Молярная масса природного газа кг кмоль

Содержание

Физико-химические свойства природных газов. Пересчет состава газа и конденсата , страница 2
2.2. Основные физические свойства газов
Смеси газов
Физические характеристики компонентов природного газа

Физико-химические свойства природных газов. Пересчет состава газа и конденсата , страница 2

В газовой промышленности за стандарт приняты условия Т=293,15 0 К и Р=0,1013 МПа, в этом случае 1 гмоль и 1 кгмоль будут занимать объемы соответственно 24,04 дм 3 /моль и 24,04 м 3 /кмоль.

Для природного газа, являющегося смесью углеводородных и неуглеводородных компонентов, вводится понятие кажущаяся молярная масса М_к, значение которой определяется по формуле

где М_i – молярная масса i-го компонента, кг/кмоль; n_i — молярная масса i-го компонента в смеси; к – число компонентов в смеси.

Если n_i дано в мольных процентах, формула имеет вид:

Иногда используют единицы измерения г/моль. Часто слово “кажущаяся” опускается и для природного газа это значение называют молярная (а иногда молекулярная) масса газа.

Плотность вещества – масса единицы объема. Плотность газа определяется, как отношение молярной массы к объему моля газа, т.е.

При стандартных условиях – ρ_ст

где ρ₀ и ρ_ст – плотность газа при соответствующих условиях.

2.2. Пересчет состава газа и конденсата.

Пересчет состава газа и конденсата осуществляется следующим образом.

Дан состав газа (конденсата) в мольных долях – ∑М_i=1, где n_i – мольная масса i-го компонента в смеси, к – число компонентов в смеси. При известной молярной массе М_i – каждого компонента определить состав в массовых долях, т.е. найти m_i и ∑m_i=1, m_i – массовая доля i-го компонента. Решение приводится в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Пересчет мольного состава смеси углеводородов в массовый.

Мольные доли, n_i

Молярная масса, m_i

Масса i-го компонента

Источник

2.2. Основные физические свойства газов

В настоящее время для газоснабжения используются в основном природные газы. Природные газы имеют сложный многокомпонентный состав. В соответствии с условиями образования природного газа его месторождения подразделяют на три группы:

газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоящих в основном из метана (8298%);
газы газоконденсатных месторождений, содержащих 8095% метана и паров конденсата (тяжелых углеводородов);
газы нефтяных месторождений (попутные газы) содержат 3070% метана и значительное количество тяжелых углеводородов.

Газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м 3 принято называть сухими или тощими, а с большим содержанием углеводородов – жирными. Для выполнения гидравлического и теплового расчета газопроводов и расчета режимов работы компрессорных станций необходимо знать основные свойства природных газов: плотность, вязкость, газовую постоянную, псевдокритические температуру и давление, коэффициент сжимаемости, теплоемкость, эффект Джоуля-Томпсона. Плотность газа(газовой смеси) определяется по правилу аддитивности (сложения) , (2.1) где a₁a_n– объемные (молярные) концентрации компонентов смеси; ₁_n– плотности компонентов смеси. В расчетах часто пользуются понятием относительной плотности газа, то есть отношением плотности газак плотности воздуха_Впри одних и тех же условиях . (2.2) При этом различают нормальные (T=273,15 K и P=0,1013 МПа) и стандартные (T=293,15 K и P=0,1013 МПа) условия. При нормальных условиях плотность газа можно определить по его молярной массе , (2.3) где 22,41 – объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м 3 /кмоль – молярная масса природного газа, кг/кмоль; a_i, M_i– соответственно объемная доля и молярная масса i-го компонента Пересчет плотности газа с одних параметров состояния (P₁, T₁, z₁) на другие (P, T, z) можно осуществить по формуле , (2.4) где P и P₁– абсолютные давления газа; T и T₁– абсолютные температуры газа; z и z₁–коэффициенты сжимаемости газа; Газовая постояннаяприродного газа (Дж/(кгК)) зависит от состава газовой смеси , (2.5) где R– универсальная газовая постоянная R=8314,3 Нм/(кмольК). Псевдокрититические температура и давлениегазовой смеси определяются по формулам , (2.6) , (2.7) где T_{КР i}и P_{КР i}– соответственно абсолютные критические температура и давление i-го компонента газовой смеси. Критическая температураT_КР– температура при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар. Критическое давление P_КР– давление при котором и выше которого нельзя испарить жидкость. Псевдокритические параметры природного газа в соответствии с нормами технологического проектирования могут быть найдены по известной плотности при стандартных условиях _СТ; (2.8) . (2.9) Коэффициент сжимаемостиучитывает отклонение свойств природного газа от законов идеального газа. Коэффициент сжимаемостиzопределяется по специальным номограммам в зависимости от приведенных температуры и давления либо по формуле, рекомендованной отраслевыми нормами проектирования[13] ; (2.10) . (2.11) Динамическая вязкостьгаза (Пас) определяется по формуле (2.12) Кинематическая вязкость газа определяется из соотношения . (2.13) Теплоемкостьгаза зависит от его состава, давления и температуры. Изобарная теплоемкость (кДж/(кгК)) природного газа с содержанием метана 85% и более согласно отраслевым нормам ОНТП 51-1-85 определяется по формуле . (2.14) Понижение давления по длине газопровода и дросселирование газа на ГРС сопровождается охлаждением газа. Это явление учитывается коэффициентом Джоуля-Томпсона(К/МПа), для определения которого отраслевыми нормами [13] рекомендуется зависимость (для природных газов с содержанием метана 85% и более) . (2.15) где C_P – средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений температуры и давления в процессе дросселирования. 2.3. Технологический расчет магистрального газопровода

Источник

Смеси газов

Природные газы представляют собой смесь, состоящую из нескольких чистых веществ, химически не взаимодействующих между собой: метана СН, этана СН, пропана СН, бутана СНи других углеводородов. Поэтому одной из важнейших характеристик смеси является ее состав. Состав смеси обычно определяется посредством нахождения массовой или мольной концентрации компонентов, входящих в смесь. Понятие «моль», как отмечалось выше, означает количество вещества в граммах, численно равное его мольной массе, а киломоль — количество вещества в килограммах, тоже численно равное его мольной массе. Так, например, киломоль кислорода Оравен 32 кг, киломоль метана СН— 16,04 кг и т.д. Физические характеристики компонентов природного газа приведены в табл. 1.2.