Перейти к контенту

Точка росы по углеводородам


1818

52 сообщения в этой теме

Рекомендуемые сообщения

Помогите как можно быстрее!!!!!!!!!

Можно либо расчитать точку росы природного газа, если известен его компонентный состав.

Конг прима 10 показывает не реальную точку росы по углеводородам.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

  • Ответы 51
  • Создана
  • Последний ответ

Лучшие авторы в этой теме

Лучшие авторы в этой теме

Загружено фотографий

Помогите как можно быстрее!!!!!!!!!

Можно либо расчитать точку росы природного газа, если известен его компонентный состав.

Конг прима 10 показывает не реальную точку росы по углеводородам.

Можно, но не просто.

Во первых надо знать компонентный состав газа до С10 - С12

Потом надо брать уровнение состяния (например Peng-Robinson) и считать. Вручную не получается, надо иметь какую то программу для расчета.

А почему вы не проверите работу Конг прима 10 с калибровочным газом?

Чистый пропан папример хорошо для этой цели. Зависимость точко росы от давления известна.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Подскажите тогда стоящие программы для расчета точки росы... Если такие конечно есть. В интернете очень мало информации. Заранее спасибо!

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Подскажите тогда стоящие программы для расчета точки росы... Если такие конечно есть. В интернете очень мало информации. Заранее спасибо!

Онлайн расчет возможно здесь например:

http://www2.questconsult.com/thermo/dewbub.html

Программа FLOCALC имеет молуль для расчета точки росы по углеводородам.

http://www.kelton.co.uk/index.php/products/flocalc/flocalc-overview

Программа HYSYS тоже широко используется.

http://www.aspentech.com/core/index.aspx

Русский вариант не знаю. Возможно есть. Может кто подскажет.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

  • 4 года спустя...

Уважаемые коллеги!

Помогите разобраться, не хватает знаний.

Ситуация такова - есть газопровод Ду 500; давление газа около 11-12 кгс/см2; расход приведенный к стандартным условиям 60 000 - 80 000 м3/ч. Узел учета коммерческий  - ультразвуковой расходомер, следом за ним метров через 30 контрольный УУГ- СУ (Метраны кл.т. 0,1+ СПГ, абсолютник), между узлами учета сужений и расширений газопровода нет. Длина газопровода от ГРС около 6 км, часть газопровод идет под землей, часть на поверхности. есть еще один небольшой потребитель. Летом, осенью, весной и зимой в теплую погоду разница в показаниях  между узлами учета 0, 3-0,5%. При наступлении морозов начинаются расхождения до 3%, и за ультразвуковым узлом учета, метров через 20 от него, через продувочный вентиль из газопровода сливаем конденсат. На участке где установлен ультразвук нет продувочных вентилей и факт наличия конденсата установить нельзя. Конденсат жутко пахнет бензином, быстро испаряется. Температура газа в точке поставке - минус 2-3 градуса. По нашей просьбе был сделан анализ на точку росы и получилось - точка росы по воде - минус 17,5; по углеводородам - минус 8. Температура газа выше чем точка россы, но факт образования конденсата налицо. При эксплуатации водородного хозяйства есть требование что точка росы должна быть на 5 градусов ниже тем-ры газа, а в документах по учету газа я встречала только что тем-ра газа должна быть выше тем-ты точки росы по углеводородам, но тем-ру газа мы измеряем внутри потока, а газ вдоль стенки газопровода может иметь тем-ру ниже и очевидно в этих условиях конденсат может образоваться.

Как Вы полагаете возможно образование конденсата в этих условиях и как с этим бороться

Как влияет наличие конденсата на показания узлов тоже вопрос, так как ультразвук очень критичен к нему.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

24 минуты назад, Lena597 сказал:

разница в показаниях  между узлами учета 0, 3-0,5%. При наступлении морозов начинаются расхождения до 3%, Как влияет наличие конденсата на показания узлов тоже вопрос, так как ультразвук очень критичен к нему.

ультразвук занижает?

28 минут назад, Lena597 сказал:

Как Вы полагаете возможно образование конденсата в этих условиях и как с этим бороться

Где (кто) измеряются ТТР по воде и углеводородам?

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

При разнице в 0,3-0,5% ультразвук показывает меньше, когда разница растет ультразвук показывает больше.

Измерение точки росы производит Трансгаз на ГРС по графику (два раза в год), отбор проб происходит на высокой стороне (60 кгс/см2) у нас давление избыточное 10-11 кгс/см2

Я полагаю, что измерения должны проводится в точке измерений. Как влияет давление в месте отбора проб на "чистоту анализа"?

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

2 часа назад, Lena597 сказал:

Измерение точки росы производит Трансгаз на ГРС по графику (два раза в год),

п.7.3 ГОСТ 5542-2014 "Частоту отбора проб для испытаний устанавливают по ГОСТ 31370 (подраздел 4.2)".

Вообще-то паспорт качества выдается за отчетный период поставки...

2 часа назад, Lena597 сказал:

отбор проб происходит на высокой стороне (60 кгс/см2) у нас давление избыточное 10-11 кгс/см2 Я полагаю, что измерения должны проводится в точке измерений. Как влияет давление в месте отбора проб на "чистоту анализа"?

Давление не влияет на  "чистоту анализа". Причем, если ТТР на "высокой" стороне соответствует ГОСТ, то на "низкой"  - тем более

2 часа назад, Lena597 сказал:

Я полагаю, что измерения должны проводится в точке измерений.

п.7.3 ГОСТ 5542-2014 "Место проведения испытаний в каждом случае устанавливают в соглашении между сторонами (поставщиком и потребителем), исходя из условий поставки ГГП ..."

По факту отбор проб осуществляется на ГРС - что в принципе - нормально (см. выше по давлению)

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

8 часов назад, Lena597 сказал:

При разнице в 0,3-0,5% ультразвук показывает меньше, когда разница растет ультразвук показывает больше.

Если часть поперечного сечения в УЗПР занимает жидкость (конденсат) то это повышает показания.  Для Ду500 для повышения на 3 % нужно иметь слой жидкости на дне трубы примерно 40 мм.  Это около 10 л жидкости на каждый метр трубы.  Мало вероятно.

8 часов назад, Lena597 сказал:

Измерение точки росы производит Трансгаз на ГРС по графику (два раза в год), отбор проб происходит на высокой стороне (60 кгс/см2) у нас давление избыточное 10-11 кгс/см2.  Как влияет давление в месте отбора проб на "чистоту анализа"?

ТТР по углеводородам измеряется непосредственно прибором (например «Hygrovision-BL») или проводится анализ компонентного состава и ТТР по углеводородам рассчитывается по уравнению состояния газа?

Если измеряется непосредственно прибором, то давление, при котором производится измерение очень сильно влияет на результат измерения.

В зависимости от компонентного состава разница в ТТР по углеводородам измеренная при 60 кг/см2 и при 10 кг/см2 может быть 5 – 10 °С.  Причем при 60 кг/см2 показание будет обычно ниже чем при 10 кг/см2.  Хотя все зависит от компонентного состава.  Может быть и выше.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

37 минут назад, jballa сказал:

Если часть поперечного сечения в УЗПР занимает жидкость (конденсат) то это повышает показания.  Для Ду500 для повышения на 3 % нужно иметь слой жидкости на дне трубы примерно 40 мм.  Это около 10 л жидкости на каждый метр трубы

Интересные выкладки!   Proof или ссылку на proof в студию!   38860912.gif

37 минут назад, jballa сказал:

проводится анализ компонентного состава и ТТР по углеводородам рассчитывается по уравнению состояния газаВ зависимости от компонентного состава... все зависит от компонентного состава

Неожиданно! И это тоже требует proof ...38860912.gif

37 минут назад, jballa сказал:

... разница в ТТР по углеводородам измеренная при 60 кг/см2 и при 10 кг/см2 может быть 5 – 10 °С.  Причем при 60 кг/см2 показание будет обычно ниже чем при 10 кг/см2.  ...  Может быть и выше.

Все-таки выше или ниже?  226207215.gif

Изменено пользователем boss
Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

В 03.02.2017 в 15:09, Lena597 сказал:

Как Вы полагаете возможно образование конденсата в этих условиях

Да, Вы сами указали причину:

В 03.02.2017 в 15:09, Lena597 сказал:

газ вдоль стенки газопровода может иметь тем-ру ниже

 

В 03.02.2017 в 15:09, Lena597 сказал:

как с этим бороться

Повышать температуру, снижать давление, изменить компонентный состав, установить конденсатосборник.

 

В 03.02.2017 в 15:09, Lena597 сказал:

Как влияет наличие конденсата на показания узлов тоже вопрос, так как ультразвук очень критичен к нему.

Конденсат перед диафрагмой приводит к занижению показаний. На ультразвук, я думаю, конденсат слабо повлияет, т.к. акустические пути проходят выше уровня конденсата. Современные у/з р-ры имеют множество средств диагностики. Самое простое: сопоставление измеренной скорости звука по различным акустическим путям, а так же сопоставление с рассчитанной скоростью звука. 

Скиньте компонентный состав. 

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

8 часов назад, boss сказал:

Интересные выкладки!   Proof или ссылку на proof в студию!   38860912.gif

Простой разум и элементарная геометрия.  Посмотрите Excel в приложении, лист „Liquid”.

При наличии свободной жидкости площадь сечения трубы уменьшается, скорость газа увеличивается.  УЗПР считает с повышенной скоростью и с оригинальной площадью сечения.  Повышение показания пропорционально четвертой степени отношений диаметров.

В предыдущем посте я неправильно указал высоту слоя жидкости.  40 мм требуется для трубы с радиусом 500 мм.  Для трубы Ду500 требуется 21 мм жидкости для повышения показания на 3 %, что 2.8 л жидкости для каждого метра трубы.  Я считаю, что это тоже не реально.

 

8 часов назад, boss сказал:

Неожиданно! И это тоже требует proof ...38860912.gif

Все-таки выше или ниже?  226207215.gif

В том-то и дело, что может быть и выше, и ниже.  Посмотрите в том же Excel лист HC_dp.

При одном компонентном составе (С6) ТТР выше при 60 бар, а при другом компонентном составе (С6С7С8С9С10С11С12) ТТР выше при 10 бар.

Пример тоже показывает, что насколько не просто определить ТТР по углеводородам по расчету.  В зависимости от того как разбить С6+ на тяжелые компоненты можно получить ТТР между -20 °С и +5 °С что угодно.

Liquid_in_pipe.zip

Изменено пользователем jballa
Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

4 часа назад, jballa сказал:

При наличии свободной жидкости

Двуфазное состояние потока? Но ни СТО 089, ни ГОСТ 5542 этого не допускают!    ТС привел значения ТТР по воде - минус 17,5 и по углеводородам - минус 8, при которых двуфазного состояния потока газа быть не может!

4 часа назад, jballa сказал:

... площадь сечения трубы уменьшается, скорость газа увеличивается.  УЗПР считает с повышенной скоростью и с оригинальной площадью сечения.  Повышение показания пропорционально четвертой степени отношений диаметров. ... Я считаю, что это тоже не реально

ИМХО. В критических условиях повышения влажности газа (вплоть до появления насыщенных паров воды) скорее изменяется скорость звука в газе. Тоже самое относится и к критическому состоянию предельных углеводородов.  Как правило такое изменение не компенсируется "математикой" ультразвукового расходомера, который в соответствии с ГОСТ 8.611 предназначен для "измерений объемного расхода и объема, приведенных к стандартным условиям, однокомпонентных и многокомпонентных газов, находящихся в однофазном состоянии".    Это, кстати является одним из недостатков УЗПР (влияние влажности газа), как впрочем и влияние на определение расхода газа изменение его компонентного состава и давления.

Наверное, ТС расскажет - сколько конденсата сливают при продувке (можно видео) из газопровода "в 20 метрах после УЗПР".

 

 

Изменено пользователем boss
Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

8 часов назад, jballa сказал:

В том-то и дело, что может быть и выше, и ниже.  Посмотрите ...

А, если посмотреть ГОСТ Р 53763 п.16 "Расчет температуры точки росы по воде при давлении, отличном от давления, при котором проводилось измерение" Таблица А1, то при Рабс=1,3МПа ТТРв=-17,3оС, а при Рабс=3,92МПа ТТРв=-5,5оС. Без вариантов...810110177.jpg

8 часов назад, jballa сказал:

При одном компонентном составе (С6) ТТР выше при 60 бар, а при другом компонентном составе (С6С7С8С9С10С11С12) ТТР выше при 10 бар. ...  В зависимости от того как разбить С6+ на тяжелые компоненты можно получить ТТР между -20 °С и +5 °С что угодно.

Что-то мне кажется, что ваши совершенно правильные выкладки относятся к подготовке газа на УКПГ, а не к распределению газа соответствующего на "высокой" стороне ГРС - СТО Газпром 089, а на "низкой" стороне -  ГОСТ 5542 ...24526362.gif

Изменено пользователем boss
Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

7 часов назад, boss сказал:

Двуфазное состояние потока? Но ни СТО 089, ни ГОСТ 5542 этого не допускают! 

ПДД так же не допускают проезд перекрестка на запрещающий сигнал светофора, но аварий хватает.   

7 часов назад, boss сказал:

скорее изменяется скорость звука в газе.

Скорость звука безусловно измениться. Но какое это имеет отношение к скорости потока? См. формулу (5) ГОСТ 8.611

6 часов назад, boss сказал:

А, если посмотреть ГОСТ Р 53763

Этот ГОСТ не учитывает компонентный состав газа. jballa в excel примере показал как это может быть. 

11 часов назад, jballa сказал:

В зависимости от того как разбить С6+ на тяжелые компоненты можно получить ТТР между -20 °С и +5 °С что угодно.

Поэтому для расчета ТТР необходимо определять компоненты до 0,005 мол.% См.ГОСТ 31369 Раздел 1 Примечание 4. 

По поводу запаха:

...метан, этан, пропан и бутан при обычных условиях представляют собой газы они почти не имеют запаха. Пентан и следующие за ним углеводороды (вплоть до С16Н34) — жидкости с характерным бензиновым запахом ссылка

P.S. jballa по какому уравнению состояния рассчитываете кривые конденсации?

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

8 часов назад, boss сказал:

Двуфазное состояние потока? Но ни СТО 089, ни ГОСТ 5542 этого не допускают!    ТС привел значения ТТР по воде - минус 17,5 и по углеводородам - минус 8, при которых двуфазного состояния потока газа быть не может!

 

Я боюсь, что газ не читает СТО и ГОСТ :).  Если условия позволяет он сконденсируется. Мы знаем только, что кто-то, чем-то, как-то определил ТТР по углеводородам при 60 бар как -8 °C.  От этого при 10 бар, при температуре газа минус 2-3 °C спокойно можем иметь конденсат.  И как ТС сказал они имеют. 

Я привел простой расчет, который показал, что теоретически слой конденсата на дне трубы приводит к повышению показания УЗПР.  Если например, ИЛ это низкая точка в системе, то накопление конденсата вполне возможно.

 

8 часов назад, boss сказал:

... влияние на определение расхода газа изменение его компонентного состава и давления.

 

Наоборот, преимуществом УЗПР является то, что изменение компонентного состава и давления газа не влияет на определение расхода.  Как это показывает основное уравнение работы УЗПР: w = L / (2*cos fi) (1/tAB – 1/tBA)

 

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

7 часов назад, boss сказал:

А, если посмотреть ГОСТ Р 53763 п.16 "Расчет температуры точки росы по воде

 

Я все время говорил о ТТР по углеводородам и не по воде.

 

7 часов назад, boss сказал:

Что-то мне кажется, что ваши совершенно правильные выкладки относятся к подготовке газа на УКПГ, а не к распределению газа соответствующего на "высокой" стороне ГРС - СТО Газпром 089, а на "низкой" стороне -  ГОСТ 5542 ...24526362.gif

Мои выкладки относятся к природному газу независимо от того где он находится.  Тот компонентный состав, на который я проделал расчет по фазовому равновесию реальный состав из транспортной, распределительной системы.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

16 минут назад, Rais сказал:

P.S. jballa по какому уравнению состояния рассчитываете кривые конденсации?

Peng-Robinson и Redlich-Kwong-Soave

 

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

44 минуты назад, Rais сказал:

Поэтому для расчета ТТР необходимо определять компоненты до 0,005 мол.% См.ГОСТ 31369 Раздел 1 Примечание 4. 

Требования к анализу ГОСТ 31369 относятся к определению теплотворности.

Требования к анализу для определения ТТР по углеводородам можно найти в ISO 23874.  Согласно этому, чтобы поучить достоверную ТТР по углеводородам анализ надо ввести до С12 и надо определить все компоненты с концентрацией выше 0.00001 мол% (0.1 ppm).

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

55 минут назад, Rais сказал:

Этот ГОСТ не учитывает компонентный состав газа. 

С зависимостью ТТР от компонентного состава никто не спорит. Но ТС разве указал на изменение компонентного состава, или мы должны рассмотреть все возможные в природе варианты помощи ТС?

Ведь ТТР уже измерили (Трансгаз - стопудово - визуальным конденсационным влагомером) - они (ТТРы) - ниже температуры газа! Как же после редуцирования до 11-12 кгс\см2 должен измениться компонентный состав (и почему), что нужно непременно вести разговор о влиянии состава газа на его ТТРы? Вот как раз ГОСТ Р 53763 (и физика - тоже) и говорит о том, что при редуцировании ТТРводы понижается (аналогично и ТТР углеводородов) при неизменном (конечно) компонентном составе газа ...  226207215.gif

Изменено пользователем boss
Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

23 минуты назад, boss сказал:

... при редуцировании ТТРводы понижается (аналогично и ТТР углеводородов) при неизменном (конечно) компонентном составе газа ... 

Вот это не верно.

Кривая фазового равновесия монотонная для воды (однокомпонентная система, понижается давление – понижается ТТР по воде) и не монотонная для природного газа (многокомпонентная система, понижается давление – понижается или повышается ТТР по углеводородам).

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

В 03.02.2017 в 15:09, Lena597 сказал:

точка росы по воде - минус 17,5; по углеводородам - минус 8.

Не увидел, а для какого давления приведены значения?  

1 час назад, boss сказал:

Ведь ТТР уже измерили (Трансгаз - стопудово - визуальным конденсационным влагомером) - они (ТТРы) - ниже температуры газа! Как же после редуцирования до 11-12 кгс\см2 должен измениться компонентный состав (и почему), что нужно непременно вести разговор о влиянии состава газа на его ТТРы? Вот как раз ГОСТ Р 53763 (и физика - тоже) и говорит о том, что при редуцировании ТТРводы понижается (аналогично и ТТР углеводородов) при неизменном (конечно) компонентном составе газа ...

Во вложенной файле показано, как из однофазной области переходим в двухфазную. Причем компонентный состав измениться поскольку часть компонентов конденсируется. 

Liquid_in_pipe.xlsx

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

1 час назад, jballa сказал:

Требования к анализу для определения ТТР по углеводородам можно найти в ISO 23874.  Согласно этому, чтобы поучить достоверную ТТР по углеводородам анализ надо ввести до С12 и надо определить все компоненты с концентрацией выше 0.00001 мол% (0.1 ppm).

К сожалению нет данного стандарта, но ИСО 6974 регламентирует диапазон молярных долей от 0,0001 мол %. Но в целом я согласен, чем точнее определен состав, тем качественнее сделана оценка ТТР. Вопрос только к уравнению состояния. 

 

1 час назад, jballa сказал:

Peng-Robinson и Redlich-Kwong-Soave

Собственная разработка или стороннее ПО?

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

51 минуту назад, Rais сказал:

Собственная разработка или стороннее ПО?

Есть собственная в Excel и есть стороннее ПО.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Присоединиться к обсуждению

Вы можете ответить сейчас, а зарегистрироваться позже. Если у вас уже есть аккаунт, войдите, чтобы ответить от своего имени.

Гость
Ответить в этой теме...

×   Вы вставили отформатированный текст.   Удалить форматирование

  Допустимо не более 75 смайлов.

×   Ваша ссылка была автоматически заменена на медиа-контент.   Отображать как ссылку

×   Ваши публикации восстановлены.   Очистить редактор

×   Вы не можете вставить изображения напрямую. Загрузите или вставьте изображения по ссылке.

Загрузка...

Информация

  • Недавно просматривали   0 пользователей

    • Ни один зарегистрированный пользователь не просматривает эту страницу.

×
×
  • Создать...