что называют точкой росы газа по углеводородам
Точка росы по углеводородам газа представляет собой концепцию, отличную от точки росы по воде, последняя представляет собой температуру (при заданном давлении), при которой водяной пар, присутствующий в газовой смеси, будет конденсироваться из газа.
СОДЕРЖАНИЕ
Отношение к термину GPM
Однако качество добытого сырого природного газа также часто характеризуется термином GPM, означающим галлоны сжижаемых углеводородов, содержащихся в 1 000 кубических футов (28 м 3 ) сырого природного газа. В таких случаях, когда сжижаемые углеводороды в неочищенном природном газе характеризуются как этан или компоненты с более высокой молекулярной массой, они указываются как GPM (C2 +). Точно так же, когда они характеризуются как пропан или компоненты с более высокой молекулярной массой, они обозначаются как GPM (C3 +).
Следует проявлять осторожность, чтобы не путать два разных определения термина GPM.
Хотя GPM является дополнительным параметром, имеющим определенную ценность, большинство операторов трубопроводов и других лиц, которые перерабатывают, транспортируют, распределяют или используют природный газ, в первую очередь заинтересованы в фактическом HCDP, а не в GPM. Более того, GPM и HCDP не являются взаимозаменяемыми, и нужно быть осторожным, чтобы не перепутать, что именно означает каждый из них.
Методы определения HCDP
Теоретические методы
Теоретические методы используют компонентный анализ газовой смеси (обычно с помощью газовой хроматографии, ГХ), а затем используют уравнение состояния (EOS) для расчета точки росы смеси при заданном давлении. Уравнения состояния Пенга – Робинсона и Квонга – Редлиха – Соаве чаще всего используются для определения HCDP в газовой промышленности.
Теоретические методы, использующие анализ ГХ, имеют четыре источника ошибок:
Существенным преимуществом использования теоретических моделей является то, что HCDP при нескольких давлениях (а также крикондентерм) может быть определен из одного анализа. Это обеспечивает эксплуатационные возможности, такие как определение фазы потока, протекающего через расходомер, определение того, повлияла ли на образец температура окружающей среды в системе отбора проб, и предотвращение вспенивания амина из жидких углеводородов в аминовом контакторе. Однако недавние разработки по объединению экспериментальных методов и усовершенствований программного обеспечения устранили этот недостаток (см. Комбинированный экспериментальный и теоретический подход ниже).
В число поставщиков ГХ, предлагающих продукт, предназначенный для анализа HCDP, входят Emerson, ABB, Thermo-fisher, а также другие компании.
Экспериментальные методы
Экспериментальные методы обеспечивают только HCDP при давлении, при котором проводится измерение, и не могут обеспечить крикондентерм или HCDP при других давлениях. Поскольку крикондентерм природного газа обычно составляет около 27 бар, в настоящее время доступны системы подготовки газа, которые регулируют входное давление до этого значения. Хотя операторы трубопроводов часто хотят знать HCDP при текущем линейном давлении, входное давление многих экспериментальных систем можно регулировать с помощью регулятора.
Есть приборы, которые могут работать как в ручном, так и в автоматическом режиме от компании «Вымпел».
Компании, предлагающие автоматизированную систему охлаждаемых зеркал, включают: Vympel, Ametek, Michell Instruments, ZEGAZ Instruments и Bartec Benke (модель: Hygrophil HCDT).
Комбинированный экспериментальный и теоретический подход
Точка росы природного газа
Смотреть что такое «Точка росы природного газа» в других словарях:
точка росы — 40 точка росы: Температура воздуха при определенном давлении, ниже которой наблюдается конденсация влаги. Источник: ГОСТ Р 12.4.233 2007: Система стандартов безопасности труд … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ Р 8.577-2000: Государственная система обеспечения единства измерений. Теплота объемная (энергия) сгорания природного газа. Общие требования к методам определения — Терминология ГОСТ Р 8.577 2000: Государственная система обеспечения единства измерений. Теплота объемная (энергия) сгорания природного газа. Общие требования к методам определения оригинал документа: 3.1.5 абсолютная влажность природного газа в… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
точка — 4.8 точка (pixel): Минимальный элемент матрицы изображения, расположенный на пересечении п строки и т столбца, где п горизонтальная компонента (строка), т вертикальная компонента (столбец). Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Температура точки росы — Температура, при которой происходит конденсация влаги из воздуха с соответствующей влажностью Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Установка комплексной подготовки газа — (УКПГ) представляет собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата. Товарной продукцией УКПГ являются: сухой газ газовых месторождений, сухой… … Википедия
Низкотемпературная сепарация газа — процесс промысловой обработки природного газа с целью извлечения из него газового конденсата. Технология процесса заключается в ступенчатой сепарации газожидкостной смеси с применением низких температур на последней ступени сепарации и… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
температура — 3.1 температура: Средняя кинетическая энергия частиц среды, обусловленная их разнонаправленным движением в среде, находящейся в состоянии термодинамического равновесия. Источник: ГОСТ Р ЕН 306 2011: Теплообменники. Измерения и точность измерений… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
РД 153-34.1-11.320-00: Газ природный. Методики выполнения измерений показателей качества газообразного топлива, поставляемого на тепловые электростанции — Терминология РД 153 34.1 11.320 00: Газ природный. Методики выполнения измерений показателей качества газообразного топлива, поставляемого на тепловые электростанции: 12 Абсолютная влажность природного газа Отношение массы влаги (водяного пара в… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Российская Советская Федеративная Социалистическая Республика — РСФСР. I. Общие сведения РСФСР образована 25 октября (7 ноября) 1917. Граничит на С. З. с Норвегией и Финляндией, на З. с Польшей, на Ю. В. с Китаем, МНР и КНДР, а также с союзными республиками, входящими в состав СССР: на З. с… … Большая советская энциклопедия
Температура точки — Тгр Определяется по номограмме по Источник: Рекомендации по вентилированию грузовых помещений сухогрузных судов и предотвращению подмочки груза конденсатом … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Что называют точкой росы газа по углеводородам
ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ
Метод определения температуры точки росы углеводородов
Combustible natural gases. Method for determination of hydrocarbon dew point temperature
Дата введения 1986-01-01
Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 19 декабря 1984 г. N 4721 дата введения установлена 01.01.86
Ограничение срока действия снято Постановлением Госстандарта СССР от 13.06.91 N 859
Настоящий стандарт устанавливает метод определения точки росы углеводородов в природных газах, не содержащих капельных взвесей углеводородов и гликолей.
Сущность метода заключается в измерении температуры начала конденсации углеводородов на поверхности охлаждаемого металлического зеркала при непрерывном потоке над ним предварительно осушенного анализируемого газа при фиксированном давлении.
Стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 4491-84.
1. МЕТОД ОТБОРА ПРОБ
Пробу отбирают по ГОСТ 18917-82* из пробоотборной линии непосредственно в измерительный конденсационный прибор.
Температура пробоотборной линии при измерении должна быть не ниже температуры газа в месте его отбора.
2. АППАРАТУРА, РЕАКТИВЫ И МАТЕРИАЛЫ
Прибор измерительный конденсационный, позволяющий измерять температуру точки росы газа при фактическом давлении анализируемого газа в пределах допускаемых расхождений по данному методу.
Манометр с пределом измерения до 15 МПа, класса точности не ниже 1,0.
Емкость для осушки газа из нержавеющей стали (черт.1).
Вентиль запорный игольчатый по НТД.
Силикагель или молекулярные сита NaA (4А), NaХ (13Х); при использовании в качестве охлаждающего газа двуокиси углерода молекулярные сита не применяются.
Магний хлорнокислый безводный (ангидрон), х.ч., или кальций хлористый гранулированный безводный, х.ч., по НТД.
Вата из стекловолокна.
