Определение параметров природного газа в

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА В

МАГИСТРАЛЬНОМ ТРУБОПРОВОДЕ

Постановка задачи

Объект исследования (термодинамическая система) - участок газопровода между двумя компрессорными станциями, по которому осуществляется подача природного газа (рис.1.1). Необходимо определить изменение термодинамических параметров газа (р, Т, ρ, w) по длине трубопровода.

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема газопровода

Исходные данные:

1. диаметр трубопровода, м;
2. начальная скорость течения газа( м/с);
3. давление газа на входе в трубопровод, МПа;
4. температура газа на входе в трубопровод, ;
5. степень падения давления газа по длине трубопровода;
6. длина трубопровода, м;
7. давление газа в конце трубопровода, МПа;
8. коэффициент гидравлического трения в трубопроводе.

Табличные данные

Таблица 1.1 - Термодинамические свойства составляющих компонентов природного газа

 

Название	Мольный состав, ук	Химическая формула	Мольная масса, кг/кмоль	Критические параметры
ркр, МПа	Ткр, К	zкр
Метан	0.9781	СН4	16.043	4.626	190.77	0.290
Этан	0.0050	С2Н6	30.070	4.872	305.33	0.385
Пропан	0.0018	С3Н8	44.097	4.246	370.00	0.277
Н-бутан	0.0016	nC4H10	58.124	3.789	425.16	0.274
Н-пентан	0.0003	nC5H12	72.151	3.376	469.77	0.269
Н-гексан	0.0001	nC6H14	86.171	2.988	507.31	0.264
Двуокись углерода		CO2	44.010	7.383	304.20	0.274
Азот	0.0131	N2	28.013	3.400	126.20	0.291

 

Данные согласно варианту

Таблица 1.2 - Численные значения исходных данных

Диаметр трубы D,м	Температура газа на входе t1, 0C	Давление на входе p1, MПа	Степень падения давления β	Коэф-нт гидравлического трения ξ
1,22		10,0	1,8	0,011

 

Термодинамическая модель процесса

Уравнение неразрывности:

(1.1)

Первый закон термодинамики:

(1.2)

Закон сохранения энергии:

(1.3)

Второй закон термодинамики:

(1.4)

Уравнение состояния газа:

, (1.5)

где коэффициент сжимаемости.

Уравнение Вейсбаха-Дарси для гидравлического сопротивления:

(1.6)

Для получения модели необходимо принять следующие допущения:

1. Участок газопровода горизонтальный, .

2. Течение «медленное» (квадрат числа Маха ).

3. Техническая работа на участке (1-2) отсутствует, .

4. Трубопровод на всем участке имеет одинаковое проходное сечение .

5. Состав газа в процессе не изменяется.

 

Уравнение (1.3) запишется:

(1.7)

Приравняв формулы (1.7) и (1.6), приняв :

(1.8)

Проинтегрируем формулу (1.8) на участке (1-2), получим:

,

где х₁₂ - длина трубопровода

(1.9)

Уравнение неразрывности потока газа:

(1.10)

Расчёт параметров газа.

Реальный газ (z≠1)

 

По таблице 1.1. определяем состав смеси и критические параметры каждого компонента.

По правилу Кея:

где - мольная доля к-го компонента смеси.

Критическое давление смеси, МПа:

 

Критическая температура смеси,К:

 

Определяем мольную массу смеси, :

Универсальная газовая постоянная для смеси, :

Приведенные параметры :

 

По (z, π) диаграмме (Приложение 1) для природного газа находим коэффициент сжимаемости:

Рисунок 1.2 — Определение по (z, ) диаграмме коэффициента сжимаемости

 

Из уравнения состояния реальных газов:

 

Массовый расход газа :

где - площадь поперечного сечения трубопровода.

 

Используя степень падения давления газа по трубопроводу, найдем :

Приведенные параметры :

Так как процесс изотермический, то , следовательно =1,559.

По (z, π) диаграмме для природного газа находим коэффициент сжимаемости:

Плотность газа на выходе, :

Скорость течении газа в конце трубопровода, :

 

По (h, s) диаграмме (Приложение 2):

 

Для адиабатного процесса:

 

Изменение энтропии находится из Рисунок 1.3:

Рисунок 1.3 — Определение по (h, s) диаграмме калорических и

термических параметров в конце трубопровода

, а изменение: .

и а изменение:

 

Для изотермического процесса:

 

Изменение энтропии находится из Рисунок 1.4:

Рисунок 1.4 — Определение по (h,s) диаграмме калорических и

термических параметров в конце трубопровода

и , а изменение: . и а изменение:

 

Для изотермического течения найдем тепловой поток , Вт

МВт

 

Постановка задачи

Необходимо рассчитать процесс сжатия природного газа в неохлаждаемом компрессоре (нагнетателе) (рис. 2.1), используя данные раздела 1.

Рисунок 2.1 - Схема подачи газа на КС:

Исходные данные:

1. плотность газа на входе в компрессор, кг/м³;
2. массовая производительность компрессора, кг/с;
3. давление газа на входе в компрессор, МПа;
4. давление нагнетателя, МПа;
5. температура газа на входе в компрессор, ;
6. степень повышения давления газа в компрессоре;
7. общая длина магистрального трубопровода, км (принимаем );
8. показатель адиабаты для природного газа;
9. относительный внутренний (адиабатный) КПД компрессора (0,7…0,8);
10. мощность нагнетателя, Вт.

 

Диаграммам состояния

 

По (h, s) диаграмме:

Производство энтропии:

. (2.18)

Величина потерь удельной работы:

. (2.19)

Подогрев газа в процессе 1-2 за счет диссипации:

. (2.20)

 

Процесс в (T, s) координатах:

 

 

 

Процесс в (P, v) координатах:

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА В

МАГИСТРАЛЬНОМ ТРУБОПРОВОДЕ

Постановка задачи

Объект исследования (термодинамическая система) - участок газопровода между двумя компрессорными станциями, по которому осуществляется подача природного газа (рис.1.1). Необходимо определить изменение термодинамических параметров газа (р, Т, ρ, w) по длине трубопровода.

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема газопровода

Исходные данные:

1. диаметр трубопровода, м;
2. начальная скорость течения газа( м/с);
3. давление газа на входе в трубопровод, МПа;
4. температура газа на входе в трубопровод, ;
5. степень падения давления газа по длине трубопровода;
6. длина трубопровода, м;
7. давление газа в конце трубопровода, МПа;
8. коэффициент гидравлического трения в трубопроводе.

Табличные данные

Таблица 1.1 - Термодинамические свойства составляющих компонентов природного газа

 

Название	Мольный состав, ук	Химическая формула	Мольная масса, кг/кмоль	Критические параметры
ркр, МПа	Ткр, К	zкр
Метан	0.9781	СН4	16.043	4.626	190.77	0.290
Этан	0.0050	С2Н6	30.070	4.872	305.33	0.385
Пропан	0.0018	С3Н8	44.097	4.246	370.00	0.277
Н-бутан	0.0016	nC4H10	58.124	3.789	425.16	0.274
Н-пентан	0.0003	nC5H12	72.151	3.376	469.77	0.269
Н-гексан	0.0001	nC6H14	86.171	2.988	507.31	0.264
Двуокись углерода		CO2	44.010	7.383	304.20	0.274
Азот	0.0131	N2	28.013	3.400	126.20	0.291

 

Данные согласно варианту

Таблица 1.2 - Численные значения исходных данных

Диаметр трубы D,м	Температура газа на входе t1, 0C	Давление на входе p1, MПа	Степень падения давления β	Коэф-нт гидравлического трения ξ
1,22		10,0	1,8	0,011