Визначення питомої об'ємної теплоти згорання (теплотворної здатності) природного газу

Теплоту згорання природного газу використовують при реалізації газу споживачам.

Питому об’ємну теплоту згорання природного газу визначають згідно ГОСТ 22667.

При невідомому компонентному складі допускається визначати нижчу Н_сн і вищу Н_св питомі теплоти згорання за формулами:

1.2.7. Визначення коефіцієнта стисливості.

Коефіцієнт стисливості обчислюється за формулою (1.22).

Однак існують емпіричні залежності К=f(р,T). Одна з них запропонована В.К.Касперовичем (ІФДТУНГ, 1994 р.). Ця залежність розроблена на основі аналізу графічних і табличних залежностей К=f(р_пр,Т_пр) Російського НДІ природних газів (м. Москва). Вона дає задовільні результати для тиску в межах МПа і температури і записується таким апроксимаційним виразом:

, (1.53а)

де р – тиск газу, Па; Т – абсолютна температура газу, К; ρ і ρ _пов – густина газу і повітря за робочих умов відповідно кг/м³.

При зміні температури природного газу в межах і тиску для знаходження коефіцієнта стисливості відома практична формула для змішаної системи одиниць:

, (1.53б)

де t – температура газу, ; р – тиск газу, .

Формули (1.53а) і (1.53б) набули практичного застосування при розрахунках газопроводів, однак наслідок відсутності їх метрологічної оцінки не знайшли практичного застосування у витратометрії газу. Тому зупинимось детальніше на регламентованих діючими нормативними документами практичних методах розрахунку коефіцієнта стисливості.

Для розрахунку коефіцієнта стисливості природного газу при визначені його витрати необхідно застосовувати наступні методи:

- модифікований метод NX19 мод. для природних газів з густиною ρ _с=0,668-0,70 кг/м³ в інтервалі температур 250-290 К і тисків до 3 МПа; похибка розрахунку коефіцієнту стисливості не перевищує 0,11%;

- модифіковане рівняння стану (РС) GERG-91 мод. і РС AGA8-92DC для природних газів з густиною ρ _с=0,668-0,70 кг/м³, що не містять сірководню, в інтервалі температур 250-330К і тисків до 12 МПа; похибка розрахунку коефіцієнту стисливості не перевищує 0,11%.

- рівняння стану ВНИЦ СМВ для природних газів з густиною ρ _с=0,70-1,00 кг/м³ в інтервалі температур 270-340 К і тисків до 12 МПа; похибка розрахунку коефіцієнту стисливості не перевищує 0.19% (природний газ без сірководню) і 0.36% (газ з вмістом сірководню до 30 мол.%).

При тисках (12-30) МПа і температурах (260-340) К для обчислення коефіцієнта стисливості допускається застосовувати рівняння стану GERG-91 мод. і AGA8-92DC.

1.2.7.1. Модифікований метод NX19 мод.

при 0 £ р_а £ 1,3 і –0,25 £ Δ Т_а £ 0

+1,317 ,

при 1,3 £ р_а £ 2 і –0,25 £ Δ Т_а £ 0

(1.62)

де Δ Т_а = Т_а – 1,09.

1.2.7.2. Модифіковане рівняння стану GERG-91 мод.

Модифіковане рівняння стану GERG-91 мод. має вигляд:

(1.65)

де B _m i C _m – коефіцієнти рівняння стану;

ρ_м – молярна густина, кмоль/м³.

Коефіцієнти рівняння стану визначають із наступних виразів:

(1.66)

(1.67)

де х _е – молярна частка еквівалентного вуглеводню

(1.68)

(1.69)

(1.70)

(1.71)

(1.72)

(1.73)

(1.74)

(1.75)

(1.76)

(1.77)

(1.78)

(1.79)

В формулах (1.69), (1.73) H обчислюють за формулою

(1.80)

де М_е - молярна маса еквівалентного вуглеводню, значення якої визначається із формули

(1.81)

В рівнянні (1.81) молярну частку еквівалентного вуглеводню (х_е) обчислюють за формулою (1.68), а фактор стисливості за стандартних умов (z_c) обчислюють за формулою (1.44).

Після обчислення коефіцієнтів рівняння стану (1.65) B_m i C_m обчислюють фактор стисливості при заданих тисках (р, МПа) і температурі (Т, К) за формулою

(1.82)

де

(1.83)

(1.84)

(1.85)

(1.86)

(1.87)

(1.88)

Коефіцієнт стисливості природного газу обчислюють за формулою (1.22).

Фактор стисливості при стандартних умовах z _с обчислюють також за формулами (1.82) - (1.88) при заданих тисках р _с і температурі Т _с. Допускається обчислювати фактор стисливості при стандартних умовах за формулою (1.44).

1.2.7.3. Рівняння стану ВНИЦ СМВ.

Рівняння стану ВНИЦ СМВ має вигляд:

(1.89)

де - коефіцієнти рівняння стану;

- приведена густина;

- приведена температура;

- молярна густина, кмоль/м³;

і - псевдокритичні параметри природного газу.

Коефіцієнти рівняння стану визначаються за формулою

(1.90)

де - узагальнені коефіцієнти рівняння стану, які наведені в ГОСТ 30319.2.

Псевдокритичні параметри природного газу і його фактор Пітцера обчислюється за формулами:

- псевдокритична густина

(1.91)

де (1.92)

- псевдокритична температура

(1.93)

де (1.94)

(1.95)

- фактор Пітцера

(1.96)

де (1.97)

У співвідношеннях (1.91) – (1.97) N – кількість основних компонентів природного газу (метану, етану, пропану, н -бутану, и -бутану, азоту, діоксиду вуглецю, сірководню).

Критичні параметри компонентів , їх молярна маса фактори Пітцера і параметри бінарної взаємодії наведені в ГОСТ 30319.2.

Якщо заданий компонентний склад природного газу містить крім основних інші компоненти (але не більше 1% в сумі), то молярні або об’ємні частки цих компонентів прибавляються до відповідних часток основних компонент наступним чином:

- ацетилен і етилен до етану;

- пропілен до пропану;

- вуглеводи від н -пентану і вище до н -бутану;

- інші компоненти до азоту.

Склад природного газу перераховують із об’ємних часток в молярні за формулами:

(1.98)

(1.99)

(1.100)

(1.101)

де - густина і -тої компоненти за стандартних умов;

g_і – масова частка і -тої компоненти;

N – кількість основних компонент;

Для обчислення фактору стисливості за рівнянням стану (1.89) необхідно визначити густину при заданих тисках (р, МПа) і температурі (Т, К).

Густина із рівняння стану (1.89) обчислюється за методом Ньютона в наступному ітераційному процесі:

1) початкову густину визначають за формулою

(1.102)

де приведений тиск обчислюється із виразу

(1.103)

(1.104)

а псевдокритичні густину , температуру і фактор Пітцера обчислюються за формулами (1.91), (1.93) і (1.96);

2) густина на k -му ітераційному кроці визначається із виразів

(1.105)

(1.106)

де обчислюється із рівняння стану (1.89) при густині на ітераційному кроці (k -1), тобто при а безмірний комплекс А ₁ визначається із рівняння

(1.107)

3) критерії закінчення ітераційного процесу

(1.108)

якщо критерій (1.108) не виконується, то необхідно продовжити ітераційний процес, починаючи з пункту 2) алгоритму.

Після визначення фактору стисливості при робочих і стандартних умовах за формулою (1.22) обчислюється коефіцієнт стисливості. Допускається обчислювати фактор стисливості за стандартних умов за формулою (1.42).

1.2.8. Визначення густини вологих газів і їх сумішей.

Густина вологого газу в загальному випадку визначається як сума густин сухої частини і водяної пари при їх парціальних тисках і температурі t:

(1.109)

Парціальний тиск сухої частини вологого газу (газової суміші) визначається як різниця між тиском суміші і парціальним тиском водяної пари p_в.п при температурі t:

, (1.110)

звідки парціальний тиск сухої частини насиченого вологого газу визначається так

. (1.111)

Парціальний тиск водяної пари у вологому газі при температурі T обчислюється за виразом

, (1.112)

звідки при насиченому стані .

Густина сухої частини вологого газу при робочих умовах визначається наступними виразами:

в загальному випадку

; (1.113)

в насиченому стані

, (1.114)

де - визначається за довідковими таблицями залежно від T.

Густина водяної пари в робочих умовах визначається за наступними формулами:

у вологому газі

; (1.115)

у насиченому стані

, (1.116)

де - густина водяної пари за стандартних умов; - максимальна густина водяної пари у вологому газі при температурі T (визначається за таблицею з довідника).

Густина (в кг/м³) вологого газу (газової суміші) при p і Т виходячи з вище наведених виразів (1.109)-(1.116)визначається за рівнянням

; (1.117)

насиченого вологого газу (газового потоку) – за рівнянням

. (1.118)

Література до першого розділу

1. ГОСТ 30319.0-96, 30319.1-96, 30319.2-96, 30319.3-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств.

2. Приборы и средства учета природного газа и конденсата / В.М.Плотников, В.А. Подрешетников, Л.Н. Тетеревятников. – Л.: Недра, 1989. – 238с. (Б-ка эксплуатационника магистрального газопровода).

3. Измерения и учет расхода газа: Справочное пособие / В.А. Динков, З.Т. Галиуллин, А.П. Подкопаев, В.С. Кондратьев. – М.: Недра, 1979. – 304с.

Література до першого розділу

1. ГОСТ 30319.0-96, 30319.1-96, 30319.2-96, 30319.3-96. Газ природний. Методы расчёта физических свойств.

2. Приборы и средства учета природного газа и конденсата / В.М.Плотников, В.А.Подрешетников, Л.Н.Тетеревятников. – Л.: Недра, 1989. – 238 с. (Б-ка эксплуатационника магистрального газопровода)

3. Измерения и учёт расхода газа: Справочное пособие / В.А.Динков, З.Т.Галиуллин, А.П.Подкопаев, В. С. Кондратьев. – М.: Недра, 1979. – 304 с.

Поиск по сайту: