Курсовая работа
По дисциплине «Техническая термодинамика»
Тема:
«Определение параметров природного газа в магистральном трубопроводе»
Раздел 1. 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
Задача разбивается на несколько этапов, которые выполняются в виде отдельных заданий (подразделов).
Исходные данные.
/> — диаметр газопровода, м;
/> — начальная скорость течения газа, м/с;
/> — давление на входе в газопровод, МПа;
/> — температура на входе в газопровод, оС;
/> — степень падения давления по всей длине газопровода;
/> (/> — давление газа в конце трубопровода, МПа);
/> — коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода.
Таблица исходных данных
/>, м
/>, м/с
/>, МПа
/>, оС
/>
/>
1,22
9
10,5
30
1,85
0,012
Состав природного газа
Название
Мольный
состав
Химическая
формула
Мольная масса,
кг/моль
Критический параметр
/>, МПа
/>, К
/>
Метан
0,9718
/>
16,043
4,626
190,77
0,290
Этан
0,0282
С2Н6
30,070
4,872
305,33
0,285
Термодинамическая модель процесса течения.
Уравнение неразрывности
/>(1.1)
Первый закон термодинамики
(1.2)
Закон сохранения механической работы
/> (1.3)
Второй закон термодинамики
/> (1.4)
Уравнение состояния газа
/>(1.5)
Уравнение Вейсбаха-Дарси
(1.6)
Модель течения базируется на следующих допущениях:
1. участок трубопровода горизонтальный />;
2. течение «медленное» ;
3. техническая работа на участке газопровода отсутствует />;
4. поперечное сечение газопровода постоянное />;
5. изменение кинетической энергии
Расчет параметров газа:
Используя правело Кэя получим:
Критическое давление смеси
/>;
Ркр=0,9718∙4,626+0,0282∙4,872=4,633 МПа.
Критическая температура смеси
/>;
Ткр=0,9718∙190,77+0,0282∙305,33=194 К.
Молекулярная масса смеси
/>;
µкр=0,9718∙16,043+0,0282∙30,070=16,439 кг/кмоль.
Газовая постоянная смеси
/>;
/>
Рассмотрим изотермический процесс течения газа в трубопроводе.
Определение коэффициентов сжимаемости газа на входе в трубопровод. Температура на входе в газопровод
/>;
/>;
Приведенное давление и температура на входе в трубопровод:
/>;
/>
/>;
/>
Приведенное давление и температура на выходе из трубопровода:
/>; />;
/>
θ2 =θ1, так как Т1=Т2.
Из диаграммы z = f (π; θ), с.10:
На входе: z1 =0,86
На выходе: z2 =0,92
Определяем плотность из уравнения состояния (1.5)
/>;
/>
/>;
/>--PAGE_BREAK--
Определение энтальпии и энтропии газа на входе и на выходе трубопровода.
Для газа с параметрами />=10,5 МПа и />=303 К с по диаграмме (с.11) находим значение энтальпии />=512 кДж/кг и энтропии />=8,75 кДж/кг∙К.
Для газа с параметрами />=5,676 МПа и />=303 К находим значение энтальпии />=545 кДж/кг и энтропии />=9,05 кДж/кг К.
Расчет и выбор длины трубопровода.
Расстояние между КС определяем:
/>
/>
Расход газа по трубопроводу
/>
/>
/>
/>
Из уравнения неразрывности получим
/>
Скорость газа на выходе из трубопровода
/>
/>
Тепловой поток отводимый от газа в трубопроводе
/>
/>
Расчет трубопровода, при условии, что природный газ является
идеальным (z1=z2=1).
Рассмотрим изотермическое течение идеального газа в трубопроводе
Плотность газа
На входе
/>
/>
На выходе
/>
/>
Массовый расход идеального газа через трубопровод
/>
/>
Скорость течения идеального газа на выходе из трубопровода
/>
/>
Отводимый тепловой поток
/>
/>
Расстояние между компрессорными станциями
/>
Таблица 1.1 — Результаты численных расчетов
Течение в газопроводе
Термодинамические параметры
р1, МПа
р2, МПа
t1,0С
t2,0С
z1
z2
ρ1,кг/м3
ρ2, кг/м3
w1, м/с
G*, кг/с
/>, МВт
h2-h1,кДж/кг
/>, кДж/кг×К
/>, км
Изотермическое течение
реального газа
10,5
5,676
30
30
0,86
0,92
79,671
40,259
9
837,502
27,638
33
0,3
151,869
Изотермическое течение идеального газа
10,5
5,676
30
30
1
1
68,517
37,038
9
720,251
23,768
33
0,3
176,739
z,π-диаграмма природного газа
/>
h,s-диаграмма природного газа
/>
Расчет погрешностей параметров при замене реального газа идеальным. Погрешность определения расстояния между станциями.
/>
/>
Погрешность определения плотности
На входе
/>
/>
На выходе
/>
/>
Погрешность определения массового расхода газа
/>
/>
Погрешность определения скорости на выходе из трубопровода
/>
/>
Вывод
Мы убедились, что изотермическое течение реального газа более экономично, чем идеального газа, так как в первом случае расстояние между компрессорными станциями на 24,87 км меньше, выше плотность реального газа.
Мы получили большие относительные погрешности при замене реального газа идеальным:
Погрешность определения расстояния между станциями — 16,376%
Погрешность определения плотности
На входе — 14%
На выходе — 8%
Погрешность определения массового расхода газа — 14%
Погрешность определения скорости на выходе из трубопровода — 6,524%.
Это говорит о том, что в расчетах всегда нужно учитывать свойства реального газа.