Температура природного 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 Р_Н>Р_K 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.

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 С_Р — 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 D_i =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);

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

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

D_Н — наружный диаметр трубопровода, м;

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

D_ИЗ — наружный диаметр изолированного трубопровода, м;

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

h_ОЭ — эквивалентная глубина заложения оси трубопровода от поверхности трубопровода, м;

d_СН — глубина снежного покрова, м;

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

а_В — 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]

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

18 сообщений в этой теме

Создайте аккаунт или авторизуйтесь, чтобы оставить комментарий

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи

Создать аккаунт

Зарегистрировать новый аккаунт.

Изменение температуры газа по длине газопровода

При стационарном движении газа массовый расход в газопроводе составляет

. (2.41)

Фактически движение газа в газопроводе всегда является неизотермическим. В процессе компримирования газ нагревается. Даже после его охлаждения на КС температура поступающего в трубопровод газа составляет порядка 20¼40°С, что существенно выше температуры окружающей среды (T₀). Практически температура газа становится близкой к температуре окружающей среды лишь у газопроводов малого диаметра (Dу 2 и выразив , получим

. (2.46)

Выразим плотность газа в левой части выражения (2.46) из уравнения состояния , произведение r×w из уравнения неразрывности , dx из уравнения теплового баланса .

С учетом этого уравнение удельной энергии принимает вид

(2.47)

. (2.48)

Обозначив и интегрируя левую часть уравнения (2.48) от P_Н до P_К , а правую от T_Н до T_К , получим

. (2.49)

, (2.50)

имеем

. (2.51)

Произведя интегрирование в указанных пределах, получим

. (2.52)

, (2.53)

где – поправочный коэффициент, учитывающий изменение температуры по длине газопровода (неизотермичность газового потока).

С учетом (2.53) зависимость для определения массового расхода газа примет вид

. (2.54)

Значение j_Н всегда больше единицы, следовательно, массовый расход газа при изменении температуры по длине газопровода (неизотермическом режиме течения) всегда меньше, чем при изотермическом режиме (T₀=idem). Произведение T₀×j_Н называется среднеинтегральной температурой газа в газопроводе.

При значениях числа Шухова Шу³4 течение газа в трубопроводе можно считать практически изотермическим при T₀=idem. Такой температурный режим возможен при перекачке газа с небольшими расходами по газопроводам малого (менее 500 мм) диаметра на значительное расстояние.

Влияние изменения температуры газа проявляется при значениях числа Шухова Шу

Di – коэффициент Джоуля-Томпсона.

Средняя температура газа T_СР на участке газопровода определяется по формуле

. (2.56)

\|	следующая лекция ==>
Среднее давление в газопроводе	\|	Необходимость охлаждения газа на КС

Дата добавления: 2014-01-05 ; Просмотров: 4873 ; Нарушение авторских прав?

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Анализ влияния температуры природного газа в трубопроводе на его объем Текст научной статьи по специальности « Энергетика и рациональное природопользование»

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Белов Д. Б.

Рассмотрен анализ влияния температуры природного газа в трубопроводе на его объем с помощью уравнения состояния идеального газа.

THE ANALYSIS OF INFLUENCE OF TEMFERATURE OF NATURAL GAS IN THE FIFELINE ON ITS VOLUME

The analysis of influence of temperature of natural gas in the pipeline on its volume by means of the equation of a condition of ideal gas is considered.

Текст научной работы на тему «Анализ влияния температуры природного газа в трубопроводе на его объем»

Прейс Мария Владимировна, ведущий маркетолог, fbpmv@ya.ru. Россия, Москва, ООО «Дюрсол-Фабрик».

PROBLEMS OF ORGANIZATION AND ASSURING QUALITY OF SERVICES

The problems of the organization and ensure the quality of service car wash. Analyzes the competitive advantages of different types of car wash based on Porter’s five forces model.

Key words: car, car wash, matrix Porter.

Preys Maria Vladimirovna, marketing analytic, fbpmv@ya.ru, Russia, Moscow, LLC «Dursol-Fabrik»

АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ТРУБОПРОВОДЕ НА ЕГО ОБЪЕМ

Ключевые слова: система газораспределения, температура газа, объем газа.

Прежде, чем провести анализ влияния температуры природного газа в трубопроводе на его объем, необходимо кратко описать существующую в настоящее время систему газораспределения.

В населенных пунктах природный газ поставляется потребителям, как привило, с применением общих коллекторов среднего или низкого давления, имеющих протяженность в несколько десятков километров. В такие коллекторы газ поступает из магистральных газопроводов после снижения его давления с помощью системы газовых редукторов, установленных на контрольно-распределительных пунктах (КРП) или газораспределительных станциях (ГРС). В дальнейшем будем рассматривать в качестве систем, распределяющих газ, именно ГРС. На выходах ГРС производятся измерения основных параметров газа, передаваемого от компании, транспортирующей газ к организации-поставщику, занимающейся его сбытом потребителям. Под основными параметрами природного газа по-

нимаются его расход (или объем), давление и температура. Доставка газа от выходов ГРС к общим коллекторам осуществляется через сеть подводящих газопроводов среднего или низкого давления, которая находится в зоне ответственности газораспределительных организаций. Потребители получают газ через газораспределительные пункты (ГРП) или напрямую (т.е. минуя ГРП). Для этой цели используются отводящие газопроводы, проложенные до входов в собственные газораспределительные системы потребителей. Длина подводящих или отводящих газопроводов может изменяться в диапазоне от нескольких сотен метров до нескольких десятков километров.

По статистическим данным организаций, реализующих природный газ потребителям (Регионгазов) известно, что объемы поставленного Упост и потребленного Употр газа в холодные и теплые периоды года различны. Разницу между этими объемами газа принято называть разбалансом:

Ур = Употр — Упост , (1)

где Ур — объем разбаланса газа.

Величина разбаланса газа в холодный и теплый периоды года имеет различный знак. В холодный период разбаланс отрицательный, т.е. потребители по своим приборам учета фиксируют меньший объем газа, чем им поставили. В теплый период ситуация обратная, т.е. потребители фиксируют больший объем газа по сравнению с поставленным. Естественно, что данное обстоятельство приводит к различным экономическим результатам Регионгазов и поэтому разбаланс газа относят к одному из самых важных показателей качества процесса газораспределения.

Описанная ситуация в силу ее чрезвычайной актуальности требует теоретического решения.

Одним из путей решения данной проблемы является анализ влияния температуры окружающей среды на объем газа, поступающий потребителям по газораспределительным трубопроводам, особенно еще и потому, что упомянутые трубопроводы в настоящее время во многих случаях являются неизолированными, т.к. смонтированы над землей.

Для решения данной задачи воспользуемся уравнением состояния идеального газа (Клайперона-Менделеева), которое устанавливает соответствие между давлением, молярной температурой и абсолютным давлением идеального газа [1].

Данное уравнение в общем случае имеет вид:

где Р — давление газа; У — объем газа; п — число молей газа; Я — универсальная газовая постоянная; Т — температура газа.

Следует заметить, что уравнение Клапейрона-Менделеева одинаково справедливо как для начального состояния газа, так и для конечного. В

нашем случае начальным состоянием будет считать состояние газа на ГРП, а конечным состоянием — состояние газа, получаемого потребителями при реальных условиях газораспределения, т.е. на входе к потребителям. Тогда можем записать:

^ГРП^ГРП = пЯТгрп , (3)

^потрУпотр _ пРТпотр, (4)

где ^Грп , ^потр — рабочее (избыточное) давление газа в трубопроводе на

ГРП и на входе к потребителям соответственно; Угрп , употр — объем газа

в трубопроводе на ГРП и на входе к потребителям соответственно; Тгрп , Тпотр — температура газа в трубопроводе на ГРП и на входе к потребителям соответственно.

Разделив уравнение (3) на (4) и выразив объем газа, поступающий на вход к потребителям, получим:

_ РГРП УГРП Т потр

Зададимся теперь значениями ранее упомянутых основных параметров природного газа при реализации простейшей схемы газораспределения: один ГРП и несколько потребителей, которыми являются жилые здания (см. рисунок 1). Газопровод, по которому транспортируется газ от ГРП до потребителей, является неизолированным, т.е. проходит над землей. Следует отметить, что на ГРП, обязательно содержащим блок электронной коррекции параметров газа, температура газа приводится к стандартной температуре Т _ 293,15 К, а у упомянутых потребителей, как

правило, средства учета газа не предусматривают наличие таких блоков коррекции.

ГРП: V Р Т V ГРП ’ гГРП ’ 1 ГРП

Потре бители: V , Р , Т

потр ’ потр ’ потр

Т ранспортирование газа

Неизолиров анный газопровод

Рис. 1. Схема газораспределения

При этом рассмотрим ситуации в холодное и теплое время года.

Допустим, что в холодный период года на ГРП основные параметры газа имели следующие значения:

1. Объем газа ^рп _ 50000 м3.

2. Рабочее давление газа Рррп _ 0,003 МПа = 0,03 кгс/см .

3. Температура газа Тгрп _ 293,15 К = 20 оС.

Предположим, что в рассматриваемый период температура газа в трубопроводе, подходящем к потребителям в среднем была ниже температуры газа на выходе ГРП на 10 оС, тогда Тпотр _ 283,15 К. Рабочее давление газа на входе к потребителям осталось прежним, т.е. Рпотр _ 0,03 кгс/см2.

Рассчитаем по формуле (5) объем газа, поступивший на вход к потребителям:

V _ °.°3 •50000 • 283Д5 _ 48294,39 м3

потр 0,03 • 293,15

Из проведенного расчета видно, что в холодный период года, при снижении температуры газа, его объем при транспортировании от ГРП к потребителям снизился в процентном отношении на:

100% —потр • 100% _ 100%———-?—100% _ 3,4% . (6)

Объем разбаланса Vр газа в этом случае составит:

Vp _ ^отр — ^РП _ 48294,39 — 50000 _ -1705,61 м3. (7)

На рис. 2 показан график изменения доли (в процентах) объема газа ^отр, поступающего на вход к потребителям, от первоначального объема

^рп в зависимости от уменьшения температуры газа на 1 оС. Интервал изменения температуры Тпотр газа составляет от 293,15 К (20 оС) до 273,15

Рассмотрим теперь ситуацию в теплый период года со следующими значениями основных параметров газа на ГРП.

1. Объем газа ^рп _ 20000 м3.

2. Рабочее давление газа Рррп _ 0,003 МПа = 0,03 кгс/см .

3. Температура газа Тгрп _ 293,15 К = 20 оС.

Предположим, что в рассматриваемый период температура газа в трубопроводе на входе к потребителям в среднем была выше температуры газа на ГРП на 10 оС, тогда Тпотр _ 303,15 К. Рабочее давление газа на входе к потребителям осталось прежним, т.е. Рпотр _ 0,03 кгс/см .

Рассчитаем по формуле (5) объем газа, поступивший на вход к потребителям:

0,03 • 20000 • 303,15 3

потр 0,03 • 293,15

Из проведенного расчета видно, что в летнее время года, при повышении температуры газа, его объем при транспортировании от ГРП к потребителям увеличился в процентном отношении на:

100% —потр • 100% _————,— 100% -100% _ 3,4% . (8)

Рис. 2. График изменения доли (в процентах) объема Кпотр от первоначального объема ^рд в зависимости от уменьшения температуры газа на 1 оС (холодный период)

Объем разбаланса Vр газа в этом случае составит:

Vp = ^отр — ^РП = 20682,24 — 20000 = 682,24 м3. (9)

На рис. 3 показан график изменения доли (в процентах) объема газа

^потр, поступающего на вход к потребителям, от первоначального объема

УГРП в зависимости от увеличения температуры газа на 1 оС. Интервал изменения температуры Тпотр газа составляет от 293,15 К (20 оС) до 313,15

Рис. 3. График изменения доли (в процентах) объема Кпотр

от первоначального объема Кгрп в зависимости от увеличения температуры газа на 1 оС (теплый период)

Следует отметить, что проведенные расчеты сделаны при идеализированных условиях, не учитывающих термодинамику, отсутствие сопротивления движения газа в трубопроводе, длину трубопровода. Учет названных причин будет проведен на следующем этапе исследования изменения объема газа в трубопроводе.

В заключении необходимо подчеркнуть, что отрицательный и положительный знак разбаланса газа (формулы (7) и (9)) в холодный и теп-

лый периоды полностью соответствуют статистическим данным Регионга-зов за указанные периоды времени. Таким образом, данное решение проблемы влияния температуры окружающей среды на объем газа, поступающий потребителям по газораспределительным трубопроводам, можно назвать теоретически правильным и рекомендовать организациям, реализующим природный газ (Регионгазам), для прогнозирования значений разбаланса газа за календарные промежутки времени.

1. Трофимова Т.И. Основы физики: учеб. пособие: в 5 кн. Кн. 2. Молекулярная физика. Термодинамика / Т.И.Трофимова. М.: Высш. шк., 2007. 180 с.

Белов Д.Б., канд. техн. наук, доц., imsbelov@mail.ru, Россия, Тула, Тульский государственный университет

THE ANALYSIS OF INFLUENCE OF TEMPERATURE OF NATURAL GAS IN THE PIPELINE ON ITS VOLUME

The analysis of influence of temperature of natural gas in the pipeline on its volume by means of the equation of a condition of ideal gas is considered.

Key words: system of distribution of gas, temperature of gas, volume of gas.