2020-01-15
507
6.3.1. Расчет удельных выбросов H2O, N2 и O2 на единицу массы сжигаемого ПНГ (кг/кг) (Приложение Е).
6.3.2. Расчет низшей теплоты сгорания сжигаемого газа Qнг (ккал/м3) (Приложение З).
6.3.3. Расчет доли энергии, теряемой за счет радиации факела Δ:
Δ = 0.048*μГ0.5, (6.5)
где μГ - условная молекулярная масса ПНГ (Приложение А).
6.3.4. Расчет количества теплоты в продуктах сгорания попутного нефтяного газа для трех значений температуры горения ТК (например, Т1=1500К; T2=1900K; Т3=2300К) Qпс(ккал):
, (6.6)
где q1(кг) - масса i-го компонента продуктов сгорания 1 м3 ПНГ (Приложение Е);
Ср(Т) - средние массовые изобарные теплоемкости составляющих продуктов сгорания (таблица 3 Приложения В1).
6.3.5. Построение графика Qпс(T).
6.3.6. Определение величины Т по графику Qпс исходя из условия:
Qпс(Т) = qh·(1-Δ) (6.7)
6.3.7. Определение температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси:
ТГ=Т - 273, ºС.
Приложение А.
Расчет физико-химических характеристик попутного нефтяного газа (п. 4.1)
1. Расчет плотности ρГ (кг/м3) ПНГ по объемным долям Vi (% об.) (п. 6.1.1) и плотности ρi (кг/м3) (таблица 3 Приложения А1) компонентов:
|
|
|
. (1)
2. Расчет условной молекулярной массы ПНГ μГ, кг/моль (п.6.1.2):
(2)
где μi - молекулярная масса i-го компонента ПНГ (таблица 2 Приложения А1).
3. Расчет массового содержания химических элементов в попутном газе (п. 6.1.3):
Массовое содержание j-го химического элемента в ПНГ бj (% масс.) рассчитывается по формуле:
, (3)
где бij - содержание (% масс.) химического элемента j в i-том компоненте ПНГ (таблица 4 Приложения А1);
бi - массовая доля i-го компонента в ПНГ; 6i рассчитывается по формуле:
бi=0.01 Vi·μi/μГ (4)
При этом суммирование осуществляется только по углеводородам, не содержащим серу.
4. Расчет числа атомов элементов в условной молекулярной формуле попутного газа (п. 6.1.4):
Количество атомов j-го элемента Kj рассчитывается по формуле:
. (5)
Приложение А1.
Справочные данные, необходимые для расчетов физико-химических характеристик попутного нефтяного газа
Таблица 1.
Атомные массы химических элементов, входящих в состав попутного газа.
| Химический элемент | Углерод С | Водород Н | Сера S | Азот N | Кислород O | |
| Атомная масса | 12.011 | 1.008 | 32.066 | 14.008 | 16.000 |
Таблица 2.
Молекулярные массы основных компонентов ПНГ и коэффициенты Гi пересчета углеводородов на метан
| Компонент | Метан СН4 | Этан С2Н6 | Про- пан С3Н8 | n-, i-бу- тан С4Н10 | Пентан C5H12 | Гексан C6H14 | Гептан C7H16 | Сероводород Н2S | Дио-ксид углерода СО2 | Азот N2 | |
| Молекулярная масса μi кг/моль | 16.043 | 30.07 | 44.097 | 58.124 | 72.151 | 86.066 | 100.08 | 34.082 | 44.011 | 28.02 | |
| Гi μi/μCH4 | 1.00 | 1.87 | 2.75 | 3.62 | 4.50 | 5.36 | 6.24 |
| |||
Таблица 3.
Плотность ρi (кг/м3) основных компонентов ПНГ
|
|
|
| Компонент | Метан СН4 | Этан С2Н6 | Пропан С3Н8 | n-, i-бутан С4Н10 | Пентан C5H12 | Гексан C6H14 | Гептан C7H16 | Сероводород Н2S | Диоксид углерода СО2 | Азот N2 | |
| Плотность ρi, кг/м3 | 0.716 | 1.342 | 1.969 | 2.595 | 3.221 | 3.842 | 4.468 | 1.522 | 1.965 | 1.251 |
Таблица 4.
Содержание (% масс.) химических элементов в основных компонентах ПНГ.
| Компонент | Содержание химических элементов в компонентах (% масс) | |||||
| С | Н | S | O | N | ||
| СН4 | 74.87 | 25.13 | - | - | - | |
| С2Н6 | 79.89 | 20.11 | - | - | - | |
| С3Н8 | 81.71 | 18.29 | - | - | - | |
| С4Н10 | 82.66 | 17.34 | - | - | - | |
| C5H12 | 83.24 | 16.76 | - | - | - | |
| C6H14 | 83.73 | 16.27 | - | - | - | |
| C7H16 | 84.01 | 15.99 | - | - | - | |
| Н2S | - | 5.92 | 94.08 | - | - | |
| СО2 | 27.29 | - | - | 72.71 | - | |
| N2 | - | - | - | - | 100 | |
Приложение А2.
Примеры расчетов физико-химических характеристик попутного нефтяного газа.
Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения (бессернистый)
Таблица 5.
Компонентный состав Vi (% об)
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | iС4Н10 | C5H12 | C6H14 | C7H16 | CO2 | N2 | |
| Vi (% об) | 88.47 | 1.78 | 2.50 | 0.77 | 1.49 | 0.34 | 0.32 | 0.15 | 1.07 |
Таблица 6
Расчет плотности ρГ (кг/м3)
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | iС4Н10 | C5H12 | C6H14 | C7H16 | CO2 | N2 | |
| 0.01Viρi | 0.634 | 0.038 | 0.091 | 0.021 | 0.040 | 0.012 | 0.011 | 0.003 | 0.013 |
кг/м3.
Таблица 7.
Расчет условной молекулярной массы μГ (кг/моль)
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | iС4Н10 | C5H12 | C6H14 | C7H16 | CO2 | N2 | |
| 0.01Viμi | 14.193 | 0.535 | 1.984 | 0.448 | 0.866 | 0.245 | 0.231 | 0.066 | 0.3 |
кг/моль.
Таблица 8.
Расчет массового содержания химических элементов в ПНГ
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | iС4Н10 | C5H12 | C6H14 | C7H16 | CO2 | N2 | |
| бi=0.01хViμi/μГ | 0.735 | 0.044 | 0.109 | 0.024 | 0.047 | 0.014 | 0.013 | 0.003 | 0.016 |
Таблица 9.
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | iС4Н10 | C5H12 | C6H14 | C7H16 | CO2 | N2 | Σ | ||
| С | 55.03 | 3.52 | 8.91 | 1.98 | 3.89 | 1.17 | 1.08 | 0.08 | - | 75.66 | ||
| H | 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 | ||
Таблица 10.
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:
μГ=19.260
Приложение Б.
Расчет физико-химических характеристик влажного воздуха для заданных метеоусловий
1. Условная молекулярная формула для сухого воздуха
O0.421N1.586, (1)
чему соответствует условная молекулярная масса
μС.В.=28.96 кг/моль
и плотность
ρС.В.=1.293 кг/м3.
2. Массовое влагосодержание влажного воздуха d (кг/кг) для заданной относительной влажности и температуры t, °C при нормальном атмосферном давлении определяется по номограмме Приложения Б1 (п. 4.2.1).
3. Массовые доли компонентов во влажном воздухе (п. 4.2.2):
- сухого воздуха 
; (2)
- влаги (H2O) 
(3)
Таблица 11.
Содержание (% масс.) химических элементов в компонентах влажного воздуха
| Компонент | Содержание химических элементов (% масс) | |||
| О | N | Н | ||
| Сухой воздух O0.421N1.586 | 23.27 | 76.73 | - | |
| Влага H2О | 88.81 | - | 11.19 | |
Таблица 12.
Массовое содержание (% масс.) химических элементов во влажном воздухе с влагосодержанием d
| Компонент | г | Сухой воздух O0.421N1.586 | Влага H2О | Σ | |
| 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) |
Таблица 13.
Количество атомов химических элементов в условной молекулярной формуле влажного воздуха
| Элемент | О | N | Н | |
| КJ | (0.421 + 1.607d)/(1+d) | 1.586/(1+d) | 3.215d/(1+d) |
5. Плотность влажного воздуха в зависимости от метеоусловий. При заданной температуре влажного воздуха t,°C, барометрическим давлении Р, мм.рт.ст. и относительной влажности плотность влажного воздуха рассчитывается по формуле:
(5)
где РП - парциальное давление паров воды в воздухе, зависящее от t; определяется по номограмме Приложения Б1.
Приложение Б1.
Диаграммы "i-d" для влажного воздуха.
На диаграмму на рис. 1 нанесены изолинии энтальпий i, температур t, ºC и относительной влажности, а также зависимости парциального давления водяного пара РП от влагосодержания d.
|
|
|
Диаграмма построена для давлений 745 - 760 мм.рт.ст.
