СТО Газпром 5.4-2007

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 5.4-2007

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 5.4-2007

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

Обеспечение единства измерений

ГАЗ ГОРЮЧИЙ ПРИРОДНЫЙ.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ТЕМПЕРАТУРЫ ТОЧКИ РОСЫ ПО УГЛЕВОДОРОДАМ

СТО Газпром 5.4-2007

ОКС 75.020

Дата введения - 2007-07-12

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» (ООО «ВНИИГАЗ»)

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии и контроля качества газа и жидких углеводородов Департамента автоматизации систем управления технологическими процессами ОАО «Газпром»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от 23 ноября 2006 г. № 355 с 12.07.2007 г.

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Содержание

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Обозначения

5 Метод расчета температуры точки росы по углеводородам при давлениях, отличающихся от давления газа в магистральном газопроводе

6 Метод расчета температуры точки росы по углеводородам смешанного потока природного газа

7 Диапазоны применимости и погрешность методов расчета температуры точки росы по углеводородам

8 Программная реализация методов расчета температуры точки росы по углеводородам

Приложение А (обязательное) Система уравнений и уравнение состояния, применяемые для расчета температуры точки росы по углеводородам

Приложение Б (обязательное) Алгоритм расчета температуры точки росы по углеводородам

Приложение В (справочное) Примеры расчета температуры точки росы по углеводородам

Приложение Г (рекомендуемое) Листинги основных модулей программ расчета температуры точки росы по углеводородам

Библиография

 

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает методы расчета температуры точки росы природного газа по углеводородам:

- метод расчета температуры точки росы по углеводородам при давлениях, отличающихся от давления газа в магистральном газопроводе (далее - газопровод);

- метод расчета температуры точки росы по углеводородам смешанного потока природного газа.

Настоящий стандарт предназначен для применения в газодобывающих и газотранспортных дочерних обществах ОАО «Газпром» при осуществлении контроля качества природного газа (в том числе смешанного потока газа) по показателю - температура точки росы по углеводородам в диапазоне абсолютных давлений газа от 0,5 МПа до 7,0 МПа.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин

ГОСТ 8.563.2-97 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств

ГОСТ 20061-84 Газы горючие природные. Метод определения температуры точки росы углеводородов

ГОСТ 23781-87 Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава

ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения

ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 температура точки росы (точка росы) природного газа по углеводородам: Температура в °C, выше которой при определенном давлении не происходит конденсации паров углеводородов из природного газа (далее - газ).

3.2 компонентный состав природного газа: Совокупность основных, сопутствующих, следовых и других компонентов газа.

3.3 доля (концентрация) компонента в природном газе: Относительное количество компонента, содержащегося в газе.

3.4 молярная доля (молярная концентрация) i-го компонента в природном газе: Отношение количества молей i-го компонента к суммарному количеству молей всех компонентов газа, а именно:

 или .

3.5 объемная доля (объемная концентрация) i-го компонента в природном газе: Отношение объема i-го компонента при определенных давлении и температуре к суммарному объему всех компонентов газа при тех же условиях, а именно:

 или .

3.6 массовая доля (массовая концентрация) i-го компонента в природном газе: Отношение массы i-го компонента к суммарной массе всех компонентов газа, а именно:

.

3.7 смешанный поток природного газа: Поток газа, получаемый в результате смешения потоков газа двух газопроводов в месте их соединения.

4 Обозначения

4.1 Условные обозначения физических величин, принятые в стандарте, приведены в таблице 1. Размерности и единицы величин приведены в соответствии с требованиями ГОСТ 8.417.

Таблица 1

Условные обозначения физических величин

Условные обозначения

Наименование величины

Размерность величины

Обозначение единицы величины

R

Универсальная газовая постоянная, R = 8,31451 [1]

L2MT-2N-1Q-1

Дж/(моль·К)

T

Термодинамическая температура

Q

К

V

Объем

L3

м3

f

Летучесть

106 L-1MT-2

МПа

m

Масса

M

кг

n

Количество вещества

N

моль

p

Абсолютное давление

106 L-1MT-2

МПа

t

Температура

Q - 273,15

°C

tув

Температура точки росы по углеводородам

Q - 273,15

°C

v

Молярный объем

10-3L3 N-1

м3/кмоль

y

Молярная доля компонента в газе

Безразмерная

1

w

Фактор Питцера

Безразмерная

1

Примечания:

1. L - длина, м.

2. - время, с.

3. Остальные обозначения указаны непосредственно в тексте стандарта.

4.2 Кроме перечисленных условных обозначений в тексте стандарта использованы следующие символы и индексы:

{} - обозначения множества;

max () - максимальная величина из величин, перечисленных в скобках;

ij - компоненты ij газа;

к - критическое значение физической величины;

c - значение физической величины при стандартных условиях.

5 Метод расчета температуры точки росы по углеводородам при давлениях, отличающихся от давления газа в магистральном газопроводе

5.1 Метод расчета температуры точки росы по углеводородам при давлениях, отличающихся от давления газа в газопроводе, основан на уравнениях, приведенных в приложении А.

5.2 В качестве исходных данных для расчета используют:

- определяемые хроматографическим анализом по ГОСТ 23781 концентрации компонентов газа;

- определяемую по ГОСТ 20061 температуру точки росы по углеводородам (далее - температура точки росы) при давлении газа в газопроводе;

- давление газа в газопроводе;

- давление газа, при котором необходимо рассчитать температуру точки росы.

Измерения концентраций компонентов могут выполняться как потоковыми, так и лабораторными хроматографами, а измерения температуры точки росы - соответствующими потоковыми и/или переносными средствами измерения (гигрометры, анализаторы точки росы и т.п.).

5.3 Расчет температуры точки росы выполняют в следующей последовательности:

5.3.1 Исходные данные для расчета приводят к конкретным единицам измерения в соответствии с Б.1.1 (приложение Б), необходимые для приведения формулы даны в Б.4 (приложение Б).

5.3.2 Используя измеренные значения концентраций компонентов газа, температуры точки росы при давлении газа в газопроводе и давления газа в газопроводе, рассчитывают концентрации компонентов «эквивалентной смеси». Алгоритм расчета приведен в Б.2 (приложение Б).

5.3.3 Используя значения концентраций компонентов «эквивалентной смеси», при требуемом значении давления газа рассчитывают его температуру точки росы. Алгоритм расчета приведен в Б.3 (приложение Б).

6 Метод расчета температуры точки росы по углеводородам смешанного потока природного газа

6.1 Метод расчета температуры точки росы по углеводородам смешанного потока природного газа основан на уравнениях, приведенных в приложении А.

6.2 В качестве исходных данных для расчета используют:

- определяемые хроматографическим анализом по ГОСТ 23781 концентрации компонентов двух газов, образующих смешанный поток природного газа;

- определяемые по ГОСТ 20061 температуры точки росы этих газов при их давлениях в газопроводах;

- давления этих газов в газопроводах;

- определяемый по ГОСТ 8.563.2 объем каждого из этих газов за сутки, приведенный к стандартным условиям;

- давление смешанного потока этих газов, при котором необходимо рассчитать температуру точки росы.

Измерения концентраций компонентов могут выполняться как потоковыми, так и лабораторными хроматографами, а измерения температуры точки росы - соответствующими потоковыми и/или переносными средствами измерения (гигрометры, анализаторы точки росы и т.п.).

6.3 Расчет температуры точки росы выполняют в следующей последовательности:

6.3.1 Исходные данные для расчета приводят к конкретным единицам измерения в соответствии с Б.1.2 (приложение Б), необходимые для приведения формулы даны в Б.4 (приложение Б).

6.3.2 Для каждого газа, используя измеренные значения концентраций его компонентов, температуры точки росы при давлении газа в газопроводе и давления газа в газопроводе, рассчитывают концентрации компонентов «эквивалентной смеси». Алгоритм расчета приведен в Б.2 (приложение Б).

6.3.3 Используя информацию об объемах каждого из смешивающихся газов за сутки, рассчитывают объемные концентрации компонентов ri газа, получившегося в результате смешения, по формуле

,                                                     (1)

где ri(j) и Vc(j)

- соответственно объемная концентрация i-го компонента «эквивалентной смеси» и объем, приведенный к стандартным условиям, j-го газа, участвующего в смешении;

N

количество компонентов газа, получившегося в результате смешения.

Пример расчета объемных концентраций по формуле (1) приведен в В.2.4 (приложение В).

6.3.4 Используя рассчитанные по формуле (1) концентрации компонентов газа, получившегося в результате смешения, при требуемом значении давления этого газа рассчитывают его температуру точки росы. Алгоритм расчета приведен в Б.3 (приложение Б).

7 Диапазоны применимости и погрешность методов расчета температуры точки росы по углеводородам

7.1 Методы, приведенные в настоящем стандарте, предназначены для расчета температуры точки росы природных газов в следующих диапазонах параметров:

- по давлению от 0,5 МПа до 7,0 МПа;

- по плотности газа при стандартных условиях от 0,66 кг/м3 до 1,0 кг/м3 значение плотности определяют по ГОСТ 30319.1 (пункт 3.3.2).

Примечание - В соответствии с ГОСТ 30319.0 под стандартными условиями понимаются следующие параметры газа: давление pc = 0,101325 МПа и температура Tc = 293,15 К.

7.2 Расчет величины погрешности D, °C, методов расчета, приведенных в настоящем стандарте, выполнен по ГОСТ 30319.2 (пункт 3.2.1):

D = [D2сист + (2Dст)2 + D2эксп]0,5,                                                 (2)

где Dсист

- систематическое отклонение расчетных значений tув от экспериментальных данных;

Dст

- стандартное отклонение расчетных значений tув от экспериментальных данных;

Dэксп

- погрешность экспериментальных данных, принятая равной ±1,7 °C.

Систематическое Dсист, °C и стандартное Dст, °C отклонения рассчитывают по формулам

,                                                           (3)

,                                             (4)

где NT

- общее количество экспериментальных точек;

Dtувi

- отклонение экспериментального (измеренного) значения температуры точки росы от его расчетного значения в i-й экспериментальной точке.

Отклонение Dtувi, °C, вычисляют по формуле

,                                                             (5)

где 

- экспериментальное (измеренное) значение температуры точки росы в i-й экспериментальной точке;

- расчетное значение температуры точки росы в i-й экспериментальной точке.

Результаты расчета величины погрешности по формуле (2) для ряда образцов природного газа представлены в таблице 2; в таблице 3 приведен компонентный состав этих образцов. Анализ представленных в таблице 2 результатов расчета величины погрешности позволяет оценить погрешность расчета температуры точки росы по предлагаемым в настоящем стандарте методам в ± 4 °C,

Таблица 2

Погрешность расчета температуры точки росы по углеводородам для образцов природного газа

№ образца

Отклонения от экспериментальных данных, °C

Погрешность D, °C

 

Dсист

Dст

 

1

- 0,87

0,64

- 1,7

+ 0,1

+ 1,9

2

- 1,12

0,50

- 1,9

-

± 1,8

3

- 0,89

1,23

2,3

+ 0,4

± 3,1

4

- 2,72

1,24

- 4,1

-

± 4,1

5

0,06

0,66

- 0,5

+ 1,0

± 1,9

6

- 0,94

0,96

- 1,6

+ 0,9

± 2,7

Итого для всех образцов

- 1,08

1,11

- 4,1

+ 1,0

± 3,0

Таблица 3

Компонентный состав образцов природного газа

Компонент

Объемная концентрация компонентов образцов, %

 

№ 1

№ 2

№ 3

№ 4

№ 5

№ 6

метан

92,12

92,28

97,820

97,946

92,367

95,338

этан

3,99

3,89

0,798

0,7966

3,819

2,2215

пропан

1,42

1,360

0,2506

0,2498

1,3448

0,776

н-бутан

0,292

0,270

0,0430

0,043

0,2578

0,1466

и-бутан

0,359

0,332

0,0542

0,052

0,3266

0,1754

н-пентан

0,082

0,0822

0,0076

0,0075

0,0801

0,0445

и-пентан

0,0828

0,0792

0,0108

0,0108

0,0778

0,0445

н-гексан

0,079

0,097

0,0163

0,0165

0,0757

0,0489

н-гептан

0,0322

-

0,0085

0,0096

0,0511

0,0341

н-октан

0,0065

-

0,0087

0,0095

0,0081

0,0089

азот

1,324

1,379

0,9564

0,8356

1,367

1,0427

диоксид углерода

0,215

0,230

0,0257

0,0235

0,2248

0,1192

Объемные концентрации компонентов образца № 6 получены в результате смешения образца № 4, взятого в количестве Vc = 0,168 м3, с образцом № 5, взятым в количестве     Vc=0,131 м3.

8 Программная реализация методов расчета температуры точки росы по углеводородам

8.1 Программная реализация методов расчета температуры точки росы, приведенных в настоящем стандарте, выполнена для ПЭВМ типа IBM PC и совместимых с ними персональных компьютеров с операционными системами WINDOWS-95/98/Me/NT4/2000, Для программной реализации применен объектно-ориентированный язык Object Pascal в среде Delphi. Примеры расчета по разработанному программному обеспечению стандарта приведены в приложении В, а листинги основных модулей программ расчета - в приложении Г.

8.2 Интерфейс программы расчета температуры точки росы газа при давлениях, отличающихся от его давления в газопроводе, состоит из одного окна, которое представлено на рисунке 1 (состояние окна показано после выполнения расчета).

1

Рисунок 1

Первая часть окна «Исходные данные» предназначена для ввода исходных данных, необходимых для расчета:

- концентраций компонентов природного газа с возможностью выбора типа - молярные, объемные, массовые концентрации;

- измеренных значений параметров (температура точки росы, давление газа в газопроводе) природного газа, при этом предусмотрен ввод как абсолютного, так и избыточного давления в различных единицах измерения;

- значения давления газа, при котором необходимо выполнить расчет температуры точки росы, при этом предусмотрен ввод как абсолютного, так и избыточного давления в различных единицах измерения.

Кроме того, в этой части окна программы предусмотрены две управляющие кнопки, которые дают возможность пользователю сохранить набранные значения исходных данных в файле на диске («В файл») или вызвать ранее сохраненные исходные данные из файла.

Примечание - В настоящей версии программы заблокирован ввод концентраций н-нонана, н-декана, паров воды и метанола.

Во второй части окна демонстрируются результаты расчета:

- температура точки росы при требуемом давлении газа;

- максимально возможная температура точки росы Tmax для газа заданного компонентного состава и давление газа, которому соответствует Tmax;

- нижняя и верхняя граница расчета по давлению;

- иллюстрация кривой конденсации газа;

- определяемые компоненты «эквивалентной смеси» и их концентрации.

Внизу под второй частью окна расположены две управляющие кнопки, предназначенные для инициирования расчета («Расчет») температуры точки росы при заданных или измененных пользователем исходных данных и для выхода («Выход») из программы расчета с одновременным закрытием окна программы.

Расчет возможен и при отсутствии данных об измеренной температуре точки росы при давлении газа в газопроводе - этот режим предусмотрен в основном для исследовательских целей.

8.3 Интерфейс программы расчета температуры точки росы смешанного потока газа состоит из двух окон:

- окно исходных данных, представленное на рисунке 2;

- окно результатов расчета, представленное на рисунке 3.

2

Рисунок 2

3

Рисунок 3

Окно исходных данных предназначено для ввода данных, необходимых для расчета:

- концентраций компонентов с выбором типа - молярные, объемные, массовые - двух природных газов, смешивающихся в определенной пропорции по объему за сутки, приведенному к стандартным условиям;

- измеренных значений параметров (температура точки росы, давление газа в газопроводе, объем газа за сутки) этих двух природных газов, при этом предусмотрен ввод как абсолютного, так и избыточного давления в различных единицах измерения;

- значения давления газа, полученного в результате смешения двух газов, при котором необходимо выполнить расчет его температуры точки росы, при этом предусмотрен ввод как абсолютного, так и избыточного давления в различных единицах измерения.

Кроме того, в окне исходных данных предусмотрены две управляющие кнопки, которые дают возможность пользователю сохранить набранные значения исходных данных в файле на диске («В файл») или вызвать ранее сохраненные исходные данные из файла.

Примечание - В настоящей версии программы заблокирован ввод концентраций н-нонана, н-декана, паров воды и метанола.

Внизу окна исходных данных расположены две управляющие кнопки, предназначенные для инициирования расчета («Расчет») температуры точки росы при заданных или измененных пользователем исходных данных и для выхода («Выход») из программы расчета с одновременным закрытием окна программы.

Окно результатов расчета приведено на рисунке 3, на котором представлены:

- температура точки росы при требуемом давлении газа;

- максимально возможная температура точки росы Tmax для смешанного потока газов и давление, которому соответствует Tmax;

- нижняя и верхняя граница расчета по давлению;

- объемные концентрации смешанного потока газов с учетом концентраций компонентов «эквивалентной смеси», рассчитанных для каждого участвующего в смешении газа;

- иллюстрация кривой конденсации смешанного потока газов.

Внизу окна расположена управляющая кнопка «Выход», предназначенная для закрытия окна результатов расчета и возвращения в окно ввода исходных данных.

Расчет возможен и при отсутствии данных об измеренной температуре точки росы при давлении смешивающихся газов в газопроводах - этот режим предусмотрен в основном для исследовательских целей.

Приложение А
(обязательное)

Система уравнений и уравнение состояния, применяемые для расчета температуры точки росы по углеводородам

А.1 Температура точки росы является результатом решения системы уравнений, которая следует из общих условий фазового равновесия и определения концентраций компонентов любой смеси чистых веществ, в том числе и природного газа, а именно:

,                              (А.1)

где vжfiж и {xi}

- молярный объем, летучесть i-го компонента и концентрации компонентов равновесной с газом жидкой смеси;

vг и fiг

- молярный объем и летучесть i-го компонента газа на кривой конденсации (зависимость температуры точки росы от давления).

В результате решения системы (А.1) относительно искомых величин T, {xi} найденное значение температуры T и есть температура точки росы, выраженная в градусах Кельвина.

А.2 Система (А.1) - система нелинейных уравнений относительно искомых величин. В программной реализации настоящего стандарта для решения этих систем применен итерационный метод Ньютона-Рафсона. Ниже приведены формулы поиска корня уравнения F(X) = 0 (функция одной переменной X) методом Ньютона-Рафсона при использовании численного дифференцирования.

X = X0 + DX,                                                              (А.2)

D= -F (X0) / ¢(X0),                                                       (A.3)

,                                             (А.4)

где X0

- значение искомой величины на предыдущем шаге итерации;

DX

- приращение к искомой величине X0.

А.3 Входящие в формулу (А.1) летучести компонентов рассчитывают по выражению

, (А.5)

в котором величины anibniuni и wni вычисляют по формулам

,                                                      (А.6)

bni = bi b,                                                                (A.7)

uni = (bci - cbi) / b2,                                                         (A.8)

wni = - uni,                                                                (A.9)

где N

- количество компонентов смеси (газа или равновесной с ним жидкой смеси);

zizj

- молярные доли i-го, j-го компонентов смеси;

aaijbbiuw

- коэффициенты используемого для расчета уравнения состояния (далее - УС);

v

- молярный объем, значение которого при известных значениях давления p, температуры T и концентрациях компонентов {zi} вычисляют по формулам Кардано, решая уравнение следующего вида, полученное путем алгебраических преобразований используемого для расчета УС:

v3 + (bu - b - 10-3 RT / pv2 + (b2b2- 10-3 RTbu p + 10-6 a / pv -

b (b2w + 10-3 RTbw / p + 10-6 a / p) = 0,                                    (A.10)

A.4 В качестве используемого для расчета УС применено уравнение Пейтела-Тея (Patel-Teja) вида

,                                          (А.11)

коэффициенты которого вычисляют по формулам

u = c / b + 1,                                                          (А.12)

w = - c / b,                                                            (А.13)

,                                                      (А.14)

,                                           (A.15)

,                                                           (А.16)

,                                                            (А.17)

где ai и aj

- коэффициенты УС (А.11) для i-го и j-го компонентов;

bi и ci

- коэффициенты УС (А.11) для i-го компонента.

Коэффициенты УС (А.11) для i-го (или j-го) компонента вычисляют по формулам:

ai = Wai (R2T2кi / pкi ) {1 + Fi [1 - (T Tкi)0,5 ]}2,                             (А.18)

bi = 10-3 Wbi (RTкi pкi),                                                   (А.19)

ci = 10-3 Wci (RTкi / pкi),                                                   (A.20)

в которых величины WaiWbiWci и Fi рассчитывают по формулам

Wai = 3x2кi +3 (1 - 2xкiWbi + W2bi + Wci,                                  (А.21)

W3bi + (2 - 3xкiW2bi + 3x2кi Wbi - x3кi = 0,                                 (А.22)

Wci = 1 - 3xкi,                                                           (A.23)

Fi = 0,452413 + 1,30982wi - 0,295937wi2,                                (A.24)

где Wbi - наименьший положительный корень кубического уравнения (А.22), который вычисляют по формулам Кардано.

Величину xкi, применяемую в формулах (А.21) - (А.23), рассчитывают по формуле

xкi = 0,329032 - 0,076799 wi + 0,0211947wi2.                                (А.25)

Критические значения давления и температуры pкTк в формулах (А.18) - (А.20) и значения фактора Питцера w в выражениях (A.24), (A.25) для компонентов взяты из ИСО 6976 [2] и приведены в таблице А.1.

А.5 Параметр бинарного взаимодействия Dij в формуле (А.15) вычисляют по формуле

Dij = bij + gij T / (Tкi Tкj)0,5.                                                (A.26)

Метод определения констант {bij}, {gij} приведен в [3], численные значения этих констант даны в таблице А.2.

Таблица А.1

Молярная масса, фактор сжимаемости при стандартных условиях, критические параметры и фактор Питцера

Компоненты

Химическая формула

Молярная масса M, кг/кмоль

Фактор сжимаемости zс

Критические параметры

Фактор Питцера w

pк, МПа

Tк, К

метан

CH4

16,043

0,9981

4,5988

190,555

0,0115

этан

C2H6

30,070

0,9920

4,88

305,83

0,0908

пропан

C3H8

44,097

0,9834

4,25

369,82

0,1454

н-бутан

н-C4H10

58,123

0,9682

3,784

425,14

0,1928

и-бутан

и-C4H10

58,123

0,971

3,648

408,13

0,1756

н-пентан

н-C5H]2

72,150

0,945

3,364

469,69

0,251

и-пентан

и-C5H12

72,150

0,953

3,381

460,39

0,2273

н-гексан

н-C6H14

86,177

0,919

3,03

506,4

0,2957

н-гептан

н-C7H16

100,204

0,876

2,74

539,2

0,3506

н-октан

н-C8H18

114,231

0,817

2,49

568,4

0,3942

н-нонан

н-C9H20

128,258

0,735

2,28

594,4

0,4437

н-декан

н-C10H22

142,285

0,623

2,09

617,8

0,4902

азот

N2

28,0135

0,9997

3,39

126,2

0,039

диоксид углерода

CO2

44,010

0,9947

7,386

304,2

0,239

сероводород

H2S

34,082

0,990

8,94

373,2

0,109

Таблица А.2

Константы параметра бинарного взаимодействия

Компонент

Константы

Компонент

Константы

i

j

{bij}

{gij}

i

j

{bij}

{gij}

метан

этан

1,0290

0,000

пропан

н-бутан

1,0220

0,000

пропан

0,9800

0,000

н-пентан

0,9780

0,000

н-бутан

0,9962

0,000

и-пентан

1,0005

0,000

и-бутан

1,1500

-0,135

н-декан

1,0209

0,000

н-пентан

1,0191

0,000

диоксид углерода

1,0500

-0,200

н-гексан

1,0590

-0,062

сероводород

0,9024

0,000

н-гептан

1,0210

0,000

н-бутан

н-пентан

1,0070

0,000

н-декан

0,8400

0,190

н-декан

0,8300

0,270

азот

0,7500

0,000

азот

0,9140

0,000

диоксид углерода

0,9890

-0,089

диоксид углерода

1,0100

-0,160

сероводород

1,1720

-0,239

н-пентан

азот

0,9100

0,000

этан

пропан

1,0040

0,000

 

сероводород

0,9550

0,000

н-бутан

1,0040

0,000

н-гексан

н-гептан

1,0310

0,000

н-пентан

0,9992

0,000

 

азот

0,9500

0,000

н-гептан

1,0116

0,000

н-гептан

азот

0,9029

0,000

н-декан

0,9390

0,094

н-декан

сероводород

0,9957

0,000

азот

0,8510

0,000

диоксид углерода

сероводород

0,8942

0,000

сероводород

0,9250

0,000

 

Примечание - Для пар компонентов (весь набор компонентов приведен в таблице А.1), которые не вошли в эту таблицу, константы {bij} = 1, а константы {gij} = 0.

Приложение Б
(обязательное)

Алгоритм расчета температуры точки росы по углеводородам

Б.1 Исходные данные и искомые величины

Б.1.1 Для расчета температуры точки росы газа по углеводородам при давлениях, отличающихся от давления газа в газопроводе, необходимы исходные данные, выраженные в следующих конкретных единицах измерения:

- молярные концентрации компонентов {yi} газа;

- температура точки росы по углеводородам при давлении газа в газопроводе - в градусах К;

- абсолютное давление газа в газопроводе - в МПа;

- абсолютное давление газа, при котором необходимо рассчитать температуру точки росы, - в МПа.

Искомыми величинами являются:

- концентрации компонентов «эквивалентной смеси»;

- температура точки росы по углеводородам при заданном давлении.

Б.1.2 Для расчета температуры точки росы по углеводородам смешанного потока газа необходимы исходные данные, выраженные в следующих конкретных единицах измерения:

- молярные концентрации компонентов {yi(1)} и {yi(2)} двух газов, образующих смешанный поток природного газа;

- температуры точки росы по углеводородам этих газов при их давлениях в газопроводах - в градусах К;

- абсолютные давления этих газов в газопроводах - в МПа;

- объемы этих газов за сутки, приведенные к стандартным условиям Vс(1) и Vс(2), - в м3;

- абсолютное давление смешанного потока газа, при котором необходимо рассчитать температуру точки росы, - в МПа.

Искомыми величинами являются:

- концентрации компонентов «эквивалентной смеси» для каждого газа, участвующего в смешении;

- объемные концентрации компонентов смешанного потока газов, рассчитанные по формуле (1) пункта 6.3.3 настоящего стандарта;

- температура точки росы по углеводородам смешанного потока газов при заданном давлении.

Б.2 Расчет концентраций компонентов «эквивалентной смеси»

Методы расчета температуры точки росы, приведенные в настоящем стандарте, основаны на замене измеренных концентраций компонентов газа (далее - исходный газ) расчетными концентрациями компонентов «эквивалентной смеси», которые используют в дальнейшем для расчета температуры точки росы. При этом необходимо:

- определить состав «эквивалентной смеси»;

- вычислить концентрации определяемых компонентов «эквивалентной смеси».

Б.2.1 Алгоритм определения состава «эквивалентной смеси».

Алгоритм заключается в нахождении двух углеводородных компонентов этой смеси (далее - определяемые компоненты) и состоит в следующем (здесь и далее алгоритм приведен для случая, когда концентрации углеводородных компонентов исходного газа измерены до н-гексана включительно).

Б.2.1.1 По алгоритму, приведенному в Б.3, рассчитывают температуру точки росы при измеренном давлении газа в газопроводе и концентрациях компонентов «эквивалентной смеси». На этом шаге алгоритма состав и концентрации компонентов «эквивалентной смеси» идентичны составу и измеренным концентрациям компонентов исходного газа.

Б.2.1.2 Если рассчитанная температура точки росы меньше ее измеренного значения (tрув<tиув), то первым определяемым компонентом «эквивалентной смеси» будет н-гексан, в противном случае:

- исключают н-гексан из состава «эквивалентной смеси», т.е. в программной реализации обнуляют концентрацию н-гексана и ее значение прибавляют к концентрации предыдущего углеводородного компонента (и-пентан);

- рассчитывают температуру точки росы при измеренном давлении газа в газопроводе и новых концентрациях компонентов «эквивалентной смеси»;

- если условие tрув tиув выполняется, то первым определяемым компонентом «эквивалентной смеси» будет и-пентан, в противном случае его исключают из состава «эквивалентной смеси» и т.д. до тех пор, пока условие tрувtиув не будет выполнено;

- если из состава «эквивалентной смеси» исключены все углеводородные компоненты, кроме метана, и при этом условие tрув < tиув не выполняется, то либо измерения значений температуры точки росы и концентраций компонентов исходного газа выполнены некорректно, либо определение температуры точки росы по предлагаемым в настоящем стандарте методам невозможно.

Б.2.1.3 После нахождения первого определяемого компонента «эквивалентной смеси» выбирают второй определяемый компонент, для этого (дальнейший алгоритм приведен исходя из случая, что первым определяемым компонентом является н-гексан):

- н-гексан (первый определяемый компонент) заменяют одним из углеводородных компонентов с числом атомов углерода, большим, чем в первом определяемом компоненте, т.е. в программной реализации обнуляют концентрацию н-гексана и ее значение присваивают концентрации следующего углеводородного компонента (н-гептан);

- рассчитывают температуру точки росы при измеренном давлении газа в газопроводе и полученных концентрациях компонентов «эквивалентной смеси»;

- если рассчитанная температура точки росы превысит ее измеренное значение (tрув > tиув), то вторым определяемым компонентом «эквивалентной смеси» будет н-гептан, в противном случае необходимо заменить н-гептан на н-октан и т.д. до выполнения условия tрув > tиув;

- если даже при выборе вторым определяемым компонентом н-декана условие tрув > tиув не будет выполнено, то либо измерения значений температуры точки росы и концентраций компонентов исходного газа выполнены некорректно, либо определение температуры точки росы по предлагаемым в настоящем стандарте методам невозможно.

Б.2.2 Вычисление концентраций определяемых компонентов «эквивалентной смеси».

Концентрации определяемых компонентов «эквивалентной смеси» yC6 и yCн вычисляют по формулам

yC6 = (1 - KрyиC6,                                                         (Б.1)

yCн = Kр yC6+в,                                                              (Б.2)

где yC6

- расчетное значение концентрации первого определяемого компонента «эквивалентной смеси» (н-гексана);

yиC6

- измеренное значение концентрации н-гексана;

yCн

- расчетное значение концентрации второго определяемого компонента «эквивалентной смеси».

Коэффициент Kр в формулах (Б.1) и (Б.2) определяют в результате решения уравнения

F (Kр) = tиув - tрув (Kр) = 0,                                                    (Б.3)

где tиув и tрув - измеренное значение (при давлении газа в газопроводе) температуры точки росы и расчетное значение (при давлении газа в газопроводе) температуры точки росы соответственно.

В качестве исходных данных для расчета tрув используют измеренное значение давления газа в газопроводе и измеренные значения концентраций компонентов газа, кроме концентрации yиC6, которая заменяется концентрациями yC6 и yCн, вычисляемыми по формулам (Б.1), (Б.2). Уравнение (Б.3) относительно Kр нелинейное, поэтому для определения этого коэффициента применяют итерационный метод половинного деления, который состоит в следующем.

Б.2.2.1 На k-м шаге итерационного цикла (k ³ 0) коэффициент Kр вычисляют по формуле

.                                                     (Б.4)

Примечание - На нулевом шаге итерационного цикла, т.е. k = 0,  = 0, а  = 1.

Б.2.2.2 После определения коэффициента Kр по формуле (Б.4) на каждом шаге итерационного цикла рассчитывают:

- концентрации определяемых компонентов «эквивалентной смеси» (yC6 и yСн) по формулам (Б.1) и (Б.2);

- значение tрув, по алгоритму, приведенному в Б.3;

F(k) по формуле (Б.3).

Б.2.2.3 После расчета F(k) на каждом шаге итерационного цикла выполняют:

- если F(k) < 0, то при k ³ 1  = , а  = ;

- если F(k) > 0, то при k ³ 1  = , а  = ;

- продолжение итерационного цикла начиная с Б.2.2.1.

Б.2.2.4 Итерационный цикл завершают, если выполняется следующий критерий сходимости çF(k) ê< 10-2.

Примечание - Для того чтобы итерационный цикл завершался в любом случае (даже если не выполняется критерий сходимости), используют следующее дополнительное условие завершения итерационного цикла - количество итераций k > 20.

Б.3 Расчет температуры точки росы

Решение любых систем нелинейных уравнений, в том числе и системы (А.1), приведенной в приложении А, осуществляется в итерационном цикле с заданием начальных приближений для искомых величин - температуры и концентраций компонентов равновесной с газом жидкой смеси.

Б.3.1 Задание начального приближения для температуры.

Начальное приближение для температуры - T0, К, определяют в результате решения уравнения

F (T0) = p ps (T0) = 0,                                                     (Б.5)

где ps - давление на кривой конденсации, МПа, вычисляемое по формуле

,                                                          (Б.6)

где psi - давление насыщения i-го компонента газа, МПа, которое вычисляют по уравнению Антуана

,                                               (Б.7)

Коэффициенты As уравнения (Б.7) для компонентов смеси приведены в таблице Б.1, а критические давление pк и температура Tк - в таблице А.1 (приложение А).

Таблица Б.1

Коэффициенты уравнения Антуана

Компоненты

As

Компоненты

As

Компоненты

As

метан

5,3985

н-пентан

6,7474

н-нонан

7,7455

этан

5,8959

и-пентан

6,6239

н-декан

7,9466

пропан

6,2210

н-гексан

7,0612

азот

5,5582

н-бутан

6,4742

н-гептан

7,3109

диоксид углерода

6,5548

и-бутан

6,3856

н-октан

7,5285

сероводород

5,9467

Решение нелинейного относительно искомой величины T0 уравнения (Б.5) выполняют по методу Ньютона-Рафсона в следующем итерационном цикле.

Б.3.1.1 На k-м шаге итерационного цикла (k ³ 1) величину T0 вычисляют по формуле

,                                                 (Б.8)

где g(k-1)

- обрезающий множитель;

DT0(k)

- приращение к искомой величине  вычисляемое по формуле

,                                                  (Б.9)

где величины Fps и psi вычисляют по формулам (Б.5), (Б.6) и (Б.7) соответственно при T0(k).

Примечание - На нулевом шаге итерационного цикла, т.е. k = 0, T0 = 250 К.

Б.3.1.2 Итерационный цикл решения уравнения (Б.5) завершают, если на k-м шаге итерации (k ³ 1) выполняется следующий критерий сходимости |DT0(k)£ 10-4.

Для повышения устойчивости сходимости итерационного цикла, которая (сходимость) характеризуется выполнением критерия сходимости, в алгоритм расчета введен обрезающий множитель g, который не может превышать значение, равное единице, и на k-м шаге итерационного цикла его вычисляют по формуле

.                                     (Б.10)

Значения F(k) и F(k-1) вычисляют по формуле (Б.5) при T0(k) и T0(k-1) соответственно.

Примечание - Для того чтобы итерационный цикл завершался в любом случае (даже если не выполняется критерий сходимости), используют следующее дополнительное условие завершения итерационного цикла k > 20.

Б.3.2 Задание начальных приближений для концентраций компонентов равновесной с газом жидкой смеси.

Б.3.2.1 Начальные приближения для концентраций компонентов равновесной с газом жидкой смеси {xi(0)} вычисляют по формуле

xi(00) = pyi / psi (i = 1, 2,..., N).                                              (Б.11)

Б.3.2.2 Начальные значения {xi(00)} нормируют по выражению вида

.                                             (Б.12)

Б.3.3 Расчет температуры и концентраций компонентов равновесной с газом жидкой смеси.

Расчет и {xi}, т.е. решение системы (А.1) (приложение А), выполняют в следующем итерационном цикле.

Б.3.3.1 На k-м шаге итерационного цикла (k ³ 1) искомые величины T и {xi} вычисляют по формулам

T(k) = T(k-1) + DT(k) · g(k-1),                                                (Б.13)

xi(k) = xi(k-1) + Dxi(k) · g(k-1) (i = 1,2,..., N),                                    (Б.14)

где DT(k) и {Dxi(k)}

- приращения к искомым величинам, которые вычисляют с применением численного дифференцирования по формулам (А.2)-(А.4) (приложение А);

g(k-1)

- обрезающий множитель.

Примечания

1 На нулевом шаге итерационного цикла, т.е. k = 0, T(0) равна значению T0, которое определено по алгоритму Б.3.1.

2 На каждом шаге итерационного цикла, включая нулевой, необходимые при решении системы (А.1) (приложение А) значения молярных объемов на кривой конденсации vг и равновесной с газом жидкой смеси vж определяют из решения уравнения (А.10) (приложение А). При этом в качестве исходных данных для расчета vг используют давление p, температуру T(k) и концентрации компонентов газа {yi} (т.е. в соответствующих формулах приложения {zi}º{yi}, а для расчета vж - давление p, температуру T(k) и концентрации компонентов равновесной с газом жидкой смеси {xi(k)} (т.е. в соответствующих формулах приложения А {ziº {xi(k)}). Если в результате решения уравнения (А.10)), приведенного в приложении А, получают три реальных корня, то максимальный корень соответствует объему vг, а минимальный корень - объему vж.

Б.3.3.2 Итерационный цикл завершают, если на k-м шаге итерации (k ³ 1) выполняется один из критериев сходимости

                                               (Б.15)

или

max (|Ф1(k)|, |Ф2(k)|,..., |ФN(k)|, |£ 10-6,                                (Б.16)

где величины Ф1(k), Ф2(k),..., ФN(k) рассчитывают по формулам

Фi(k) = 1 - fiг(kfiж(k) (i = 1,2,...,N),                                          (Б.17)

.                                                    (Б.18)

Для повышения устойчивости сходимости итерационного цикла, которая (сходимость) характеризуется выполнением одного из критериев (Б.15) или (Б.16), в алгоритм расчета введен обрезающий множитель g, который не может превышать значение, равное единице, и на k-м шаге итерационного цикла его вычисляют по формуле

,                                      (Б.19)

где F(k) - значение функционала F на k-м шаге итерационного цикла

.                                                      (Б.20)

Если на k-м шаге итерационного цикла (k ³ 1) выполняется хотя бы одно из неравенств (Б.21) или (Б.22)

,                                                  (Б.21)

              (Б.22)

то обрезающий множитель g(k-1) последовательно уменьшается в два раза, т.е.

g* = g(k-1) / 2,                                                            (Б.23)

до тех пор пока не будут выполняться все неравенства (Б.21) и (Б.22). При этом значения обрезающего множителя g(k-1) в формулах (Б.13) и (Б.14) принимают равным g*.

Примечание - Для того чтобы итерационный цикл завершался в любом случае, даже если не выполнены критерии сходимости (Б.15) и/или (Б.16), предложены следующие дополнительные условия завершения итерационного цикла: k > 50 и g(k-1) £ 10-16. Для завершения итерационного цикла достаточно выполнения одного из этих дополнительных условий.

Б.4 Формулы для расчета концентраций и соответствие единиц измерения давления

Для приведенных в приложениях А и Б уравнений и формул, применяемых для расчета температуры точки росы, в качестве исходных данных необходимо использовать физические величины с конкретными единицами измерения согласно Б.1.1 и Б.1.2. Поэтому ниже в качестве справочного материала приведены таблицы:

- формул для расчета концентраций одного типа по известным (измеренным) концентрациям другого типа (таблица Б.2);

- соответствия единиц измерения давления (таблица Б.3).

Таблица Б.2

Формулы для расчета концентраций

Измерены концентрации

Формулы для расчета концентраций

xi

ri

ci

xi

-

       (Б.24)

       (Б.25)

ri

 (Б.26)

-

Последовательность расчета: 1. Расчет xi по формуле (Б.26)

2. Расчет ci по формуле (Б.25)

ci

 (Б.27)

Последовательность расчета: 1. Расчет xi  по формуле (Б.27)

2. Расчет ri по формуле (Б.24)

-

Примечания

1. N - количество компонентов газа.

2. zci - фактор сжимаемости i-го компонента газа при стандартных условиях, значения которого приведены в таблице А.1 (приложение А).

3. Mi - молярная масса i-го компонента газа, значения которой приведены в таблице А.1 (приложение А).

Таблица Б.3

Соответствие единиц измерения давления

Единица измерения

кгс/см2

кгс/м2

МПа

бар

мм рт. ст.

1 кгс/см2

1

104

9,80665·10-2

9,80665·10-1

7,35561·102

1 кгс/м2

10-4

1

9,80665·10-6

9,80665·10-5

7,35561·10-2

1 МПа

1,01972·101

1,01972·105

1

10

7,50064·103

1 бар

1,01972

1,01972·104

10-1

1

7,50064·102

1 мм рт. ст.

1,35951·10-3

1,35951·101

1,33322·10-4

1,33322·10-3

1

Пример соответствия 1 кгс/см2 другим единицам измерения:

1 кгс/см2 = 104 кгс/м2

1 кгс/см2 = 9,80665·10-2 МПа

1 кгс/см2 = 9,80665·10-1 бар

1 кгс/см2 = 7,35561·102 мм рт. ст.

Приложение В
(справочное)

Примеры расчета температуры точки росы по углеводородам

В.1 Расчет температуры точки росы при давлениях газа, отличных от его давления в магистральном газопроводе

В.1.1 Исходные данные для расчета температуры точки росы представлены в таблице В.1.

Таблица В.1

Исходные данные для расчета

Компонент

Объемная концентрация компонентов газов, %

№ 1

№ 2

метан

92,367

92,12

этан

3,819

3,99

пропан

1,3448

1,42

н-бутан

0,2578

0,292

и-бутан

0,3266

0,359

н-пентан

0,0801

0,082

и-пентан

0,0778

0,0828

н-гексан

0,0757

0,1177

н-гептан

0,0511

-

н-октан

0,0081

-

азот

1,367

1,324

диоксид углерода

0,2248

0,215

Значение tув при давлении газа в газопроводе, °C

-7,0

-0,8

Избыточное давление газа в газопроводе, кгс/см2

14,2

40

Избыточные давления газа, при которых необходимо рассчитать tув, кгс/см2

10; 20; 30; 40; 50; 60; 70

В.1.2 Приведение значений исходных данных к требуемым для расчета концентраций компонентов «эквивалентной смеси» единицам измерения выполнено в соответствии с Б.4 (приложение Б), а результаты этого приведения даны в таблице В.2.

В таблице В.2:

- значение температуры точки росы t*ув, К, рассчитано по соотношению

t*ув = tув + 273,15;                                                          (В.1)

- значение абсолютного давления p, МПа, рассчитано по соотношению

p = 0,0980665 (pизб + pатм),                                                 (В.2)

где pизб

- избыточное давление газа в газопроводе;

pатм

- атмосферное давление (здесь и в остальных примерах настоящего приложения pатм = 1,02992 кгс/см2).

Таблица В.2

Исходные данные с требуемыми для расчета концентраций компонентов «эквивалентной смеси» единицами измерения

Компонент

Молярная концентрация компонентов газов, %

№ 1

№2

метан

92,2907

92,0422

этан

3,8393

4,0111

пропан

1,3638

1,4400

н-бутан

0,2655

0,3008

и-бутан

0,3354

0,3687

н-пентан

0,0845

0,0865

и-пентан

0,0814

0,0866

н-гексан

0,0821

0,1277

н-гептан

0,0582

-

н-октан

0,0099

-

азот

1,3637

1,3208

диоксид углерода

0,2254

0,2156

Значение t*ув при давлении газа в газопроводе, К

266,15

272,35

Абсолютное давление газа в газопроводе, МПа

1,49354

4,02366

В.1.3 Результаты расчета концентраций компонентов «эквивалентной смеси» представлены в таблице В.3

Таблица В.3

Результаты расчета концентраций компонентов «эквивалентной смеси»

Компонент

Молярная концентрация компонентов «эквивалентной смеси» для газов, %

 

№ 1

№ 2

метан

92,2920

92,0392

этан

3,8394

4,0110

пропан

1,3638

1,4400

н-бутан

0,2655

0,3008

и-бутан

0,3351

0,3683

н-пентан

0,0845

0,0865

и-пентан

0,0814

0,0866

н-гексан

0,0882

0,0544

н-гептан

0,0610

0,0769

азот

1,3637

1,3207

диоксид углерода

0,2254

0,2155

Примечания

1. Для обоих газов определяемыми компонентами являются н-гексан и н-гептан.

2. На начальном шаге нахождения первого определяемого компонента для газа № 1 рассчитанная температура точки росы больше, чем ее измеренное значение, а для газа № 2 рассчитанная температура точки росы меньше, чем ее измеренное значение.

Объемные концентрации определяемых компонентов «эквивалентной смеси», рассчитанные по формуле (Б.24) (приложение Б) после расчета их молярных концентраций по Б.2 (приложение Б), равны:

- для газа № 1 yн-гексана = 0,0813 %; yн-гептана = 0,0536 %;

- для газа № 2 yн-гексана = 0,0501 %; yн-гептана = 0,0676 %.

В.1.4 Результаты расчета температуры точки росы при различных давлениях газа представлены в таблице В.4.

Таблица В.4

Результаты расчета температуры точки росы

Давление газа

Температура точки росы газов, °C

избыточное, кгс/см2

абсолютное, МПа

№ 1

№ 2

10

1,08167

-10,6

-9,6

20

2,06233

-4,0

-3,0

30

3,04299

-1,7

-0,8

40

4,02366

-1,7

-0,8

50

5,00432

-3,4

-2,4

60

5,98499

-6,5

-5,5

70

6,96565

-11,4

-10,4

Примечание - Расчет абсолютных давлений выполнен по формуле (В.2).

В.2 Расчет температуры точки росы смешанного потока газа

В.2.1 Исходные данные для расчета температуры точки росы для двух газов, образующих смешанный поток природного газа, представлены в таблице В.5.

Таблица В.5

Исходные данные для расчета

Компонент

Объемная концентрация компонентов газов, %

№ 1

№ 2

метан

97,8736

92,1931

этан

0,7862

3,7956

пропан

0,2553

1,3484

н-бутан

0,0476

0,2797

и-бутан

0,0487

0,3495

н-пентан

0,0082

0,0928

и-пентан

0,0119

0,0871

н-гексан

0,0332

0,1858

азот

0,8992

1,4383

диоксид углерода

0,0361

0,2297

Значение tув при давлении газа в газопроводе, °C

-19,6

7,6

Избыточное давление газа в газопроводе, кгс/см2

40

50

Объем газа за сутки, приведенный к стандартным условиям, тыс. м3

1909,93

982,402

Избыточные давления смешанного потока газов, при которых необходимо рассчитать tув, кгс/см2

10; 20; 30; 40; 50; 60; 70

В.2.2 Приведение значений исходных данных к требуемым для расчета концентраций компонентов «эквивалентной смеси» единицам измерения выполнено в соответствии с Б.4 (приложение Б), а результаты этого приведения даны в таблице В.6. В этой таблице:

- значение температуры точки t*ув рассчитано по формуле (В.1);

- значение абсолютного давления рассчитано по формуле (В.2).

Таблица В.6

Исходные данные с требуемыми для расчета концентраций компонентов «эквивалентной смеси» единицами измерения

Компонент

Молярная концентрация компонентов газов, %

№ 1

№ 2

метан

97,8599

92,1142

этан

0,7909

3,8157

пропан

0,2591

1,3674

н-бутан

0,0491

0,2881

и-бутан

0,0501

0,3589

н-пентан

0,0087

0,0979

и-пентан

0,0125

0,0911

н-гексан

0,0361

0,2016

азот

0,8976

1,4348

диоксид углерода

0,0362

0,2303

Значение t*ув при давлении газа в газопроводе, К

253,55

280,75

Абсолютное давление газа в газопроводе, МПа

4,02366

5,00432

В.2.3 Результаты расчета концентраций компонентов «эквивалентной смеси» для газов № 1 и № 2, участвующих в смешении, представлены в таблице В.7.

Таблица В.7

Результаты расчета концентраций компонентов «эквивалентной смеси»

Компонент

Молярная концентрация компонентов «эквивалентной смеси» для газов, %

№ 1

№ 2

метан

97,8585

92,1084

этан

0,7909

3,8154

пропан

0,2591

1,3673

н-бутан

0,0491

0,2881

и-бутан

0,0500

0,3585

н-пентан

0,0087

0,0979

и-пентан

0,0125

0,0911

н-гексан

0,0246

0,0650

н-гептан

-

0,1433

н-октан

0,0129

-

азот

0,8976

1,4347

диоксид углерода

0,0362

0,2303

Примечания

1. Для газа № 1 определяемыми компонентами являются н-гексан и н-октан.

2. Для газа № 2 определяемыми компонентами являются н-гексан и н-гептан.

3. На начальном шаге нахождения первого определяемого компонента для обоих газов рассчитанная температура точки росы меньше, чем ее измеренное значение.

В.2.4 Результаты расчета концентраций компонентов смешанного потока газов по формуле (1) согласно 6.3.3 представлены в таблице В.8.

Таблица В.8

Результаты расчета концентраций компонентов смешанного потока газов

Компонент

Объемная концентрация компонентов «эквивалентных смесей» газов, образующих смешанный поток природного газа, %

Объемная концентрация компонентов смешанного потока природного газа, %

№ 1

№ 2

метан

97,8736

92,1931

95,9442

этан

0,7862

3,7956

1,8084

пропан

0,2553

1,3484

0,6266

н-бутан

0,0476

0,2797

0,1264

и-бутан

0,0487

0,3495

0,1509

н-пентан

0,0082

0,0928

0,0369

и-пентан

0,0119

0,0871

0,0374

н-гексан

0,0227

0,0599

0,0353

н-гептан

-

0,1259

0,0428

н-октан

0,0106

-

0,0070

азот

0,8992

1,4383

1,0823

диоксид углерода

0,0361

0,2297

0,1019

В.2.5 Приведение значений объемных концентраций компонентов смешанного потока газа и значений его давления к требуемым для расчета температуры точки росы единицам измерения выполнено в соответствии с Б.4 (приложение Б). Результаты этого приведения даны в таблице В.9. Представленные в этой таблице значения абсолютных давлений рассчитаны по формуле (В.2).

Таблица В.9

Исходные данные с требуемыми для расчета температуры точки росы единицами измерения

Компонент

Молярная концентрация компонентов смешанного потока природного газа, %

метан

95,9044

этан

1,8187

пропан

0,6357

н-бутан

0,1303

и-бутан

0,1548

н-пентан

0,0390

и-пентан

0,0392

н-гексан

0,0383

н-гептан

0,0487

н-октан

0,0085

азот

1,0801

диоксид углерода

0,1022

Абсолютные давления газа, при которых необходимо рассчитать tув, МПа

1,08167; 2,06233; 3,04299; 4,02366; 5,00432; 5,98499; 6,96565

В.2.6 Результаты расчета температуры точки росы при различных давлениях смешанного потока природного газа приведены в таблице В.10.

Таблица В.10

Результаты расчета температуры точки росы

Избыточное давление, кгс/см2

Температура точки росы смешанного потока природного газа, °C

10

-12,0

20

-6,8

30

-5,6

40

-6,6

50

-9,3

60

-13,6

70

-20,3

Приложение Г
(рекомендуемое)

Листинги основных модулей программ расчета температуры точки росы по углеводородам

Г.1 Процедура расчета концентраций компонентов «эквивалентной смеси»

Передаваемые извне параметры:

1) XvMix - сформированный в следующем порядке массив измеренных молярных концентраций компонентов газа: метан, этан, пропан, н-бутан, изо-бутан, н-пентан, изо-пентан + нео-пентан, н-гексан, н-гептан, н-октан, н-нонан, н-декан, азот + кислород, диоксид углерода, сероводород, пары воды, пары метанола (в случае отсутствия какого-либо из перечисленных компонентов в соответствующий элемент массива заносится нулевое значение; всегда нулевыми элементами массива будут являться элементы для н-нонана, н-декана, сероводорода, паров воды и метанола - методы расчета в присутствии этих компонентов в газе не тестировались);

2) Press - измеренное значение давления газа в точке его отбора в МПа;

3) ТТР - измеренное значение температуры точки росы газа в К при давлении Press.

Используемые модули TBubDewPar_Subs1, EoS_PT1.

{Если из состава «эквивалентной смеси» исключены все углеводородные компоненты, кроме метана (N1Mix = 1), либо измерения значений температуры точки росы и концентраций компонентов исходного газа выполнены некорректно, либо определение температуры точки росы по предлагаемым в настоящем стандарте методам невозможно}

{Расчетное значение температуры точки росы меньше ее измеренного значения tрув < tиув}

if TTP > TBD [2] then begin

{Если даже при выборе вторым определяемым компонентом н-декана (N2Mix = 12) условие tрув > tиув не будет выполнено, то либо измерения значений температуры точки росы и концентраций компонентов исходного газа выполнены некорректно, либо определение температуры точки росы по предлагаемым в настоящем стандарте методам невозможно}

Г.2 Модуль расчета температуры точки росы

Передаваемые извне параметры:

1) YI - сформированный как в ходе, так и в результате работы процедуры CalcXvBinMix массив молярных концентраций компонентов «эквивалентной смеси»;

2) Press - измеренное значение давления газа в точке его отбора в МПа или давление газа в МПа, при котором необходимо рассчитать температуру точки росы.

Г.3 Модули EoS_PT1, Fug_PT1, Par_Subs1 и USLESGM

В модулях EoS_PT1 и Fug_PT1 реализованы расчетные формулы приложения А, в модуле Par_Subs1 содержится необходимая для расчетов информация из таблиц А.1, А.2 и Б.1, в модуле USLESGM реализован метод Гаусса, предназначенный для решения систем линейных уравнений.

Библиография

[1] Государственная служба стандартных справочных данных. ГСССД 1-87

 

Фундаментальные физические константы

[2] Международный стандарт ИСО 6976-96 (ISO 6976:1996 International Standard)

 

Природный газВычисление теплоты сгоранияплотностиотносительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава (Natural gas - Calculation of calorific value, density, relative density and Wobbe index from composition)

[3] Государственная служба стандартных справочных данных ГСССД МР 107-98

 

Определение плотности, объемного газосодержания, показателя изоэнтропии и вязкости газоконденсатных смесей в диапазоне температур 240...350 К при давлениях до 10 МПа (Развитие МИ 2311-94)

Ключевые слова: газ горючий природный, метод расчета, температура точки росы газа по углеводородам