Расчёт основных характеристик, параметров состояния и процессов газообразных углеводородов

Министерство Российской Федерации

по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий

 

Ивановский институт Государственной противопожарной службы

 

 

 

 

 

Кафедра химии, теории горения и взрыва

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Химия»

 

 

 

по теме: «Расчёт основных характеристик, параметров состояния и процессов газообразных углеводородов»

 

Вариант №47

 

 

 

Выполнил: Дудин Павел Вадимович,_

Факультет «Пожарная безопасность»  ,

                                                     11 курс, 113 учебная группа._________

 

 

                           Научный    руководитель  : Профессор 

                                                                                   доктор   химических наук

Кузнецов В.В.___________

(должность, ученая степень, ученое звание, спец. звание Ф.И.О.)

 

 

Дата защиты:     

Оценка:        

 

 

 

 

 

Иваново 2012

Введение

 

 

 В реальных условиях  сложившейся структуры промышленности  и сельского хозяйства топливно-энергетический  комплекс остается ключевым звеном всей экономической системы государства. Поэтому обеспечение устойчивого и надежного его функционирования является необходимым условием энергетической безопасности как отдельных регионов, так и государства в целом. Неоспоримую роль для устойчивого и надежного функционирования топливно-энергетического комплекса оказывают хранилища газообразных и жидких углеводородов. Хранилища газообразных и жидких углеводородов являются необходимым элементом функционирования трёх основных составляющих топливно-энергетического комплекса страны: единой системы газоснабжения, системы снабжения нефтепродуктами и системы энерго- и теплоснабжения.

Создание хранилищ газонефтепродуктов проводится на основе новейших достижений науки и техники в этой области с учётом экологической ситуации района размещения хранилищ и соблюдением правил безопасности. В наибольшей степени этим условиям отвечают подземные хранилища, создаваемые в пористых, проницаемых горных породах (для природного газа) и в отложениях каменной соли (для газообразных и жидких углеводородов), которые обеспечивают лучшую защиту окружающей среды от вредного воздействия газонефтепродуктов, имеют высокую пожаровзрывобезопасность и защищённость от воздействия всех видов современного оружия.

Умение прогнозировать поведение веществ в условиях пожара, оценить влияние тех или иных условий, при которых возможно протекание и прекращение горения, возможно на основе химических теорий.

 Расчёт некоторых физико-химических  свойств, состава углеводородных  газов необходим, к примеру, для прогнозирования возможных ситуаций при аварийных режимах (размер зон, ограниченных нижним концентрационным пределом распространения пламени; размеры зон распространения облака горючих газов при аварии и времени достижения облаком мест расположения различных объектов; определение давления в аппаратах при высоких температурах в условиях пожара (нарастание давления, критические температуры) и др.).

 Оптимизация горения  газообразных углеводородов является  актуальной проблемой в теплоэнергетике, в экологии, для обеспечения пожаро- и взрывобезопасности в промышленности и т.п. Как известно, углеводородное топливо наиболее «экологически чистое», поскольку основными продуктами его сгорания являются углекислый газ и вода. Однако при недостатке воздуха и, соответственно, неполном сгорании образуются токсичные выбросы, основу которых составляет оксид углерода (СО). Горение при избытке воздуха, с другой стороны, сопровождается значительным количеством оксида азота (N0), который в атмосфере окисляется до Ы02. В настоящее время контроль за режимом работы энергоблоков осуществляется с использованием информации в первую очередь о концентрации остаточного кислорода и вредных примесей в выходных газах. Однако такой контроль учитывает лишь интегральные характеристики, что не позволяет осуществлять оптимизацию процесса горения топлива в каждой горелке энергоблока. Применение селективной диагностики параметров пламени дает возможность определения локальных по объему характеристик пламени и, как следствие, эффективно управлять процессом горения.

         В настоящее время известно  большое количество методов селективной  диагностики газового пламени. По  принципам функционирования их  можно разделить на два класса: контактные и бесконтактные. Первые  используют информацию, полученную от физических устройств, имеющих непосредственный контакт с пламенем горелок или высокотемпературными объемами. Вторые используют эффекты воздействия на различные датчики того или иного вида энергии, излучаемой в процессе горения топлива. В свою очередь по способу получения данных контактные и бесконтактные методы делятся на активные и пассивные. В активных методах контроля осуществляется специальное воздействие на определенные характеристики пламени с целью последующего селективного выделения информации, однозначно характеризующей его наличие или отсутствие. В пассивных методах измеряются собственно характеристики излучения пламени без специального на него воздействия.

Природные газы. Горючие природные газы — результат биохимического и термического разложения органических остатков. Чаще месторождения природного газа сосредоточены в пористых осадочных породах (пески, песчаники, галечники), подстеленных или покрытых плотными (например, глинистыми), породами. Во многих случаях «подошвой» для них служат нефть и вода.

