Расчет молярной массы природного газа

12 Таблицы данных

«ГОСТ 31369-2021 (ISO 6976:2016). Межгосударственный стандарт. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава» (введен в действие Приказом Росстандарта от 12.10.2021 N 1106-ст)

Молярная масса и индексы числа атомов

для компонентов природного газа

Молярная масса, M_j, кг·кмоль -1

Примечание — Значения молярной массы, приведенные выше, получены взвешенным суммированием атомных масс (атомных весов) входящих в молекулу элементов, в соответствии с таблицей A.2 приложения A. Все десятичные знаки оставлены в этой таблице, т.е. округление до определенного числа знаков после запятой не применялось (за исключением воздуха). Значения стандартной неопределенности для молярных масс в данную таблицу не включены. При необходимости их вычисляют по формуле (27).

Коэффициенты суммирования для компонентов природного газа

при различных стандартных температурах измерений

Коэффициенты суммирования s_j при различных стандартных температурах измерений

Примечание — Значения s_j и u(s_j), приведенные выше, относятся к давлению p₀, равному 101,325 кПа.

Высшая молярная теплота сгорания для компонентов

природного газа при различных стандартных температурах

сгорания для идеального газа

Высшая теплота сгорания , кДж·моль -1 , идеального газа при различных стандартных температурах

1 Все значения для t₁ = 25 °C взяты из [1], за исключением метана (j = 1), воды (см. примечание 2) и н-алканов C₁₁ — C₁₅. Значения для t₁ = 20 °C, 15,55 °C, 15 °C и 0 °C получены путем пересчета из соответствующих значений при 25 °C.

2 Не равная нулю теплота сгорания воды (j = 42) выведена формально из определения высшей теплоты сгорания при условии конденсации до жидкого состояния всего водяного пара в продуктах горения. Таким образом, любой присутствующий водяной пар в газе вносит свой вклад скрытой теплоты испарения в высшую теплоту сгорания смеси. Значения стандартной энтальпии испарения воды приведены в таблице A.5 приложения A.

Источник

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

2.1 «Расчет физико-химических свойств газа» [3];

Годовая производительность:

1. Определяем плотность газовой смеси:

где – объемная концентрация компонентов смеси – плотность компонентов смеси

1. Определяем относительную плотность газа:

где плотность газа плотность воздуха

1. Определяем молярную массу природного газа:

где молярная масса каждого отдельного компонента – объемная концентрация компонентов смеси

1. Определяем плотность газа при нормальных условиях:

где молярная масса природного газа

1. Определяем псевдокритическую температуру газовой смеси:

где абсолютная критическая температура i-го компонента газовой смеси. – объемная концентрация компонентов смеси

1. Определяем псевдокритическое давление газовой смеси:

где абсолютное критическое давление i-го компонента газовой смеси; – объемная концентрация компонентов смеси.

1. Определяем абсолютную критическую температуру газа при рабочих условиях:

где температура на входе в линейный участок температура окружающей среды Уренгоя

1. Определяем абсолютное критическое давление газа при рабочих условиях:

где давление на входе и выходе соответственно (берем по таблице)

1. Определяем приведенную температуру газовой смеси:

1. Определяем приведенное давление газовой смеси:

1. Определим динамическую вязкость:

1. Определяем кинематическую вязкость газовой смеси:

1. Определим теплоемкость газовой смеси:

1. Определение коэффициента Джоуля-Томпсона:

2.2 «Определение диаметра газопровода» [3. стр 97 – 100] Исходные данные:

• Годовая пропускная способность газопровода: =20 млрд. /год;
• Длина газопровода: L_т=2000 км;
• Относительная плотность газа ( Уренгойское месторождения): =0,56;
• Коэффициент динамической вязкости: =12,3*10 Н*c/;
• Молярная масса природного газа ( Уренгойское месторождения): M=16,75 кг/моль;
• Средняя температура окружающий среды: =288 K;

Таблица 1 – Зависимость диаметра газопровода от его годового грузооборота.

1. Исходя из данной таблицы принимаем диаметр 1220 мм, ближайший меньший диаметр 1020 мм и ближайший больший 1420 мм.
2. Определяем необходимую толщину стенок труб:

где, n-коэфф. перегрузки рабочего давления (n=1,1); D-наружный диаметр т/б; P-рабочее давления; -расчетное сопротивления; По ГОСТу принимаем трубы для газопровода 1020×9мм(17Г1С) , 1220×11мм(14Г2САФ), 1420×13,5мм(14Г2САФ). [3. стр 71; таб 9]

1. Определяем коэффициенты гидравлического сопротивления труб.

Труба 1020мм работают при квадратичном режиме, а трубы 1220 и 1420 мм – в переходной зоне . Определим коэффициент гидравлического сопротивления для трубы диаметром 1020 мм: Определим коэффициент гидравлического сопротивления для трубы диаметром 1220 мм: где, k-относительная шероховатость (n=0,03мм); Определим коэффициент гидравлического сопротивления для трубы диаметром 1420 мм:

1. Определяем расстояние между КС:

Определяем расстояние для трубы диаметром 1020 мм: Определяем расстояние для трубы диаметром 1220 мм: Определяем расстояние для трубы диаметром 1420 мм:

1. Определяем длину последнего перегона, принимая давление в конце газопровода =3 МПа;

Определяем длину последнего перегона для газопровода с диаметром 1020 мм: Определяем длину последнего перегона для газопровода с диаметром 1220 мм: Определяем длину последнего перегона для газопровода с диаметром 1420 мм:

1. Определяем необходимое количество КС:

Определяем количество КС для газопровода диаметром 1020 мм: Определяем количество КС для газопровода диаметром 1220 мм: Определяем количество КС для газопровода диаметром 1420 мм:

1. Определяем суточную пропускную способность газопровода, для подбора основного оборудования КС:

где – коэффициент неравномерности транспорта газа.

1. По данным пропускной способности подбираем основное оборудование, используемое на КС. В соответствии с таблицей [3. стр 79; таб 12] принимаем ГПА ГТК – 25, с нагнетателями типа 820-21-1; номинальная мощность ГПА 26000 кВт.
2. Проведем экономическое сравнение рассматриваемых диаметров;

Стоимость строительства 1 км трубопровода равна (линейной части): [3. стр 71; таб 9] Тогда:

1. Определяем затраты на сооружения КС. Согласно таблице [3. стр 74-75; таб 10], определяем стоимость строительства одной КС на три агрегата типа ГТК – 25; ; Тогда затраты на строительства КС составят:

1. Определяем полные капитальные затраты на строительство газопровода:

1. Определяем стоимость эксплуатации линейной части.[3. стр 71; таб 9]

Тогда:

1. Определяем эксплуатационные расходы на эксплуатацию КС, с ГПА ГТК – 25; Согласно таблице [3. стр 74-75; таб 10]:

Тогда:

1. Определяем полные эксплуатационные расходы для трех диаметров:

1. Определяем приведенные затраты

Таким образом по приведенным затратам выгодным является диаметр 1220 мм. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Г. Г. Васильев Г. Е. Коробков «Трубопроводный транспорт нефти» Москва, «Недра–Бизнесцентр», 2002 г., 407 стр.
2. Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин «Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов» Санкт–Петербург, Недра, 2006 г. 824 стр.
3. В.Ф Новоселов, А.И Гольянов, Е.М Муфтахов «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов» Москва «Недра 1982»
4. А. В. Шадрина «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Томск, 2012 г., 160 стр.
5. Р. А. Алиев «Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз» Москва, Недра, 1987 г., 271 стр.
6. А. В. Громов «Строительство магистральных трубопроводов (линейная часть)» Киев, Будивельник, 1975 г., 352 стр.
7. П. П. Бородавкин, В. Л. Березин «Сооружение магистральных трубопроводов» Москва, Недра, 1977 г., 407 стр.

Источник

Расчет молярной массы природного газа

Значения (60 °F) — высшей или низшей массовой теплоты сгорания можно вычислить из значения молярной теплоты сгорания с помощью методов, приведенных в разделе 6.

Значения (60 °F) — высшей или низшей объемной теплоты сгорания можно вычислить из значения молярной теплоты сгорания с помощью методов, приведенных в разделе 7.

Приложение М (обязательное). Требования к точности определения компонентного состава природного газа и расширенная неопределенность для значений теплоты сгорания и плотности

Таблица М.2 — Расширенная неопределенность для значений низшей и высшей теплоты сгорания природного газа

Приложение N (обязательное). Оценка неопределенности результатов определения теплоты сгорания, плотности и числа Воббе природного газа

При оценке неопределенности результата определения теплоты сгорания должны учитываться следующие составляющие:

N.1.1 Оценка расширенной неопределенности результата определения теплоты сгорания природного газа при прямом измерении молярной доли метана

Оценку расширенной неопределенности результата определения идеальной теплоты сгорания природного газа вычисляют по формуле

309 × 50 пикс. &nbsp Открыть в новом окне

, (N.1)

— значение идеальной теплоты сгорания природного газа, вычисленное по формуле (4) для молярной теплоты сгорания и по формулам (8) и (9) для объемной теплоты сгорания;

— расширенная неопределенность ненормализованного значения молярной доли -го компонента, рассчитанная по формулам, приведенным в таблице М.1 (приложение М);

— неопределенность табличного значения идеальной теплоты сгорания компонента, рассчитанная по формуле

, (N.2)

где — расширенная относительная неопределенность для метана и этана составляет 0,1%, для пропана — 0,2%, для остальных компонентов — 0,3% по [22].

N.1.2 Оценка расширенной неопределенности результата определения теплоты сгорания природного газа при определении молярной доли метана по разности

Оценку расширенной неопределенности результата определения идеальной теплоты сгорания природного газа вычисляют по формуле

296 × 66 пикс. &nbsp Открыть в новом окне

, (N.3)

— расширенная неопределенность значения молярной доли -го компонента, за исключением метана, рассчитанная по формулам, приведенным в таблице М.1 (приложение М);

— неопределенность табличного значения идеальной теплоты сгорания компонента, рассчитанная по формуле (N.2).

Источник