Изменение температуры газа в газопроводе

Изменение температуры газа в газопроводе

При стационарном изотермическом движении газа массовый расход газа в газопроводе составляет:

.

Фактически движение газа в газопроводе является не изотермическим. В процессе компримирования газ нагревается. Даже после его охлаждения на КС температура поступающего в трубопровод газа составляет порядка 20-40°С, что существенно выше температуры окружающей среды. Практически температура газа становится близкой к температуре окружающей среды лишь у газопроводов малого диаметра 2 ×град);

Рассмотрим в первом приближении уравнение теплового баланса без учета эффекта Джоуля-Томсона. Разделяя переменные и интегрируя уравнение теплового баланса

, получим: (1.50а)

обозначим за расчетный коэффициент . Величина произведения — есть безразмерная величина и называется числом Шухова. Решая уравнение (1.50) относительно температуры газа в конце газопровода получим . На удалении х от компрессорной станции температура определяется аналогичным образом:

.

Как видно изменение температуры газа носит экспоненциальный характер. Рассмотрим влияние изменения температуры на производительность газопровода.

Рис.__ Распределение температуры по длине газопровода.

При движении по участку температура газа постепенно снижается, достигая минимального значения в конце участка. Температурный режим участка определяется рядом факторов: теплообменом с окружающей средой, расширением газа и силами трения в потоке газа. Энергия затрачиваемая на преодоление сил трения при движении газа возвращается ему повышением температуры. Компенсация работы трения выделяющейся при этом теплотой является внутренним процессом никак внешне себя не проявляющим. Пренебрегая изменением кинетической энергии газа можно считать, что трение не влияет на изменение температуры газа в газопроводе. С учетом уравнение энергии и потери динамического напора выразим через формулу Дарси-Вейсбаха , тогда , выразим и из уравнения теплового баланса

подставим в уравнение

используя уравнения состояния

, разделим переменные и проинтегрируем уравнения считая, что тогда , поменяем пределы интегрирования так как РНK преобразуем правую часть

интегрируем в указанных пределах

выносим за скобки

получим

с учетом (1.50а) ,

где обозначили

— поправочный коэффициент, учитывающий изменение температуры по длине газопровода (неизотермичность газового потока) получим окончательно:

С учетом полученной зависимости массовый расход определяется

.

Значение коэффициента всегда больше единицы, следовательно, массовый расход газа при изменении температуры газа по длине газопровода (неизотермическом режиме течения) всегда меньше, чем при изотермическом режиме при . Произведение называется среднеинтегральной температурой газа в газопроводе.

Читать статью  Теория и расчет газодинамических процессов в быстроходном 2-х тактном турбопоршневом двигателе Березин Сергей Романович

При значениях числа Шухова Шу>4 течение газа в трубопроводе можно считать практически изотермическим при . Такой температурный режим возможен при перекачке газа с небольшими расходами по газопроводами малого диаметра (менее 500 мм) на значительные расстояния. Влияние изменения температуры газа проявляется при значениях числа Шухова больше 4, то есть в большинстве случаях. Чем больше диаметр газопровода, тем меньше теплообмен между газовым потоком и окружающей средой. Конечная температура газа определяется методом последовательных приближений, поэтому теплогидравлический расчет газопровода носит итерационный характер.

При перекачке газа наличие дроссельного эффекта (Джоуля –Томсона) приводит к более глубокому охлаждению газа, чем только при теплообмене с грунтом. В этом случае температура газа может стать ниже . С учетом этого температура по длине газопровода изменяется с учетом уравнения теплового баланса 1.50:

При этом температура газа снизится на величину

, (1.51)

где СР удельная теплоемкость газа, Дж/(кг × град).

Одновременно температура газа снижается за счет эффекта Джоуля-Томсона на величину: . (1.52)

Учитывая (1.51) и (1.52), запишем

. (1.53)

Перегруппируем уравнение (1.53) и запишем его в следующем виде:

, (1.54)

где: . (1.55)

Решим полученное выражение относительно dx:

. (1.56)

Приняв постоянной величиной, после интегрирования в пределах х от 0 до х и , получаем: , (1.57)

откуда ,(1.58)

Так как квадрат давления линейно изменеяется по длине участка газопровода (уравнение 1.35), тогда приняв , получаем уравнение ВНИИгаза для определения температуры в любой точке участка МГ:

. (1.59)

При Di =0 уравнение (1.5 9) переходит в уравнение Г.В. Шухова

(1.60)

Сравнивая (1.59) и (1.60) видим, что по уравнению ВНИИгаза температура газа всегда меньше, чем по уравнению Шухова на величину:

.

Следовательно, температура газа к концу участка может достигать значений меньших, чем температура грунта (рис. 1.4).

В конце участка температура газа может быть ниже температуры грунта

Рис. 1.4. Изменение температуры газа по длине участка

на , которая может составлять (3-5) 0 С.