 В сухих месторождениях  газ находится преимущественно  в виде чистого метана с  очень малым количеством этана, пропана и бутанов. В газоконденсатных, помимо метана, в значительной  доле содержатся этан, пропан, бутан  и других более тяжелые углеводороды, вплоть до бензиновых и керосиновых фракций. В попутных нефтяных газах находятся легкие и тяжелые углеводороды, растворенные в нефти.

Сжиженные углеводородные газы. К сжиженным углеводородным газам относят такие, которые при нормальных физических условиях находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом повышении давления (без снижения температуры) переходят в жидкое. Это позволяет перевозить и хранить сжиженные углеводороды как жидкости, а газообразные регулировать и сжигать как природные газы.

 Основные газообразные  углеводороды, входящие в состав  сжиженных газов, характеризуются  высокой теплотой сгорания, низкими  пределами воспламеняемости, высокой  плотностью (значительно превосходящей  плотность воздуха), высоким объемным  коэффициентом расширения жидкости (значительно большим, чем у бензина и керосина), что обусловливает необходимость заполнять баллоны и резервуары не более чем на 85–90% их геометрического объема, значительной упругостью насыщенных паров, возрастающей с ростом температуры, и малой плотностью жидкости относительно воды.

Химический состав сжиженных углеводородных газов различен и зависит от источников их получения. Сжиженные газы из попутных нефтяных и газоконденсатных месторождений состоят из предельных (насыщенных) углеводородов — алканов, имеющих общую химическую формулу СnН2n+2. Основными компонентами этих углеводородов являются пропан и бутан.

 Недопустимо наличие  в сжиженном газе в значительных  количествах этана и метана (они  резко увеличивают упругость  насыщенных паров), пентана и его изомеров (поскольку это влечет за собой резкое снижение упругости насыщенных паров и повышение точки росы).

 Сжиженные газы, получаемые  на предприятиях в процессе  переработки нефти, кроме алканов  содержат непредельные (ненасыщенные) углеводороды — алкены, имеющие общую химическую формулу СnН2n (начиная с n = 2). Основными компонентами этих газов, помимо пропана и бутана, являются пропилен и бутилен. Наличие в сжиженном газе в значительных количествах этилена недопустимо, так как ведет к повышению упругости насыщенных паров.

 Свойства сжиженных  газов для бытовых целей регламентирует  ГОСТ Р 52087-2003 «Газы углеводородные  сжиженные топливные».

 Искусственные газы. Эти  газы делят на две группы. К  первой относят газы высокотемпературной (около 1000°С) перегонки, получаемые при нагревании твердого топлива без доступа воздуха: коксохимические, коксогазовые, газосланцевые. Производство горючих газов по этому способу основано на пирогенетическом разложении жирных каменных углей и сланцев под воздействием температуры. Ко второй группе относят газы безостаточной газификации, получаемые в результате нагревания твердого топлива в токе воздуха, кислорода и их смесей с водяным паром: доменные, генераторные, подземной газификации.

 

 

 

 

 

 

Практическая часть.

 

Пункт №1

Различают массовые (ω), молярные (х), объёмные доли (φ):

,                                                 (1)

где ωi – массовая доля i-го компонента; mi – масса i-го компонента; – сумма масс n компонентов смеси.

,                                                   (2)

где хi – молярная доля i-го компонента; νi – количество вещества i-го компонента; – сумма количеств веществ n компонентов смеси.

Пересчёт массового состава в молярный и обратный пересчёт осуществляют по формулам:

                                                 (3)

,                                            (4)

где Мi – молярная масса i-го компонента.

                                                        (5)

где Vi –объём i-го компонента; ΣVi – сумма объёмов n компонентов.

К примеру, для газовой смеси состава:

ω(С4Н8) = 0,65;   ω(С2Н2) = 0,35

состав, выраженный в единицах молярных и объёмных долей будет следующим:

 

M(C4H8)=4∙A(C)+8∙A(H)=4∙12,01г/моль+8∙1,01 г/моль=56,12 г/моль

M(C2H2)=2∙A(C)+2∙A(H)=2∙12,01г/моль+2∙1,01 г/моль=26,04 г/моль

x(C4H8) =(0,65/56,12)/ (0,65/56,12+0,35/26,04) =0,46 и ᵩ(C4H8)=0,46,

x(C2H2) =(0,35/26,04 )/ (0,65/56,12+0,35/26,04) =0,54 и ᵩ(C4H8)=0,54.

 

       Для газовых смесей состав, выраженный объёмными и молярными долями, одинаков.

Для нефти, нефтяных фракций, нефтепродуктов, газовых смесей углеводородов под понятием «молярная масса» подразумевается её среднее значение, которое находится экспериментально или по эмпирическим зависимостям. Таким образом, учитывая, что располагают газовой смесью, исходя из известного состава и молярных масс компонентов, по правилу аддитивности определяют среднюю молярную массу смеси газов:

                                         (6)

,                                          (7)

,                                            (8)

   

     где mгаз.см., nгаз.см. – масса газовой смеси [г, кг] и количество вещества газовой смеси [моль] соответственно; ni – количество вещества i-го компонента газовой смеси [моль], указанного в вариантах задания; Мi – молярная масса i-го компонента смеси [г(кг)/моль(кмоль)], указанного в варианте задания; ωi – массовая доля газа, указанного в вариантах задания

     Таким образом, средняя молярная масса смеси газов транс-2-бутана и этина равна:

 

Mср=1/(0,65/56,12+0,35/26,04)=39,89 г/моль

       Многие реальные газы (углеводородные газы и нефтяные пары) при определенных условиях (невысокие давления и не совсем низкие температуры в малых объёмах, а также высокие давления в больших объёмах) близки к идеальным. Поведение газообразных веществ достаточно полно объясняет кинетическая теория газов, основу которой составляют законы газового состояния Бойля-Мариотта, Гей-Люссака, Шарля. Параметры (давление р, объём V, температура T) состояния идеального газа (термодинамические параметры) связывает уравнение Менделеева-Клапейрона. Используя условия задания и вычисленное значение Мср можно вычислить массу газовой смеси (mгаз.см., [кг]):

 

где рхр – давление хранения [Па], V1 – объём газовой смеси (объём резервуара подземного хранилища) [м3], mгаз.см. – общая масса смеси углеводородов [кг], R – универсальная газовая постоянная (8,314 Дж/(моль·К)), Мср – средняя молярная масса газовой смеси [кг/моль], Tхр – температура хранения углеводородов в подземном хранилище.

       Зная размер резервуара, рассчитываем объем газовой смеси:

 

V = l • h • g [м3].

 

        Для рассматриваемого примера можем рассчитать массу газовой смеси, хранящейся при Тхр = 268 К, рхр = 12 МПа в подземном резервуаре объёмом V прямоугольной формы при l=80 м, h=20 м,g=11 м:

 

mгаз.см.=pхр ∙V∙Mср/R∙Tхр

 

 

 

mгаз.см.=12∙106∙80∙20∙11∙39,89∙10-3/268∙8,314= 3781056,22кг   а также массу каждого компонента рассматриваемой смеси газов (С4Н8 и С2Н2) mгаз.см.=m(C4H8)+m(C2H2), m(C4H8)= ω(C4H8)∙ mгаз.см и  m(C2H2)= ω(C2H2)∙ mгаз.см. , m(C4H8)=0,65∙3781056,22=2457686,54 кг, m(C2H2)=0,35∙3781056,22=1323369,677 кг,                 Пункт №2          Плотность  газа (ρ) есть отношение его массы (m) к занимаемому объему (V): ,                                                        (15) можно записать, что    или                                                    (16) .                                                            (17) При постоянной температуре давление газа прямо пропорционально его плотности. Используя эти соотношения, можем определить изменение плотности рассматриваемой в примере газовой смеси, если в подземном резервуаре V = 105 м3 газ находится под буферным давлением рбуф. = 2,5 МПа и при температуре хранения Тхр = 268 К, производится закачка газа в резервуар до давления хранения рхр = 12 МПа. Используя (17), получаем:   ρ1/ρ2=12∙106/2,5∙106=4,8 Таким образом, плотность газовой смеси в указанных условиях, изменится в 4,8 раз. Пункт №3 Для нефти, нефтепродукта, газообразных углеводородов плотность, как и масса, является важнейшей физической величиной. Плотность газа может быть выражена абсолютным или относительным значением. Абсолютная плотность газа равна его массе в единице объема, в системе СИ она выражается в килограммах на кубический метр (кг/м3). Рассмотрим 2 способа расчёта абсолютной плотности смеси газообразных углеводородов. Так как плотность является аддитивным свойством, то при смешении различных (газообразных, жидких, твёрдых) нефтепродуктов, эта величина может быть легко определена. В зависимости от способа выражения состава смеси уравнение выглядит следующим образом: ,                                          (18) где mi – масса компонента i смеси, ρi – плотность i-ого компонента смеси, ωi – массовая доля компонента i в смеси. Если записать уравнение Менделеева-Клапейрона в виде ,                                                      (19) нетрудно увидеть, что левая часть представляет собой плотность газа (газовой смеси) ρгаз. см., т.е. .                                           (20)        Данная формула дает возможность подсчитать абсолютную плотность газа (смеси газов) при любых температуре и давлении. Существует другая модификация уравнения Менделеева-Клапейрона, также позволяющая определить плотность газа при любых условиях: ,                              (21) где ρгаз. см. – истинная плотность газовой смеси при условиях, отличных от нормальных (Т, К; р, кПа); ρо – истинная плотность газовой смеси при н.у. (То = 273 К; ро = 101,325 кПа). Абсолютная плотность газовой смеси транс-2-бутана и этина при условиях хранения: