34 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Калорийность природного газа при нормальных условиях

Общие сведения о природном газе. Обзор природного газа.

Общие сведения о природном газе. Обзор природного газа.

Природный газ – общая информация

Природный газ, он же газ натуральный – это наиболее экологически чистый и экономически эффективный энергоноситель современности, не имеющей ни цвета, ни запаха. Характерный аромат бытового газа придается ему искусственно с целью возможности предотвращения его утечки и дальнейших неприятных последствий, связанных с взрывоопасностью данного вещества. Операция по введению в газ пахучих веществ называется одоризацией, а вводимое вещество – одорантом — В РФ это тиолы, в частности, этантиол = этилмеркаптан, часто просто «меркаптан».

Две основные концепции происхождения – биогенная и минеральная – утверждают разные причины образования углеводородных полезных ископаемых в недрах Земли:

  • Минеральная теория. Образование полезных ископаемых в пластах горных пород – часть процесса дегазации Земли. Из-за внутренней динамики Земли углеводороды, находящиеся на больших глубинах, поднимаются в зону наименьшего давления, образуя в результате газовые залежи.
  • Биогенная теория. Живые организмы, погибшие и опустившиеся на дно водоемов, разлагались в безвоздушном пространстве. Опускаясь все глубже из-за геологических движений, остатки разложившейся органики превратились под воздействием термобарических факторов (температуры и давления) в углеводородные полезные ископаемые, в том числе – в природный газ.

Природный газ может существовать:

  • в виде газовых залежей, находящихся в пластах некоторых горных пород,
  • в виде газовых шапок (над нефтью),
  • в растворенном или кристаллическом виде,
  • а также природный газ может находиться в виде газогидратов (гидраты природных газов – это газовые гидраты или клатраты – кристаллические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях из воды и газа).

Природный газ имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива и сырья:

  • стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива; производительность труда при его добыче выше, чем при добыче нефти и угля;
  • при газовом отоплении городов и населенных пунктов гораздо меньше загрязняется воздушный бассейн;
  • при работе на природном газе обеспечивается возможность автоматизации процессов горения, достигаются высокие КПД;
  • высокие температуры в процессе горения (более 2000°С) и удельная теплота сгорания позволяют эффективно применять природный газ в качестве энергетического и технологического топлива.

Химический состав (подробнее про природный газ — тут)

Химический состав природного газа достаточно прост. Основную часть этого вида газа составляет метан (CH4) – простейший углеводород (органическое соединение, состоящее из атомов углерода и водорода), его доля в среднем 92%.

В зависимости от содержания метана выделяются две основные группы природного газа:

    Природный газ группы H (Н–газ, т.е. высококалорийный газ) в связи с высоким содержанием метана (от 87% до 99%) является самым высококачественным. Российский природный газ относится к группе Н и отличается высокой теплотворной способностью. Ввиду высокого содержания метана (

98%) он является самым высококачественным природным газом мира.

  • Природный газ группы L (L–газ, т.е. низкокалорийный газ) – это природный газ с менее высоким содержанием метана – от 80% до 87%. Если требования по качеству не выполняются (11,1 кВт-ч/куб.м), то часто газ нельзя поставлять непосредственно конечному потребителю без дополнительной переработки.
  • Помимо метана в состав природного газа могут входить более тяжелые углеводороды, гомологи метана: этан (C2H6), пропан (C3H8), бутан (C4H10) и некоторые неуглеводородные примеси. В то же время важно, что состав природного газа не постоянен и меняется от месторождения к месторождению.

    Физические свойства (подробнее про природный газ — тут)

    Ориентировочные физические характеристики (зависят от состава):

    • Плотность: от 0,7 до 1,0 кг/м3 (сухой газообразный, при нормальных условиях) либо 400 кг/м3 (жидкий).
    • Температура возгорания: t = 650°C .
    • Теплота сгорания одного м3 природного газа в газообразном состоянии при н.у.: 28-46 МДж, или 6,7-11,0 Мкал.
    • Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120-130.
    • Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх.

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

    МЕТОДЫ РАСЧЕТА
    ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

    ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА,
    ЕГО КОМПОНЕНТОВ И ПРОДУКТОВ ЕГО ПЕРЕРАБОТКИ

    МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ
    ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

    1 РАЗРАБОТАН Всероссийским научно-исследовательским центром стандартизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ (ВНИЦ СМВ) Госстандарта России; фирмой «Газприборавтоматика» акционерного общества «Газавтоматика» РАО «Газпром»

    ВНЕСЕН Госстандартом Российской Федерации

    2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 9-96 от 12 апреля 1996 г.)

    За принятие проголосовали:

    Наименование национального органа по стандартизации

    Госстандарт Республики Казахстан

    Главная государственная инспекция Туркменистана

    3 Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. № 723 межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.1-96 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 1997 г.

    Читать еще:  Газовый калорифер для не прямого нагрева воздуха

    4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

    МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

    Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

    Natural gas. Methods of calculation of physical properties.
    Definition of physical properties of natural gas, its components and processing products

    Дата введения 1997-07-01

    1 Назначение и область применения

    Настоящий стандарт предназначен для практического применения при косвенном определении коэффициента сжимаемости, плотности, показателя адиабаты, скорости звука, динамической вязкости и объемной удельной теплоты сгорания природного газа, его компонентов и продуктов его переработки по измеренным значениям давления, температуры, компонентного состава и плотности при стандартных условиях.

    Используемые в настоящем стандарте определения и обозначения приведены в соответствующих разделах ГОСТ 30319.0.

    2 Нормативные ссылки

    В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

    ГОСТ 22667-82 Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе

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

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

    ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния

    ГСССД 4-78 Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость жидкого и газообразного азота при температурах 70-1500 К и давлениях 0,1-1000 МПа

    ГСССД 8-79 Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость жидкого и газообразного воздуха при температурах 70-1500 К и давлениях 0,1-100 МПа

    ГСССД 17-81 Динамическая вязкость и теплопроводность гелия, неона, аргона, криптона и ксенона при атмосферном давлении в интервале температур от нормальных точек кипения до 2500 К

    ГСССД 18-81 Метан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 100-1000 К и давлениях 0,1-100 МПа

    ГСССД 19-81 Кислород жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 70-1000 К и давлениях 0,1-100 МПа

    ГСССД 47-83 Этилен жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 130-450 К и давлениях 0,1-100 МПа

    ГСССД 48-83 Этан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 100-500 К и давлениях 0,1-70 МПа

    ГСССД 70-84 Гелий-4 жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 2,4-450 К и давлениях 0,05-100 МПа

    ГСССД 94-86 Метан. Коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 91-1000 К и давлениях от соответствующих разреженному газу до 100 МПа

    ГСССД 95-86 Криптон жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия, изобарная теплоемкость и скорость звука при температурах 120-1300 К и давлениях 0,1-100 МПа

    ГСССД 96-86 Диоксид углерода жидкий и газообразный. Плотность, фактор сжимаемости, энтальпия, энтропия, изобарная теплоемкость, скорость звука и коэффициент объемного расширения при температурах 220-1300 К и давлениях 0,1-100 МПа

    ГСССД 110-87 Диоксид углерода. Коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 220-1000 К и давлениях от соответствующих разреженному газу до 100 МПа

    ГСССД 147-90 Пропан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость в диапазоне температур 100-700 К и давлений 0,1-100 МПа

    ГСССД Р92-84 н-Алканы (С1-С8). Вторые вириальные коэффициенты и коэффициенты динамической вязкости при атмосферном давлении в диапазоне температур от нормальных точек кипения до 800 К

    ГСССД Р127-85 Пропан, н-бутан и н-пентан как компоненты природного газа. Плотность, фактор сжимаемости, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость, показатель адиабаты и изобарный коэффициент расширения при температурах 270-700 К и давлениях 0,1-30 МПа

    3 Определение плотности

    3.1 Общие положения

    3.1.1 Плотность газа r вычисляют по формуле

    3.1.2 Плотность определяют с помощью плотномеров любого типа (пикнометрических, ареометрических, вибрационных, акустических, радиационных и др.) или косвенным методом (измерением параметров состояния среды, определения ее состава и проведения расчета).

    3.1.3 В зависимости от технико-экономической целесообразности плотность контролируемых сред допускается рассчитывать: вручную, с помощью таблиц и графиков, с применением вычислительных машин и частично или полностью автоматизированных устройств.

    3.2 Определение плотности чистых газов

    3.2.1 Плотность газа в идеально газовом состоянии определяют по известным значениям давления р и температуры Т по формуле

    За молярную массу М принимают массу одного киломоля вещества в килограммах.

    Молярную массу определяют по формуле

    , (3)

    где А j масса килограмм-атома j-го элемента, входящего в состав молекулы;

    пj количество атомов j-го элемента молекулы.

    3.2.2 Плотность реального газа (далее — газ) определяют с учетом фактора сжимаемости газа z по формуле

    . (4)

    3.2.3 Плотность газа при стандартных условиях определяется при р = рc и Т = Тc т.е. по соотношению

    . (5)

    Значения R, p c, Tc приведены в разделе 4 ГОСТ 30319.0, a M и z c — в таблице 1. Если измерения zc обеспечиваются с большей точностью, чем приведенные в таблице 1, то целесообразно применять измеренные значения.

    Газ природный

    Природный газ относится к полезным ископаемым.

    Природный газ в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде.

    Читать еще:  Военная академия материальнотехнического обеспечения им

    При стандартных условиях (101,325 кПа и 20 °C) природный газ находится только в газообразном состоянии.

    Также природный газ может находиться в кристаллическом состоянии в виде естественных газогидратов.

    Основную часть природного газа составляет метан (CH4) — 92 — 98 %.

    В состав природного газа могут также входить более тяжелые углеводороды — гомологи метана:

    а также другие неуглеводородные вещества:

    диоксид углерода (СО2),

    Чистый природный газ не имеет цвета и запаха.

    Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество веществ, имеющих сильный неприятный запах (гнилой капусты, прелого сена, тухлых яиц) (т. н. одорантов).

    Чаще всего в качестве одоранта применяется этилмеркаптан (16 г / 1000 м 3 природного газа).

    Для облегчения транспортировки и хранения природного газа его сжижают, охлаждая при повышенном давлении.

    Ориентировочные физические характеристики (зависят от состава; при нормальных условиях, если не указано другое):

    от 0,68 до 0,85 кг/м³ относительно воздуха (сухой газообразный);

    Температура самовозгорания: 650 °C;

    Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 5 % до 15 % объёмных;

    Удельная теплота сгорания: 28-46 МДж/м³ (6,7-11,0 Мкал/м³);

    Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120-130.

    Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх.

    В осадочной оболочке земной коры сосредоточены огромные залежи природного газа.

    Согласно теории биогенного (органического) происхождения нефти, они образуются в результате разложения останков живых организмов.

    Считается, что природный газ образуется в осадочной оболочке при бо́льших температурах и давлении, чем нефть.

    С этим согласуется тот факт, что месторождения газа часто расположены глубже, чем месторождения нефти.

    Огромными запасами природного газа обладают Россия, Иран, большинство стран Персидского залива, США, Канада.

    Из европейских стран — Норвегия,Нидерланды.

    Среди бывших республикСССР большими запасами газа владеет Туркмения, Азербайджан,Узбекистан а также Казахстан.

    Природный газ в определенных термодинамических условиях может переходить в земной коре в твердое состояние и образовывать газогидратные залежи.

    Газ переходит в твердое состояние в земной коре, соединяясь с пластовой водой при гидростатических давлениях (до 250 атм) и сравнительно низких температурах (до 295°К).

    Газогидратные залежи обладают более высокой концентрацией газа в единице объема пористой среды, чем в обычных газовых месторождениях, так как один объем воды при переходе ее в гидратное состояние связывает до 220 объемов газа.

    Природный газ находится в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километров.

    Сверхглубокой скважиной недалеко от г. Новый Уренгой получен приток газа с глубины более 6000 метров.

    В недрах газ находится в микроскопических пустотах (порах).

    Поры соединены между собой микроскопическими каналами — трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине.

    Движение газа в пласте подчиняется определенным законам.

    Газ добывают из недр земли с помощью скважин.

    Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения.

    Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи.

    Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а также преждевременное обводнение залежи.

    Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, многократно превышающем атмосферное.

    В 2011 г, согласно данным ЦДУ ТЭК РФ, добыча газа в России составила 670,5 млрд м³.

    В зависимости от содержания метана выделяются 2 основные группы:

    Природный газ группы H (высококалорийный газ) — с высоким содержанием метана (от 87% до 99%), самый высококачественный.

    Природный газ группы L (низкокалорийный газ) — характеризуется менее высоким содержанием метана — от 80% до 87%.

    1 Назначение и область применения

    Настоящий стандарт устанавливает методы косвенного определения коэффициента сжимаемости, плотности, показателя адиабаты, скорости звука, динамической вязкости и объемной удельной теплоты сгорания природного газа по измеренным значениям температуры, давления, компонентного состава и плотности при стандартных условиях.

    Стандарт устанавливает методы косвенного определения физических свойств компонентов природного газа и продуктов его переработки по измеренным значениям температуры и давления.

    Назначение стандарта — обеспечить достоверное вычисление физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки при определении их расхода стандартными сужающими устройствами.

    Стандарт необходимо применять для расчета физических свойств только газовой фазы природного газа, его компонентов и продуктов его переработки.

    Стандарт может быть использован для расчета физических свойств газовых смесей, подобных по составу природному газу.

    Стандарт может быть применен при определении расхода природного газа и подобных ему газовых смесей с использованием любых методов его определения.

    Выбор альтернативных методов определения физических свойств природного газа следует проводить исходя из минимального значения погрешности определения этих свойств с учетом целесообразности технико-экономических затрат.

    Читать еще:  Факторы обеспечивающие процесс горения

    При отсутствии в стандарте каких-либо параметров или при необходимости повышения точности определения значений этих параметров следует применять официальные данные, утвержденные Госстандартом или Государственной службой стандартных справочных данных (ГСССД), а также данные лабораторных анализов, выполняемых в соответствии с действующими стандартами.

    Стандарт не распространяется на методы и средства непосредственного измерения физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки.

    Настоящий стандарт является общим для группы стандартов ГОСТ 30319.1, ГОСТ 30319.2 и ГОСТ 30319.3.

    ГОСТ 30319.1 содержит методы расчета физических свойств компонентов природного газа и продуктов его переработки, а также упрощенные методы расчета плотности, показателя адиабаты, скорости звука, динамической вязкости и объемной удельной теплоты сгорания природного газа.

    ГОСТ 30319.2 содержит методы расчета коэффициента сжимаемости природного газа.

    ГОСТ 30319.3 содержит метод расчета плотности, показателя адиабаты, скорости звука, динамической вязкости природного газа, основанный на использовании его уравнения состояния.

    Методы расчета физических свойств природного газа, изложенные в ГОСТ 30319.1, а также некоторые методы расчета коэффициента сжимаемости, изложенные в ГОСТ 30319.2, позволяют реализовать расчет свойств природного газа на современных калькуляторах. При этом нет необходимости иметь данные о полном компонентном составе природного газа.

    Методы расчета коэффициента сжимаемости, плотности, показателя адиабаты, скорости звука, динамической вязкости природного газа, основанные на использовании его уравнения состояния (см. ГОСТ 30319.2 и ГОСТ 30319.3), позволяют наиболее точно рассчитать указанные свойства. Однако расчет по этим методам требует применения ЭВМ и необходимо иметь данные о полном компонентном составе природного газа. Поэтому в этих стандартах приведены информационные приложения с листингом программ, написанных на языке программирования ФОРТРАН-77 и предназначенных для ПЭВМ, совместимых с IBM PC / AT / XT .

    2 Нормативные ссылки

    В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

    ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема

    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

    ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния

    ГСССД 1-87 Фундаментальные физические константы

    3 Определения

    В настоящем стандарте применяют следующие термины с соответствующими определениями.

    3.1 Идеальное газовое состояние — условное состояние газа или смеси газов, которое характеризуется отсутствием взаимодействия молекул газа, а сами молекулы не имеют собственного объема.

    3.2 Реальный газ — газ, который действительно существует в природе, т.е. состояние этого газа характеризуется взаимодействием молекул, а сами молекулы имеют собственный объем.

    По составу газы могут быть чистыми и смесями.

    Чистыми газами являются газы, в которых содержится не более 0,05 % (молярных) примесей газов других наименований.

    3.3 Газовая смесь — смесь чистых газов, не вступающих друг с другом в химическую реакцию.

    3.4 Природный газ — это газовая смесь, компонентами которой в основном являются предельные углеводороды (С k Н2 k +2), азот, диоксид углерода и сероводород.

    Компонентный состав смеси газов, в том числе и природного газа, определяется в объемных или молярных долях.

    Для природного газа характерным является следующий компонентный состав, выраженный в объемных долях:

    0,6 3 Мр/( RT r ). Обозначения величин, входящих в это уравнение, и их единицы измерения приведены в таблице 1.

    3.7 Плотность газа (или смеси газов) есть отношение массы этого газа к занимаемому им объему.

    3.8 Показатель адиабаты (изоэнтропы) является термодинамической характеристикой газовой среды (т.е. газа или смеси газов), отображающей процесс, происходящий без теплообмена с окружающей средой.

    3.9 Скорость звука является термодинамической характеристикой газовой среды, численное значение которой позволяет оценить скорость распространения звука в этой среде.

    3.10 Динамическая вязкость (внутреннее трение) есть свойство среды, характеризующее сопротивление ее течению под действием внешних сил. Количественно вязкость определяется касательной силой, которая должна быть приложена к единице площади сдвигаемого слоя, чтобы поддержать в этом слое течение с постоянной скоростью относительного сдвига, равной единице.

    3.11 Удельная объемная теплота сгорания (теплотворная способность) природного газа есть количество тепла, которое выделяется в процессе полного сгорания газа в воздухе при постоянном давлении рc и постоянной температуре T сг отнесенное к объему сухого газа, определяемого при стандартных условиях, т.е. при давлении рс и температуре Тс. Высшая удельная объемная теплота сгорания определяется после полной конденсации образующихся в процессе сгорания водяных паров при температуре Тсг, а низшая удельная объемная теплота сгорания — при наличии водяных паров в продуктах сгорания газа при температуре Тсг.

    4 Обозначения

    4.1 Условные обозначения, принятые в стандарте, соответствуют стандартам ИСО 5167 [ 1 ], ИСО 6976 [ 2 ] и приведены в табл. 1 .

    Ссылка на основную публикацию
    ВсеИнструменты
    Adblock
    detector