ГОСТ 34898—2022
- степень насыщения природного газа водяным паром во время процедуры измерения (после из
мерения);
- эксплуатационные характеристики измерительного прибора или процедуры;
- степень насыщения природного газа водяным паром, указанная в регистрируемой теплоте сго
рания.
Когда все эти факторы установлены, можно отнести все определения теплоты сгорания к единой
и последовательной основе.
Логичным основанием для измерения или вычисления является основание «как получено», при
котором определяют и указывают теплоту сгорания, при этом любой присутствующий водяной пар рас
сматривают как отдельный компонент смеси, не более и не менее особенный, чем любой другой при
сутствующий компонент с определенной молярной долей.
При проведении вычислений необходимо учитывать три варианта, особенно если анализ водя
ного пара не является частью первичной аналитической процедуры (т. е. если его количество должно
быть определено косвенными методами, такими как измерение влагосодержания или измерение тем
пературы точки росы).
Данные варианты рассмотрены в 10.2—10.4 в порядке убывания значимости.
10.2 Исключенное влияние объема
Вода может присутствовать в природном газе при парциальном давлении pwвплоть до величины
давления насыщенного пара ps{t2) при стандартной температуре измерения t2 при учете газа. Обычный и
правильный способ учета данного водяного пара состоит в том, чтобы рассматривать его как исклю чение
доли p jp 2 измеренного объема из собственно сухого топливного газа, тем самым уменьшая из меренную
теплоту сгорания на эту долю до величины:
H’/H3M= H’/c.r’(P2-Pw)/P2-(56)
где Hv— теплота сгорания (высшая или низшая), отнесенная к объему.
Вычисление теплоты сгорания по компонентному составу — полностью эквивалентный способ
рассмотрения указанного влияния, но более предпочтительный, поскольку теплоту сгорания Hv в фор
муле (56) можно с равной достоверностью заменить на молярную теплоту сгорания Нс или на массо вую
теплоту сгорания Нт, исходя из состава в молярных долях.
Предположим, что установлен состав компонентов природного газа в молярных долях, за исклю
чением водяного пара. Если парциальное давление водяного пара в пробе газа определено, то его
молярную долю можно принять за p jp 2. Для сохранения суммы молярных долей для всей смеси как
единого целого молярные доли других компонентов необходимо пересчитать путем умножения на мно
житель (1 - p jp 2).
Поскольку вычисленная теплота сгорания является суммой членов, линейных относительно
молярных долей компонентов, согласно традиционной точки зрения вычисленная теплота сгорания
уменьшается на эту долю (за исключением вторичных эффектов, упомянутых в 10.3 и 10.4).
Очевидно, что если исходный анализ молярной доли включает водяной пар, то его альтернатив
ное определение с помощью такого подхода неактуально (см. приведенный ниже пример).
Предположим, что необходимо вычислить теплоту сгорания насыщенного газа на основе анализа
сухого газа, чтобы сравнить значение теплоты сгорания сухого газа с теплотой сгорания, определенной
калориметром, который насыщает такой же газ водой во время измерения. Предположим также, что
объемная теплота сгорания сухого газа равна 38,00 МДж-м-3 при стандартных условиях измерения и
сгорания — при температуре 15 °С и давлении 101,325 кПа. При этих условиях давление насыщенного
водяного пара составляет 1,706 кПа (см. таблицу 9), а молярная доля воды в природном газе, насыщен ном
водой, xwпри стандартных условиях составляет:
х^= 1,706/101,325 = 0,016837.
Таким образом, теплота сгорания насыщенного паром природного газа (без учета вторичных
эффектов, рассмотренных в 10.3 и 10.4) (Hv)GнаСыщ меньше теплоты сгорания сухого газа в (1 --
0,016837) раз:
(Н\/)Снасыщ= 38’00 -0,983163 = 37,36 МДж-м"3.
Принимая во внимание расхождение между значениями теплоты сгорания для сухого и насыщен
ного влагой газа (для температуры Т2 = 15 °С), равное 1,68 %, и с частично насыщенными значениями
теплоты сгорания (для газов, содержащих водяные пары на уровне ниже его давления насыщения),
на-
31