1. JCCT
  2. Всі випуски
  3. Випуск 18, Номер 1, 2024
  4. Експериментальна оцінка емпіричного рівняння в газовому потоці

Експериментальна оцінка емпіричного рівняння в газовому потоці

JCCT.
2024;
Випуск 18, Номер 1
: cc. 57- 65
https://doi.org/10.23939/chcht18.01.057
Автори:
  1. Arlitt Amy Lozano Povis
  2. Elías Adrián Sanabria Perez
1
Universidad Nacional del Centro del Perú, Facultad de Ingeniería Química Mariscal Castilla
2
Universidad Nacional del Centro del Perú, Facultad de Ingeniería Química Mariscal Castilla

У цій статті оцінено похибку оцінювання емпіричного рівняння Пола з використанням мідних труб різних діаметрів (0,00953, 0,0127, 0,01588 м), за різних умов потоку (0, 300, 500, 1000, 1500, 2000, 2500, 3000 л/год). Для проведення експериментів були використані наступні прилади: повітряний компресор, 2 проточні вентилі, голчастий вентиль, газовий ротаметр, мідні трубопроводи, манометри і передавачі, реєстратор даних Norus з вихідними сигналами від 4 до 20 мА, термопари і терморезистори. Це дало змогу встановити, що падіння тиску повітря під час проходження через труби є вищим (380 Па) для труб малого діаметру (0,00953 м) порівняно з трубами більшого діаметру (0,01270 м і 0,01588 м) з максимальним значенням 54 і 28 Па, відповідно; і відносно швидкості потоку падіння тиску зростає з квадратичною тенденцією відносно швидкості потоку. Нарешті, залишкові похибки, які має емпіричне рівняння в розрахунках перепаду тиску, у цілому, не є великими.

повітряний потік
витрата
тиск
діаметр
труба
  1. Song, G.; Li, Y.; Sum, A. K. Characterization of the Coupling between Gas Hydrate Formation and Multiphase Flow Conditions. J. Nat. Gas Sci. Eng. 2020, 83, 103567. https://doi.org/10.1016/J.JNGSE.2020.103567
  2. Pinchuk, S.; Galchenko, G.; Simonov, A.; Masakovskaya, L.; Roslyk, I. Complex Corrosion Protection of Tubing in Gas Wells. Chem. Chem. Technol. 2018, 12, 529–532. https://doi.org/10.23939/chcht12.04.529
  3. Paolinelli, L. D.; Nesic, S. Calculation of Mass Transfer Coefficients for Corrosion Prediction in Two-Phase Gas-Liquid Pipe Flow. Int. J. Heat Mass Transf. 2021, 165, 120689. https://doi.org/10.1016/J.IJHEATMASSTRANSFER.2020.120689
  4. Bannikov, L.; Miroshnichenko, D.; Pylypenko, O.; Pyshyev, S.; Fedevych, O.; Meshchanin, V. Coke Quenching Plenum Equipment Corrosion and Its Dependents on the Quality of the Biochemically Treated Water of the Coke-Chemical Production. Chem. Chem.Technol. 2022, 16, 328–336. https://doi.org/10.23939/chcht16.02.328
  5. Löhr, L.; Houben, R.; Moser, A. Optimal Power and Gas Flow for Large-Scale Transmission Systems. Electr. Power Syst. Res.2020, 189, 106724. https://doi.org/10.1016/J.EPSR.2020.106724
  6. Xu, L.; Zhu, F.; Zha, F.; Chu, C.; Yang, C. Effects of Gas Pressure and Confining Pressure on Gas Flow Behavior in Saturated Cohesive Soils with Low Permeability. Eng. Geol. 2019, 260, 105241. https://doi.org/10.1016/J.ENGGEO.2019.105241
  7. Martínez-Aguilar, J.; González-Gago, C.; Castaños-Martínez, E.; Muñoz, J.; Calzada, M. D.; Rincón, R. Influence of Gas Flow on the Axial Distribution of Densities, Temperatures and Thermodynamic Equilibrium Degree in Surface-Wave Plasmas Sustained at Atmospheric Pressure. Spectrochim. Acta Part B At.Spectrosc. 2019, 158, 105636. https://doi.org/10.1016/J.SAB.2019.105636
  8. INDECOPI. Gas Natural seco.Sistema de tuberías para instalaciones internas residenciales y comerciales. https://www.italcaseperu.com/download/NTP 111.011 2006 Instalaciones internas residenciales y comerciales.pdf (accessed 2022-03-08).
  9. Badie, S.; Hale, C. P.; Lawrence, C. J.; Hewitt, G. F. Pressure Gradient and Holdup in Horizontal Two-Phase Gas–Liquid Flows with Low Liquid Loading. Int. J. Multiph. Flow 2000, 26, 1525– 1543. https://doi.org/10.1016/S0301-9322(99)00102-0.
  10. Wu, J.; Li, Y.; Wang, Y. Three-Dimension Simulation of Two-Phase Flows in a Thin Gas Flow Channel of PEM Fuel Cell Using a Volume of Fluid Method. Int. J. Hydrogen Energy 2020, 45 (54), 29730–29737.https://doi.org/10.1016/J.IJHYDENE.2019.09.149
  11. Liang, R.; Jin, X.; Yang, S.; Shi, J.; Zhang, S. Study on Flow Structure Transition in Thermocapillary Convection under Parallel Gas Flow. Exp. Therm. Fluid Sci. 2020, 113, 110037. https://doi.org/10.1016/J.EXPTHERMFLUSCI.2019.110037
  12. Bissor, E. H.; Yurishchev, A.; Ullmann, A.; Brauner, N. Prediction of the Critical Gas Flow Rate for Avoiding Liquid Accumulation in Natural Gas Pipelines. Int. J. Multiph. Flow 2020, 130, 103361. https://doi.org/10.1016/J.IJMULTIPHASEFLOW.2020.103361
  13. Alsaadi, Y.; Pereyra, E.; Torres, C.; Sarica, C. Liquid Loading of Highly Deviated Gas Wells from 60° to 88°. Proc. - SPE Annu. Tech. Conf. Exhib. 2015, 2015-January, 1752–1769. https://doi.org/10.2118/174852-MS
  14. Zhou, D.; Yuan, H. A New Model for Predicting Gas-Well Liquid Loading. SPE Prod. Oper. 2010, 25 (02), 172–181. https://doi.org/10.2118/120580-PA
  15. Trifonov, Y. Y. Linear and Nonlinear Instabilities of a Co- Current Gas-Liquid Flow between Two Inclined Plates Analyzed Using the Navier–Stokes Equations. Int. J. Multiph. Flow 2020, 122, 103159. https://doi.org/10.1016/J.IJMULTIPHASEFLOW.2019.103159
  16. Shi, S.; Wang, Y.; Qi, Z.; Yan, W.; Zhou, F. Experimental Investigation and New Void-Fraction Calculation Method for Gas– Liquid Two-Phase Flows in Vertical Downward Pipe. Exp. Therm. Fluid Sci. 2021, 121, 110252. https://doi.org/10.1016/J.EXPTHERMFLUSCI.2020.110252
  17. Kopparthy, S.; Mansour, M.; Janiga, G.; Thévenin, D. Numerical Investigations of Turbulent Single-Phase and Two-Phase Flows in a Diffuser. Int. J. Multiph. Flow 2020, 130, 103333. https://doi.org/10.1016/J.IJMULTIPHASEFLOW.2020.103333