Расчет показателя точки росы по воде для товарного газа

7. Наиболее интенсивно протекает восстановление в интервале
температур 700–1000 °C.
Список литературы
1. Белоус Н.Х., Барышников О.Ф. Геология месторождения // Перспективы
освоения Бакчарского железорудного месторождения.– Новосибирск, 1971.
— С.19–46.
2. Юсфин Ю.С., Гиммельфирб А.А., Пашков Н.Ф. Новые процессы получения металла. — М.: Металлургия, 1994. — 320 с.
Расчет показателя точки росы по воде для товарного газа
А.С. Нечаев
Научный руководитель — к.т.н., доцент, Е.А. Кузьменко
Томский политехнический университет, 634050, Томск, пр. Ленина, 30,
Одним из основных показателей качества товарного газа является
температура точки росы по воде. Ранее нами проводились исследования корреляционной зависимости точки росы по воде от влагосодержания товарного газа для давлений 5–6 МПа [1] по экспериментальным данным, приведенным в [2].
Целью данной работы является исследование зависимости точки
росы по воде от влагосодержания для различных диапазонов давления,
характерных для проведения третей ступени низкотемпературной сепарации (НТС).
По данным с промышленных установок подготовки газа выявлен
диапазон возможных давлений третей ступени НТС — от 3 до 5 МПа.
Для получения корреляционных зависимостей температуры точки росы по воде от влагосодержания и давления нами выбраны более узкие
интервалы этого диапазона: 2,5–3,5 МПа, 3–4 МПа, 3,5–4,5 МПа, 4–
5 МПа. Вид принятой зависимости обоснован в [1]:
T т.р. = b0+b1·P+b2·W+b3·ln(P)+b4·ln(W),
где:
T т.р. — температура точка росы;
bi — Коэффициент в уравнении регрессии;
P — давление, кПа;
W — влагосодержание, г/м3.
В качестве экспериментальной информации для определения зависимости взяты данные электролитического и конденсационного методов определения точки росы по влаге [2]. Для выбранных диапазонов
давлений, экспериментальные данные электролитического метода до-
полнены данными расчета влагосодержания по конденсационному
методу.
При обработке расширенного набора данных с помощью функции
«множественная регрессия» в электронных таблицах Excel, получены
коэффициенты эмпирической зависимости для каждого из узких диапазонов (табл. 1). С использованием полученных эмпирических уравнений выполнены расчеты температуры точки росы в диапазоне от –40
до 0 °C. Так же определенна эмпирическая зависимость и выполнен
расчет температур точки росы для широкого диапазона давлений — от
2,5 до 6 МПа. Сравнение расчетных экспериментальных значений точки росы по воде показало, что при любом интервале давлений наибольшее отклонение соответствует концам интервала, то есть –40 и 0 °C.
Следует отметить, что максимальная погрешность результатов расчета по формуле для широкого диапазона давлений (Макс. ошибка*)
значительно превышает максимальные погрешности соответствующие
эмпирическим зависимостям для узких диапазонов давлений (табл. 1).
Макс.
ошибка в
интервале
T т.р. по
влаге от
–20 до
–10 °C
2,5–3,5 –81,5916 19,50337 –0,00113 11,55949 12,46450
0,713
0,465
1,538
–80,2259 22,27225 –0,00100 11,66992 12,26764
0,647
0,467
1,155
3,5–4,5 –78,6902 24,79376 –0,00090 11,77655 12,05991
0,596
0,470
0,819
Давление, МПа
Макс.
ошибка в
интервале
T т.р. по
влаге от
–40 до 0 °C
Макс. ошибка*, °С
Таблица 1. Коэффициенты эмпирической зависимости
Коэффициенты
b0
3–4
b1
b2
b3
b4
–77,0548 27,11989 –0,00082 11,87762 11,84732
0,558
0,474
0,632
4,5–5,5 –75,3640 29,28756 –0,00075 11,97261 11,63349
0,527
0,480
0,873
–73,6464 31,32374 –0,00068 12,06152 11,42071
0,502
0,485
1,096
2,5–6 –76,0713 18,43112 –0,00085 12,10760 11,89480
1,538
4–5
5–6
Следовательно, можно сделать заключение, что для расчета точки
росы по влаге для товарного газа лучше пользоваться зависимостями,
соответствующими узкому диапазону давлений, включающему значение давления на третьей ступени НТС. Погрешность расчетных значений в диапазоне температур точки росы от –20 до –10 °C (соответствие
качества товарного газа согласно ОСТ 51.40-93) наименьшая (табл. 1),
что позволяет рекомендовать вышеприведенные эмпирические формулы для расчета показателя товарного качества газа по температуре
точки росы для моделирующих систем НТС.
Список литературы
1. Нечаев А.С. Исследование корреляционной зависимости точки росы по
воде от влагосодержания товарного газа и давления в газопроводе //Химия
и химическая технология в XXI веке: материалы XI Всероссийской научно-практической конференции студентов и аспирантов — Томск, ТПУ, 12–
14 мая 2010. — Томск: Изд. ТПУ, 2010 — т. 2. — c. 86–88 (59786102)
2. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги ГОСТ
20060-83.
Предупреждение гидратообразования в газопроводе
В.В. Норкина
Научный руководитель — КХН, ассистент Е.В. Бешагина
Томский политехнический университет, 634050, Томск, пр. Ленина, 30,
varvara@tambo.ru
Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении
и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой — гидраты [1].
В результате образования гидратов в газопроводе влагосодержание
газового потока над гидратами снижается соответственно снижению
упругости паров воды, находящихся в равновесия с жидкой фазой и
твердым гидратом. Если в результате образования первой гидратной
пробки точка росы паров воды снижается ниже минимума кривой изменения температуры газа в газопроводе, то следующая гидратная
пробка может и не образоваться. Если в результате образования гидратной пробки за счет разности упругостей паров воды над жидкой
водой и над гидратами точка росы не снижается ниже минимальной
температуры в газопроводе, то образуется следующая гидратная пробка — в точке пересечения линии влагосодержания с кривой изменения
температуры в газопроводе.
Предупредить образование гидратов можно путем ввода ингибиторов и теплоизоляцией шлейфов.
Для борьбы с образованием гидратов при исследовании скважин
применяют способ, предотвращающий их прилипание к стенкам труб.
С этой целью в поток газа вводят поверхностно — активные вещества
(ПАВ), конденсат или нефтепродукты. При этом на стенках труб обра-