po_Fedorovoy.doc

Скачиваний:

454

Добавлен:

17.11.2019

Размер:

16.35 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 794 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

1.2. Основные физические свойства газов

При расчетах с потребителями, а также производительности и пропускной способности газопроводов различают следующие условия состояния газа:

нормальные условия: температура — 0 °С, давление -

0,101325 МПа (760 мм рт. ст.);

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

Например, плотность воздуха при различных условиях равна:

ρ_В0 =1,293 кг/м³ ( 0 °С, 760 мм рт. ст.);

ρ_В20=1,206 кг/м³ ( 20 °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

Δ = ρ / ρ_в (1.1)

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

ρ = М/22,41, (1.2)

где М — молярная масса, кг/кмоль; 22,41 — объем, который занимает 1 кмоль газа при нормальных условиях, м³/кмоль.

Приведение плотности, объема и расхода газа к стандартным условиям выполняется по следующим зависимостям

, (1.3)

, (1.4)

(1.5)

где P и P_c_т — абсолютные давления; ТиТ_ст — абсолютные температуры газа; Z и Z_cm — коэффициенты сжимаемости газа соответственно при двух состояниях.

Плотность смеси газов подчиняется закону аддитивности

(1.6)

где у_i — мольная (мольная объемная) концентрация i-гo компонента, р_i — плотность i-го компонента (табл. 1.2).

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

R=R₀/M, (1.7)

где R₀ — универсальная газовая постоянная,

R₀ = 8314,3 Дж/(кмольК).

Средние псевдокритические температура и давление смеси также подчиняются закону аддитивности

(1.8)

Таблица 1.2

Физические свойства компонентов, входящих в состав природных газов

Наименование газа	Обозначение	Размер- ность	Метан	Этан
Химическая формула	C_nH_m		СН₄	С₂Н₆
Молекулярная масса	М	кг/кмоль	16,043	30,07
Газовая постоянная	R	Дж/(кг∙К)	518,264	276,505
Критические параметры:
Критическая температура	Ткр	К	190,55	305,83
Критическое давление	P_кр	МПа	4,599	4,88
Критическая плотность	ρ_кр	кг/м³	162	201
Коэффициент сжимаемости	Z_кр		0,284	0,284
Динамическая вязкость	n_кр	Па∙с	1,40∙10^-7	2,00∙10^-7
Паровая фаза при Р₀ =101,3 кПа, Т=273,15 К
Плотность	ρ_о	кг/м³	0,7175	1,3551
Динамическая вязкость	n₀	Па∙с	1,03∙10^-5	8,55∙10^-6
Кинематическая вязкость	ν₀	м²/с	1,44∙10^-5	6,31∙10^-6
Удельная теплоемкость при постоянном давлении	С_p0	кДж/кг∙К	2,1714	1,671
Удельная теплоемкость при постоянном объеме	С_v0	кДж/кг∙К	1,6531	1,3945
Коэффициент сжимаемости	Z₀		0,9976	0,99
Коэффициент теплопроводности	λ₀	Вт/(м∙К)	0,0304	0,018
Растворимость в воде	α₀	м³/м³	0,0556	0,0987
Жидкая фаза при P₀ =101,3 кПа при температуре кипения
Плотность	ρ_н	кг/м³	440,3	546,4
Динамическая вязкость	n_н	Па∙с	1,44∙10^-4	1,37∙10^-5
Кинематическая вязкость	ν_н	м²/с	3,28∙10^-7	2,51∙10^-8
Теплоемкость	C_н	кДж/кг∙К	1,32	3,01
Коэффициент теплопроводности	λ_н	Вт/(м∙К)	0,108	0,045099
Скрытая теплота испарения при Т_кип	r₀	кДж/кг	531	489,7
Температура кипения при Р₀ =101,3 кПа	Т_кип	К	111,66	184,52
Теплота сгорания при Т₀ =273,15 и Р₀ =101,3 кПа:
низшая	Q_н	МДж/м³	33,37	59,39
высшая	Q_в	МДж/кг	37,04	64,91
Число Воббе:
низшее	W_н	МДж/м³	48,23	62,45
высшее	W_в	МДж/м³	53,3	68,12

Продолжение табл. 1.2

Пропан	н-Бутан	и-Бутан	н-Пентан	и-Пентан	Этилен	Пропилен	н-Бутилен
C₃Н₈	С₄H₁₀	С₄H₁₀	С₅H₁₂	С₅H₁₂	С₂H₄	С₃H₆	С₂H₈
44,097	58,123	58,123	72,15	72,15	28,054	42,081	56,108
188,55	143,05	143,05	115,239	115,239	296,375	197,583	148,188

369,82	425,14	408,13	469,69	460,39	282,35	364,85	417,15
4,25	3,784	3,648	3,364	3,381	5,042	4,601	3,945
225	228	221	232	234	211	233	222,5
0,281	0,273	0,283	0,268	0,27	0,276	0,275	0,277
2,37∙10^-7	2,45∙10^-7	2,70∙10^-7	2,55∙10^-7	2,61∙10^-7	2,15∙10^-7	2,33∙10^-7	-

2,0098	2,7091	2,7068	3,5065	3,4354	2,0037	1,9659	2,55
7,51∙10^-6	6,82∙10^-6	6,89∙10^-6	6,23∙10^-6	6,23∙10^-6	9,70∙10^-6	7,65∙10^-6	6,86∙10^-6
3,74∙10^-6	2,52∙10^-6	2,55∙10^-6	1,78∙10^-6	1,81∙10^-6	4,84∙10^-6	3,89∙10^-6	2,69∙10^-6
1,573	1,71	1,71	1,6	1,6	1,466	1,432	1,487
1,3845	1,567	1,567	1,4848	1,4848	1,1696	1,2344	1,3388
0,9789	0,9572	0,9572	0,918	0,937	0,9925	0,955	-
0,015	0,0131	0,0131	0,121	-	-	0,0142	-
0,065	-	-	-	-	0,226	0,5	-

582	601	594,2	645,5	645,5	566	609	646
1,21∙10^-5	1,31∙10^-5	2,33∙10^-4	2,01∙10^-4	2,15∙10^-4	1,12∙10^-4	2,16∙10^-4	-
2,08∙10^-8	2,17∙10^-8	3,92∙10^-7	3,11∙10^-7	3,33Е∙10^-7	1,98Е∙10^-7	3,55∙10^-7	-
2,07	2,31	2,23	2,668	-	2,415	-	-
0,0098	0,12619	-	0,015	-	0,188	0,142	-
426,2	385,4	355,2	299	361,2	483	441	411,6
231,08	252,65	261,42	309,22	301	169,15	225,45	267,15

84,94	110,5	110,1	136	135,7	55,01	80,07	113,83
92,29	119,7	119,3	147	146,8	58,68	85,58	121,4

73,41	82,41	86,43	86,56	86,56	60,03	70,92	81,94
79,8	89,18	93,53	93,73	93,73	64,03	75,72	87,64

Продолжение табл. 1.2

Наименование газа	Обозначение	Размер- ность	и-Бутилен	Азот
Химическая формула	C_nH_m		С₂Н₈	N₂
Молекулярная масса	М	кг/кмоль	56,108	28,132
Газовая постоянная	R	Дж/(кг∙К)	148,188	295,553
Критические параметры:
Критическая температура	Ткр	К	428,15	126,2
Критическое давление	P_кр	МПа	4,1	3,39
Критическая плотность	ρ_кр	кг/м³	221	311
Коэффициент сжимаемости	Z_кр		0,275	0,289
Динамическая вязкость	n_кр	Па∙с	2,50∙10^-7	1,81∙10^-7
Паровая фаза при Р₀ =101,3 кПа, Т=273,15 К
Плотность	ρ_о	кг/м³	2,5	1,2555
Динамическая вязкость	n₀	Па∙с	8,00∙10^-6	1,66∙10^-5
Кинематическая вязкость	ν₀	м²/с	3,20∙10^-6	1,32∙10^-5
Удельная теплоемкость при постоянном давлении	С_p0	кДж/кг∙К	1,604	1,042
Удельная теплоемкость при постоянном объеме	С_v0	кДж/кг∙К	1,4558	0,7464
Коэффициент сжимаемости	Z₀		-	0,9997
Коэффициент теплопроводности	λ₀	Вт/(м∙К)	0,0138	-
Растворимость в воде	α₀	м³/м³	-	0,0236
Жидкая фаза при P₀ =101,3 кПа при температуре кипения
Плотность	ρ_н	кг/м³	646	817,2
Динамическая вязкость	n_н	Па∙с	-	1,68∙10^-4
Кинематическая вязкость	ν_н	м²/с	-	2,05∙10^-7
Теплоемкость	C_н	кДж/кг∙К	-	2,05
Коэффициент теплопроводности	λ_н	Вт/(м∙К)	0,016	0,00788
Скрытая теплота испарения при Т_кип	r₀	кДж/кг	299	197,6
Температура кипения при Р₀ =101,3 кПа	Т_кип	К	276,87	77,35
Теплота сгорания при Т₀ =273,15 и Р₀ =101,3 кПа:			-	-
низшая	Q_н	МДж/м³	113,83	-
высшая	Q_в	МДж/кг	121,4	-
Число Воббе:			-	-
низшее	W_н	МДж/м³	81,94	-
высшее	W_в	МДж/м³	87,64	-

Продолжение табл. 1.2

Водород	Оксид углерода	Диоксид углерода	Воздух	Сероводород	Пар	Кислород
Н₂	СО	С0₂		H₂S	Н₂0	О₂
2,016	28,011	44,01	28,963	34,082	18,016	32
4124,261	296,83	188,923	287,074	243,956	461,507	259,828

33,23	132,85	304,2	132,46	373,6	647,14	154,58
1,297	3,494	7,386	3,648	9,01	22,064	5,043
31,6	301	468	335	349	325	430
0,306	0,291	0,275	0,316	0,284	0,229	0,288
2,99∙10^-8	1,84∙10^-7	3,27∙10^-7	1,95∙10^-7	3,19∙10^-7	3,82∙10^-7	2,47∙10^-7

0,0899	1,2502	1,9767	1,2927	1,5358	0,8643	1,4287
8,40∙10^-6	1,66∙10^-5	1,37∙10^-5	1,72∙10^-5	1,17∙10^-5	9,04∙10^-6	1,92∙10^-5
9,34∙10^-5	1,33∙10^-5	6,91∙10^-6	1,33∙10^-5	7,62∙10^-6	1,05∙10^-5	1,34∙10^-5
14,85	1,04	0,819	1,008	0,992	1,865	0,9198
10,7	0,743	0,63	0,7182	0,745	1,403	0,6552
1,0006	0,9996	0,9933	0,9996	0,9901	0,93	0,9993
0,0169	0,02326	0,01564	0,02405		0,569	2,39∙10^-2
0,0215	0,0354	1,713	0,029	4,67	-	0,0489

70,8	789	-	873	960	958	4135,7
1,32∙10^-5	-	-	1,78∙10^-4	-	1,21∙10^-5	1,88 ∙10^-4
1,86∙10^-7			2,04∙10^-7		1,26∙10^-8	1,66∙10^-7
9,7	1,29	-	1,96	-	2,038	1,626
0,176	-	0,18	0,146	-	2,40∙10^-2	0,148
454,3	211,4	573,6	205,1	548,5	2257	215,6
20,38	81,7	194,67	80,15	212,81	373,15	90,17

10,05	11,76		-	21,53	-	-
11,89	11,76	9,69	-	23,37	-	-

41,03	12,9	-	-		-	-
48,49	12,9	-	-		-	-

(1.9)

где Т_кр_i и P_кр_i— абсолютные критические температура и давление компонентов смеси.

Переход газа в жидкое состояние становится возможным лишь в том случае, если его температура становится ниже его критической температуры, в противном случае газ невозможно перевести в жидкое состояние ни под каким давлением.

Для сжижения газа при критической температуре Т=Т_кр давление газа должно быть равно или больше критического давления РР_кр .

В соответствии с нормами технологического проектирования псевдокритические параметры природного газа могут быть определены по известной плотности ρ_ст газовой смеси:

, (1.10)

(1.11)

где ρ_ст — плотность газа (кг/м³) при стандартных условиях; Р_ПК-псевдокритическое давление газа рассчитано в МПа, а Т_ПК- псевдокритическая температура — в К.

Сжимаемость газа учитывает отклонение реальных 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

P_пр=P/P_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. 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. [8]

Абсолютная влажность w (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. 1.1).

Рис. 1.1. Номограмма влагосодержания

насыщенного природного газа

Влажность газов. Практически все газы содержат водяные пары, т.е. имеют некоторую влажность. Влажность природных газов обусловлена пластовыми условиями. 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 w (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. 1.1).

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

(1.15)

где т_П— количество водяного пара в единице объема пара; т_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. 1.3).

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

(1.16)

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

(1.17)

Эффект Джоуля-Томсона. При снижении давления по длине газопровода и при дросселировании газа на ГРС наблюдается снижение температуры. 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 %)

, (1.18)

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

Таблица 1.3.

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.X...30.IV) в летний период (1.V...30.IX)	263 270	240 258
Примечания: 1. А — умеренная и жаркая климатическая зона; В — холодная климатическая зона. 2. Для обеих зон содержание механических примесей не более 0,1 г/100 м³, сероводорода не более 2 г/100 м³, кислорода не более 1 %.

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. Более идеальной, в этом смысле, является стоящая на горящей газовой плите большая “потеющая” кастрюля с пока еще негорячей водой. Теплота сгорания природных газов определяется по правилу аддитивности с учетом теплоты сгорания индивидуальных компонентов и их молярной (объемной) доли в составе природного газа

, (1.19)

где у_i^c — молярная доля i-ro компонента в составе сухого (индекс с) газа; Q_н_i — низшая теплота сгорания i-ro 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:

; (1.20)

; (1.21)

, (1.22)

где К определяется по формуле:

(1.23)

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

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 794 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
22.09.20196.48 Mб52Polnyy_P1.doc
#
17.02.2016811.52 Кб16Polozhenie_ob_OPPO.doc
#
17.11.20191.87 Mб159Posobie.doc
#
17.02.20163.49 Mб441posobie_dlya_TGR_PGD_i_PGL.doc
#
17.02.2016855.55 Кб19Posobie_History_Томск 2002.doc
#
17.11.201916.35 Mб454Posobie_po_Fedorovoy.doc
#
27.08.2019205.43 Кб11poyasnitelnaya_zapiska.docx
#
17.02.201650.23 Кб67Poyasnitelnaya_zapiska_Valitova.docx
#
17.02.2016110.76 Кб531po_istorii_otvety.docx
#
17.02.2016619.52 Кб217Praktika (1).docx
#
17.02.201643.7 Кб73praktika.docx