Точки диаграммы определяют состояние насыщенного воздуха. Точки, лежащие под кривой соответствуют состоянию насыщенного воздуха, содержащего, кроме насыщенного пара, частицы капельножидкой воды или льда. Точки, лежащие над кривой характеризуют состояние насыщенного воздуха.
Приложение Б2.
Пример расчета физико-химических характеристик влажного воздуха для заданных метеоусловий.
Заданы температура t=20°С, относительная влажность 0.60 (60%) воздуха и давление Р=760 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, 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. 4.3).
1. Стехиометрическая реакция горения записывается в виде:
(1)
2. Расчет мольного стехиометрического коэффициента М по условию полного насыщения валентности (полностью завершенной реакции окисления):
(2)
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.
Таблица 14.
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 |
Таблица 15.
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 |
Таблица 16.
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=20ºC, влажность=60%)
в соответствии со стехиометрической реакцией:
C1.207H4.378N0.0219O0.0027+MO0.431N1.572H0.028=nCO2+nH2O+nN2(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, влажность=60%) в соответствии со стехиометрической реакцией:
C1.489H4.943S0.0110О0.0160+ MO0.431N1.572H0.028= nCO2+nH2O+nN2 (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. 4.4)
Скорость распространения звука в сжигаемой газовой смеси UЗВ (м/с) рассчитывается по формуле:
, (1)
где То,°С - температура ПНГ;
μГ - 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
(μГ = 19.210, см. таблицу 1.3. Приложения А2.)
Такое же значение UЗВ дает график Приложения Г для Тo = 20°C.
Температура 0ºС
Температура 10ºС
Рис. 2. Скорость звука в сжигаемой смеси.
Температура 20ºС
Температура 30ºС
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) ρГ = 0.863 кг/м3. Массовый расход равен (3.2):
Wg = 3600 Г·Wv = 15534 (кг/час).
В соответствие с формулой (5.1) и таблицей 4.1 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) ρГ = 1.062 кг/м3. Массовый расход равен (3.2):
Wg = 3600·ρГ·Wv = 19116 (кг/час).
В соответствие с формулой (5.1) и таблицей 4.1 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 (4.2), в которой s = 0.011, μГ = 23.455, μSO2 = 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:
(1)
где μСО2, μСН4, μСО - молекулярные массы соответствующих газов (Приложение А1);
μГ - условная молекулярная масса ПНГ (Приложение А1);
с - количество атомов углерода в условной молекулярной формуле ПНГ (Приложение А).
2. Удельный выброс водяного пара H2O:
, (2)
где μН2О и μСН4 - молекулярные массы Н2О и СН4;
μГ - условная молекулярная масса ПНГ;
h – количество атомов водорода в условной молекулярной формуле ПНГ;
α - 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, qCO, 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)
Пример 1.
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 = 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:
, (1)
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;
ρВ.В./ρг - плотность влажного воздуха (Приложение Б) и ПНГ (Приложение А);
Vo - стехиометрическое количество сухого воздуха для сжигания 1 м3 ПНГ, м3/м3:
где [H2S]0, [CxHy]0, [O2]0 - содержание сероводорода, углеводородов, кислорода, соответственно, в сжигаемой углеводородной смеси, % об.
Приложение Ж1.
Пример расчета длины факела для Южно-Сургутского месторождения.
Температура горения (см. Приложение И) = 1913 К;
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.
Рис. 4.
Относительная длина факела Lф/d.
Тг - температура горения, К.
То - температура газа в устье, К.
Рис. 5.
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:
Qн=85.5[CH4](%) + 152[C2H6](%) + 218[C3H8](%) + 283[C4H10](%) + 349[C5H12](%) + 56[H2S](%) (2)
Величины Qнi 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.)
Таблица 17.
| 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 Qн = 9843 ккал/м3 (Приложение В1). Доля энергии, теряемой за счет радиации факела
Δ = 0,048μГ0.5 = 0,21 (μГ = 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-Δ) = 7776 ккал.
По графику рис. 6 этому значению отвечает температура Т=1913К.
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.
Задание для расчета.
Ознакомится с программой ПНГ-Эколог
Провести расчет выбросов при сжигании ПНГ
Проварьировать температуру ПНГ и провести серию расчетов при постоянных остальных параметрах
Проварьировать высоту трубы и, соответственно, диаметр сопла, соблюдая соотношение 1:20, оставляя остальные параметры без изменений
Сохранить результаты измерений
