Теплоемкость природного газа: ТК52: Главная

Содержание

Теплота сгорания природного газа

Версия для печати

Высшая и низшая теплота сгорания природного газа

Компонент	Значение молярной теплоты сгорания при 60 °F, кДж·мол^-1
	высшей	низшей
1 Метан	891,51	802,69
2 Этан	1562,06	1428,83
3 Пропан	2220,99	2043,35
4 н-Бутан	2879,63	2657,58
5 2-Метилпропан	2870,45	2648,40
6 н-Пентан	3538,44	3271,98
7 2-Метилбутан	3531,52	3265,06
8 2,2-Диметилпропан	3517,27	3250,81
9 н-Гексан	4198,06	3887,19
10 2-Метилпентан	4190,43	3879,57
11 3-Метилпентан	4193,03	3882,17
12 2,2-Диметилбутан	4180,64	3869,78
13 2,3-Диметилбутан	4188,41	3877,55
14 н-Гептан	4856,97	4501,69
15 н-Октан	5515,77	5116,08
16 н-Нонан	6175,56	5731,46
17 н-Декан	6834,61	6346,11
18 Этилен	1412,06	1323,24
19 Пропилен	2059,35	1926,12
20 1-Бутен	2718,59	2540,96
21 цис-2-Бутен	2711,8	2534,2
22 транс-2-Бутен	2708,2	2530,5
23 2-Метилпропен	2701,9	2524,3
24 1-Пентен	3377,62	3155,57
25 Пропадиен	1943,91	1855,09
26 1,2-Бутадиен	2595,05	2461,82
27 1,3-Бутадиен	2542,03	2408,80
28 Ацетилен	1301,35	1256,94
29 Циклопентан	3322,04	3100,00
30 Метилциклопентан	3972,29	3705,83
31 Этилциклопентан	4631,75	4320,89
32 Циклогексан	3955,85	3689,39
33 Метилциклогексан	4603,90	4293,03
34 Этилциклогексан	5266,73	4911,46
35 Бензол	3302,78	3169,55
36 Толуол	3949,70	3772,07
37 Этилбензол	4609,40	4387,35
38 о-Ксилол	4598,51	4376,46
39 Метанол	765,03	676,21
40 Метантиол	1240,23	1151,41
41 Водород	286,13	241,72
42 Вода*	44,410	0
43 Сульфид водорода	562,36	517,95
44 Аммиак	383,47	316,86
45 Цианид водорода	671,7	649,5
46 Монооксид углерода	282,91	282,91
47 Карбонил сульфид	548,15	548,15
48 Карбонил дисульфид	1104,33	1104,33
* Ненулевое значение теплоты сгорания паров воды, полученное формально из определения значения высшей теплоты сгорания, которое требует конденсации в жидкое состояние всех паров воды в продуктах сгорания. Таким образом, все пары воды, присутствующие тем или иным образом в сухом газе, дают свой вклад за счет скрытой теплоты испарения в значение высшей теплоты сгорания смеси.

(по ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995) «Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава»)

Расчетные методы определения свойств природного газа по данным о плотности при стандартных условиях, содержании азота и диоксида углерода — Цифровизация

Надежность и эффективность трубопроводного транспорта природного газа напрямую зависит от принятия и реализации эксплуатационным персоналом правильных и своевременных решений режимно-технологических задач.

Если в основе правильности решения лежит адекватность методов определения физических и термодинамических свойств природного газа, то в своевременности решений – быстродействие.

Существующие методы определения свойств природного газа по данным о компонентном составе позволяют обеспечить адекватность. Но в основе этих методов лежат уравнения состояния итерационного решения, что негативно сказывается на быстродействии, особенно при обработке в реальном времени больших массивов данных режимно-технологической информации.

Также необходимо отметить, что на текущий момент в газовой промышленности наиболее распространен подход метрологического контроля с использованием данных о неполном компонентном составе природного газа (плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода).

Отсутствие исходных данных не позволяет использовать методы определения свойств природного газа по данным о компонентном составе, а существующие нормативные уравнения состояния по данным о неполном компонентном составе не позволяют сформировать адекватные методы определения свойств природного газа.

Данная проблема была раскрыта авторами статьи в публикации [7], решение которой сводится к двум возможным направлениям реализации в виде разработки:

метода разложения неполного компонентного состава природного газа на эквивалентный компонентный состав (предложенного в [7]), который снимает проблему адекватности, но усугубляет проблему быстродействия,
метода определения физических и термодинамических свойств природного газа по данным о неполном компонентном составе природного газа.

Разработка метода определения свойств природного газа базируется на использовании подходов термодинамического подобия. Поэтому авторами статьи было проведено вычислительное исследование пределов возможного применения закона соответственных состояний для природного газа.

Было определено, что для обеспечения взаимного отклонения термодинамических функций, в соответствии с требованиями межгосударственного стандарта [2], в пределах 0,2 % – отклонение по плотности при стандартных условиях должно находиться в пределах ± 0,02 кг∙м^-3, по содержанию молярных долей азота ± 0,01 и диоксида углерода ± 0,005.

Исходя из этого, нетрудно сделать вывод, что для адекватного определения термодинамических функций природного газа недостаточно одного уравнения состояния с постоянными коэффициентами. Необходима дискретная система уравнений или одно уравнение, но с коэффициентами, изменяемыми в зависимости от неполного компонентного состава природного газа.

В данной статье предложен новый расчетный метод определения физических и термодинамических свойств природного газа по данным о неполном компонентном составе на основе без итерационного уравнения состояния, что позволит решить проблему адекватности и увеличить быстродействие в компьютерных моделях, расчетах режимов и технологических задачах трубопроводного транспорта газа.

Рабочая область применения расчетных методов определения физических и термодинамических свойств природного газа.

Прежде чем рассматривать расчетные методы определения физических и термодинамических свойств природного газа, необходимо определиться с рабочей областью их применения, учитывая ближайшие перспективы развития газотранспортных технологий.

Одним из параметров состояния характеризующим рабочую область является максимальное рабочее давление газотранспортных систем.

Из приведенных данных в таблице 1 видно, что для моделирования процессов транспорта газа на сухопутных участках необходимы расчетные методы определения физических и термодинамических свойств природного газа, охватывающие диапазон рабочих давлений до 12 МПа, на морских участках – до 30 МПа.

ТАБЛИЦА 1. Максимальное рабочее давление, МПа

Другим параметром, характеризующим рабочую область, является температура, технологический диапазон которой находится в пределах от 250 до 350 K.

Давление и температура являются параметрами состояния, взаимосвязь которых выражается с помощью уравнения состояния реального газа – природного газа. Поэтому немаловажным фактором в определении физических и термодинамических свойств является сам природный газ. Природный газ – это смесь чистых веществ, состоящая в основном из углеводородных компонентов (алканов), а также неуглеводородных компонентов. Состав природного газа непостоянен, изменяется в зависимости от месторождения природного газа (в том числе по мере выработки месторождения), а также от реализуемых потоковых схем Единой системы газоснабжения Российской Федерации, приводящих к смешению природного газа от разных месторождений в разных пропорциях.

Таким образом, при разработке метода определения физических и термодинамических свойств природного газа были заложены условия применения:

по рабочей области давления p £ 12 МПа, температуры 250 £ T £ 350 K;
по плотности природного газа при стандартных условиях 0,66819 £ £ 0,73 кг∙м³;
по молярным долям азота и диоксида углерода £ 0,03; £ 0,01.

Метод определения термодинамических свойств природного газа по данным о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода

При разработке уравнения состояния использован следующий вид функциональной зависимости коэффициента сжимаемости:

Псевдокритические параметры природного газа определяются по разработанным авторами формулам

На первом этапе разработки уравнения состояния был сформирован ряд комплексов описания природного газа, дискретно задавая плотность природного газа при стандартных условиях, молярные доли азота и диоксида углерода в пределах условий их применения.

Затем, используя расчетный метод определения термодинамических свойств AGA-8 [5], для каждого компонентного состава в пределах области применения по давлению и температуре был вычислен массив значений функции изотермического отклонения изобарной теплоёмкости от идеально-газового состояния ΔCp и функции отклонения коэффициента сжимаемости (z-1) .

На завершающем этапе по значениям массива этих двух термодинамически связанных функций, применяя последовательную аппроксимацию по приведенному давлению, температуре и параметрам стандартного комплекса описания природного газа, было получено уравнение состояния (3).

X_k – ряд аргументов, полученных из стандартного комплекса описания природного газа с целью упрощения записи формул и алгоритмической части разрабатываемого метода:

X₀=1,

X₁=ρ_c,

X₂=ρ_c²,

X₃=x_N2,

X₄=x_CO2.

При определении других термодинамических функций (свойств) используются следующие частные производные коэффициента сжимаемости.