Растворители: четыреххлористый углерод или этиловый спирт ректификованный технический по ГОСТ 18300-87 или спирт этиловый технический по ГОСТ 17299-78.
Хладагенты: двуокись углерода жидкая по ГОСТ 8050-85 или газы углеводородные сжиженные, или термический охлаждающий элемент.
3. ПОДГОТОВКА К ИСПЫТАНИЮ
3.1. Собирают аппаратуру по схеме (черт.2).
3.3. Емкость для осушки промывают растворителем, сушат, затем заполняют осушителем. Снизу и сверху осушителя помещают металлическую сетку и вату из стекловолокна.
3.4. При проверке степени насыщения осушителя влагой точка росы инертного газа или воздуха, пропущенного через осушитель, не должна быть ниже измеряемой температуры точки росы углеводородов.
3.5. Для повторного использования хлористый кальций регенерируют прокаливанием.
Хлорнокислый магний после насыщения влагой заменяют новым.
Повторное использование его не допускается.
3.6. Перед измерением газовые линии прибора и пробоотборные линии проверяют на герметичность способом мыльной пленки или по падению давления. Система считается герметичной, если на каждые 1000 кПа давления при закрытых вентилях на входе и выходе падение давления газа на манометре по истечении 10 мин не превышает 20 кПа.
3.7. Промывают поверхность измерительного зеркала растворителем.
3.8. Готовят прибор к измерениям в соответствии с правилами по эксплуатации прибора, утвержденными в установленном порядке.
3.9. Продувают газовые линии испытуемым газом в течение 5-10 мин при расходе газа не более 3 дм /мин.
3.10. Измеряют температуру и давление газов в месте его отбора.
4. ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ
4.1. В соответствии с правилами по эксплуатации прибора, утвержденными в установленном порядке, устанавливают расход испытуемого газа через измерительную камеру при давлении в измерительной камере, соответствующем давлению газа в точке отбора.
4.2. Постепенно охлаждают измерительное зеркало так, чтобы понижение температуры ее поверхности не превышало 1 °С/мин, а в зоне предполагаемой температуры точки росы 0,5 °С/мин.
4.3. Наблюдают визуально или фиксируют автоматически момент начала конденсации углеводородов на поверхности зеркала.
Записывают температуру и давление газа в измерительной камере.
4.4. Отключают охлаждение, увеличивают расход газа и подогревают зеркало для полного испарения с его поверхности конденсата, затем отключают подогрев.
После охлаждения зеркала до начальной температуры прибор готов к повторным измерениям.
4.5. Температуру начала конденсации углеводородов (точку росы) измеряют не менее трех раз.
4.6. Допускается определять температуру точки росы углеводородов без предварительной осушки газа одновременно с определением температуры точки росы воды.
5. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ
5.2. Отклонения отдельных значений от среднего не должны превышать значений, приведенных в таблице.
Температура точки росы
Отклонения отдельных значений от среднего
Что называют точкой росы газа по углеводородам
Определение температуры точки росы по углеводородам
Natural gas. Determination of hydrocarbon dew point temperature
Дата введения 2022-01-01
Предисловие
Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»
2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 052 «Природный и сжиженные газы»
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 19 марта 2021 г. N 138-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
ЗАО «Национальный орган по стандартизации и метрологии» Республики Армения
Госстандарт Республики Беларусь
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 апреля 2021 г. N 218-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 20061-2021 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2022 г.
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты«
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт распространяется на природный газ, поступающий с промысловых установок подготовки, подземных хранилищ газа и газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы, транспортируемый по ним, поставляемый в системы газораспределения и используемый в качестве сырья и топлива промышленного и коммунально-бытового назначения.
