2. Молекулярные массы основных компонентов ПНГ и коэффициенты Гi пересчета углеводородов на метан
3. Плотность ri (кг/м3) основных компонентов ПНГ
4. Содержание (% масс.) химических элементов в основных компонентах ПНГ.
Приложение А2. |
Компонент |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
iС4Н10 |
nC5H12 |
iC6H14 |
nC7H16 |
СО2 |
n2 |
Vi (% об) |
88.47 |
1.78 |
2.50 |
0.77 |
1.49 |
0.34 |
0.32 |
0.15 |
1.07 |
Расчет плотности rГ (кг/м3)
Таблица 1.2.
Компонент |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
iС4Н10 |
nC5H12 |
iC6H14 |
nC7H16 |
СО2 |
n2 |
0.01Viri |
0.634 |
0.038 |
0.091 |
0.021 |
0.040 |
0.012 |
0.011 |
0.003 |
0.013 |
кг/м3.
Расчет условной молекулярной массы mГ (кг/моль)
Компонент |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
iС4Н10 |
nC5H12 |
iC6H14 |
nC7H16 |
СО2 |
n2 |
0.01Vimi |
14.193 |
0.535 |
1.984 |
0.448 |
0.866 |
0.245 |
0.231 |
0.066 |
0.3 |
кг/моль.
Расчет массового содержания химических элементов в ПНГ.
Таблица 1.4.
Компонент |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
iС4Н10 |
nC5H12 |
iC6H14 |
nC7H16 |
СО2 |
n2 |
бi=0.01хViri/rГ |
0.735 |
0.044 |
0.109 |
0.024 |
0.047 |
0.014 |
0.013 |
0.003 |
0.016 |
Таблица 1.5
Компонент |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
iС4Н10 |
nC5H12 |
iC6H14 |
nC7H16 |
СО2 |
n2 |
S |
|
бj=Sбixбij |
С |
55.03 |
3.52 |
8.91 |
1.98 |
3.89 |
1.17 |
1.08 |
0.08 |
- |
75.66 |
|
н |
18.47 |
0.88 |
1.99 |
0.42 |
0.81 |
0.23 |
0.22 |
- |
- |
23.02 |
|
N |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1.6 |
1.60 |
|
o |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0.22 |
- |
0.22 |
расчет числа атомов элементов в условной молекулярной формуле попутного нефтяного газа Южно-Сургутского месторождения.
Элемент |
С |
Н |
N |
0 |
1.207 |
4.378 |
0.0219 |
0.0027 |
Условная молекулярная формула ПНГ Южно-Сургутского месторождения:
C1.207H4.378 N0.0219O0.0027
Уточним условную молекулярную массу:
mГ=S Kj·mj=19.260
Приложение Б.
Расчет физико-химических
характеристик влажного воздуха для заданных метеоусловий (п. 6.2)
1. Условная молекулярная формула для сухого воздуха
O0.421N1.586, (1)
чему соответствует условная молекулярная масса
mС.В.=28.96 кг/моль
и плотность
rС.В.=1.293 кг/м3.
2. Массовое влагосодержание влажного воздуха d (кг/кг) для заданной относительной влажности j и температуры t, °C при нормальном атмосферном давлении определяется по номограмме Приложения Б1 (п. 6.2.1).
3. Массовые доли компонентов во влажном воздухе (п. 6.2.2):
4. Содержание (% масс.) химических элементов в компонентах влажного воздуха
Таблица 1.
Компонент |
Содержание химических элементов (% масс) |
||
|
О |
N |
Н |
Сухой воздух O0.421N1.586 |
23.27 |
76.73 |
- |
Влага H2О |
88.81 |
- |
11.19 |
5. Массовое содержание (% масс.) химических элементов во влажном воздухе с влагосодержанием d
Таблица 2.
Компонент |
г |
Сухой воздух O0.421N1.586 |
Влага H2О |
S |
|
О |
23.27 1+d |
88.81 d 1+d |
23.27 + 88.81d 1+d |
бi |
N |
76.73 1+d |
- |
76.73 1+d |
|
H |
- |
11.19d 1+d |
11.19d 1+d |
6. Количество атомов химических элементов в условной молекулярной формуле влажного воздуха (п. 6.2.3)
Элемент |
О |
N |
Н |
КJ |
0.421 + 1.607d 1+d |
1.586 1+d |
3.215d 1+d |
Условная молекулярная формула влажного воздуха:
ОКо·nKn·НKh (4)
5. Плотность влажного воздуха в зависимости от метеоусловий. При заданной температуре влажного воздуха t, °C, барометрическим давлении Р, мм.рт.ст. и относительной влажности j плотность влажного воздуха рассчитывается по формуле:
где РП - парциальное давление паров воды в воздухе, зависящее от t и j; определяется по номограмме Приложения Б1.
Приложение Б1.
Диаграммы "i-d" для влажного воздуха.
На диаграмму на рис. 1 нанесены изолинии энтальпий i, температур t, °C и относительной влажности j, а также зависимости парциального давления водяного пара РП от влагосодержания d.
Диаграмма построена для давлений 745 ¸ 760 мм.рт.ст.
Точки диаграммы, лежащие на кривой j=1 (100%), определяют состояние насыщенного воздуха. Точки, лежащие под кривой j=1, соответствуют состоянию насыщенного воздуха, содержащего, кроме насыщенного пара, частицы капельножидкой воды или льда. Точки, лежащие над кривой j=1, характеризуют состояние насыщенного воздуха.
Под кривой j=1 и над изотермой t=0°С находится область тумана; по другую сторону изотермы t=0°С, ниже ее, расположена область ледяного тумана.
Приложение Б2.
Пример расчета физико-химических характеристик влажного воздуха для заданных метеоусловий.
Заданы температура t=20°С, относительная влажность j=0.60 (60%) воздуха и давление Р=7б0 мм.рт.ст.
По номограмме (Приложение Б1) определяется влагосодержание d=0.0087 кг/кг и парциальное давление водяного пара РП=11 мм.рт.ст.
Расчет количества атомов химических элементов в условной молекулярной формуле влажного воздуха:
0.421 > l.607d
;
;
.
Условная молекулярная формула влажного воздуха для заданных метеоусловий:
O0.431N1.572H0.028
Плотность влажного воздуха:
кг/м3.
Рис. 1. Диаграмма характеристик влажного воздуха при нормальном атмосферной давлении.
t,°C - температура,
j - относительная влажность,
i - энтальпия, ккал/кг,
d - влагосодержание кг/кг,
рп - парциальное давление водяного пара, мм.рт.ст.
Приложение В.
Расчет стехиометрической
реакции горения попутного нефтяного газа в атмосфере влажного воздуха (п. 6.3).
1. Стехиометрическая реакция горения записывается в виде:
(1)
2. Расчет мольного стехиометрического коэффициента М по условию полного насыщения валентности (полностью завершенной реакции окисления):
где vj' и vj - валентности элементов j и j', входящих в состав влажного воздуха и ПНГ;
kj' и kj - количества атомов элементов в условных молекулярных формулах влажного воздуха и газа (Приложения А и Б).
3. Определение теоретического количества влажного воздуха VB.B. (м3/м3), необходимого для полного сгорания 1 м3 ПНГ.
В уравнении стехиометрической реакции горения мольный стехиометрический коэффициент М является и коэффициентом объемных соотношений между горючим (попутный нефтяной газ) и окислителем (влажный воздух); для полного сгорания 1 м3 ПНГ требуется М м3 влажного воздуха.
4. Расчет количества продуктов сгорания VПС (м3/м3), образующихся при стехиометрическом сгорании 1 м3 ПНГ в атмосфере влажного воздуха:
VПС=с + s + 0.5[h + n + М(kh + kn)], (3)
где с, s, h, n и kh, kn соответствуют условным молекулярным формулам ПНГ и влажного воздуха соответственно.
Приложение В1.
Справочные данные, необходимые для расчетов теплофизических характеристик
попутного нефтяного газа.
1. Показатель адиабаты К для компонентов ПНГ.
Компонент |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
iС4Н10 |
nC5H12 |
iC6H14 |
nC7H16 |
СО2 |
n2 |
H2S |
Показатель адиабаты К |
1.31 |
1.21 |
1.13 |
1.10 |
1.08 |
1.07 |
1.06 |
1.30 |
1.40 |
1.34 |
2. Низшая теплота сгорания горючих компонентов ПНГ QHi, ккал/м3
Компонент |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
iС4Н10 |
nC5H12 |
iC6H14 |
nC7H16 |
H2S |
QHi, ккал/м3 |
8555 |
15226 |
21795 |
28338 |
34890 |
44700 |
51300 |
5585 |
3. Средние массовые изобарные теплоемкости составляющих продуктов сгорания, определяемые в интервале от 293 °К до Т 0К (ккал/кг·град).
Компонент |
CO2 |
Н2О |
СО |
NO |
n2 |
О2 |
СН4 |
H2S |
|
Температура |
1100 |
0.263 |
0.500 |
0.266 |
0.254 |
0.263 |
0.244 |
0.844 |
0.280 |
Т0 К |
1500 |
0.279 |
0.543 |
0.276 |
0.263 |
0.273 |
0.252 |
0.967 |
0.302 |
|
1900 |
0.289 |
0.563 |
0.283 |
0.269 |
0.280 |
0.258 |
1.060 |
0.323 |
|
2300 |
0.297 |
0.589 |
0.288 |
0.274 |
0.285 |
0.263 |
1.132 |
0.345 |
Приложение В2.
Примеры расчетов Расчет стехиометрической реакции горения попутного нефтяного
газа в атмосфере влажного воздуха.
Пример 1.
Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения
С1.207H4.378N0.0219O0.0027
сгорает в атмосфере влажного воздуха
O0.431N1.572H0.028 (t=20 °C, j=60%)
в соответствии со стехиометрической реакцией:
C1.207H4.378N0.0219O0.0027+MO0.431N1.572H0.028=nCO2+nH2OH2O+nN2N2 (1.1)
Расчет мольного стехиометрического коэффициента М:
(1.2)
Теоретическое количество влажного воздуха, необходимое для полного сгорания 1м3 ПНГ Южно-Сургугского месторождения, составляет 11.03 м3.
nCO2 = с = 1.207;
nH2O = 0.5(h + Mkh) = 2.344;
nN2 = 0.5(n + Mkn) = 8.681.
Объем продуктов сгорания при стехиометрическом горении равен:
VПС=c+s+0.5[h+n+M(kh+kn)]=1.207+0.5[4.378+0.0219+11.03(0.028+1.572)]=12.23 м3/м3.
Пример 2.
Попутный нефтяной газ Бугурусланского месторождения (серосодержащий) C1.489H4.943S0.0110О0.0160 сгорает в атмосфере влажного воздуха О0.431N1.572H0.028 (t=20°C, j=60%) в соответствии со стехиометрической реакцией:
C1.489H4.943S0.0110О0.0160 + MО0.431N1.572H0.028 = nCO2CO2 + nH2OH2O + nN2N2 (2.1)
Расчет мольного стехиометрического коэффициента М:
(2.2)
nCO2 = c = 1.489;
nH2O = 0.5(h + Мkh) = 2.660;
nSO2 = s = 0.011.
nN2 = 0.5(n + Mkn) = 10.576.
Теоретическое количество влажного воздуха, необходимое для полного сгорания 1м3 ПНГ Бугурусланского месторождения, составляет 13.056 м3.
Объем продуктов сгорания при стехиометрическом горении равен:
VПС = 1.489 + 0.0110 + 0.5[4.943 + 13.056(0.028 + 1.572)] = 14.74 м3/м3.
Приложение Г.
Расчет скорости
распространения звука
в сжигаемой газовой снеси UЗВ (м/с) (п. 6.4)
Скорость распространения звука в сжигаемой газовой смеси UЗВ (м/с) рассчитывается по формуле:
где То,°С - температура ПНГ;
mГ - условная молекулярная масса сжигаемой газовой смеси;
К - показатель адиабаты для сжигаемой газовой смеси или определяется по графикам на рис. 2-3 Приложения Г, где расчеты произведены для четырех значений То,°С (0°С; 10°С; 20°C и 30°С).
Показатель адиабаты К для ПНГ рассчитывается по значениям показателя адиабаты Ki для компонентов (таблица 1 Приложения В1) как средневзвешенное
, (2)
где Vi (% o6.) - объемная доля i-го компонента ПНГ.
Приложение Г1.
Пример расчета скорости распространения звука в сжигаемой газовой смеси UЗВ
(м/с)
Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения. Компонентный состав Vi (% об.) - см. таблицу 1.1. Прил. А2. Показатель адиабаты
Скорость распространения звука при Тo = 20°C:
м/с
(mГ = 19.210, см. таблицу 1.3. Приложения А2.)
Такое же значение UЗВ дает график Приложения Г для Тo = 20°C.
Температура 0°С
Температура 10°С
Рис. 2. Скорость звука в сжигаемой смеси.
Температура 20°С
Температура 30°С
Рис. 3. Скорость звука в сжигаемой смеси
Приложение Д.
Примеры расчета выбросов
вредных веществ при сжигания попутного нефтяного газа
1. Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения. Объемный расход газа Wv = 432000 м3 /сутки =5 м3/с. Сжигание бессажевое, плотность газа (см. приложение А) rГ = 0.863 кг/м3. Массовый расход равен (5.2):
Wg = 3600 rГ·Wv = 15534 (кг/час).
В соответствие с формулой (7.1) и таблицей 6.1 выбросы вредных веществ в г/с составляют:
СО - 86.2 г/с; NOx - 12.96 г/с;
бенз(а)пирен - 0.1·10-6 г/с .
для вычисления выбросов углеводородов в пересчете на метан определяется массовая их доля, исходя из таблиц А.2 и А.1.6. Она равна 120 %. Недожог равен 6·104. Т.о. выброс метана составляет
0.01·6·10-4·120·15534 = 11.2 г/с
Сера в ПНГ отсутствует.
2. Попутный нефтяной газ Бугурусланского месторождения с условной молекулярной формулой C1.489H4.943S0.011О0.016. Объемный расход газа Wv = 432000 м/сутки = 5 м/с. Факельное устройство не обеспечивает бессажевого горения. Плотность газа (см. приложение А) rГ = 1.062 кг/м3. Массовый расход равен (5.2):
Wg = 3600·rГ·Wv = 19116 (кг/час).
В соответствие с формулой (7.1) и таблицей 6.1 выбросы вредных веществ в г/с составляют:
СО - 1328 г/с; NOx - 10.62 г/с;
бенз(а)пирен - 0.3·10-6 г/с .
Выбросы сернистого ангидрида определяются по формуле (6.2), в которой s = 0.011, mГ = 23.455, mSO2 = 64. Отсюда
MSO2 = 0.278·0.03·19116 = 159.5 г/с
В данном случае недожог равен 0.035. Массовое содержание сероводорода 1.6%. Отсюда
MH2S = 0.278·0.035·0.01·1.6·19116 = 2.975 г/с
Выбросы углеводородов определяются аналогично примеру 1.
Приложение Е.
Расчет удельных выбросов CO2,
H2O, N2 и О2 на единицу массы сжигаемого
попутного нефтяного газа (кг/кг)
1. Удельный выброс диоксида углерода рассчитывается по формуле:
где mСО2, mСН4, mСО - молекулярные массы соответствующих газов (Приложение А1);
mГ - условная молекулярная масса ПНГ (Приложение А1);
с - количество атомов углерода в условной молекулярной формуле ПНГ (Приложение А).
2. Удельный выброс водяного пара H2O:
где mН2О и mСН4 - молекулярные массы Н2О и СН4;
mГ - условная молекулярная масса ПНГ;
h – количество атомов водорода в условной молекулярной формуле ПНГ;
a - коэффициент избытка влажного воздуха;
М - мольный стехиометрический коэффициент (Приложение В);
Кh - количество атомов водорода в условной молекулярной формуле влажного воздуха (Приложение Б).
3. Удельный выброс азота N2:
, (3)
4. Удельный выброс кислорода O2:
, (4)
Примечания:
1. Обозначения, принятые в (2) и (3) аналогичны обозначениям, принятым в (1).
2. qCO2, qн2о qso2, qсо, qNO – см. Приложение Д и формулу (1) настоящего Приложения.
Приложение E1.
Примеры расчетов
Расчет удельных выбросов СО2, H2O, N2 и O2 на единицу массы сжигаемого попутного нефтяного газа (кг/кг)
Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения с условной молекулярной формулой C1.207H4.378N0.0219O0.027 (Приложение А2) сжигается в атмосфере влажного воздуха с условной молекулярной формулой O0.431N1.572H0.028 (Приложение Б2) при a = 1.0.
Мольный стехиометрический коэффициент М=11.03 (Приложение В2).
