Влагосодержание газа определяется специальными приборами, основанными на различных физических, физико-химических явлениях, которые можно условно подразделить на следующие типы:
– конденсационного типа, пары воды концентрируются на зеркальной поверхности при ее охлаждении и зеркало мутнеет;
– электролитическое разложение воды, поглощенной адсорбентом при пропускании газа;
– абсорбция поглотителями паров воды;
– адсорбция (например СаСl2).
При определении влагосодержания при помощи приборов в ряде случаев они градуированы в единицах объемной влажности – ppm, которая означает, что на 106 молекул газовой смеси приходится одна молекула воды. Единица ppm равна 0,748∙10-3 г/м3 или точке росы –76 0С.
С увеличением температуры влагосодержание увеличивается, с увеличением давления – снижается. Повышение плотности (молекулярной массы) ведет к снижению влагосодержания, минерализация воды также уменьшает влагосодержание. Наличие кислых компонентов в газе ведет к увеличению влагосодержания.
Помимо определения влагосодержания при помощи приборов, используют графические и расчетные способы нахождения влагосодержания.
На рисунке 2.7.1 показан
график зависимости влагосодержания природного газа от давления и температуры с
относительной плотностью 
=0,6 в контакте
с пресной водой. Поправки на плотность и минерализацию определяются по
дополнительным графикам, причем поправки на плотность Кρ и соленость
Кс учитывается по формуле:
(2.7.1)
где W – влагосодержание с учетом поправок на плотность газа и минерализацию воды; W0 – влагосодержание газа с ρ=0,6.
Рисунок 2.7.1 – Зависимость влагосодержания
природного газа W0,6 сотносительной плотностью =0,6 от давления и температуры.
Учитывать содержание кислых компонентов в природном газе можно с использованием графиков, приведенных на рисунке 2.7.2. В качестве отправного служит эквивалентное содержание сероводорода, которое определяется как мольное содержание Н2S плюс 0,7 мольного содержания СО2, т.е. nэкв=nH2S+0,7∙nСО2. По эквивалентному содержанию сероводорода – nэкв в зависимости от температуре находится точка на нижнем графике, затем по вертикальной линии она лонгируется до заданного давления на верхнем графике, от полученной точки по горизонтали до пересечения с осью ординат определяется коэффициент КН2S, учитывающий содержание кислых компонентов. Влагосодержание с учетом кислых компонентов WН2S находится по формуле
(2.7.2)
где W – влагосодержание газа без учета кислых компонентов (находится по рисунку 2.7.1).
а
б
Рисунок 2.7.2 – Зависимости влагосодержания углекислого газа WСО2 – (а), сероводорода WH2S (б) от давления и температуры.
В качестве расчетного способа определения влагосодержания используется формула Бюкачека:
,
г/м3 (2.7.3)
где А, В – коэффициенты, от
температуры, приводятся в справочной литературе для пресной воды и =0,6.
Формула Бюкачека преобразована в уравнение в зависимости от температуры:
(2.7.4)
где t – температура в 0С. Погрешность аппроксимации относительно данных Бюкачека в среднем 1,5÷2%, максимально – 5%.
Имеются аналитические зависимости, учитывающие влияние гликолей на влагосодержание.
Обновление диаграмм, определяющих содержание воды в высокосернистом газе, опубликованных 10 лет назад, отражает новые опытные данные, и является более точным для низких давлений.
Производителям высокосернистого газа нужно знать содержание водяного пара в насыщенном высокосернистом газе. Знание влагосодержания важно для разработки установок для обезвоживания высокосернистого газа, для предотвращения образования гидратов химическими ингибиторами в системе сбора высокосернистого газа и для оценки объемов воды образующейся с высокосернистым газом на выходе в заводские сепараторы.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.