Средняя температура газа в участке определяется как среднегеометрическая величина

. (1.61)

При проектировании МГ коэффициент теплопередачи зависит от способа прокладки трубопровода, для подземных трубопроводов определяется по формулам:

(1.62); (1.63)

(1.64); (1.65)

, (1.66)

где k — коэффициент теплопередачи, Вт / (м 2 × град);

RИЗ термическое сопротивление изоляции трубопровода, (м 2 × град) / Вт;

аГР коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/(м 2 × град);

Читать статью  Основные виды внепечной обработки стали

DН наружный диаметр трубопровода, м;

lИЗ — коэффициент теплопроводности изоляции, Вт/(м × град);

DИЗ наружный диаметр изолированного трубопровода, м;

lГР — коэффициент теплопроводности грунта, Вт/(м × град);

hОЭ эквивалентная глубина заложения оси трубопровода от поверхности трубопровода, м;

dСН глубина снежного покрова, м;

lСН — коэффициент теплопроводности снежного покрова, Вт/(м × град);

аВ — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/(м 2 × град);

V — скорость ветра, м/с.

Ориентировочное значение k = 1,5÷2,0 Вт/(м 2 × град).

При расчете участка МГ значения давления и температуры газа в конце участка чаще всего бывают неизвестны, и для определения средних значенийими приходится задаваться ориентировочно. В этом случае величину средней температуры газа в участке можно определить, приблизительно используя зависимость

, (1.67)

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Температура — природный газ

Температура природного газа , используемого непосредственно в ГТУ, имеет нижнее и верхнее допустимые значения, которые зависят от конструкции и схемы КС. Температура сжигаемого газа должна быть на 10 — 15 С выше точки росы, это позволяет избежать наличия в газе жидких компонентов и коррозии элементов системы. Максимальное значение температуры газа зависит от режима работы КС и подлежит согласованию с фирмой-изготовителем ГТУ. Запуск ГТУ производится только при постоянной температуре газового топлива, которая выбирается в диапазоне между ее максимальным и минимальным значениями. [1]

Температура природного газа и кислорода на выходе из подогревателей поддерживается на заданном уровне с помощью автоматических регуляторов. Задание регуляторам устанавливается оператором по показаниям потенциометров, измеряющих температуру потоков на выходе из подогревателей. Регулятор соотношения кислород: метан настраивают и испытывают на холодных потоках до розжига реактора. [2]

Температуру природного газа , проходящего через сужающее устройство, измеряют перед последним. Гильзу следует вводить в трубопровод на глубину до половины его диаметра. Целесообразно устанавливать на заводах самопишущие термометры, так как температура газа может колебаться. [3]

Определить температуру природного газа с относительной плотностью 0 7 при его дросселировании на штуцере с давлением 35 МПа ( 350 кгс / сма) до 7 МПа ( 70 кгс / см), а также среднюю величину коэффициента Джоуля — Томсона. [5]

Эа — температура входящего природного газа , С; Са — теплоемкость природного газа при адсорбции; 7т — тепловой эффект фазы адсорбции, отнесенный к единице количества исходного природного газа, израсходованного в этой фазе. [6]

Читать статью  Расчет теплопотерь трубопровода

Для контроля температуры природного газа , воздуха, воды, масла и подшипников ГПА на КС используют: ртутные термометры, с помощью которых измеряют температуру в различных точках по месту установки технологического оборудования; электроконтактные манометрические термометры общепромышленного исполнения ТПП-СК и взрывозащищенные ТПП-IV как датчики — реле с дискретным выходом в системах автоматического управления и как показывающие приборы по месту их установки: термометры сопротивления медные ТСМ и платиновые ТСП как первичные преобразователи; вторичные приборы различных конструкций и назначений ( логометры, мосты и др.), с помощью которых совместно с термометрами сопротивления осуществляют непрерывный или периодический дистанционный контроль температуры и автоматическое управление. [7]

Для измерения температуры природного газа в поверхностных условиях в системе добычи, подготовки и транспорта применяют жидкостные стеклянные термометры. Действие данных устройств основано на принципе теплового расширения. [8]

Учитывая, что температуры природного газа за ЦН могут быть различными, а процесс транспортировки по ТГ считается изотермическим, порции газа в выходной коллектор доставляются с разными температурами. [9]

Таким образом, температура природного газа , поступающего к потребителям, находится обычно в пределах 5 — 20 С. [10]

Знание давлений и температур природного газа в сечениях позволяет определить средние значения этих величин на участках между сечениями. Вообще говоря, как в теплообменниках, так и в ТДА газ в каждом сечении имеет различные температуры и давления, однако в расчетах используют средние значения этих параметров, предполагая, что с достаточной степенью точности элементы ТХУ можно рассматривать как объекты с сосредоточенными параметрами. [11]

Определяются приведенные давления и температуры природного газа . [12]

Наблюдения и многочисленные расчеты показывают, что температура природного газа в процессе его движения в этом случае плавно приближается к температуре грунта. [13]

Используем полученные выше формулы для оценочных расчетов изменения температуры природного газа ( метана) вдоль участка надземного газопровода при следующих исходных данных: DB 0 8 м; L 100 км; рп 53 1 10 кГ / м2, G 179 кз / сек; К 0 012; Z0 0 94; у 0 74 кГ / м3; Ср 2 219 кдж / кг-зрад. Коэффициент теплопередачи, температура воздуха и солнечная радиация в данном примере приняты для простоты постоянными по длине газопровода. На рис. 2 показаны результаты расчетов изменения температуры газа по длине газопровода. [15]

Температура поставляемого природного газа

Автор: LESIK , 5 Февраля 2015 в Измерения

Источник https://fobosworld.ru/izmenenie-temperatury-gaza-v-gazoprovode/

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *