气物性计算

混输管线水力，热力计算工程名称：日期：2/3/1015:26流体流量液体流量Q=2.22m3/h原油密度r=860kg/m31.平均粘度粘度u=20cst及性质气油比h0=30m3/m3气体比重g=0.752.粘温性质,温度oC液体比热Cp=0.5kCal/kgoC气体比热Cp=0.5Cal/kgoC两个温度点粘度cst计算模型计算类型0.3初值P1=0.83Mpa计算P1=0.8280.29相对误差=0%3%T1=56.983530216oC2.52Rem=2636V=0.77m/sP2=0.80Mpa管线长度L=600mf76x3.5mm环境温度Te=5oCT2=48oC总传热系数K=1.35kCal/m2oCh管线斜度角=0度din=69mm气体质量流量=60.18975m=#NUM!#NUM!Tav=52.491765108v=0.000m2/smixtureCp=2028.1268941087J/kgKb=#NUM!V=20cstPav=0.815A=1.2089193073总传热系数K=1.6W/m2KRs=2.9903410873Vm=0.769DuklerIDuklerIIbeggs-brillBo=1.035005391Ug=0.0000115452dm=190.42025276dm=142.9731277059dm=190.42025276计算模型Z=0.9817710468Ul=0.0172Rem=2635.7Rem=1979Rem=2635.67513596311QL=0.0006Um=0.0038310832l=0.04580542l=0.0496667877lm=0.056已知条件Qg=0.0022Gm=0.5469305925DP=0.022MpaDP=0.046MpaHL=0.3792RL=0.222215325Vsg=0.5974522577DP=0.028Mpadl=833.52466402Pc=4.5889125dg=6.6834675719Tc=222.6115贝格斯－－布里尔法1。判断流态流态划分标准Beggs--Brill2。计算持液率流态RL标准Fr标准分离，分散，间歇流RL=0.222215325分离流<0.01<200.6false水平管持液率HLO=a*RLb/FRc>=0.01<0.038false过渡流水平管持液率HLO＝A×HLO分离＋B×HLO间歇FR=0.8734284119过渡流>=0.010.0379016979=0.40.8876113603=200.6false分离流0.9800.48460.08680.47838false>=0.4>12601.0503803545false过渡流A=0.016691523B=0.9833084770.37936true流态d1efg1Cy间歇流0.8450.53540.01730.37768false上坡分离流0.011-3.7683.539-1.6141.8401.000false分散流1.0650.58240.06090.44719false上坡间歇流2.9600.305-0.4470.0980.3801.000false上坡分散流C=0y=1.0000.0001.000false3。计算斜管持液率下坡各流态4.700-0.3690.124-0.5061.7161.000false原油表面张力s=0.02361N/mVsl=0.171m/sNlv=1.323C=(1-RL)Ln(d1*Rle*Nlvf*FRg1)工作管线y=Hlo=0.379HLq=0.37936流态m=0.222n=0.224Re0=2635.6751359631l0=0.0451lm=l0*exp(n)=0.0564085929过渡流A=气管线压降计算工程名称：埕岛天然气开发二号平台至埕北古5海底管线日期：2/3/1015:26天然气种类计算模型选择计算类型短距,集输线大口径长输线P1=0.4Mpa(绝）管线输气量Q=250000Nm3/dP2=0.342Mpa(绝)标准状态下比重g=0.63计算P2=0.34天然气定压比热Cp=0.5kCal/kg.oC误差=0.1%T1=60oCT2=39.7758953471oC管线长度L=3000m管径f273x7mm粗糙度e=0.3mm地温To=4oC总传热系数K=0.8W/m2.oC温度及压力分布干沙K=1.165一般K=1.5距起点1500m处的温度48.7599166603oC湿沙K=3.5湿泥沙K=1.456距起点1500m处的压力0.3721316971Mpa(绝）终点2wewepa起点1weymouthpanhandle1121p12-p22=0.040.03E=0.9p2=0.340.36天然气种类伴生气管线内径d=25.9cmp1=1管线平均温度49.135299017oC管线平均压力Pa=0.3717556155气体压缩因子Z=0.9916092449输气量Q=250000m3/d=2.8935185185m3/s温度系数a=0.000149说明第&P页离心泵安装高度计算工程名称：日期：2/3/1015:26流体密度r=1000kg/m31.平均粘度粘度u=cst性质蒸汽压Pvap=0.001Mpa介质粘度可选2.