1.2 Настоящий стандарт устанавливает требования к процедурам определения температуры точки росы природного газа по углеводородам с использованием визуальных и автоматических конденсационных анализаторов при давлении в измерительной камере анализатора равном или ниже давления в точке отбора пробы исследуемого газа.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:
ГОСТ 9.032 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения
ГОСТ 12.0.004 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения
ГОСТ 12.1.004 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.005 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.007 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ 12.1.019 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты
ГОСТ 12.1.044 Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения
ГОСТ 12.2.007.0 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.4.009 Система стандартов безопасности труда. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание
ГОСТ 12.4.021 Система стандартов безопасности труда. Системы вентиляционные. Общие требования
ГОСТ 17.2.3.02* Правила установления допустимых выбросов загрязняющих веществ промышленными предприятиями
* В Российской Федерации действует ГОСТ Р 58577-2019 «Правила установления нормативов допустимых выбросов загрязняющих веществ проектируемыми и действующими хозяйствующими субъектами и методы определения этих нормативов».
ГОСТ 2408.1-95 (ИСО 625-96) Топливо твердое. Методы определения углерода и водорода
ГОСТ 5556 Вата медицинская гигроскопическая. Технические условия
ГОСТ 5632 Легированные нержавеющие стали и сплавы коррозионно-стойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки
ГОСТ 5962 Спирт этиловый ректификованный из пищевого сырья. Технические условия
ГОСТ 10007 Фторопласт-4. Технические условия
ГОСТ 14254 (IEC 60529:2013) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP)
ГОСТ 15150 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 17299 Спирт этиловый технический. Технические условия
ГОСТ 18300** Спирт этиловый ректификованный технический. Технические условия
** В Российской Федерации действует ГОСТ Р 55878-2013 «Спирт этиловый технический гидролизный ректификованный. Технические условия».
ГОСТ 30852.5 (МЭК 60079-4:1975) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения
ГОСТ 30852.11 (МЭК 60079-12:1978) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам
ГОСТ 30852.19 (МЭК 60079-20:1996) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 20. Данные по горючим газам и парам, относящиеся к эксплуатации электрооборудования
ГОСТ 31370 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб
ГОСТ 31610.0 (IEC 60079-0:2017) Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по [1], а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 температура точки росы по углеводородам; 
: Температура начала конденсации паров углеводородов в процессе изобарического охлаждения природного газа при известном давлении.
1 Температуру точки росы по углеводородам, как правило, нормируют при абсолютном давлении природного газа. Однако, учитывая, что диапазон изменения атмосферного давления достаточно узок, в технических соглашениях и других документах допускается относить значение температуры точки росы по углеводородам к избыточному давлению природного газа. При этом необходимо указывать, к какому давлению природного газа, абсолютному или избыточному, отнесено значение температуры точки росы по углеводородам.
3.2 конденсационный метод измерения температуры точки росы по углеводородам: Метод измерения температуры точки росы по углеводородам, заключающийся в изобарическом охлаждении исследуемого газа до температуры начала конденсации паров углеводородов и измерении этой температуры.
3.3 конденсационный анализатор температуры точки росы по углеводородам: Средство измерений, в котором реализован визуальный или автоматический конденсационный метод определения температуры точки росы по углеводородам.
3.4 визуальный конденсационный анализатор температуры точки росы по углеводородам: Конденсационный анализатор 
, при измерении которым наличие углеводородной конденсированной фазы на конденсационной поверхности фиксирует лицо, выполняющее измерение.
3.5 автоматический конденсационный анализатор температуры точки росы по углеводородам: Конденсационный анализатор 
, при измерении которым наличие углеводородной конденсированной фазы на его конденсационной поверхности фиксирует автоматизированная оптическая система.
1 Оптическая система конденсационного анализатора 
состоит из источника и приемника электромагнитного излучения, которое, в зависимости от модели анализатора, может находиться в диапазоне от видимого до радиочастотного.
2 В некоторых типах автоматических конденсационных анализаторов 
предусмотрена функция дополнительного визуального контроля процесса образования углеводородной конденсированной фазы на конденсационной поверхности.
3.6 конденсационная поверхность (зеркало): Поверхность чувствительного элемента конденсационного анализатора 
, снабженная средством измерения температуры, имеющая возможность подогрева и охлаждения с регулируемой скоростью, на которой происходит конденсация, испарение или поддержание определенного количества конденсированной фазы.
3.7 переносной конденсационный анализатор температуры точки росы по углеводородам: Конденсационный анализатор 
, предназначенный для выполнения периодических измерений в различных точках отбора проб исследуемого газа.
3.8 потоковый конденсационный анализатор температуры точки росы по углеводородам: Конденсационный анализатор 
, стационарно располагающийся в непосредственной близости от точки отбора пробы исследуемого газа, предназначенный для проведения непрерывных измерений 
в автоматическом режиме.
Точка росы по углеводородам
Точка росы по углеводородам газа представляет собой концепцию, отличную от точки росы по воде, последняя представляет собой температуру (при заданном давлении), при которой водяной пар, присутствующий в газовой смеси, будет конденсироваться из газа.
СОДЕРЖАНИЕ
Отношение к термину GPM [ править ]
Однако качество добытого сырого природного газа также часто характеризуется термином GPM, означающим галлоны сжиженных углеводородов, содержащихся в 1 000 кубических футов (28 м 3 ) сырого природного газа. В таких случаях, когда сжижаемые углеводороды в неочищенном природном газе характеризуются как этан или компоненты с более высокой молекулярной массой, они указываются как GPM (C2 +). Точно так же, когда они характеризуются как пропан или компоненты с более высокой молекулярной массой, они обозначаются как GPM (C3 +). [4]
Следует проявлять осторожность, чтобы не путать два разных определения термина GPM.
Хотя GPM является дополнительным параметром, имеющим определенную ценность, большинство операторов трубопроводов и других лиц, которые перерабатывают, транспортируют, распределяют или используют природный газ, в первую очередь заинтересованы в фактическом HCDP, а не в GPM. Более того, GPM и HCDP не являются взаимозаменяемыми, и нужно быть осторожным, чтобы не перепутать, что именно означает каждый из них.
Методы определения HCDP [ править ]
Теоретические методы [ править ]
Теоретические методы используют компонентный анализ газовой смеси (обычно с помощью газовой хроматографии, ГХ), а затем используют уравнение состояния (EOS) для расчета точки росы смеси при заданном давлении. Уравнения состояния Пенга – Робинсона и Квонга – Редлиха – Соаве чаще всего используются для определения HCDP в газовой промышленности.
Теоретические методы, использующие анализ ГХ, имеют четыре источника ошибок:
Существенным преимуществом использования теоретических моделей является то, что HCDP при нескольких давлениях (а также крикондентерм) может быть определен из одного анализа. Это обеспечивает эксплуатационные возможности, такие как определение фазы потока, протекающего через расходомер, определение того, повлияла ли на образец температура окружающей среды в системе отбора проб, и предотвращение вспенивания амина из жидких углеводородов в аминовом контакторе. Однако недавние разработки по объединению экспериментальных методов и усовершенствований программного обеспечения устранили этот недостаток (см. Комбинированный экспериментальный и теоретический подход ниже).
В число поставщиков ГХ, предлагающих продукт, предназначенный для анализа HCDP, входят Emerson, [6] ABB, Thermo-fisher, а также другие компании.
Экспериментальные методы [ править ]
Экспериментальные методы обеспечивают только HCDP при давлении, при котором проводится измерение, и не могут обеспечить крикондентерм или HCDP при других давлениях. Поскольку крикондентерм природного газа обычно составляет около 27 бар, в настоящее время доступны системы подготовки газа, которые регулируют входное давление до этого значения. Хотя операторы трубопроводов часто хотят знать HCDP при текущем линейном давлении, входное давление многих экспериментальных систем можно регулировать с помощью регулятора.
Компании, предлагающие автоматизированную систему охлаждающих зеркал, включают: «Вымпел», [7] Ametek, Michell Instruments, ZEGAZ Instruments [8] и Bartec Benke (модель: Hygrophil HCDT).