Разработанный метод относится к методам определения термодинамических функций через идеально-газовое состояние. В качестве базовой термодинамической функции в идеально-газовом состоянии используется изобарная теплоёмкость.

Изобарная теплоёмкость, Дж∙кг^-1∙K^-1

Изобарная теплоёмкость в идеально-газовом состоянии определяется по следующей формуле, разработанной исходя из данных стандарта [5] об изобарной теплоёмкости в идеально-газовом состоянии индивидуальных веществ:

Функция изотермического отклонения изобарной теплоёмкости от идеально-газового состояния определяется через разработанное уравнение состояние:

Изохорная теплоёмкость, Дж∙кг^-1∙K^-1

Коэффициент Джоуля-Томсона, K∙Па^-1

Показатель адиабаты

Скорость звука, м∙с^-1

Энтальпия, Дж∙кг^-1

энтальпия в идеально-газовом состоянии

Функция изотермического отклонения энтальпии от идеально-газового состояния.

Энтропии, Дж∙кг^-1∙K^-1

энтропия в идеально-газовом состоянии

Функция изотермического отклонения энтропии от идеально-газового состояния.

Надо отметить, что для решения основных режимно-технологических задач нет необходимости в определении непосредственно абсолютных значений энтальпии и энтропии, достаточно найти их изменение в протекающем процессе.

В соответствии с требованиями межгосударственного стандарта по обеспечению единства измерения [2], адекватность предлагаемого метода подтверждается анализом результатов расчета термодинамических функций, отклонение которых не должно превышать уровня точности соответствующих термодинамических функций, полученных методом на основе фундаментального уравнения состояния AGA8 (см. [4], [5]). Например, по коэффициенту сжимаемости отклонение не должно превышать 0,2 %.

ТАБЛИЦА 2. Максимальные отклонения расчетных свойств природного газа, %

Природный газ	Δz	ΔCp	Δh	Δs
данные за 2011–2017¹	0,105	0,262	0,086	0,125

¹ данные по компонентному составу природного газа, транспортируемого в центральном регионе РФ

Метод определения физических свойств природного газа по данным о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода

Основой моделирования течения реального газа является критерий подобия – число Рейнольдса, характеризующее соотношение между инерционными силами и силами вязкости (характеризующими физические свойства газа).

Из существующих методов по определению динамической вязкости природного газа наиболее детальным является метод, изложенный в стандарте [6]. Однако применение данного метода возможно при наличии данных о компонентном составе природного газа.

Расчетный метод по неполному компонентному составу стандарта [3] имеет погрешность около 5 %, что соответствует уровню отклонения результатов расчета этого метода от метода по компонентному составу стандарта [6].

Поэтому с целью повышения точности определения динамической вязкости природного газа был разработан предлагаемый расчётный метод в виде следующей функциональной зависимости.

Динамическая вязкость, мкПа∙с

Далее приведено полученное уравнение динамической вязкости природного газа:

Результаты расчёта предлагаемого метода соответствуют результатам метода по компонентному составу [6] в пределах 0,2 %.

Читать полностью

Статья «Расчетные методы определения свойств природного газа по данным о плотности при стандартных условиях, содержании азота и диоксида углерода» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№1, Январь 2020)

Теплота сгорания природного газа (МДж/м3 и BTU/SCF)

Какова теплота сгорания природного газа? Это зависит от страны и трубопровода, поэтому значение может варьироваться от 34 до 52 МДж/м3 (от 950 до 1050 БТЕ/стандартный кубический фут).

Компоненты природного газа

Компоненты природного газа определяют теплотворную способность этого ископаемого топлива. Природный газ в основном содержит метан (91,3%), этан (5%), пропан (1,8%), бутан (1%), азот и углекислый газ. Он также содержит сероводород и гелий в очень небольшом количестве.

Таким образом, природный газ является чрезвычайно легковоспламеняющимся газом, не имеющим ни запаха, ни цвета. Производители природного газа добавляют в газ запах, чтобы сделать его менее опасным и сделать утечку более заметной.

Теплотворная способность природного газа (в МДж/м3 и BTU/SCF)

Теплотворная способность природного газа зависит от того, насколько эффективна тепловая энергия, получаемая из природного газа. Теплосодержание природного газа не связано ни с цветом пламени в печи, ни с его цветом или ценой.

