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 п