Влагосодержание
– это количество паров воды, растворенных
в единице объема природного газа при
заданных условиях. Содержание водяных
паров в газе характеризуется абсолютной
и относительной влажностью. Под абсолютной
влажностью газа W
при заданных давлении
и температуре понимается отношение
массы водяных паров, содержащихся в
газе, к объему, приведенному к стандартным
условиям этого газа, из которого удалены
пары воды. Абсолютная влажность измеряется
в кг/1000 м3.
Относительная влажность – это отношение
фактического содержания паров воды в
единице объема газа при заданных давлении
и температуре к его влагоемкости, т.е.
к количеству водяных паров в том же
объеме и при тех же давлении и температуре,
но при помощи насыщения газа парами
воды. Относительная влажность измеряется
в долях единицы или в процентах.
Влагосодержание
газа зависит от состава газа, давления,
температуры и физико-химических свойств
конденсированной воды, с которой газ
находится в термодинамическом
равновесии, оно определяется по формуле
W=W0,6CcCp, (2.44)
где
W0,6
– влагосодержание
газа с относительной плотностью
=0,6
с пресной водой; Сс
– поправка на соленость воды; Ср
– поправка на отклонение плотности
данного газа от величины
=0,6.
Влагосодержание
газа с относительной плотностью 0,6 и
поправки на соленость воды и на плотность
газа определяются графически из рисунка
2.16. При отрицательных
температурах, что связано с условиями
подготовки газов на промыслах и
газоперерабатывающих заводах,
необходимо учесть и температурную
поправку Сt,
используя при этом
графическую зависимость Сt
от температуры Т
для различных давлений,
показанную на рисунке
2.17.
Величина
W0,6
может быть рассчитана
по формуле, полученной путем аппроксимации
графической зависимости, показанной
на рисунке 2.16:
W0,6=А/Р+В
(2.45)
где А
– влагосодержание
идеального газа; В –
коэффициент, зависящий от состава газа;
Р – давление.
Значения
коэффициентов А и В
приведены в таблице
2.8. Эти же коэффициенты
могут быть определены аналитическим
путем.
Величину
А можно
определить по формуле:
(2.46)
где
Рвп
– давление насыщенного пара воды над
конденсированной фазой, которое может
быть определено по данным, приведенным
в таблицах 2.3
или 2.9
и из рисунка 2.3
для различных температур, или рассчитано
приближенно при 203≤Т≤373
К по формуле:
Рисунок
2.16 – Зависимость
влагосодержания природного газа W0,6
с
относительной
плотностью
=0,6
от давления и температуры.
Рисунок
2.17 – Зависимости
поправочных коэффициентов на влажность
газа от содержания солей (а), температуры
(б) и относительной плотности
(или молекулярной массыМ)
(в).
Таблица 2.8 –
Значения коэффициентов А и В в формуле
(2.45).
|
Т, |
А |
В |
Т, |
А |
В |
Т, |
А |
В |
|
233 |
0,1451 |
0,00347 |
281 |
8,20 |
0,0630 |
329 |
120,0 |
0,487 |
|
235 |
0,1780 |
0,00402 |
283 |
9,39 |
0,0696 |
331 |
138,0 |
0,521 |
|
237 |
0,2189 |
0,00465 |
285 |
10,72 |
0,0767 |
333 |
152,0 |
0,562 |
|
239 |
0,2670 |
0,00538 |
287 |
12,39 |
0,0855 |
335 |
166,5 |
0,599 |
|
241 |
0,3235 |
0,00623 |
289 |
13,94 |
0,0930 |
337 |
183,3 |
0,645 |
|
243 |
0,3930 |
0,00710 |
291 |
15,75 |
0,1020 |
339 |
200,5 |
0,691 |
|
245 |
0,4715 |
0,00806 |
293 |
17,87 |
0,1120 |
341 |
219,0 |
0,741 |
|
247 |
0,5660 |
0,00921 |
295 |
20,15 |
0,1227 |
343 |
238,5 |
0,793 |
|
249 |
0,6775 |
0,01043 |
297 |
22,80 |
0,1343 |
345 |
260,0 |
0,841 |
|
251 |
0,8090 |
0,01168 |
299 |
25,50 |
0,1453 |
347 |
283,0 |
0,902 |
|
253 |
0,9600 |
0,01340 |
301 |
28,70 |
0,1595 |
349 |
306,0 |
0,965 |
|
255 |
1,1440 |
0,01510 |
303 |
32,30 |
0,1740 |
351 |
335,0 |
1,023 |
|
257 |
1,3500 |
0,01705 |
305 |
36,10 |
0,1895 |
353 |
363,0 |
1,083 |
|
259 |
1,5900 |
0,01927 |
307 |
40,50 |
0,2070 |
355 |
394,0 |
1,148 |
|
261 |
1,8680 |
0,02115 |
309 |
45,20 |
0,2240 |
357 |
427,0 |
1,205 |
|
263 |
2,1880 |
0,02290 |
311 |
50,80 |
0,2420 |
359 |
462,0 |
1,250 |
|
265 |
2,5500 |
0,02710 |
313 |
56,25 |
0,2630 |
361 |
501,0 |
1,290 |
|
267 |
2,9900 |
0,03035 |
315 |
62,70 |
0,2850 |
363 |
537,5 |
1,327 |
|
269 |
3,4800 |
0,03380 |
317 |
69,25 |
0,3100 |
365 |
582,5 |
1,367 |
|
271 |
4,0300 |
0,03770 |
319 |
76,70 |
0,3350 |
367 |
624,0 |
1,405 |
|
273 |
4,6700 |
0,04180 |
321 |
85,29 |
0,3630 |
369 |
672,0 |
1,445 |
|
275 |
5,4000 |
0,04640 |
323 |
94,99 |
0,3910 |
371 |
725,0 |
1,487 |
|
277 |
6,2250 |
0,05150 |
325 |
103,00 |
0,4220 |
373 |
776,0 |
1,530 |
|
279 |
7,1500 |
0,05710 |
327 |
114,00 |
0,4540 |
383 |
1093,0 |
2,620 |
Таблица 2.9 –
Значения Рвп от температуры.