«Мегаджоуль на кубический метр (МДж/м³) — это производная единица удельной энергии, теплотворной способности, энергоемкости или теплоты сгорания на единицу объема, кратная производной единице». Кратко: показывает, сколько энергии (в мегаджоулях) выделяется при сгорании 1 кубометра природного газа.

1 МДж/м3 = 26,83 BTU/SCF (британская тепловая единица/кубический фут)

Теплоемкость природного газа может различаться в разных странах. Например, в Венгрии теплотворная способность природного газа в среднем составляет 34,12 МДж/м3.

Другая теплотворная способность

Бензин / бензин: 44-46 МДж/кг
Дизельное топливо: 42-46 МДж/кг
Сырая нефть: 42-47 МДж/кг
Сжиженный нефтяной газ (СНГ): 46-51 МДж/кг
Природный газ: 42-55 МДж/кг
Каменный каменный уголь (определение МЭА): 23,9 МДж/кг
Дрова (сухие): 16 МДж/кг

Источник: https://www. world-nuclear.org/

Однако масштабы не столь велики: производители природного газа должны соответствовать множеству критериев качества и параметров, прежде чем экспортировать свою продукцию. Инструмент под названием хроматограф измеряет качество природного газа и может определять компоненты экспортируемого ископаемого топлива, поэтому его теплотворная способность также будет известна.

Цена не определяется количеством природного газа, но качество и теплота сгорания определяют, сколько человек (или страна) будет платить за это топливо.

Формула проста:

Цена 1 м3 природного газа = объем (м3) х теплота сгорания (МДж/м3) х цена (валюта/МДж) х НДС.

Уменьшается ли теплотворная способность природного газа?

Со временем люди начнут осознавать, что теплотворная способность природного газа снижается. Это происходит не из-за качества, которое они получают, а из-за того, что технологии и системы отопления устаревают, поэтому эффективность этих технологий будет снижаться.

Сезонные факторы также влияют на «ощущение» снижения теплотворной способности. Например, зимой даже вода из-под крана холоднее, поэтому на ее кипячение уходит больше времени.

Не только техническое обслуживание систем отопления, но и теплоизоляция также является важным фактором повышения эффективности обогрева.

Заключение

Теплота сгорания зависит от

компонентов природного газа
качество производителя
и даже состояние системы отопления вашего дома

Удельная теплоемкость природного газа; в зависимости от удельного веса и температуры | Ежегодная международная конференция и выставка SPE в Нигерии

Skip Nav Destination

Citation

Адевале, Карим Латиф и Омеке Джеймс. «Удельная теплоемкость природного газа, выраженная как функция его удельного веса и температуры». Документ представлен на ежегодной международной конференции и выставке в Нигерии, Абуджа, Нигерия, июль 2011 г. doi: https://doi.org/10.2118/150808-MS

Скачать файл цитаты:

Рис (Зотеро)
Менеджер ссылок
EasyBib
Подставки для книг
Менделей
Бумаги
КонецПримечание
РефВоркс
Бибтекс

Расширенный поиск

Производство природного газа связано с добычей, переработкой, хранением и транспортировкой природного газа. Хорошее обращение с газом требует глубокого понимания того, как его плотность, сжимаемость, псевдодавление и удельная теплоемкость зависят от состояния газа. В то время как журналы по нефти и газу и множество учебных материалов представили различные средства для оценки других свойств, они игнорировали или подчеркивали необходимость того же для удельной теплоемкости природного газа. Единственное доступное математическое соотношение для этого свойства предсказывает его значение только при 1500F, а не при других температурах.

В качестве источника данных использовались пробы природного газа, отобранные на месторождениях Белл, Сабин, известняковом пласте Бэкон и парадоксальной формации. Было принято во внимание изменение соответствующей удельной теплоемкости компонентов и влияние состава на удельный вес и общую удельную теплоемкость газа, что привело к устойчивой корреляции, которая проявляется в индивидуальном составе газа, его плотность и температура для получения удельной теплоемкости газа.

Результат дал точность 98,3% по сравнению с методом изоэнтропического коэффициента при 150°F и среднюю ошибку 0,3% в диапазоне от 491°R до 2740°R.

Преимущество этой работы заключается в том, что она позволяет справиться с ситуацией, когда необходимо рассчитать тепло, передаваемое в систему природного газа или из нее, в широком диапазоне температур, поскольку она позволяет выразить удельную теплоемкость как интегрируемая функция температуры, отличная от метода изоэнтропического коэффициента, который дает постоянное значение только для переменной, которая не является постоянной.