粘温性质,温度oC5010介质比热Cp=1kCal/kgoC择两种方式输入两个温度点粘度cst236450P=0.006MpaHL=0mP=0.006Mpat=45流量Q=25m3/hHL=1mNPSHr=4mH=10m效率h=60%设备压降扬程H=10.5066138365m调节阀压降DP=0.02Mpa轴功率N=1.192938446kWDP=0.00MpaH=10m0.1mmf89x3.50.1mmL=50m管径mmf114x4V=1.31m/sL=20m压降hf=8.1020083337米液柱V=0.79m/sOK！泵的安装高度足够。NPSHa=10.3493944972mhf=1.1606055028米液柱层流P1=MpaRe=328.7274216143P2=0.1024260661MpaT1=35oCT2=34.9692435325oCL=mfxmm环境温度Te=0oC总传热系数K=3.3kCal/m2oCh注:埋地管道取地温,架空管道取气温.din=106mme=0.00m=-0.84309748462.4054318855Tav=45din=0.082v=0.0002537501m2/sb=2.4911557465V=253.750084043cste=0.00A=1.0008795291总传热系数K=3.8353333333W/m2K介质比热Cp=4184J/kgKDp+Dp=0.022Re=328.7274216143Re1=77523.3386280209Re2=1457007.65132964Re=4.25E+02Re1=57811.3384808537l=0.1946901773Re=2000-3000h=1.1606055028Re2=1092149.656660143000<=Re<=Re1l=0.1506093824Re=2000-3000h=8.1020083337Re1Re2Re1Re2h=1.1606055028h=8.10200833372.5873486243注意！泵的安装高度H太小。注意！泵的安装高度H勉强。适当提高H。OK！泵的安装高度足够。说明单相流管线水力，热力计算表工程名称：日期：2/3/1015:26流体流量流量Q=117.6m3/h1.平均粘度粘度u=50cst及性质密度r=873.4kg/m3介质粘度可选2.粘温性质,温度oC介质比热Cp=0.5kCal/kgoC择两种方式输入两个温度点粘度cst紊流，光滑区P1=1.5MpaRe=3211.7781410337V=0.6200343902m/sP2=0.7913854538MpaT1=65oCT2=45.3765877217oCL=25000mf273x7mme=0.1mm环境温度Te=5oC总传热系数K=1kCal/m2oCh注:埋地管道取地温,架空管道取气温.注意！管线温降已>4度,要分段计算din=259mme=0.00m=#NUM!#NUM!Tav=55.1882938609v=0.00005m2/sb=#NUM!V=#NUM!cstA=1.4860096751总传热系数K=1.1622222222W/m2K介质比热Cp=2092J/kgKRe=3211.7781410337Re1=215205.84690881Re2=3944422.85282678l=Re=2000-3000h=0.04372754253000<=Re<=Re182.7886498235Re1Re2h=82.7886498235dt1=19.6234122783dt2说明&A1.油气混输计算表使用方法；编制依据；本程序根据《油田油气集输设计技术手册》

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第722页至727页有关公式编制。可以采用杜克勒I或II法计算。使用方法：本计算表只能用于计算原油--天然气的两相流系统。1。首先选择计算类型：已知起点求终点已知终点求起点2。选择计算方法；杜克勒I法杜克勒II法3。在黄色的单元格内输入以知条件，注意单位：气-油比应为：m3/m3.液相比热：kCal/kg.oC气相比热：Cal/kg.oC(一般为0.14-0.17)粘度的输入方法有两种：1。输入平均粘度2。输入粘温性质4。如果选择杜克勒I法，输入已知条件后，结果将自动显示在兰色的单元格内。5。如果选择杜克勒II法，输入已知条件后，需要假设一个持液率初值HL输入，然后根据RL及混合Rem查右边的图8-3-3得一个新的HL值。并把新的HL输入到计算表中，下面的兰色格内将自动显示误差。如果>5%,把新的HL作为初值输入到表中。直至误差<5%。再进行下一步计算。0.00011.36。根据计算的RL查右边的图8-3-4得到混输阻力0.00021.45系数f并输入到计算表中。结果将自动显示在0.00041.65兰色的单元格内。0.00071.80.0011.890.0022.10.0042.290.0072.430.012.50.022.590.032.60.052.570.082.50.12.430.22.1750.41.80.71.3911.072.离心泵计算表使用方法介绍；1。本程序适用于离心泵安装高度及进出口管线管径的核算。2。程序编制依据；管线压降计算依据如下：《原油长输管道工艺及输油站设计规范》SYJ134-86《油田油气集输设计规范》SYJ4-84中的达西（Darcy）公式，摩阻系数按流态选择相应的关联式计算。其中紊流水力光滑区的摩阻系数按《原油长输管道工艺及输油站设计规范》SYJ134-86的推荐，采用Miller公式。注：泵的进口管线的长度应包括各种管件的当量长度。当量长度计算见《油田油气集输设计技术手册》上册第691页。3。使用：在黄色的单元格内填入数据，计算结果自动显示在兰色的单元格内。A粘度可以以两种方式输入；a）直接输入输送条件下的粘度，厘沱（cst）。b）输入流体的粘-温性质，（两个温度点的粘度，用于原油系统）B对于原油系统，蒸气压Pvap与泵入口容器内的压力P应相等。C泵安装高度的判断条件是:NPSHa/NPSHr<1.1高度不够。NPSHa/NPSHr=1.1～1.3高度勉强，应适当提高。NPSHa/NPSHr>1.3高度足够。3.气管线计算表使用方法；本程序中的潘汉德计算模型是根据《输气管道工程设计规范》GB50251-94附录A中A.0.1的计算公式编写的。而威莫斯计算模型是根据《油田油气集输设计技术手册》上册第748页至762页有关公式编制。使用方法：1。首先选择气体种类，计算类型及计算模型。2。根据提示输入初始值，计算值及相对误差显示在下面的兰色单元格内。根据误差调整初始值。直至误差小于允许值。4.油管线压降计算表使用方法介绍；1。本程序适用于液体单相流管道的水力及热力计算。2。程序编制依据；《原油长输管道工艺及输油站设计规范》SYJ134-86《油田油气集输设计规范》SYJ4-84中的达西（Darcy）公式，摩阻系数按流态选择相应的关联式计算。其中紊流水力光滑区的摩阻系数按《原油长输管道工艺及输油站设计规范》SYJ134-86的推荐，采用Miller公式。3。使用：在黄色的单元格内填入数据，计算结果自动显示在兰色的单元格内。A粘度可以以两种方式输入；a）直接输入输送条件下的粘度，厘沱（cst）。b）输入流体的粘-温性质，（两个温度点的粘度，用于原油系统）B可以根据起点条件计算终点条件，或根据终点条件计算起点条件。C总传热系数的选择请参考《油田油气集输设计技术手册》上册,第706页。本程序由油气所孙晓春编写，如在使用时发现问题，欢迎指正。联系电话：8553164第&P页混输管线水力，热力计算表工程名称：日期：2/3/1015:26流体流量液体流量Q=4.96m3/h原油密度r=840kg/m31.平均粘度粘度u=11.9cst及性质气油比h0=84.03m3/m3气体比重g=0.752.粘温性质,温度oC液体比热Cp=0.5kCal/kgoC气体比热Cp=0.15Cal/kgoC两个温度点粘度cst计算模型计算类型0.3初值P1=0.77Mpa计算P1=0.76744971780.29相对误差=0%3%T1=67.0794777067oC2.52Rem=26468V=3.76m/sP2=0.60Mpa管线长度L=1000mf89x4mm水平间歇流环境温度Te=5oCT2=45oC总传热系数K=3.3kCal/m2oCh管线斜度角=0度din=81mm气体质量流量=376.672878m=#NUM!#NUM!Tav=56.0397388533v=0.000m2/smixtureCp=1918.6012274J/kgKb=#NUM!V=11.9cstPav=0.685A=1.5519869427总传热系数K=3.8W/m2KduklerIRs=2.7341919255Vm=3.761DuklerIDuklerIIbeggs-brillfalseBo=1.0379153111Ug=0.0000116727dm=65.0463604542dm=21.5279637184dm=65.0463604542duklerIIZ=0.9854876283Ul=0.009996Rem=26468.0Rem=8760Rem=26468.0329275829falseQL=0.0014Um=0.0007487129l=0.0248175965l=0.0329759681lm=0.029已知起点Qg=0.0179Gm=1.2600613251DP=0.141MpaDP=0.156MpaHL=0.209falseRL=0.0738197234Vsg=3.4819064484DP=0.167Mpa以知终点dl=811.6953444105Pc=4.5889125truedg=5.5358926826Tc=222.6115Beggs-Brilltrue贝格斯－－布里尔法1。判断流态流态划分标准Beggs--Brill2。计算持液率流态RL标准Fr标准分离，分散，间歇流RL=0.0738197234分离流<0.01<143.8false水平管持液率HLO=a*RLb/FRc>=0.01<0.575false过渡流水平管持液率HLO＝A×HLO分离＋B×HLO间歇FR=17.8216076215过渡流>=0.010.5754913998=0.44.3950206925=143.8false分离流0.9800.48460.08680.21585false>=0.4>21145807.7891111false过渡流A=-3.5152464872B=4.51524648720.18649false流态d1efg1Cy间歇流0.8450.53540.01730.20935true上坡分离流0.011-3.7683.539-1.6143.1291.000false分散流1.0650.58240.06090.19588false上坡间歇流2.9600.305-0.4470.0980.2121.000false上坡分散流C=0y=1.0000.0001.000false3。计算斜管持液率下坡各流态4.700-0.3690.124-0.5061.0641.000false原油表面张力s=0.02279N/mVsl=0.278m/sNlv=2.155C=(1-RL)Ln(d1*Rle*Nlvf*FRg1)工作管线y=Hlo=0.209HLq=0.20935流态m=0.074n=0.194Re0=26468.0329275829l0=0.0242lm=l0*exp(n)=0.0293951835间歇流气管线压降计算工程名称：营93--102站天然气管线日期：2/3/1015:26天然气种类计算模型选择计算类型短距,集输线大口径长输线初值P1=0.243Mpa(绝）管线输气量Q=35000Nm3/dP2=0.15Mpa(绝)计算P1=0.243633614标准状态下比重g=0.7误差=-0.3%天然气定压比热Cp=0.65J/kg.oCT1=30oCT2=5.0353319787oC管线长度L=7000m管径f159x5mm粗糙度e=0.15mm地温To=5oC总传热系数K=1.5W/m2.oC温度及压力分布干沙K=1.165一般K=1.5距起点300m处的温度23.8715217037oC湿沙K=3.5湿泥沙K=1.456距起点300m处的压力0.2397553217Mpa(绝）wepansp起点终点weymouthpanhandletruefalsefalsefalsetruep12-p22=0.040.03E=0.9p2=天然气种类伴生气干气管线内径d=0.149mp1=0.2436336140.23884truefalse管线平均温度8.8045209861oC管线平均压力Pa=0.2001679389气体压缩因子Z=0.9961123244输气量Q=35000m3/d=1458.3333333333m3/h温度系数a=0.0009374061说明第&P页天然气物性计算天然气组份co2n2c1c2c3ic4nc4ic5nc5c6c7c8h2ototal各组份理想低热值kJ/m3003580763727912231182061185771451531460251734542008812282860.000理想密度kg/m31.96351.24980.71571.34161.96742.59322.59323.2193.2193.84484.47065.09653.000压缩因子0.99460.99970.99820.99190.98180.96790.96600.95280.94740.91720.87480.81430.9875求和因子0.0670.02240.0490.10150.1530.20420.21050.24620.2610.33170.41410.5126v%0.81.24291.164.331.110.66800.1710000099.481Hi0032641.66122759.37911012.5753789.616080248.211630000Hid=37451.44331ri0.0157080.0155225160.652432120.058091280.021838140.01732257600.005504490000rid=0.786419122vi*bi^0.50.0010.0000.0450.0040.0020.0010.0000.0000.0000.0000.0000.000Zm=0.99715261260.053CpkJ/kg.c0.8331.0402.2041.7061.6251.6161.6521.6001.6221.6131.6061.6010.476Mi44.01028.01316.04330.07044.09758.12458.12472.15172.15186.178100.205114.23218v%*Mi35.20834.7921462.480130.20348.94838.8270.00012.3380.0000.0000.0000.0000.000∑V*M=1762.795gi=V*M/(∑v*m)0.0200.0200.8300.0740.0280.0220.0000.0070.0000.0000.0000.0000.000比热gi*Cpi0.0170.0211.8290.1260.0450.0360.0000.0110.0000.0000.0000.0000.000Cp=2.084kJ/kg.oCKi1.3001.4001.3071.1941.1321.0971.0951.0771.0761.0631.0541.048绝热指数Vi*Ki1.0401.739119.1465.1701.2570.7330.0000.1840.0000.0000.0000.000Km=1.293天然气净热值Hre=37558.3865850876kJ/m3天然气比热Cp=2.084kJ/kg.oC0.498kCal/kg.oC天然气绝热指数k=1.293第&P页