|
Т, |
Рвп, |
Т, |
Рвп, |
Т, |
Рвп, |
|
233 |
0,000013 |
283 |
0,00126 |
333 |
0,02057 |
|
238 |
0,000023 |
288 |
0,00176 |
338 |
0,02582 |
|
243 |
0,000038 |
293 |
0,00241 |
343 |
0,03219 |
|
248 |
0,000065 |
298 |
0,00327 |
348 |
0,03982 |
|
253 |
0,000106 |
303 |
0,00441 |
353 |
0,04892 |
|
258 |
0,000170 |
308 |
0,00580 |
358 |
0,05971 |
|
263 |
0,000268 |
313 |
0,00762 |
363 |
0,07242 |
|
268 |
0,000496 |
318 |
0,00989 |
368 |
0,08731 |
|
273 |
0,000628 |
323 |
0,01274 |
373 |
0,10466 |
|
278 |
0,000902 |
328 |
0,01625 |
378 |
0,14799 |
Рвп=ехр[–0,60212(0,01Т)4+1,475(0,01Т)3–2,97304(0,01Т)2+
+7,19863(0,01Т)+6,41465] (2.47)
и при
373≤Т≤623
К по формуле:
Рвп=ехр[–0,0366(0,01Т)4+0,4375(0,01Т)3–2,2148(0,01Т)2+
+6,8574(0,01Т)+6,4856] (2.48)
Значение
коэффициента В в
формуле (2.45) приближенно может быть
определено по формуле:
В=10-3ехр[0,0685(0,01Т)4–0,3798(0,01Т)3+1,06606(0,01Т)2–
–2,00075(0,01Т)+4,2216]
(2.49)
где Т – температура,
0С.
Значение
W0,6
может быть вычислено
по формуле, полученной путем обработки
данных по А и В, приведенных в таблице
2.8:
W0,6=0,4736ехр(0,0735T–0,00027T2)+0,0418ехр(0,054T–0,0002T2)
(2.50)
При
проведении расчетов со значительным
объемом вычислений целесообразно
поправки на соленость воды и на плотность
с учетом влияния температуры производить
аппроксимацией кривых, показанных на
рисунке
2.17а,
б в
виде:
Сс=1–0,225·10-5∙К (2.51)
Сρ=10-7Т2–1,1·10-3Т
–0,079
+0,73·10-3Т+0,156
+0,927 (2.52)
где К
– соленость воды, кг/м3;
Т – температура,0С;
– относительная плотность газа.
Приведенные
выше графические и расчетные методы
определения влагосодержания газа не
учитывают наличие кислых компонентов.
Наличие в газе СО2
и H2S
повышает, а N2
снижает влагосодержание газов.
Если содержание
сероводорода в природном газе превышает
20 об.%, то влагосодержание определяют
по правилам аддитивности, учитывающей
наличие в газе сероводорода:
W0,6
=хW+хС02WC02+xH2SWH2S (2.53)
где
х, хCO2,
хH2S
– мольные доли углеводородных компонентов,
двуокиси углерода и сероводорода в
газе; W,
WCO2,
WH2S
– содержание влаги в углеводородной
части газа,двуокиси
углерода и сероводорода.
Значения
W,
WCO2,
WH2S
определяются графически из рисунков
2.16, 2.18
и 2.19а.
Рисунок
2.18 – Зависимость
влагосодержания углекислого газа WСО2,
от давления и температуры.
Рисунок
2.19а – Зависимость
влагосодержания сероводорода WH2S
от давления и
температуры.
Влагосодержание
природного газа, находящегося в равновесии
с растворами гликолей, может быть
определено согласно [18].
Определение
влагосодержания сероводородсодержащих
газов
Для более точного
определения влагосодержания
сероводородсодержащего природного
газа при содержании сероводорода до
50% мольных долей и давлении до Р=70 МПа и
температуре 10≤Т≤175 0С необходимо
использовать следующий метод: Сначала
определить влагосодержание несернистого
газа (углеводородные компоненты газа)
изрисунка 2.19б; Затем определить
мольное содержание в процентах
эквивалентной концентрации сероводорода
Н2Sв сернистом газе
из равенства Н2Sэкв=Н2S+0,7·СО2,
в %; Далее для заданной величины температуры
Т и рассчитанному значению эквивалентной
концентрации сероводорода в газе Н2Sэкв,
используя кривые, показанные нарисунке
2.19б(см. последовательность нахождения
относительного влагосодержания
сероводородсодержащего газа к
влагосодержанию несернистого газа)
находят
.
Для этого необходимо для известной
величины температуры горизонтальной
линией пересечь кривую Н2Sэкв,
а затем из точки пересечения провести
вертикальную линию до пересечения с
кривой давления, при котором требуется
определить влагосодержание сернистого
газа. Из точки пересечения вертикальной
линии с кривой давления провести
горизонтальную линию до оси ординат с
относительным влагосодержанием
сернистого газа. Ключ к получению ответа
о влагосодержании сернистого газа
показан нарисунке 2.19б. Из приведенных
результатов видно, что с увеличением
сероводорода в газе влагосодержание
увеличивается.
Рисунок 2.19б
Номограмма для определения относительного
влагосодержания сернистого газа.
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
Влажность углеводородных газов и жидкостей. Гидратообразование
Все углеводородные газы в реальных условиях содержат водяной пар. Его количество при заданных температуре и давлении газа строго определенно. Насыщение газов водяным паром возможно до предельного давления, равного упругости насыщенного пара при заданной температуре. Различают абсолютную и относительную влажность газов.
Абсолютная влажность газа — количество водяных паров в единице объема/массы газа (соответственно, абсолютная объемная, г/м3,/абсолютная массовая влажность, г/кг).
Относительная влажность газа φ (степень насыщения газа водяными парами), доля единицы или процент, — отношение фактически содержащегося в газе количества водяного пара к максимально возможному при заданных температуре и давлении. Относительную влажность газа можно выразить через отношение парциального давления Pi находящегося в газе водяного пара к давлению Pнас насыщенного пара при той же температуре, т. е. φ = Pi /Pнас. Для воздуха (при атмосферном давлении), насыщенного водяным паром (φ = 1), абсолютная объемная влажность и упругость паров в зависимости от температуры приведены в табл. 2.11. На практике и для других газов, если они находятся под давлением, близким к атмосферному, можно пользоваться данными табл. 2.11. Для углеводородных газов отклонение от табличных данных тем больше, чем выше в них содержание углерода.
Сжиженные газы (жидкости) способны растворять некоторое количество воды, увеличивающееся с повышением температуры. Например, для жидкой фазы пропана справедлива эмпирическая зависимость, приведенная в табл. 2.12.
Содержание воды в 1 кг паров углеводородов значительно превышает таковое в 1 кг жидкости. Следовательно, при наличии в сжиженных углеводородах воды в растворенном виде она будет достаточно интенсивно переходить из жидкой фазы в паровую фазу (табл. 2.13). Этими данными с достаточной для практики точностью можно руководствоваться и для других углеводородов, а также для их смесей.
Таблица 2.11. Упругость водяных паров и влагосодержание в состоянии насыщения
|
Температура, °С |
Упругость водяных паров, кПа |
Влагосодержание, г/м3 |
|
-30 |
0,037 |
0,33 |
|
-29 |
0,041 |
0,37 |
|
-28 |
0,048 |
0,41 |
|
-27 |
0,051 |
0,46 |
|
-26 |
0,057 |
0,51 |
|
-25 |
0,063 |
0.55 |
|
-24 |
0,070 |
0,60 |
|
-23 |
0,074 |
0,66 |
|
-22 |
0,086 |
0,73 |
|
-21 |
0,100 |
0,80 |
|
-20 |
0,103 |
0,88 |
|
-19 |
0,113 |
0,96 |
|
-18 |
0,125 |
1,05 |
|
-17 |
0,138 |
1,15 |
|
-16 |
0,151 |
1,27 |
|
-15 |
0,166 |
1,38 |
|
-14 |
0,182 |
1,51 |
|
-13 |
0,200 |
1.65 |
|
-12 |
0,218 |
1,80 |
|
-11 |
0,238 |
1.96 |
|
-10 |
0,260 |
2,14 |
|
-9 |
0,284 |
2,33 |
|
-8 |
0,309 |
2.54 |
|
-7 |
0,337 |
2,76 |
|
-6 |
0,368 |
2,99 |
|
-5 |
0,401 |
3,24 |
|
-4 |
0,437 |
3,51 |
|
-3 |
0,476 |
3.81 |
|
Температура, °С |
Упругость водяных паров, кПа |
Влагосодержание, г/м3 |
|
-2 |
0,517 |
4,13 |
|
*1 |
0,563 |
4,47 |
|
0 |
0,611 |
4,84 |
|
1 |
0,657 |
5.22 |
|
2 |
0,705 |
5,60 |
|
3 |
0,758 |
5,98 |
|
4 |
0,813 |
6,40 |
|
5 |
0,872 |
6,84 |
|
6 |
0,934 |
7Д0 |
|
7 |
1,001 |
7,80 |
|
8 |
1,073 |
8,30 |
|
9 |
1,148 |
8,80 |
|
10 |
1,228 |
9,40 |
|
11 |
1,312 |
10,00 |
|
12 |
1,402 |
10,70 |
|
13 |
1,497 |
11,40 |
|
14 |
1,598 |
12,10 |
|
15 |
1,705 |
12,80 |
|
16 |
1,817 |
13,60 |
|
17 |
1,937 |
14,50 |
|
18 |
2,063 |
15,40 |
|
19 |
2,197 |
16,30 |
|
20 |
2,338 |
17,30 |
|
21 |
2,486 |
18,30 |
|
22 |
2,643 |
19,40 |
|
23 |
2,809 |
20,60 |
|
24 |
2,983 |
21,80 |
|
25 |
3,167 |
23,00 |
|
Температура, °С |
Упругость водяных паров, кПа |
Влагосодержание, г/м3 |
|
26 |
3,360 |
24,40 |
|
27 |
3,564 |
25,80 |
|
28 |
3,779 |
27,20 |
|
29 |
4,004 |
28,70 |
|
30 |
4,242 |
30,30 |
|
31 |
4,492 |
32,10 |
|
32 |
4,754 |
33,90 |
|
33 |
5,029 |
35,70 |
|
34 |
5,319 |
37,60 |
|
35 |
5,623 |
39,60 |
|
36 |
5,940 |
41,80 |
|
37 |
6,274 |
44,00 |
|
38 |
6,624 |
46,40 |
|
39 |
6,990 |
48,70 |
|
40 |
8,307 |
51,20 |
|
45 |
9,582 |
65,40 |
|
50 |
10,344 |
83,00 |
|
55 |
15,729 |
104,30 |
|
60 |
19,915 |
130,00 |
|
65 |
24,994 |
161,00 |
|
70 |
31,152 |
198,00 |
|
75 |
38,537 |
242,00 |
|
80 |
47,335 |
293,00 |
|
85 |
57,799 |
354,00 |
|
90 |
70,089 |
424,00 |
|
95 |
84,499 |
505,00 |
|
100 |
101,308 |
598,00 |
Влага в сжиженных углеводородных газах сильно осложняет эксплуатацию систем газоснабжения из-за образования конденсата. Водяные пары, находящиеся в газе, переходят в жидкое состояние, а затем — в лед. Конденсат сжиженного газа и ледяные пробки могут закупоривать газопроводы, клапаны регуляторов давления, запорную арматуру. Кроме того, углеводороды с водой образуют кристаллогидраты, которые также приводят к закупорке газопроводов. Для предотвращения образования ледяных пробок и кристаллогидратов необходимо выполнение условия ф < 0,6 при низшей расчетной температуре.
Таблица 2.12. Растворимость воды в жидкой фазе пропана
|
Температура пропана, °С |
Количество растворенной воды, мас. % |
|
0 |
0,06 |
|
5 |
0,09 |
|
10 |
0,11 |
|
15 |
0,155 |
|
20 |
0,21 |
|
25 |
0,27 |
|
35 |
0,41 |
|
40 |
0,52 |
Кристаллогидраты — кристаллические тела, похожие на снег или лед (в зависимости от условий их образования). Так, метан с водой образует гидрат СН4•7Н2O, этан — С2Н6•8Н2O, пропан — С3H8•18Н2O. Гидраты возникают при температуре, значительно превышающей температуру образования льда. Однако каждый углеводород характеризуется максимальной температурой, выше которой ни при каком повышении давления нельзя вызвать гидратообразование — критической температурой гидратообразования (табл. 2.14). Чем тяжелее углеводородный газ, тем скорее он в присутствии влаги образует гидрат. Высокая скорость и турбулентность потока, пульсация компрессора, быстрые повороты и другие условия, усиливающие перемешивание смеси, также способствуют возникновению гидратов.
Конденсат образуется при понижении температуры воздуха или грунта ниже определенного уровня отрицательных температур. Его образование зависит также от состава сжиженных газов и соответственно от упругости паров. Пары пропана при низком давлении (до 5 кПа) образуют конденсат, когда их температура понижается до -42°С, а н-бутана — до -0,5°С. Смесь паров пропана и н-бутана (например, ПБА) образует конденсат уже при температуре -21°С (при избыточном давлении 0,3 МПа конденсация смеси наступает при 10°С).
Таблица 2.13. Содержание воды в жидкой и паровой фазах пропана
|
Температура, °С |
Отношение массового процентного |
|
5 |
8,2 |
|
10 |
7,1 |
|
15 |
6,3 |
|
20 |
5,7 |
|
25 |
5,2 |
|
35 |
4,3 |
|
40 |
4,1 |
Конденсация паров сжиженных углеводородов наблюдается в надземных газопроводах, проложенных без специального подогрева и утепления, а также в газопроводах среднего и высокого давления на газонаполнительных станциях и в резервуарных установках. Для предупреждения конденсации паров и закупорки газопроводов необходимо выполнять ряд мер:
• использовать сжиженные газы с повышенным содержанием технического пропана;
• прокладывать газопроводы низкого давления под землей, в зоне положительных температур грунта;
• устраивать конденсатосборники в низких точках подземного газопровода;
• делать минимальными по протяженности и утеплять цокольные вводы газопроводов в здания;
• прокладывать в необходимых случаях надземные газопроводы с обогревающими спутниками в общей тепловой изоляции;
Таблица 2.14. Условия образования гидратов в пропане
|
Температура, °С |
МПа |
|
-11,9 |
0,10 |
|
-9,0 |
0,12 |
|
-6,3 |
0,13 |
|
-5,6 |
0,14 |
|
-3,3 |
0,15 |
|
-1,0 |
0,17 |
|
1,7 |
0,24 |
|
2,3 |
0,27 |
|
3,3 |
0,34 |
|
4,4 |
0,41 |
|
5,5 |
0,48 |
• делать минимальными газопроводы высокого давления резервуарных установок;
• предусматривать при их прокладке возможность беспрепятственного стока конденсата в резервуар.
Образовавшиеся углеводородные гидраты можно разложить подогревом газа, снижением его давления или вводом веществ, уменьшающих упругость водяных паров и тем самым понижающих точку росы газа. Чаще всего в этих целях применяется метанол (метиловый спирт). Его пары с водяными парами образуют растворы, переводящие водяные пары в конденсат, который выделяется из жидкой фазы (температура замерзания спирто-водного раствора значительно ниже, чем воды). Этот раствор затем удаляют вместе с тяжелыми остатками.
- Главная
- Справочник
- Основные физико- химические законы и соотношения
- Влажность углеводородных газов и жидкостей. Гидратообразование
| Рис. 166. Зависимость равновесной динамической влагоемкости свежих адсорбентов от относительной влажности газа для температуры контакта 25″ С |  |
Отношение абсолютной влажности газа к его влагосодержа-нию (влагоемкости) называется относительной влажностью. [c.137]
Относительной влажностью газа называется отношение массы водяного пара, фактически находящегося в газовой смеси, к массе насыщенного водяного пара, который мог бы быть в данном объеме при той же температуре. Относительная влажность газа может быть также выражена отношением парциального давления водяных паров в газе к давлению насыщенных водяных паров при той же температуре. [c.211]
Различают абсолютную и относительную влажность газа. Под абсолютной влажностью (влагосодержанием) понимают массу водяных паров, находящихся в единице объема или в единице массы газа. Абсолютную влажность газа можно определить также величиной парциального давления водяного пара во влажном газе. [c.211]
Для определения влажности газа, относительная плотность которого отличается от 0,6, необходимо ввести поправку на плотность K (см. рис. VI-10, б) [c.212]
Относительная влажность – это отношение массы водяного пара (в % или долях), фактически находящегося в газовой смеси, к массе насыщенного пара, который мог бы находиться в данном объеме при тех же давлении и температуре, т.е. это отношение абсолютной влажности газа к его влагосодержанию. Относительную влажность ф также выражают отношением парциального давления водяных паров в газе к давлению насыщенного пара р при той же температуре [c.77]
Длина адсорбционной зоны зависит от состава и относительной влажности газа, скорости его потока и поглотительной способности адсорбента. Давление (и то только при 20 кгс/см ) очень мало влияет на длину адсорбционной зоны. Цифровой коэффициент 0,45 в уравнении (153) — средняя величина, определяемая экспериментально. Он является функцией длины зоны массопередачи и изменяется в пределах 0,4—0,52. [c.247]
Влажность газов. Природный газ часто содержит некоторое количество влаги (паров воды). Водяные пары могут насыщать газ только до давления, равного дав.лению водяного насыщенного пара при данной температуре. Если содержание водяных паров выше этого предела (т. н. точки росы), то избыточное количество водяных паров конденсируется. Различают относительную и абсолютную влажности газа. Относительная влажность ф определяется как отношение фактического содержания в газе водяного пара к максимально возможному его содержанию при данных условиях. Ее можно определить как отношение парциального давления находящихся в газе паров воды р к давле- [c.12]
Относительная влажность газа. Относительной влаж н о с т ь ю, или степенью насыщения газа влагой, называется отношение веса водяного пара, содержащегося в I влажного газа, к максимально возможному его весу при данных условиях (при той же температуре и том же общем давлении). [c.654]
Для расчета равновесной влажности газа относительной плотностью 0,60 при отрицательных температурах (от — 70 до [c.9]
В полых сепараторах осаждение капель и брызг происходит за счет разности плотностей жидкости и пара. Остаточная влажность газов после таких сепараторов относительно невелика, но с ростом скорости газа быстро увеличивается. Конструктивно полые [c.160]
Природный газ на выходе из скважин полностью насыш еп влагой, однако на пути к установке осушки его давление и температура могут измениться,, что, в свою очередь, приведет к изменению относительной влажности газа. Она может оказать значительное влияние на показатели адсорбционного процесса осушки. Поэтому при проектировании установок необходимо учитывать относительную влажность газа. В табл. 23 приводится характеристика адсорбентов, применяемых для осушки газов. [c.246]
Если температура контакта отличается от 25° С, то для силикагеля и активной окиси алюминия в зпачения Ор, определяемые с помощью рис. 166, необходимо вносить поправку. При осушке газа молекулярными ситами поправка пе вносится, так как температура контакта и относительная влажность газа мало влияют на влагоемкость этого адсорбента. [c.248]
Количество водной фазы в продукции скважины оказывает большое влияние на скорость коррозии оборудования. Заметные разрушения наблюдаются уже при относительной влажности газа 20%, при дальнейшем увеличении влажности скорость коррозии резко возрастает. Наиболее интенсивно коррозия развивается при конденсации на поверхности металла тонкой пленки воды, хотя суммарное количество ее в общем объеме газа весьма невелико. [c.33]
В задании на проектирование компрессора указываются температура парогазовой смеси перед всасывающим патрубком Тп, относительная влажность газа i ) и температура охлаждающей среды То. о- Парциальное давление насыщенного пара при температуре Тц находится из таблиц водяного пара [6]. [c.85]
Ф — относительная влажность газа при всасы- вании в ступень перед холодильником [c.489]
Различают абсолютную и относительную влажность газа. Абсолютная влажность (влагосодержание) газа — это масса водяных паров, находящихся в единице объема или в единице массы газа (она выражается в г/м или г/кг газа). Относительная влажность газа — это отнощение массы водяных паров, содержащихся в газовой смеси, к максимальной массе водяного пара, которая могла бы находиться в данном объеме газа при условиях насыщения (она выражается в процентах или долях единицы). Если понизить температуру газа, содержащего максимально возможное количество водяных паров, оставив давление неизменным, то часть водяных паров сконденсируется. Температура, при которой водяные пары, содержащиеся в газе, конденсируются, называется точкой росы газа по влаге при данном давлении. [c.113]
Температура газа, поступающего в компрессор, летом плюс 20° С, зимой минус 5° С. Относительная влажность газа летом и зимой <р = 0,8. Температура охлаждающей воды летом 25 С, зимой 15° С. [c.683]
Решение. При ( — —26° С относительная влажность газа Ф=1, а давление насыщенных паров воды Рг=56,5 н/м (0,425 мм рт. ст.). Подставив данные в формулу (15.12), находим [c.438]
Влажность газа оказывает значительное влияние на скорость коррозии оборудования и должна учитываться при выборе того или иного ингибитора. Экспериментально доказано, что при отсутствии в газе воды или при его осушке до относительной влажности 20-30% коррозия практически не получает развития независимо от содержания в газе агрессивных компонентов. Она начинает заметно проявляться при влажности газа 60% и более. Максимальная скорость коррозии наблюдается при 100%-ной влажности природного газа. [c.220]
Такое сопоставление (рис. 2.10) показало, что независимо от природы полимерной пленки, ее толщины и влажности атмосферы относительное изменение скорости коррозии пропорционально изменению влагопроницаемости пленки. Следовательно, при наличии на поверхности металла под изоляционной пленкой загрязнений, способствующих возникновению электролитической среды на поверхности металла, или при эксплуатации покрытий в средах, содержащих заметные концентрации коррозионноактивных газов, скорость коррозии железа полностью контролируется диффузией влаги через [c.35]
В настоящее время на новых ГПЗ применяют две модификации турбокомпрессорного агрегата типа К-380 для компримирования нефтяного газа, основные технические характеристики которых даны в табл. У.З. Относительная влажность газа, поступающего на прием, 100%, начальная температура газа 15 °С. [c.375]
На равновесную влагоемкость адсорбента при осушке газа влияют в основном температура контакта и относительная влаляюсть газа. На рис. 166 представлена зависимость равновесной динамической влагоемкости свежих адсорбентов от относительной влажности газа для температуры контакта 25° С. Эти данные можио использовать при расчетах по уравнению (153). При этом следует помнить, что относительная влажность определяется давлением и температурой, при которых газ имел контакт с капельной влагой. Обычно это давление и температура во входном (перед подачей газа в адсорбер) сепараторе, который улавливает капельную влагу. Если в этом сепараторе влага ие улавливается (сепаратор сухой), то за условия равновесного насыщения принимают давление и температуру, при которых газ имел последний контакт с водой на пути к адсорберу. В этом случае относительная влажность осушаемого газа определяется в зависимости от его температуры и давления в адсорбере (равновесное влагосодерн ание газа при условиях его контакта с водой делится иа равновесное влагосодержание при давлении и температуре в адсорбере, в результате получается относительная влажность сырого (осушаемого) газа как доли от единицы). [c.248]
Влажность газа может быть абсолютной и относительной. Абсолютная влажность газа есть масса водяного пара, находящегося в единице объема или в единице массы газа (она выражается в г/м или г/кг газа). Относительная влал ность газа есть отношение массы водяного пара, содержащегося в газовой смеси, к минимальной массе водяного пара, которая могла бы находиться в данном объеме газа при условиях насыщения (выражается в процентах или долях единицы). [c.55]
Относительной влажностью газа (ф) называется отношение фактического содержания влаги (2) в газе к максимально возможному содержанию влаги (2макс.) при данных условиях. [c.437]
Точкой росы [1 ) влажного газа называется та температура при постоянном влагосодержании (х = сопз1), при которой относительная влажность газа делается равной единице (ф=1). [c.437]
Различают абсолютную и относительную влажность газа. Под абсолютной влажностью понимают весовое количествоводяных паров, выраженное в граммах, находящихся в 1 или 1 кг газа. [c.83]
Основные процессы и аппараты химической технологии Изд.7 (1961) — [
c.654
]
Основные процессы и аппараты химической технологии Издание 6 (1955) — [
c.470
]
Физические свойства влажного газа характеризуются параметрами его состояния, которыми являются: температура t (по сухому термометру), влагосодержание d, абсолютная γп и относительная φ влажность, плотность γ, температура tм по мокрому (влажному) термометру, температура tрос точки росы, степень насыщения ψ, парциальное давление pп водяного пара, энтальпия I. Для определения всех величин, характеризующих состояние влажного газа, как правило, достаточно знать хотя бы два параметра.
Термодинамические свойства сухого газа и пара различны, поэтому свойства влажного газа зависят от его количественного состава.
Влажный газ можно рассматривать как смесь идеальных газов, каждый компонент которой занимает весь объем V смеси, имеет температуру T смеси и находится под своим парциальным давлением pi. Согласно закону Дальтона давление смеси (влажного газа) равно сумме парциальных давлений pс и pп сухого газа и водяного пара:
p = pс + pп. (1)
Уравнения состояния для сухого газа, водяного пара и влажного газа как идеальных газов могут быть записаны в виде:
pс·V = Gс·Rс·T, или pс = γс·Rс·T; (2)
pп·V = Gп·Rп·T, или pп = γп·Rп·T; (3)
p·V = G·R·T, или p = γ·R·T. (4)
Здесь Gс, Gп и G – количество (по массе в килограммах) сухого газа, водяных паров и влажного газа, находящихся в объеме V, G = Gс + Gп; γс и γп – плотность соответственно сухого газа и водяного пара, кг/м3, при парциальных давлениях и температуре T, К; γ – плотность влажного газа при его давлении p и температуре T, кг/м3; Rс, Rп и R – газовая постоянная соответственно сухого газа, водяного пара и влажного газа, Дж/(кг·К).
Количественный состав влажного газа, т. е. концентрацию в нем влаги (пара) при относительно небольшом ее количестве, принято выражать влагосодержанием. Влагосодержанием d называется количество (в килограммах или граммах) влаги в смеси, приходящейся на 1 кг сухого газа. В общем случае влагосодержание складывается из паросодержания и содержания влаги в жидкой (твердой) фазе:
d = dп + dж. (5)
Если влага в жидкой (твердой) фазе не содержится в воздухе (dж = 0), то d = dп. В технике кондиционирования, как правило, приходится иметь дело с ненасыщенным или насыщенным газом (воздухом), а капельная влага, выпавшая из воздуха в процессе его обработки (охлаждения, расширения), отводится. Поэтому в дальнейшем под влагосодержанием газа (воздуха) будем понимать его паросодержание и обозначать d.
Для (1 + d) кг влажного газа, т. е. для смеси, содержащей 1 кг сухого газа, уравнение состояния имеет вид:
p·Vсм = (1 + d)·R·T = Rсм·T, (6)
где Vсм – объем (1 + d) кг влажного газа, м3; Rсм – газовая постоянная смеси, содержащей 1 кг сухого газа, Rсм = (1 + d)·R.
В соответствии с законами для смеси газов:
(7)
Rсм = Rс + d ·Rп. (8)
Влагосодержание можно представить выражением:
(9)
где т = Rс / Rп.
Для сухого воздуха Rс = 287 Дж/(кг·К), для водяного пара Rп = 461 Дж/(кг·К). Поэтому для влажного воздуха:
(10)
Из уравнения (9) с учетом, что pс = p – pп, получаем:
(11)
Для влажного воздуха зависимость парциального давления водяных паров от влагосодержания такая:
(10а)
Для влажных топочных газов (молекулярная масса которых составляет приблизительно 31 против 29 для влажного воздуха), применяющихся в судовых системах осушенных инертных газов на танкерах,
(10б)
(10в)
Абсолютной влажностью γп газа называется количество водяного пара в килограммах, содержащегося в 1 м3 влажного газа. Она численно равна плотности γп пара при данной температуре t газа и парциальном давлении pп водяных паров в нем.
Количество водяных паров в газе может увеличиваться до определенного значения. Если газ содержит водяных паров меньше этого значения, он называется ненасыщенным, а влага, находящаяся в нем, представляет собой перегретый водяной пар. Когда влажный газ при его заданных температуре t и давлении p содержит максимально возможное количество водяных паров, он называется влажным насыщенным (или просто насыщенным) газом (воздухом). Абсолютная влажность насыщенного газа (воздуха) равна плотности γ”п кг/м3, сухого насыщенного пара, соответствующей температуре t влажного газа. При этом парциальное давление насыщенных водяных паров будет равно p”п. Влагосодержание насыщенного газа:
(12)
Для воздуха:
(13)
Относительной влажностью газа φ называют отношение абсолютной влажности γп газа при его данной температуре t к абсолютной влажности γ”п насыщенного газа при той же температуре или, с учетом уравнения (3), отношение парциального давления pп водяных паров, содержащихся в газе, к парциальному давлению p”п паров в насыщенном газе при той же температуре:
(14)
где vп и v”п – удельный объем перегретого и насыщенного водяного пара.
Величина φ может изменяться от нуля (сухой газ) до единицы (насыщенный газ). С учетом того, что pп = φ·p”п, из уравнений (9), (11) и (14) получим:
(15)
(16)
Степень насыщения газа ψ равна отношению влагосодержания d ненасыщенного газа к влагосодержанию d” насыщенного газа при той же температуре:
(17)
Учитывая уравнения (9) и (12), получаем:
(18)
а используя выражение (10а), находим соотношение между φ и ψ для влажного газа:
(19)
Поскольку d всегда меньше d”, то и ψ < φ. Только для насыщенного газа, когда d = d”, ψ = φ = 1 (100%). Степень насыщения применяют в расчетах сравнительно редко, обычно используют относительную влажность.
Плотность γ, кг/м3, влажного газа представляет собой сумму плотностей сухой части газа и водяных паров:
γ = γс + γп. (20)
Влажный воздух при равных температуре и давлении всегда легче сухого, так как молекулярная масса пара меньше молекулярной массы воздуха (а значит, и γп < γс). Учитывая уравнения (2), (3), (1) и выражая pп через d с помощью уравнения (10а), из формулы (20) получаем:
(21)
где γ’с – плотность сухого воздуха при данной температуре t и полном давлении p воздуха, кг/м3.
Температура точки росы tpoc газа – такая температура, при которой из охлаждаемого, при неизменном влагосодержании d, газа начинает выпадать влага в виде капель (ненасыщенный газ при охлаждении становится насыщенным, а затем туманом – в виде смеси насыщенного газа с мелкокапельной влагой).
Температура по влажному (мокрому) термометру tм газа зависит от его температуры и влагосодержания. Это температура слоя адиабатически насыщенного газа у поверхности воды, устанавливающаяся в результате тепло- и влагообмена между газом и водой. Ее определяют с помощью термометра с резервуаром, обернутым мокрым батистовым чехлом, нижний конец которого опущен в ванночку с водой.
Для количественной оценки тепловых процессов при обработке влажного газа пользуются понятием его энтальпии, или теплосодержания I. Кроме того, для расчетов можно применять и другие параметры – внутреннюю энергию U и энтропию S.
Энтальпия I, кДж/кг, влажного газа – количество содержащейся в нем тепловой энергии, отнесенной к 1 кг сухого газа или к (1 + d) кг влажного газа. За нулевую точку – начало отсчета энтальпий – принимается энтальпия сухого (d = 0) газа с температурой 0 °C. Значит, энтальпия влажного газа может иметь как положительное, так и отрицательное значения.
В самом общем случае, когда влажный газ находится в состоянии смешанного тумана и в нем одновременно содержатся сухой газ (1 кг), насыщенные водяные пары в количестве d“ кг, взвешенные капельная влага (dвод, кг) и кристаллы льда (dл, кг), энтальпия, внутренняя энергия и энтропия определяются выражениями:
I = iс + iп“·d“ + iвод·dвод + iл·dл; (22)
U = uс + uп“·d“ + uвод·dвод + uл·dл; (23)
S = sс + sп“·d“ + sвод·dвод + sл·dл. (24)
Здесь iс, uс, sс – энтальпия (кДж/кг), внутренняя энергия (кДж/кг) и энтропия (кДж/(кг·К)) сухого газа; iп“, uп“, sп“ – то же сухого насыщенного водяного пара; iвод, uвод, sвод – то же воды; iл, uл, sл – то же льда.
Энтальпия воды iвод = свод·t = 4,19·t, где свод = 4,19 кДж/(кг·К) – теплоемкость воды, а энтальпия льда iл = – (335 – 2,1·t), где 335 кДж/кг – теплота плавления льда, сл = 2,1 кДж/(кг·К) – его теплоемкость.
Состояние смешанного тумана для влажного газа может быть относительно устойчивым лишь при температуре, близкой к 0 °C. При t > 0 °C в газе будет взвешенная капельная влага, а при t < 0 °C – кристаллы льда. В первом случае в уравнениях (22)-(24) не следует учитывать последнее (четвертое) слагаемое, а во втором – третье. Если влажный газ насыщен, в нем не содержится ни капельной влаги, ни кристаллов льда, его I, U и S определяются по сумме первых двух слагаемых в соответствующих уравнениях. Для ненасыщенного влажного газа:
I = iс + iп·d; (22а)
U = uс + uп·d; (23а)
S = sс + sп·d. (24а)
Значения iс, uс, sс и iп, uп, sп могут быть определены по уравнениям или таблицам для соответствующего сухого газа и водяного пара при их парциальных давлениях pс и pп и температуре t влажного газа.
Для определения энтальпии влажного газа можно воспользоваться эмпирическим уравнением:
I = cpс·t + (r0 + cpп·t)·d, (25)
или
I = (cpс + cpп·d)·t + r0·d = cвл·t + r0·d, (25а)
где cpс – изобарная теплоемкость сухого газа, кДж/(кг·К); r0 – скрытая теплота испарения насыщающей газ жидкости при температуре 0 °C; cpп – изобарная теплоемкость паров насыщающей жидкости, кДж/(кг·К); cвл – теплоемкость влажного газа, отнесенная к 1 кг его сухой части.
Для паровоздушной смеси (влажного воздуха) уравнения (25) и (25а) приобретают вид:
I = 1,0·t + (2500 + 1,89·t)·d; (26)
I = (1,0 + 1,89·d)·t + 2500·d = cвл·t + 2500·d, (26а)
где cвл = 1,0 + 1,89·d, кДж/(кг·К), представляет собой теплоемкость влажного воздуха, отнесенную к 1 кг сухого воздуха (сухой его части). Значения свл зависят от влажности и температуры воздуха, однако зависимость от температуры более существенная. Например, при относительной влажности воздуха φ = 0,3; 0,6; 1,0 значения cвл при t = 0 °C составляют соответственно 1,0077; 1,0098; 1,0127, а при t = 40 °C равны 1,03; 1,06; 1,098.
Первое слагаемое в формулах (25а) и (26а) cвл·t представляет собой явную часть теплосодержания (энтальпии), зависящую в основном от температуры газа (воздуха), а второе (2500·d) – скрытую, изменяющуюся при изменении влагосодержания газа (воздуха).
Для аналитических расчетов параметров влажного воздуха применяются психрометрические таблицы, которые составляются для определенного давления воздуха (0,1 МПа или др.)
Пересчет влагосодержаний и энтальпий на другое давление производится в соответствии с формулами (10) и (26); пересчет удельных объемов, которые обратно пропорциональны давлению воздуха, произвести нетрудно.
Влажность природных газов.
Природный газ в пластовых условиях насыщен парами воды. Наличие влаги в газе весьма нежелательно, так как пары воды при движении газа могут конденсироваться, скапливаться в газопроводах и аппаратах, нарушая технологический режим эксплуатации.
Конденсационная вода способна при определенных давлениях и температурах образовывать твердые соединения с газом-гидраты, закупоривающие газопроводы и снижающие их пропускную способность.
Содержание влаги в газе характеризуется абсолютной и относительной влажностью.
Абсолютной влажностью W называется содержание водяных паров в единице объема газа, измеряется в г/ м3.
Относительной влажностью газа называется отношение количества паров воды, фактически находящихся атура, при которой газ становится насыщенным при данном давлении и количестве водяного пара, называется точкой росы газа.
Изменение влагосодержания природных газов при их движении по газопроводу зависит от характера изменения давления и температуры и начального влагосодержания.
Влагосодержание газа в состоянии полного его насыщения меняется по длине газопровода по кривой 1.
На начальном участке газопровода температура газа быстро падает (при значительной разности температуры газа и окружающего грунта), а давление снижается весьма медленно (скорость движения газа сравнительно невелика). Поэтому влагосодержание газа в состоянии полного его насыщения снижается. На конечном участке картина обратная.
Температура газа приближается к температуре окружающего грунта и изменяется по длине газопровода незначительно, а падение давления по длине резко возрастает (вследствие расширения газа скорость его движения в трубопроводе возрастает). В связи с этим влагосодержание газа, соответствующее состоянию насыщения при при температуре и давлении газа в газопроводе,увеличивается по длине газопровода.
Изменение влагосодержания газа по длине газопровода
При поступлении в газопровод газа с начальным влагосодержанием W1=W1нас. на начальном участке будет происходить конденсация паров воды, а влагосодержание газа будет изменяться по кривой ас.
W=Wнас.-Wmin.G ,гдеW-количество воды,конденсирующейся в газопроводе кг/сут.1000
Wнас. – влагосодержание газа в состоянии насыщения при начальном давлении и температуре газа в газопроводе г/м3.
W-min.- минимальное влагосодержание газа в состоянии насыщения при движении его в точке с,г/м
G-обьемная пропускная способность газопровода, приведенная к 00C B 760 мм.рт.ст. -м3/сут.
На конечном участке газопровода (после точки с) влагосодержание газа остается неизменным и равным Wmin.(линия се).
При этом относительная влажность газа (степень насыщенности его водяными парами) будет постепенно снижаться.
При поступлении в газопровод газа с влагосодержанием Wmin < Wh < W1нас. На начальном участке влагосодержание газа остается постоянным, хотя степень насыщенности его водяными парами будет возрастать и достигнет полного насыщения (точка в). После этого в газопроводе начнется конденсация влаги (линия вс). На конечном участке влагосодержание будет оставаться неизменным (линия се).
Количество воды, которая сконденсируется в этом случае в газопроводе на участке вс, будет
W=(Wh-Wmin)G. При поступлении в газопровод газа с влагосодержанием
Wf < Wmin. Последнее остается постоянным, а конденсация влаги не происходит (линия fg)
Таким образом во избежание конденсации водяных паров в газопроводе влагосодержание подаваемого в него газа не должна превышать Wmin т.е. должно быть W1 < Wmin.
Это условие является основным при проектировании установок осушки газа перед подачей его в газопровод.
Гидраты природных газов.
Гидраты – кристаллические вещества, образованные молекулами углеводородов и воды. Они имеют кристалическую структуру. Свойства гидратов газов позволяют рассматривать их как твердые растворы.
Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды.
Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.
Гидраты природных газов внешне похожи на мокрый спресованный снег переходящий в лед.
Скапливаясь в газопроводах они могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали.
Составы гидратов выражаются формулами: CН4 6H2О, С2H66H2O,.
Условия образования гидратов газа представлены равновесными кривыми гидратообразования в коордионатах температура-давление.
