Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Определение параметров природного газа в магистральном трубопроводе

1.1 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, с, 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. коэффициент гидравлического трения в трубопроводе.

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	0	CO2	44.010	7.383	304.20	0.274
Азот	0.0131	N2	28.013	3.400	126.20	0.291

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 в	Коэф-нт гидравлического трения о
1,22	25	10,0	1,8	0,011

1.2 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)

1.3 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, р) диаграмме для природного газа находим коэффициент сжимаемости:

Размещено на http://www.allbest.ru/

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, р) диаграмме для природного газа находим коэффициент сжимаемости:

Плотность газа на выходе, :

Скорость течении газа в конце трубопровода, :

По (h, s) диаграмме:

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

1.4 Расчёт и выбор длины трубопровода

Длина трубопровода:



1.5 Оценка погрешности идеально-газового приближения (z=1)

Считая газ идеальным (z=1), его параметры течения будут следующими:

Из уравнения (1.10), приняв, что начальная скорость получим:

Массовый расход газа по газопроводу находим из (1.10):

Процесс адиабатный, то , а изменение

.

Изменение энтропии:

(1.11)

Потери давления газа между станциями, МПа:

Длина трубопровода, из (1.9):

(1.12)

Оценка погрешностей определения величин:

Таблица 1.3 - Результаты численных расчётов

Течение в газопроводе	Термодинамические параметры
	р1, МПа	р2, МПа	t1, 0C	t2, 0C	z1	с1, кг/м3	с2, кг/м3	G, кг/с	Q, МВт	h2-h1, кДж кг	w1, м/с	?s, кДж кг•К	x12, км
Адиабатное	10	5,56	25	5	0,86	76,98	39,58	539,5	0	0	6	0,2	355,4
Изотермическое	10	5,56	25	25	0,93	76,98	39,58	539,5	21,58	40	6	0,37	355,4
Идеальное газовое приближение	10	5,56	25	5	1	66,2	36,81	463,93	0	0	6	0,2	413,14

Мы убедились, что изотермическое течение природного газа более экономично, чем изотермическое идеальное. Так как больше массовый расход и выше скорость течения природного газа на выходе.

Главной задачей является доставка максимально возможного количества природного газа.

Для этой цели можно увеличить плотность, за счет понижения температуры газа. Повышать давление нецелесообразно, так как это приводит к увеличению трения газа о стенки трубопровода, хотя при повышении давления так же увеличивается плотность. Можно увеличить проходное сечение трубы, но это приведет к созданию более громоздких конструкций и сложности технического расчета.

Поэтому, одним из основных методов повышения массового расхода является понижение температуры, вплоть до минусового значения, так называемого сжижения газа.

2 Расчёт процессов сжатия в нагнетателе компрессорной станции

2.1 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.

2.2 Термодинамическая модель адиабатного компрессора

Воспользуемся уравнениями (1.1 - 1.5).

Для получения модели необходимо принять следующие допущения:

1. Разница между уровнями входного и выходного патрубков компрессора мала, .

2. Компрессор работает стационарно.

Внутренняя мощность компрессора:

. (2.1)

Удельная внутренняя мощность компрессора:

. (2.2)

Закон сохранения механической энергии:

. (2.3)

Второй закон термодинамики:

. (2.4)

Уравнение неразрывности:

. (2.5)

Уравнение состояния газа:

. (2.6)

2.3 Расчет параметров процесса сжатия

Воспользуемся двумя приближениями.

Первое приближение - равновесное адиабатное сжатие (принимаем ). По (h, s) диаграмме:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.2 - Нахождение калорических параметров в процессе сжатия



Из (2.4):

. (2.7)

Относительный внутренний КПД компрессора:

(2.8)

Задаемся значением . Из (2.8):

, (2.9)

. (2.10)

Из (2.1):

. (2.11)

Удельная внутренняя работа компрессора при изоэнтропном сжатии:

, (2.12)

где k - показатель изоэнтропы,

Удельный объем:

газ трубопровод адиабатный компрессор

, (2.13)

. (2.14)

Приняв во внимание (2.13) и (2.14):

. (2.15)

Работа в приближенном адиабатном реальном процессе:

. (2.16)

Погрешность приближенного процесса:

. (2.17)

2.5 Определение мощности на привод нагнетателей КС

Необходимое количество станций:

. (2.21)

Принимаем .

Повышение эксергии газа:

. (2.22)

где - температура окружающей среды (К).

Эффективный КПД нагнетателя:

. (2.23)

Необходимая суммарная мощность по всей магистрали:

. (2.24)

Таблица 2.1 - Параметры процесса в нагнетателе КС

МПа	МПа	0C	0C	0C	кДж/кг	-	-	МВт
5.56	10	25	62	37	95	88,55	126,67	118,07	0,88	8,441	576,84

Для транспортировки большего количества газа через одинаковую трубу постоянного сечения необходимо увеличить плотность газа за счет снижения температуры самого газа. Для более эффективной работы компрессорных станций необходимо, чтобы они находились друг от друга на расстояние 140…160 км. Для этого подбирать начальную скорость течения газа. Также необходимо снизить гидравлические потери в трубопроводе.

Размещено на Allbest.ru