Курс лекций

«Измерительное и поверочное оборудование серии «КОНГ-Прима» для оперативного контроля влажности природного газа по температуре точки росы»

Тема 1. Технические требования к показателям качества газа, их взаимосвязь и зависимость от условий измерения.

Классификация величин влажности газов.

Влажность атмосферного воздуха или технологического газа является одним из важнейших параметров, определяющих качество продукции во многих отраслях производства. Величины, применяемые для количественного описания влажного газа, имеют различную физическую природу. Поэтому наиболее удобной с точки зрения организации и развития системы метрологического обеспечения гигрометрии является классификация величин влажности по физической природе. В соответствии с ней все величины влажности можно разделить на следующие группы:

- Величины давления: парциальное давление водяных паров;

- Величины температуры: точка росы, точка инея;

- Величины плотности: массовая и молярная плотность влаги;

- Величины концентрации: массовая, молярная и объемная доли влаги;

- Относительная влажность.

Наиболее широко используются в практической гигрометрии точка росы, объемная доля влаги и относительная влажность. Существует ряд соотношений, позволяющих по какой-либо одной измеренной величине влажности газа рассчитать все остальные.

Точка росы, как один из показателей влажности газа, определяет количественное содержание паров жидкости в газовых средах. Физически это минимальная температура газа, ниже которой из газа выделяется жидкость. Поэтому этот параметр контролируется в различных технологических процессах и производствах где требуется сухой газ.

Особую роль параметр точки росы имеет в газовой промышленности, где он определяет качество транспортируемого и поставляемого потребителям природного газа. При этом важны два параметра точки росы: точка росы по влаге и точка росы по углеводородам, которые конденсируются из газа независимо друг от друга.

Технические требования к показателям качества газа

В газовой промышленности разработаны технические требования по показателям качества газа в зависимости от его назначения. Важнейшими показателями являются температуры точек росы природного газа по влаге и углеводородам.

Технические требования на качество природного газа в настоящее время нормируются тремя стандартами.

1. Отраслевым стандартом на газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам, ОСТ 51.40-93.

2. Государственным стандартом 5542-87 на газы природные для промышленного и коммунально-бытового назначения.

3. Государственным стандартом ГОСТ 27577-2000 Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия.

Целесообразность нормирования показателей качества природных газов несколькими нормативно-техническими документами определяется различием требований на показатели качества газа для магистрального транспорта и для использования его в промышленности, в быту и как топлива для газобаллонных автомобилей.

Главной целью установления показателей и норм на качество газа, предназначенного для транспорта по магистральным газопроводам, является гарантия однофазного состояния газа в любой точке газопровода, а также повышение надежности и эффективности работы газотранспортных систем, повышение коэффициента извлечения углеводородного конденсата на газодобывающих предприятиях и, следовательно, снижение его потерь [1, 12]. Однофазное состояние газа - главное требование при магистральном транспорте газа. Это требование определяется значительными расстояниями, на которые перемещаются газовые потоки из районов добычи природного газа (в основном это районы Крайнего Севера) в районы его потребления (Европейская часть России и страны СНГ и Европы) и условиями транспортирования газа (высокое давление – 5,5 - 7,5 МПа, а в перспективе - до 10 МПа и низкие температуры - до минус 10 ^оС, а в перспективе, при транспорте газа с месторождений полуострова Ямал, до минус 20 °С). Нарушение этого требования приводит к фазовым превращениям компонентов транспортируемого газа в жидкое и твёрдое состояние (вода и углеводородный конденсат, лёд и газовые гидраты) и, соответственно, к увеличению гидравлического сопротивления трубопроводов. На головных участках магистральных газопроводов имеют место и другие технологические осложнения (залповые выносы накопившихся жидкостных пробок из газопровода при изменении расхода газа и др.)

В то же время определение показателей качества газа, поступающего на промышленное и коммунальное потребление, имеет целью повышение безопасности использования газа и улучшение санитарно-гигиенических условий при сжигании газа (например, в бытовых горелочных устройствах).

Основными показателями, по которым отраслевым стандартом ОСТ 51.40-93 устанавливаются нормы на качество природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, приняты: точка росы по влаге и точка росы по углеводородам (см. Таблицу 1.1.). Так как именно эти показатели определяют условия транспорта углеводородного газа в однофазном состоянии.

Контроль точек росы по влаге и углеводородам природного газа, поступающего в магистральные газопроводы, должен быть непрерывным, автоматическим и, что самое главное, – достоверным. Достоверность информации об основных показателях качества газа позволяет оперативно и эффективно управлять технологическими процессами на различных стадиях подготовки газа. Поэтому ОСТом предусматривается периодический контроль качества с помощью специальных приборов – гигрометров. Отсюда ясно, что достоверный контроль точки росы по влаге и углеводородам является важнейшим техническим и технологическим фактором, определяющим бесперебойное транспортирование природного газа.

Таблица 1

Показатели точек росы по влаге и углеводородам природных газов, поставляемых и транспортируемых по магистральным газопроводам (по ОСТ 51.40-93)

Показатель	Значения для макроклиматических районов
Умеренный	холодный
с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04	с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04
Точка росы газа по влаге, °С, не выше	минус 3	минус 5	минус 10	минус 20
Точка росы газа по углеводородам, °С, не выше			минус 5	минус 10

Требования контрактов на поставку газа по показателю температуры точки росы на экспорт следующие: по влаге для Украины – минус 8°С при давлении 4,0 МПа, для стран дальнего зарубежья: 50% контрактов – минус 8°С и другая половина – минус 10°С при давлении 4,2 МПа. Точка росы по углеводородам не должна превышать минус 7°С.

Удовлетворение показателей качества газа (в частности точки росы газа по влаге) требованиям ОСТа имеет и коммерческую составляющую, которая появляется при транспорте газа по магистральным газопроводам в пределах стран Содружества Независимых Государств и, особенно, при передаче через границу в страны-импортеры российского газа. Это выражено в огромных штрафах (доходящих до 50 млн. долларов в год), которые платит ОАО «Газпром» за поставку некондиционного газа, т.е. газа не соответствующего основному показателю качества - точки росы по влаге. Поэтому любые неточности по определению точки росы по влаге на различных этапах подготовки и транспорта газа могут привести к существенным финансовым потерям.

В последнее время коммерческую актуальность приобретает и показатель качества газа: «точка росы по углеводородам», так как многие импортеры российского природного газа стали вносить этот показатель в контракты на поставку российского газа и/или выдвигать более жесткие требования по этому параметру.

Взаимосвязь основных величин влажности природного газа.

Точка росы по влаге. Взаимосвязь основных величин влажности природного газа определяется ГОСТом 20060-83 «Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги».

Концентрация водяных паров в газе (W) при температуре 20°С и давлении 1001,325 кПа в г/м. куб вычисляют по формуле:

,

где А- коэффициент зависимости содержания воды от давления водяного пара при измеренной температуре точки росы влаги;

Р = Ризб ´ 98,0665 + 101,325 – абсолютное давление исследуемого газа в измерительной камере;

Ризб – избыточное давление природного газа, кгс/см²;

В – коэффициент зависимости содержания воды от температуры точки росы влаги и состава газа.

На основании этой зависимости разработана таблица, которая является вспомогательным материалом, облегчающим практические расчеты приведенной температуры точки росы.

В таблице 2 приведены:

- в крайней левой колонке – концентрация водяных паров в газе в г/м³

- в выделенной колонке – температура точки росы в ⁰С при абсолютном давлении газа 3,92 МПа (40 кгс/см²);

- в промежуточных колонках – температура точки росы в ⁰С при избыточном давлении газа от 0,1 до 7,35 МПа (от 1 до 80 кгс/см²)

Промежуточные значения давления и температуры точки росы рассчитывают путем интерполяции.

Температуры точки росы ниже минус 40 ⁰С и выше 35 ⁰С в таблице не представлены.

Как видно из таблицы, точка росы газа изменяется с изменением давления, хотя концентрация водяных паров остается неизменной. Поэтому для получения единой картины количественного содержания водяных паров в природном газе приводят к условному (контрактному давлению) 3,92МПа.

Определение влагосодержания природного газа и приведение температуры точки росы влаги, измеренной при рабочем давлении газа к условному (контрактному) давлению, то есть абсолютному давлению 3,92МПа (40 кгс/см²), выполняют с помощью таблицы 2.

В графе таблицы с давлением, равным давлению газа, при котором была измерена температура точки росы, находят значение температуры, равное измеренному. В этой строке находят: в левой графе – влагосодержание в г/м³, в правой - приведенную температуру точки росы.

Пример 1.

Температура точки росы, измеренная при давлении газа 60 кгс/см², составила минус 9,0 ⁰С.

Находим в графе "59" точку росы минус 7,0 ⁰С. В строке с найденным значением температуры точки росы находим: в левой графе - влагосодержание 0,0749 г/м³, в выделенном столбце – приведенную точку росы минус 11,0 ⁰С.

Пример 2.

Температура точки росы, измеренная при давлении газа 52 кгс/см², составила минус 10,6 ⁰С.

Находим значения давления и температуры точки росы, близкие тем, что заданы.

W.. 55 52 50... 40_.

0,0599 –11,5 t_x1 –12,5 –14,5

0,0749 –8,0 t_x2 –9,0 –11,0

Интерполируем температуру точки росы по давлению по формуле:

[ –12,5 – (–11,5)] (52 – 55)

t_х1 = –11,5 + –––––––––––––––––––––––– = – 12,1,

50 – 55

[ –9,0 – (–8,0)] (52 – 55)

t_х2 = –8,0 + –––––––––––––––––––––––– = – 8,6.

50 – 55

В результате, мы получили:

W 52 40

0,0599 –12,1 –14,5

W_х –10,6 Т_х

0,0749 –8,6 –11,0

Интерполируем влагосодержание и приведенную точку росы по полученным значениям точки росы, аналогично приведенному выше порядку интерполяции точки росы по давлению

(0,0749 – 0,0599)[–10,6 – (–12,1)]

W_х = 0,0599 + –––––––––––––––––––––––––– = 0,0629» 0,0663 г/м³,

–8,6 – (–12,1)

[ –11,0 – (–14,5)][–10,6 – (–12,1)]

Т_х = –14,5 + ––––––––––––––––––––––––––––– = –13,0 ⁰С

–8,6 – (–12,1)

Таким образом, температуре точки росы минус 10,6 ⁰С при давлении газа 52 кгс/см² соответствует влагосодержание0,0663 г/м³ и приведенная точка росы минус 13,0 ⁰С.

Точка росы по углеводородам

Существенным отличием метода измерения точки росы по углеводородам является то, что измеряется только температура начала конденсации, тогда как метод измерения точки росы по влаге подразумевает измерение, как температуры конденсации, так и температуры испарения. Это связано, прежде всего, со способностью сконденсированной плёнки углеводородов определенное время удерживаться на перегретой конденсационной поверхности. Поэтому, за точку росы углеводородов принимается температура начала конденсации на зеркале углеводородных фракций. Методы определения точки росы по углеводородам регламентируются ГОСТ 20061-84 «Газы горючие природные. Методы определения точки росы углеводородов», который стандартизирует конденсационный метод определения точки росы по углеводородам для природных газов, не содержащих капельных взвесей.

Определение Т_тр природного газа по углеводородам это определение термобарических условий (температуры и давления) существования фазового (газожидкостного) равновесия. Совокупность этих температур и давлений образует кривую фазового равновесия или в данном конкретном случае – кривую конденсации природного газа.

Для выполнения расчета Т_тр часто и успешно применяют так называемые кубические уравнения состояния (далее УС) Ван-дер-Ваальсова типа, в частности, например, уравнение состояния Пенга-Робинсона, Редлиха-Квонга-Соаве и других. Например, УС Пейтела-Тея (Patel-Teja) [2] – имеет вид:

где

p, T и v – соответственно, давление, температура и удельный объем ПГ; R – универсальная газовая постоянная (8,31451 кДж/кмоль/К); a, b, u, w – коэффициенты УС, которые являются функцией концентраций компонентов смеси.

В программе GASPACK, которая использовалась при тестировании анализатора КОНГ-Прима-4 в лаборатории Газ де Франс используется УС Пенга-Робинсона.

Ввиду обилия различных уравнений, расчетные кривые фазового равновесия могут существенно отличаться друг от друга. Примерный вид кривой фазового равновесия углеводородного газа, представлен на рисунке. Из рисунка следует, что максимальная точка росы по углеводородам находится в области давлений 4,0…5,0МПа. Для транспортируемого природного газа, содержащего менее 2% этана, максимум кривой фазового равновесия находится в районе 2,5…3 МПа. Абсолютная величина точки росы по углеводородам определяется количественным содержанием высших углеводородов (С6…С10) гексана, октана, декана.

Рисунок 1.1. Кривая фазового равновесия синтетического газа и результаты измерений анализатора КОНГ-Прима-4.

Дата добавления: 2014-01-07