Удельный выброс диоксида углерода (формула (2) Приложения Е):
Удельный выброс водяного пара H2O:
Удельный выброс азота N2:
Удельный выброс кислорода O2:
Пример 2.
Попутный нефтяной газ Бугурусланского месторождения с условной молекулярной формулой C1.489H4.943S0.011O0.016.
Условия сжигания газа те же, что и в примере 1. Удельный выброс диоксида углерода (формула (2) Приложения Е).
Удельный выброс водяного пара H2O:
Удельный выброс азота N2:
Удельный выброс кислорода O2:
Приложение Ж.
Расчет длины факела
Длина факела (Lф) рассчитывается по формуле:
где dо - диаметр устья факельной установки, м;
ТГ - температура горения, °К (п. 8.3)
То - - температура сжигаемого ПНГ, °К;
VВ.В. - теоретическое количество влажного воздуха, необходимое для полного сгорания 1м3 ПНГ (Приложение В), м3/м3;
rВ.В. rг - плотность влажного воздуха (Приложение Б) и ПНГ (Приложение А);
Vo - стехиометрическое количество сухого воздуха для сжигания 1 м3 ПНГ, м3/м3:
где [H2S]о, [CxHy]o, [O2]o - содержание сероводорода, углеводородов, кислорода, соответственно, в сжигаемой углеводородной смеси, % об.
На рис. 4-5 изображены номограммы для определения длины факела (Lф), отнесенной к диаметру устья факельной установки (d), в зависимости от ТГ/То, VВВ и rВВ/rГ для четырех фиксированных значений TГ/То при диапазонах варьирования VВВ от 8 до 16 и rВВ/Рг от 0.5 до 1.0.
Приложение Ж1.
Припер расчета длины факела
для Южно-Сургутского месторождения.
Температура горения (см. Приложение И) = 1913 К0;
Температура сжигаемого газа = 293 К°;
VВВ (см. Приложение В2) = 11.03 м3/м3;
Плотность ПНГ (Приложение А2) = 0.863 (кг/м3);
Плотность влажного воздуха (Приложение Б2) = 1.20 (кг/м3).
На основании формулы (1) отношение длины факела к диаметру устья факельной установки:
Lф / do = 190
Относительная длина факела Lф/do.
Тг - температура горения, °К.
То - температура газа в устье, °К.
Относительная длина факела Lф/d.
Тг - температура горения, °К.
То - температура газа в устье, °К.
Приложение З.
Расчет низшей теплоты
сгорания попутного нефтяного газа qh
(ккал/м3)
Низшая теплота сгорания ПНГ QН (ккал/м3) рассчитывается как средневзвешенная сумма низших теплот сгорания горючих газов, входящих в его состав:
, (1)
где Vi - содержание i-го горючего компонента (% об.) в ПНГ;
qhi - низшая теплота сгорания i-го горючего компонента или по формуле:
QH=85.5[CH4]o + 152[C2H6]o + 218[C3H8]o + 283[C4H10]o + 349[C5H12]o + 56[H2S]o (2)
Величины QHi приведены в таблице 2 Приложения B1.
Приложение З1.
Пример расчета низшей теплоты сгорания попутного нефтяного газа
Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения.
Компонентный состав Vi (% o6.) - см. Приложение А2.
Таблица 1.
Компонент |
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
C4H10 |
C5H12 |
0.01 Vi·qhi |
7569 |
423 |
981 |
640 |
230 |
ккал/м3
Приложение И.
Пример расчета температуры
выбрасываемое в атмосферу газовой смеси
Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения. Низшая теплота сгорания QH = 9843 ккал/м3 (Приложение В1). Доля энергии, теряемой за счет радиации факела
D = 0,048mГ0.5 = 0,21 (mГ = 19,260).
Расчет количества теплоты в продуктах сгорания для трех значений температуры:
Т = l500 °K QПС = 5576 ккал,
Т = 1900 °К QПС = 7708 ккал,
Т = 2300 °К QПС = 9873 ккал.
График QПС (Т) представлен на рис. 6.
Величина qh(1-D) = 7776 ккал.
По графику рис. 6 этому значению отвечает температура Т=1913°К.
В итоге, температура продуктов сгорания ПНГ Южно-Сургутского месторождения составляет ТГ = 1640°С.
Рис. 6. Пример графического определения температуры продуктов сгорания /попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения/.
расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |