Адрес: 105678, г. Москва, Шоссе Энтузиастов, д. 55 (Карта проезда)
Время работы: ПН-ПТ: с 9.00 до 18.00, СБ: с 9.00 до 14.00

Расчет расхода газа в стандартных условиях: ГОСТ 8.563.2-97 «ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств»

Содержание

Перевод производительности оборудования в нормальные условия

« Назад

Каждый день в промышленности люди сталкиваются с таким понятием как стандартные условия, так же называемыми «нормальными». Под ними подразумевают определенные значения температуры и давления, а так же всех величин, которые от них зависят. 

Стандарты различных организаций и отраслей:

Название Стандартные условия IUPAC(Международный союз теоретической и прикладной химии) Стандартные условия по ГОСТ 2939-63 в газовой отрасли Стандартные условия в авиации Стандартные условия SATP
Давление 100000 Па (1000 мбар) 101325 Па (1013 мбар, 760 мм рт.ст) 101325 Па (1013 мбар, 760 мм рт.
ст)
100000 Па (1000 мбар)
Температура 273.15 K (0oC) 293.15 K (20oС) 288.15 K (15oС) 298.15 K (25oС)
Примечания Стандартные условия IUPAC также называют просто «химическими» нормальными условиями. Чаще всего, под нормальными условиями подразумевают именно этот стандарт. Производительность компрессоров, воздуходувок и быстроту откачки насосов указывают именно в нормальных условиях. Аналогичен стандарту, принятому NIST (Национальный институт стандартов и технологий США). Стандарт применяется при расчете летательных аппаратов и авиационных двигателей Используются, в основном, на западе, в промышленности.

 

Калькулятор для перевода в стандартные условия:

Калькулятор для перевода объемного расхода в массовый:

« Назад

Официальный сайт МУП г.

Сочи «Сочитеплоэнерго»
С 11.05.2021 г. по 25.05.2021 г. будет произведено отключение горячего водоснабжения  в связи с остановкой  котельной №19 на ППР (Планово-профилактический ремонт) согласно …
Тема Всемирного дня охраны труда в 2021 году: «Предвидеть кризис и быть готовым к нему — инвестировать сейчас в адекватные системы охраны труда».
В рамках обхода, который приурочен к строительству новой школы в Красной Поляне, Глава города Сочи Копайгородский Алексей Сергеевич, совместно с генеральным директором МУП «СТЭ» Караевым Сосланом Рост…
В связи с этим, подача горячего водоснабжения будет прекращена у следующих абонентов: ул. Дивноморская, д.1-13 МКД; ул. Ясногорская, 5,7,9; ул. Бытха, 53
МУП «Сочитеплоэнерго» информирует! К нам поступают обращения по поводу того, что в почтовых ящиках горожане находят извещения: «Предупреждение о поверке счетчиков»
В связи с производственной необходимостью проведения начислений услуг теплоснабжения за текущий расчетный месяц, прием граждан по адресу ул. Гастелло, д. 41 производиться не будет  19, 20  февраля 2021г.
В связи с производственной необходимостью проведения начислений услуг теплоснабжения за текущий расчетный месяц,
прием граждан по адресу ул. Гастелло, д. 41 производиться не будет  25, 26  января 2021 г.
В связи с производственной необходимостью проведения начислений услуг теплоснабжения за текущий расчетный месяц,
прием граждан по адресу ул. Гастелло, д. 41 производиться не будет 21, 22, 23, 24  декабря 2020г.
В связи с производственной необходимостью проведения начислений услуг теплоснабжения за текущий расчетный месяц,
прием граждан по адресу ул. Гастелло, д. 41 производиться не будет 24, 25 и 26 ноября 2020г.

В рамках реализации программы малозатратных мероприятий, направленных на повышение эффективности работы МУП «СТЭ», в которую входит реконструкция котельных с переводом в автоматический режим работы, автоматизация и диспетчеризация насосных станций и центральных тепловых пунктов, реконструкция и гидравлическая наладка тепловых сетей котельных.

Процесс реализации:

Сочинские котельные переходят на новое современное оборудование. Модернизация проходит поэтапно и незаметно для потребителей, но она позволяет сэкономить средства на выработку тепла, которое поступает в сочинские дома.
Программа малозатратных мероприятий, направленных на повышение эффективности производственной деятельности МУП «СТЭ». По детально спланированному графику котельные, ЦТП, насосные станции подвергаются частичной реконструкции с заменой технологического оборудования там, где это остро необходимо и гарантирует экономический эффект.
Список запланированных малозатратных мероприятий и стадий их реализации. Информация о прогнозной экономии ресурсов на котельных по результатам реализации мероприятий.
Разговор с потребителем «По слухам или по закону?» (скачать выпуск № 2)
Разговор с потребителем «По слухам или по закону?» (скачать брошюру)

ДИСПЕТЧЕРСКАЯ СЛУЖБА

Единая диспетчерская служба по Центральному и Хостинскому районам: (862) 296-85-85
 доб. 400
Адлерский район:
246-66-29
Лазаревский район: 270-33-39

АБОНЕНТСКИЙ РАСЧЁТНЫЙ ЦЕНТР

Центральный район,
Хостинский район,
поселок Дагомыс
(862) 251-11-10
Адлерский район: (862) 251-11-10
Лазаревский район: (862) 270-33-43
Частный фонд
(все районы):
(862) 251-11-10
Опломбировка водомеров: (862) 264-44-74
Передача показаний счётчиков: (862) 251-11-10

В целях улучшения взаимовыгодного сот­руд­ни­чества предлагаем Вам воспользоваться нашей Виртуальной приемной, в которой Вы можете обратиться к руководству МУП «СТЭ» для решения Вашего вопроса.

ВАЖНАЯ ИНФОРМАЦИЯ



Как правильно рассчитать расход газа (азота, кислорода, воздуха) на производстве и что такое нормальные метры кубические?

Расход газа необходимо приводить к нормальным метрам кубическим.

Пример:

В опросном листе Клиент в поле «расход газа» указал

130 м3/ч, а в поле «давление газа» — 8 бар.

Для инженера, который будет заниматься подбором, к примеру, адсорбционной азотной станции, встанет вопрос: расход 130 метров кубических при нормальных условиях или при давлении 8 бар?

В первом случае инженер будет подбирать адсорбционную азотную станцию с производительностью 130 нм3/ч и рабочим давлением 8 бар, а во втором случае – будет производить перерасчет в нормальные метры кубические,

[Расход при нормальных условиях] = [Расход реальный] 130 м3/ч * [избыточное давление] 8 бар = 1040 нм3

а потом производить подбор азотной станции с производительностью 1040 нм3/ч и рабочим давлением 8 бар.

Как Вы уже поняли, следствием такой ошибки может стать неправильно подобранная или, что хуже – приобретённая адсорбционная, мембранная или компрессорная станция. Поэтому очень важно помнить о различиях между расходом газа при нормальных условия и расходом газа при давлении.

Нормальный метр кубический (нм3) – это метр кубический (м3) газа при нормальных условиях. Под нормальными условиями принимают давление, равное 101 325 Паскаль (или 760 мм. рт. ст.) и температуру 0℃.

 

Как рассчитать реальный расход газа на Вашем производстве и не допустить ошибок в подборе оборудования?

Расскажу на примере реальной истории (Клиент поставил задачу просчитать азотную станцию для отказа от использования баллонов на производстве).

Диалог с Клиентом:

Какой расход азота у Вас на производстве? – 2 ресивера в сутки;
Какой объем каждого ресивера? – по 10 кубов;
А давление в ресиверах? – по-разному, от 100 до 200 бар;

А есть более точная информация? – Давайте позже, нам работать надо.

Следует понимать, что по таким исходным данным невозможно правильно рассчитать производительность азотной станции. Более того, недобросовестные продавцы и вовсе могут этим пользоваться и навязывать неподходящее по производительности оборудование! Таких случаев не мало и о них мы обязательно будем рассказывать в следующих статьях.

Основные вопросы, которые остались без ответа, звучат так:


  • Какое точное давление азота в ресиверах? (необходимо для расчета производительности в рабочую смену/сутки)
  • Какое количество смен/часов в Вашем рабочем дне? (необходимо для просчета возможности использования азотной станции в нерабочее время).
Стоит добавить, что ключевым моментом для перехода производства Клиента с использования баллонов и накопительных ресиверов на адсорбционную азотную станцию стало:
  • Закупка большого количества баллонов (более 100 шт. в сутки), затрата времени на манипуляции с подключением и отключением баллонов от системы подачи азота, раздутый штат грузчиков;
  • Постоянные проверки и дорогое техническое обслуживание поднадзорных высокобарных ресиверов, объемом 10 м3.

Получив ответы на все необходимые вопросы, мы выяснили, что на производстве расходуется 2 ресивера азота в сутки, объемом 10 м3 каждый, с давлением газа 150 бар. В сутках 2 рабочих смены по 8 часов, то есть 16 рабочих часов в день.

Благодаря полученной информации мы можем рассчитать реальный расход азота на производстве Клиента:

Расчет:

2 ресивера х 10 м3 = 20 м3 х 150 бар = 3000 м3 / 16 часов = 187,5 нм3/ч.

Проанализировав эти данные, мы разработали техническое решение, позволяющее избавиться от необходимости закупки огромного количества дорогостоящего азота в баллонах, а также от использования поднадзорных ресиверов.

Нами была установлена адсорбционная азотная станция АВС-200А, производительностью 200 нм3/ч азота, с запасом на длину трубопроводов от азотной станции до точки потребления, исключающая просадки давления на магистрали. В составе станции были установлены воздушные и азотные ресиверы, не требующие регистрации в Ростехнадзоре (объем ресивера не более 0,9 м3, рабочее давление не более 10 бар).

Работа азотной станции полностью автоматизирована и не требует круглосуточного мониторинга оператором. После наполнения азотных ресиверов до максимального давления 8 бар азотная станция АВС-200А переходит в режим ожидания. В тот момент, когда давление в ресивере азота опускается ниже 7 бар, станция автоматически выходит на рабочий режим и работает до тех пор, пока максимальное давление не будет достигнуто (уровень минимального и максимального давления для включения азотной станции настраивается на панели оператора).

Это были основные вопросы и ошибки, которые возникают при определении расхода газа (азота, кислорода или воздуха) на производстве, а также одно из технических решений, позволяющее модернизировать производство и существенно сэкономить Клиенту в долгосрочной перспективе.

О том, как правильно рассчитать расход в случае, если потребление газа плавает в течение всего дня (пиковые нагрузки и спады) и о том, какие варианты компенсаций плавающего расхода существуют – мы расскажем в следующих статьях.

404 Not Found | 404 Страница не найдена

Отдел продаж

По вопросам приобретения контрольно-измерительного оборудования Вы можете обратиться к сотрудникам отдела продаж посредством «Skype». Свяжитесь с нами в режиме онлайн!

Васюкова Юлия Павловна Заместитель коммерческого директора Вопросы по приобретению оборудования
Гавриков Андрей Юрьевич Начальник отдела продаж №1 Вопросы по приобретению оборудования
Гофман Анна Валерьевна Начальник отдела продаж №2 Вопросы по приобретению оборудования
Степанов Евгений Евгеньевич Руководитель дилерской сети Вопросы по работе с дилерской сетью

Центральный федеральный округ

Разгуляев Вячеслав Валерьевич Менеджер ОП №1 Костромская область
Зырянова Лариса Владиславна Менеджер ОП №1 Москва и Московская область
Удалова Татьяна Александровна Менеджер ОП №1 Калужская, Смоленская, Тверская области
Иванова Екатерина Александровна Менеджер ОП №1 Брянская, Владимирская, Ивановская, Рязанская, Тульская, Ярославская области

Северо-Западный федеральный округ

Удалова Татьяна Александровна Менеджер ОП №1 Санкт-Петербург, Калининградская, Ленинградская, Мурманская, Новгородская области, Карелия
Иванова Екатерина Александровна Менеджер ОП №1 Архангельская, Вологодская, Псковская области, Ненецкий АО
Бобырь Вера Сергеевна Менеджер ОП №2 Республика Коми

Уральский федеральный округ

Разгуляев Вячеслав Валерьевич Менеджер ОП №1 Курганская, Свердловская области
Иванова Екатерина Александровна Менеджер ОП №1 ХМАО-Югра, Челябинская область
Удалова Татьяна Александровна Менеджер ОП №1 ЯНАО, Тюменская область

Башкирия, Татарстан

Грищенко Юрий Евгеньевич Менеджер ОП №2 Республики Башкортостан и Татарстан

Приволжский федеральный округ

Бобырь Вера Сергеевна Менеджер ОП №2 Нижегородская, Пензенская, Самарская, Кировская, Оренбургская, Саратовская, Ульяновская области; Чувашия, Марий Эл, Мордовия, Удмуртия
Пикунов Игорь Андреевич Менеджер ОП №2 Пермский край, Удмуртия

Сибирский федеральный округ

Маркина Екатерина Андреевна Менеджер ОП №2 Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Томская области; Алтайский край, Красноярский край, Забайкальский край; Бурятия, Хакасия, Тыва, Алтай
Иванова Екатерина Александровна Менеджер ОП №1 Омская область

Южный Федеральный округ

Разгуляев Вячеслав Валерьевич Менеджер ОП №1 Астраханская, Волгоградская, Ростовская области, Краснодарский край, Адыгея, Калмыкская Республика, Крым

Северо-Кавказский федеральный округ

Разгуляев Вячеслав Валерьевич Менеджер ОП № 1 Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкарская республика, Карачаево-Черкесская республика, Северная Осетия, Ставропольский край, Чеченская республика

Дальневосточный Федеральный Округ

Маркина Екатерина Андреевна Менеджер ОП №2 Вопросы по приобретению оборудования

Казахстан, Узбекистан, Киргизия, Таджикистан, Туркмения

Пикунов Игорь Андреевич Менеджер ОП №2 Вопросы по приобретению оборудования
Иванова Екатерина Александровна Менеджер ОП №1 Вопросы по приобретению оборудования

Грузия, Армения, Азербайджан

Разгуляев Вячеслав Валерьевич Менеджер ОП №1 Вопросы по приобретению оборудования

Расчет расхода — калькулятор значений среды Bürkert

При правильном выборе типа и размеров клапана решающим фактором могут стать различные расчетные значения. Так с помощью значений коэффициента пропускной способности, расхода и параметров потери давления можно определить правильный клапан, отвечающий нужным требованиям и исполнениям. Рассчитайте эти значения с помощью нашего онлайн-калькулятора значений среды.

Bürkert Fluidik Rechner — бесплатное онлайн-приложение для расчета коэффициента пропускной способности

Хотите рассчитать коэффициент пропускной способности, расход или потерю давления на клапане? Наше бесплатное онлайн-приложение Fluidik Rechner поможет вам в этом! Выбирайте нужный вариант рабочей среды из множества других или указывайте свой собственный.

Далее

Коэффициент пропускной способности

Что означает коэффициент пропускной способности Kv

С 50-х годов XX века коэффициент пропускной способности (Kv) означает существующий нормированный показатель достижимого расхода среды, проходящей через клапан. Расчет коэффициента пропускной способности выполняется в соответствии с DIN EN 60 534, при этом коэффициент определяется в соответствии с директивами VDE/VDI 2173 в результате измерения воды при потере давления ок. 1 бар и температуре 5–30 °C. Результат показывается в м3/ч.

Кроме того, этот коэффициент клапана соответствует только определенному ходу клапана, т. е. определенной степени открытия. Таким образом, количество коэффициентов пропускной способности клапана соответствует количеству установочных ступеней. Следовательно, открывающий/закрывающий клапан имеет только один коэффициент пропускной способности, а регулирующие клапаны имеют коэффициенты пропускной способности для каждого положения. Коэффициент для максимального хода 100 % является коэффициентом пропускной способности.

Разница значений Cv и Kv

Часто американская единица измерения значения пропускной способности (Cv) указывается в галлонах/мин (американский галлон в минуту), поэтому она не равна коэффициенту пропускной способности. Существуют следующие формулы пересчета.

Kv = 0.857 * Cv 

Cv = 1.165 * Kv

Формулы для расчета коэффициентов пропускной способности для различных агрегатных состояний

Расчет Kv для жидкостей

Чтобы рассчитать коэффициент пропускной способности для жидкостей, требуется знать расход в л/мин или м3/ч, плотность рабочей среды перед клапаном и потерю давления при прохождении через клапан, т. е. разность давления на входе и обратного давления.

Q = объемный расход, в м33
Δp = потеря давления, в бар
ρ = плотность жидкости, в кг/м3

Расчет Kv для газов

При расчете для газов следует различать докритический и надкритический режим потока. Докритический режим означает, что давление на входе и обратное давление клапана определяют расход. Чем выше обратное давление, т. е. давление за клапаном (p2), тем меньше объемный расход.

Надкритический режим означает, что расход зависит только от давления на входе, причем в данном случае возникает эффект расхода Chokings (запирания). При этом при большом перепаде давлений (Δp > p1/2) в самом узком поперечном сечении клапана теоретически возникает скорость звука. Ускоряющаяся при потере давления рабочая среда не может при этом протекать быстрее скорости звука (1 Мах) даже в случае дальнейшего понижения обратного давления. Для газов стандартный расчет выполняется при 1013 гПа и 0 °C с QN как номинальный расход и ρN как номинальная плотность. При этом следует учитывать температурное влияние.

Расчет при докритическом потоке (дозвуковая скорость)
Расчет при надкритическом потоке (звуковая скорость)

p1 = давление на входе, в бар
p2 = обратное давление, в бар
Δp = потеря давления, в бар
QN = объемный расход, станд., B M3
ρN = плотность, станд., в кг/M 3
T = абсолютная температура перед клапаном, в К

Структура измерения для расчета коэффициента пропускной способности клапанов

Приведенное ниже изображение показывает структуру измерения для определения коэффициента пропускной способности при данной потере давления. При этом 1 — это образец для испытаний, т. е. проверяемый клапан, а 2 — расходомер. В опытной установке есть, кроме того, точки измерения для давления на входе (3) и обратного давления (4), а также клапан регулировки расхода (5). Наконец, для измерения газообразных сред подключен прибор для измерения температуры (6).

1 Образец для испытаний
2 Расходомер< br />3 Манометр: давление перед клапаном (давление на входе)
4 Манометр: давление за клапаном (обратное давление)
5 Клапан регулировки расхода
6 Прибор для измерения температуры

Интенсивность расхода

Что значит интенсивность расхода Q?

Другим коэффициентом технологии сред является расход, называемый также объемным расходом или объемным потоком. Он показывает объем среды, проходящей через клапан за определенную единицу времени.

Чтобы рассчитать расход жидкости, требуется знать коэффициент пропускной способности, плотность рабочей среды и перепад давлений между давлением на входе и обратным давлением. Указанные компанией Bürkert рабочие среды — это, например, кислород, углекислый газ или этан. Здесь уже заложена соответствующая плотность, а перепад давлений рассчитывается автоматически, поэтому требуется заполнить только поля коэффициента пропускной способности, а также давления на входе и обратного давления.

Формулы для расчета объемного потока для различных агрегатных состояний

Расчет расхода для жидкостей

Расход рассчитывается по следующей формуле.

Q = расход
Kv = коэффициент пропускной способности, в м 3
Δp = потеря давления, в бар
ρ = плотность, в кг/м3

Расчет расхода для газов

Для стандартного расхода газа тоже требуется коэффициент пропускной способности, а также номинальная плотность, давление на входе, обратное давление и температура рабочей среды. Кроме того, здесь также следует различать докритический и надкритический режим потока.

Расчет при докритическом потоке
Расчет при надкритическом потоке

p1 = давление на входе, в бар
p2 = обратное давление, в бар
Δp = потеря давления, в бар
Kv = коэффициент пропускной способности, станд., в м 3
ρN = плотность, станд., в кг /M3
T = температура перед клапаном, в К

Потеря давления при проходе через клапан

Как рассчитывается потеря давления при проходе через клапан

Потеря давления означает разность давления рабочей среды на входе перед клапаном и обратного давления за клапаном. Этот показатель измерения касается потери энергии среды при прохождении через клапан, результат показан в барах. Для расчета потери давления для жидкости требуется коэффициент пропускной способности, плотность жидкости и расход. Ниже приводится формула для расчета.

Формулы для расчета падения давления для различных агрегатных состояний

Расчет потери давления для жидкостей

ρ = плотность, в кг/м 3
Q = объемный расход, в м 3
Kv = коэффициент пропускной способности, в м3

Расчет потери давления для газов

При расчете газообразной рабочей среды следует различать докритический и надкритический режим потока. При этом требуются следующие значения: коэффициент пропускной способности, номинальный расход при 1013 гПа и 0 °C, а также номинальная плотность, обратное давление и температура рабочей среды.

Расчет при докритическом потоке
Расчет при надкритическом потоке

p1 = давление на входе, в бар
p2 обратное давление, в бар
ρN = плотность, в кг/м3
T = температура, в К
QN = объемный расход, станд. , в м3
Kv = коэффициент пропускной способности, в м3

 

Выберите из множества существующих рабочих сред (бром или неон), которые уже заложены вместе с плотностью, или создайте другую рабочую среду. При этом требуется указать только плотность и агрегатное состояние среды. При введении необходимых данных для нужного значения в фоновом режиме уже работает онлайн-калькулятор значений среды, который наряду с результатом в верхнем правом окне автоматически показывает промежуточные результаты.

Начните расчет!

Хотите рассчитать другие материалы, например водяной пар или специальные условия расхода с очень ограниченным расходом или повышенной вязкостью? Или вы ищете клапан управления процессом, который идеально подходит для ваших требований? В этом случае воспользуйтесь нашим инструментом для конфигурации клапанов, разработанным специально для выбора клапанов управления процессом. Сконфигурируйте клапан сейчас!

 

методики коммерческого учёта, нормативные документы, установка, преимущества

Методика измерения коммерческого учёта расхода газа

Коммерческий учёт газа и газовых смесей регулируются технологическими требованиями, отраженными в национальных стандартах РФ. Чтобы обеспечить повышение технического уровня эффективности производства, единства и точности измерений, метрологические службы организаций реализуют учёт потребления газа, согласно следующих ГОСТов:

  • Природный газ — ГОСТ 30319-2015 (с 2017 года, взамен устаревшего 30319-96) и ГОСТ 8.662-2009.
  • Нефтяной газ — ГОСТ 8.733-2011, ГСССД МР 113.
  • И другие неагрессивные газы.

Кроме приведённых стандартов может использоваться рекомендация МИ 3082-2007. Более конкретные требования и перечень нормативной документации, которой стороны руководствуются, прописаны в договоре поставки газа с региональной газовой компанией. В каждой РГК есть метрологическая служба, в которой расшифровываются трактовки некоторых пунктов нормативно-технической документации.

Основное измерение проводят по трем ключевым параметрам:

  • Объем потребления газа в рабочих условиях.
  • Абсолютное давление.
  • Температурные показатели по абсолютной шкале.

Расчет потребления приводится к стандартным условиям: Р абс=0,101325 Мпа, Тс=20℃. Это окончательные данные, использующиеся для взаиморасчетов между конечным потребителем и РГК.

Как работает узел учёта расхода газа

Точный расчет потребленного объема природного газа, приведённого к стандартным условиям обеспечивают комплексы учёта — КУУГ. Они измеряют объём расхода газа, давление, температурные показатели в нормальных физических условиях и самостоятельно приводят их к стандартным. Получившиеся данные комплекс выводит на дисплей и передает их на автоматизированное рабочее место оператора.

В зависимости от состава газовой смеси и рабочих расходов, комплексы учёта могут базироваться на основе ротационных, турбинных, диафрагменных счётчиков, оснащаться корректорами, вентильными блоками, датчиками импульса. 

Например,в состав комплекса СГ-ТК входят:

  • Счётчик газа: ротационный, турбинный или диафрагменный.
  • Датчик импульсов.
  • Корректор объема газа ТС 220 в комплекте с преобразователем температуры.
  • Комплект монтажных частей для монтажа ПТ на трубопроводе.
  • Газовые фильтры, блоки питания, программное обеспечение — как дополнительная комплектация. 

Каким требованиям должен соответствовать узел учёта расхода газа

Основные требования, выдвигаемые к узлам учёта расхода газа:

  • Высокая измерительная точность с широкими диапазонами изменений физических величин.
  • Надёжная работа, в том числе во время эксплуатации при низких температурах внешней среды.
  • Стабильность на протяжении межповерочного периода.
  • Возможность архивации и передачи полученных данных.
  • Простота обслуживания.

Состав среды, монтаж, класс точности измерительных комплексов регулируются национальными стандартами ГОСТ Р 8. 740-2011 и ГОСТ 8.611-2013. 

Преимущества технических характеристик узлов учёта расхода газа СГ-ТК

  • Модификации СГ-ТК (номер в госреестре 33874-11) соответствуют всем перечисленным выше требованиям: они надежны, просты в эксплуатации и обслуживании. Комплексы осуществляют коммерческий учёт расхода газа, приведённого к стандартным условиям по ГОСТ 2939.
  • Узлы учёта СГ-ТК могут применяться в автоматических системах сбора данных в коммунальных и промышленных секторах. Для этого используются дополнительные блоки питания, коммуникационные модули определённых серий, программное обеспечение СОДЭК. 
  • Комплексы СГ-ТК имеют взрывозащищенное исполнение. Они могут использоваться во взрывоопасных зонах помещений и наружных установках. Узлы учёта СГ-ТК2 устанавливаются вне взрывоопасной зоны.
  • Относительная расширенная неопределённость узла учёта СГ-ТК с диафрагменным счётчиком ВК и температурным корректором ТС220 не более ±3%, что согласуется с требованиями ГОСТ Р 8. 741-2011.
  • В комплексах предусмотрен оптический интерфейс локального доступа.

Дополнительная комплектация комплексов СГ-ТК

  • Блоки питания и коммуникационные модули серии БПЭК.
  • Кабель-адаптер для связи оператора с ПК через ИК-порт.
  • Программно-аппаратный комплекс считывания данных AS-300.
  • WinPADS – программное средство для настройки (параметризации) корректора.
  • СОДЭК – программный комплекс считывания архивов и ведения базы данных на ПК.
  • Фильтр газа ФГ16, который устанавливается перед комплексами СГ-ТК-Р (-Т).
  • Комплект прямых участков для установки узлов учёта СГ-ТК-Р (-Т), согласно требованиям эксплуатационной документации на счётчик газа и требованиям ГОСТ Р 8.740-2011

Обсудить варианты комплектации вы можете по телефону:+7 812 611 12 02. Благодаря универсальности комплекса СГ-ТК, его модификации решают почти любую задачу по учёту потребления газа и газовых смесей.

Температурные коэффициенты | ООО «Газпром межрегионгаз Ставрополь»

Температурные коэффициенты для приведения к стандартным условиям объема газа при измерении счетчиками без температурной компенсации, установленными вне помещений.

Объем газа, поставляемый населению, коммунально-бытовым и промышленным предприятиям согласно ГОСТ 2939-63, должен приводиться к стандартным условиям (температура газа  20ºС,  давление 760мм рт. ст., влажность 0%) с помощью рассчитанных по методикам поправочных коэффициентов или автоматически, при помощи корректоров.

 Применение поправочного коэффициента для приведения к стандартным условиям объемов газа, прошедших через   мембранные (диафрагменные) счетчики без температурной компенсации, вытекает из целого ряда законодательных актов и правил по метрологии. 

В соответствии  со статьей 18 Федерального Закона от 31.03.1999 г. № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации» поставка газа проводится на основании договора  между поставщиком  и потребителем независимо от форм собственности в соответствии с гражданским законодательством и утвержденными Правительством РФ правилами поставки и пользования газом в Российской Федерации.   Во исполнение данного требования в  договор газоснабжения с населением  внесен пункт 4.3, в котором предусмотрено приведение объемов газа к стандартным условиям.

В соответствии со  статьей 5 п. 1 Федерального Закона от 26.06.2008г. № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» измерения объёма газа должны осуществляться в соответствии с аттестованными в установленном порядке методиками. Во исполнение Федерального Закона ФГУП ВНИИМС г. Москва в 2005 году разработана МИ 2721-2005  «Типовая методика выполнения измерений мембранными счетчиками  газа без температурной компенсации» и во исполнение этой методики компьютерная программа «Коррекция измерений объема газа», осуществляющая  расчет поправочного коэффициента для приведения к стандартным условиям объёмов газа, проходящих через счётчик. Данная программа  «Коррекция измерений объема газа» разработана специально для применения на территории Ставропольского края с учетом его специфики и  расчет поправочных коэффициентов, в соответствии с методикой МИ 2721-2005, ведется по климатическим территориям  помесячно по данным ежемесячных средних значений температуры воздуха и барометрического давления, предоставляемых  АНО «Северо-Кавказское метеоагенство» за год, предшествующий расчетному. Ставропольский край разделен на 5 зон, характеризующихся высотой местонахождения над уровнем моря.(1зона = от 0÷200 м, 2зона = от 200÷400м, 3зона =400÷600 м, 4зона =600÷800 м, 5зона = 800÷1000 м. Внутри зон устанавливается ежемесячно  поправочный коэффициент для счетчиков, находящихся вне помещения.

Правительством Российской Федерации 21 июля 2008 года было принято Постановление  № 549 «О порядке поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд  граждан», где в разделе «Основные правила учёта поставляемого газа, определения объёма потреблённого газа и расчёта размера платы за газ» п.26 устанавливает: «Объем потребленного газа по показаниям прибора учета газа, не имеющего температурной компенсации, определяется как разность показаний прибора учета газа на начало и конец отчетного периода, умноженная на температурный коэффициент (коэффициент приведения к стандартным условиям), утверждаемый для таких типов приборов учета газа Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии ».

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии  для расчета с потребителями Ставропольского края  утверждает коэффициенты приведения к стандартным условиям объёмов газа, прошедших через счетчики без температурной компенсации, по 5 зонам Ставропольского края на 1 и 2 полугодия текущего года, которые высылаются ООО «Газпром межрегионгаз Ставрополь».

Приказ об утверждении температурных коэффициентов на 1 полугодие 2021 года

Приказ об утверждении температурных коэффициентов на 2 полугодие 2020 года

Приказ об утверждении температурных коэффициентов на 1 полугодие 2020 года

Приказ об утверждении температурных коэффициентов на 2 полугодие 2019 года

Приказ об утверждении температурных коэффициентов на 1 полугодие 2019 года

Приказ об утверждении температурных коэффициентов на 2 полугодие 2018 года

Приказ об утверждении температурных коэффициентов на 1 полугодие 2018 года

Температурные коэффициенты на 2 полугодие 2019 года

Температурные коэффициенты на 1 полугодие 2019 года

Температурные коэффициенты на 2 полугодие 2018 года

Температурные коэффициенты на 1 полугодие 2018 года

Как рассчитать расход газа

Q : У нас есть фритюрница на нашем предприятии по переработке пищевых продуктов. Есть газовый расходомер для регистрации расхода газа. Мы используем СУГ, который хранится в сфере, под землей. Поставщик газа выставляет нам счет за СНГ в метрических тоннах (предположим, в жидкой форме). Как рассчитать потребление и стоимость сжиженного нефтяного газа на фунт жареных кешью / орехов. Показания расходомера в кубических M / час записываются при запуске фритюрницы и после ее выключения, в течение которых орехи должны были обжариться «X» фунтов.Очевидно, что нам нужно отследить потребление в парообразной и жидкой форме, чтобы определить затраты.

A: Во-первых, вам нужно знать, измеряется ли расход газовой смеси в реальных условиях с некоторым давлением выше атмосферного. Или он уже переведен на стандартные условия с корректором громкости? Если измеряемый расход уже преобразован в стандартные условия, расчет массового расхода не вызывает затруднений. Вы должны знать состав смеси — соотношение пропана и бутана — примерно 30-70%.Затем плотность этой смеси может быть рассчитана на основе плотности каждого отдельного компонента и его участия в смеси.

Теорию расчета плотности смеси флюидов см .:
www.pipeflowcalculations.com/pipeflowtheory/de density-of-fluid-mixture.php

Плотность компонента должна использоваться в стандартных условиях, и вы можете просмотреть ее таблицу по адресу:
www.pipeflowcalculations.com/tables/gas.php

Если у вас есть плотность смеси флюидов, то измеренный расход нужно умножить на плотность, чтобы определить массовый расход:

G = Q x rho

где:
G = массовый расход — одинаков для газа и жидкости
Q = измеренный расход — объем
rho = плотность смеси

Если измеренный расход газа не преобразован в стандартные условия, тогда плотность каждого отдельного компонента должна использоваться для давления и температуры, которые находятся в точке измерения расхода.Это означает, что вы должны использовать плотность компонентов в стандартных условиях, используя уравнение состояния газа. Рассчитайте плотность при заданном давлении.

p 1 / rho 1 = RT 1

p 1 / p 2 * rho 2 / rho 1 = T 1 / T 2

, если 1 — для стандартных условий, то

rho 2 = rho 1 * T 1 / T 2 * p 2 / p 1

Предыдущие вопросы и ответы основаны на обмене на PipeFlowCalculations.com , веб-сайт с калькуляторами и форумом, посвященным потокам жидкости.

Стехиометрия газа | Безграничная химия

Стехиометрия газа

При стандартной температуре и давлении один моль любого газа занимает объем 22,4 л.

Цели обучения

Рассчитайте объемы газов, потребляемых / образующихся в реакции, используя стехиометрию газа.

Основные выводы

Ключевые моменты
  • При стандартной температуре и давлении (STP) 1 моль любого газа будет занимать объем 22. 4 л.
  • Закон идеального газа, наряду со сбалансированным химическим уравнением, можно использовать для определения количества (по объему или массе) газа, потребляемого или производимого в химической реакции.
Ключевые термины
  • стехиометрия : исследование и расчет количественных (измеримых) соотношений реагентов и продуктов в химических реакциях (химические уравнения)

Стехиометрия — это количественное исследование относительных количеств реагентов и продуктов в химических реакциях; стехиометрия газа включает химические реакции, в которых образуются газы.Стехиометрия основана на законе сохранения массы, означающем, что масса реагентов должна быть равна массе продуктов. Это предположение можно использовать для определения неизвестных количеств реагентов или продуктов.

Стехиометрические расчеты для идеальных газов на STP

Стехиометрические вычисления с участием газов позволяют нам переводить между массой, числом молей и, что наиболее важно, объемом газа. Следующие отношения делают это возможным:

  • 1 моль любого газа при стандартной температуре и давлении (273 К и 1 атм) занимает объем 22.4 л.

Хотя приведенное выше соотношение является приблизительным, оно является относительно хорошим приближением для STP и может надежно использоваться в расчетах.

Пример

[латекс] 4 \; NH_3 (г) +7 \; O_2 (г) \ rightarrow4 \; NO_2 (г) +6 \; H_2O (л) [/ латекс]

  • Согласно приведенной выше реакции, какой объем NO 2 ( г ) получается при сжигании 100 г NH 3 ( г ), если предположить, что реакция протекает при стандартной температуре и давлении?
  • Из периодической таблицы мы можем определить, что молярная масса аммиака, NH 3 ( г ), составляет 17 г / моль, и выполнить следующий стехиометрический расчет:
  • [латекс] \ left (\ frac {\ text {100 г} NH_3} {} \ right) \ times \ left (\ frac {\ text {1 mol} NH_3} {\ text {17} g} \ right) \ times \ left (\ frac {\ text {4 mol} NO_2} {\ text {4 mol} NH_3} \ right) \ times \ left (\ frac {\ text {22. 4} L} {\ text {1 моль} NO_2} \ right) = \ text {132 L} NO_2 (г) [/ латекс]

Обратите внимание на окончательный коэффициент пересчета. Поскольку нам говорят, что реакция происходит в STP, мы можем связать объем, 22,4 л, с 1 моль NO 2 .

Стехиометрия, граммы в литры газа — YouTube : показывает, как использовать стехиометрию для преобразования граммов газа в литры.

404 — Страница не найдена

Лэнни Инабнит, MS, RRT, RRT-ACCS, RRT-NPS, RCP, FAARC, присоединится к AARC в качестве нового вице-президента по вопросам образования и встреч.Inabnit начнется 31 мая. В этой роли Inabnit возглавит отдел образования и встреч, который охватывает как отдел образования, так и отдел собраний и конференций. Эта должность была вновь создана после реструктуризации организации AARC.

«Я счастлив, что меня выбрали в замечательную команду AARC в качестве нового вице-президента по вопросам образования и встреч», — сказал Инабнит. «Я с нетерпением жду возможности работать с этой динамичной группой людей и учиться у нее.Я принесу страсть учиться и расти на этой должности. Я знаю, какая работа выполняется, и с нетерпением жду возможности помочь AARC перейти к следующей главе.

Инабнит присоединился к AARC в 1993 году в качестве студента и с тех пор не переставал быть его членом.

«AARC дал мне больше, чем я когда-либо дал», — сказал Инабнит. «Я чувствую, что работа очень многих помогает врачу-респираторному терапевту у постели больного иметь инструменты, которые им нужны, чтобы защищать их интересы и быть голосом своих пациентов. Для меня большая честь быть респираторным терапевтом, и я горжусь членом AARC.”

О Лэнни

Инабнит окончил Университет Южного Иллинойса со степенью специалиста по прикладным наукам в области респираторной терапии в декабре 1994 года. Он переехал на юго-восток Миссури и проработал три года, прежде чем переехать в Шарлотт, Северная Каролина, чтобы работать в большой клинической больнице.

«Я работал во взрослой, педиатрической и неонатальной областях, работая в этом учреждении», — сказал Инабнит. «Я переехал в больницу на 400 коек в Конкорде, Северная Каролина, чтобы помогать в разработке и управлении педиатрическим отделением интенсивной терапии в 2000 году.”

В августе 2001 года Инабнит был нанят на полную ставку инструктором по респираторной терапии в Общественном колледже Стэнли.

«С этого началась моя карьера в сфере образования», — сказал Инабнит. Он проработал там девять лет, пока в 2010 году не вернулся к постели в местной больнице.

Во время учебы в муниципальном колледже Стэнли он получил степень бакалавра наук в области управления службами здравоохранения Университета Восточной Каролины. Затем он работал респираторным терапевтом в ночную смену в течение следующих нескольких лет, а также получил степень магистра наук в области управления респираторной помощью в Северо-Восточном университете.

Инабнит продвинулся по карьерной лестнице, когда в 2014 году был принят на работу в качестве клинического доцента по программе бакалавриата в области респираторной помощи в UNC-Charlotte. В 2018 году он перешел на дистанционную клиническую должность доцента в отделении респираторной терапии. в Государственном университете Бойсе для работы по программе бакалавриата по респираторной медицине.

Инабнит также работал суточным респираторным терапевтом в Atrium-Health Cabarrus в течение последних 8 лет.

В настоящее время он получает докторскую степень в области исследований в области здравоохранения в Университете Калифорнии в Шарлотте.

«Я увлечен респираторной терапией, и я всегда упорно работал, чтобы защищать интересы пациентов, которым я служил», — сказал Инабнит. «Мне нравится быть педагогом, и я горжусь каждым учеником, которого когда-либо преподавал на уровне младшего и бакалавра. Они продолжают удивлять меня своей страстью и стремлением к профессии. Для меня большая честь быть частью их образовательного пути ».

Вне работы Инабнит — страстная любительница Каролины Пантерз и Св.Поклонник Луи Кардиналса. Он также теперь большой поклонник Alabama Crimson Tide. Roll Tide!

Руководство AARC

Инабнит присоединился к Палате делегатов в 2017 году и с тех пор является активным делегатом. Он сосредоточился на укреплении аффилированных лиц, особенно благодаря работе в Комитете по сертифицированным аффилированным лицам.

В 2018 году компания Inabnit получила награду «Делегат года Джерри Бриджерса». В 2020 году Инабнит был избран избранным спикером.

Поддержка сообщества

«Я попал сюда не один, потому что у меня были замечательные наставники», — сказал Инабнит.Помимо отличных наставников, Инабнит благодарит свою семью за их постоянную помощь в построении его карьеры.

«У меня замечательная семья, которая поддерживала меня на протяжении всей моей карьеры», — сказал Инабнит. «Моя жена Робин и дети Кили и Эли мотивировали меня стать лучше. Их поддержка во всем, что я делаю, прекрасна. Я также хочу поблагодарить мою маму и братьев, которые поддерживали меня и всегда поощряли меня быть лучшим человеком, которым я могу быть ».

Исследование образования гидрата метана в системах газ-вода с новым составным промотором

Влияние нового промотора на кинетику роста гидратов метана было исследовано с использованием визуализированного автоклава постоянного давления.Экспериментальные результаты показывают, что когда промотор 1 #, 2 # и 3 # составляли в соотношении 2: 1: 1, время индукции значительно сокращалось с 30 до 0,64 часа по сравнению с ситуацией без промотора. Между тем, образовалось большее количество гидратов, и конечная объемная доля гидрата составила 83,652%. Затем характеристики гидратообразования при различных дозировках добавок (500 ppm, 1000 ppm, 2000 ppm, 5000 ppm) и различных степенях переохлаждения (2,5 ° C, 3,5 ° C, 4,5 ° C, 5,5 ° C, 6. 5 ° C). Новый промотор в этих 4 концентрациях может эффективно сократить время индукции. И чем выше концентрация, тем меньше время индукции (0,22 ч при 5000 ppm). Также было обнаружено, что потребление газа и скорость образования гидратов сначала увеличивались, а затем уменьшались с увеличением дозировки промотора. Наконец, оптимальная дозировка была определена как 2000 частей на миллион, при которой время индукции было сокращено до 0,52 ч, а конечная объемная доля гидрата составила 85,74%. При дозировке 2000 ppm и степени переохлаждения 6.5 ° C, самое короткое время индукции (0,29 ч) и максимальная скорость образования (20,950 мл ч -1 ) были получены среди всех экспериментальных условий в этой работе. Более того, чем больше степень переохлаждения, тем быстрее зародышеобразование гидрата и тем короче время индукции. Однако, если степень переохлаждения была слишком высокой, слой гидрата быстро формировался на границе раздела газ-жидкость в автоклаве, что препятствовало образованию гидрата и приводило к снижению объемной доли гидрата до 60. 153%. Следовательно, разумный выбор пропорции промоторов, дозировки промотора и температуры образования может значительно способствовать образованию гидратов. Результаты этой работы важны для гидратированных связанных приложений и могут предоставить полезные ссылки для выбора гидратных промоторов.

Обзор нефтегазовой отрасли

Обзор нефтегазовой отрасли

В зависимости от цели измерения — и от региональных или национальных предпочтений — нефть, газ, сжиженные газы и их продукты могут быть измерены в единицах объема , веса или тепловой энергии .Например:

  • Инженеры-нефтяники, особенно те, кто работает в Западном полушарии, измеряют объемов нефти и газа, чтобы ответить на такие вопросы, как: «Сколько нефти или газа у меня в резервуаре? Сколько можно добыть в течение срока эксплуатации месторождения? Какая суточная производительность? »
  • Напротив, судовладельцы хотели бы, чтобы грузы нефти измерялись по весу , чтобы избежать перегрузки танкеров.
  • Маркетологи, с другой стороны, заинтересованы в ценности продуктов для своих клиентов.Когда они продают нефтегазовые продукты в качестве топлива, они взимают плату на основе тепловой энергии единиц, а не на основе объема или веса.

Измерение сырой нефти

Сырая нефть, как показано на рис. 15 , измеряется в единицах объема, веса и тепловой энергии.

Стандартная единица измерения объема сырой нефти, 42 галлона барреля баррелей »), восходит к 1860-м годам, когда производители в Пенсильвании фактически хранили и транспортировали нефть в деревянных бочках.До сих пор вы можете услышать, как инженер-нефтяник говорит: «Это месторождение имеет запасы в 1 миллиард баррелей, и мы рассчитываем добывать его в течение 20 лет при проектной скорости 150 000 баррелей в день». В странах, которые используют систему СИ или «метрическую» систему, объемы нефти могут измеряться в метрических тоннах .

В Европе и особенно в бывшем Советском Союзе сырая нефть измеряется в единицах веса и выражается в метрических тоннах метрических тонн »), где одна тонна равна 2204 фунтам. среднее «преобразование объема в вес» равно 7.33 баррелей / мт. Исходя из этого коэффициента пересчета, российский инженер назвал бы добычу не как 150 000 баррелей в сутки, а как 20 464 т / сутки.

Содержание тепловой энергии или теплотворная способность сырой нефти зависит от ее состава, но обычно составляет около 6 миллионов БТЕ на баррель, где БТЕ (британская тепловая единица) — это количество энергии, необходимое для повышения температуры нефти. фунт воды на 1 ° F. Таким образом, баррель нефти, продаваемый за 48 долларов, будет обеспечивать энергию по эквивалентной стоимости:

.

(48 долларов за баррель) ÷ (6 миллионов БТЕ) = 8 долларов за миллион БТЕ (за баррель нефти).
(Для тех, кто знаком с единицей измерения энергии в системе СИ: килоджоуль (кДж), , 1 БТЕ = 1,055 кДж. )

Рисунок 15: Баррель сырой нефти и единицы его измерения в единицах объема, веса и тепловой энергии.

Качество масла: плотность по API

Плотность сырой нефти является важным показателем ее общего качества. Это связано с тем, что более легкие масла, как правило, легче производить и очищать, чем тяжелые, и, следовательно, имеют более высокую ценность.

Плотность нефти иногда выражается через ее удельный вес , но чаще дается как удельный вес в API .

  • Удельный вес (S.G.) жидкости определяется как плотность этой жидкости, деленная на плотность пресной воды. Пресная вода имеет плотность 62,4 фунта на кубический фут. Нефть с плотностью 53 фунта на кубический фут, следовательно, будет иметь удельный вес (53 / 62,4), или 0,85. Пресная вода по определению имеет удельный вес 1,0.
  • Американский институт нефти (API) разработал специальную меру, которая выражает плотность нефти в единицах плотности в градусах API или ºAPI. Это связано с удельным весом следующим образом:

S.G. = 141,5 / (131,5 + ºAPI)

или

ºAPI = (141,5 / S.G.) — 131,5

Исходя из этих соотношений, мы можем определить, что пресная вода с удельным весом 1,0 имеет плотность в градусах API 10 градусов, в то время как указанное выше масло с твердостью 0,85 имеет плотность в градусах API 35; почти вся сырая нефть легче воды, поэтому она будет иметь более высокую плотность по API. На рис. 16 показана корреляция между удельным весом и плотностью в градусах API для различных проб сырой нефти и конденсата.

Рисунок 16: Корреляция между конкретными плотность и градус API. Обратите внимание на удельный вес по API сырой нефти из разных месторождения, включая Лагунильяс (Венесуэла), Прудхо-Бэй (Аляска), Гавар (Саудовская Аравия). Аравия), Ниниан (шельф Великобритании) и очень легкий конденсат, добываемый на Арун Филд (Индонезия).

Измерение природного газа

Природный газ обычно измеряется в единицах объема на поверхности и в единицах тепловой энергии.Он измеряется по весу только в жидком состоянии (СПГ).

Поскольку газ сжимаем, его объем значительно изменяется при изменении температуры и давления. Чтобы измерения объема газа имели какое-либо значение, они должны иметь некую стандартную систему отсчета. По этой причине в отрасли установлено стандартных условий для всех объемов газа (, таблица 2, ).

Единица измерения объема газа Стандартные условия Область общего пользования
Стандартный кубический фут (SCF) 14.696 фунтов на кв. Дюйм (1 атмосфера) и 60 ° F США, Латинская Америка, Африка, Ближний Восток.
Стандартный кубический метр (Sm 3 ) 100 кПа (0,987 атмосферы) и 15 ° C Европа, Канада, Россия.
Преобразования: 1 м 3 = 35,315 футов 3 ; 1 фут 3 = 0,0283 м 3

Таблица 2: Стандартные единицы и условия для измерения объемов газа.

Стандартный кубический фут и стандартный кубический метр являются наиболее широко используемыми (1 м 3 = 35,31 SCF). В некоторых европейских странах используются условия, называемые «нормальными», которые соответствуют давлению 760 мм рт. Важно, чтобы эти условия были четко определены при подписании любого газового контракта.

Рисунок 17 демонстрирует сжимаемость природного газа. Объем газа в пласте составляет 1 единицу ( 3 футов или 3 м) при давлении 4000 фунтов на квадратный дюйм.Когда он производится на поверхности при температуре и давлении, он расширяется до 238 единиц, а когда он сжимается в трубопроводе высокого давления при давлении 1000 фунтов на квадратный дюйм, он становится 3 единиц. Во всех трех условиях инженер будет называть объем газа 238 стандартными единицами (футы 3 или м 3 ).

Рисунок 17: Сжимаемость природного газа. На этом рисунке показано влияние давления и температуры на объемы природного газа в резервуаре, трубопроводе и на поверхности.

Поскольку кубический фут и кубический метр слишком малы для практического использования, в промышленности используются большие стандартные количества с соответствующими символами (Таблица 3). Таким образом, вместо того, чтобы говорить, что добыча из газовой скважины составляет 10 000 000 стандартных кубических футов в день, мы говорим, что добыча из скважины составляет 10 миллионов кубических футов в день.

Шт. Кол-во Символ фут 3 Обозначение м 3 Приложение
тыс. 1000 MCF мм 3 Продажная основная единица
миллионов 1 000 000 MMCF ммм 3 Суточная добыча из скважин
Млрд. 1 000 000 000 90 333 BCF BM 3 Годовая добыча на месторождении
трлн 1 000 000 000 000 90 333 TCF тм 3 Запасы месторождения
Если объем газа измеряется в m 3 , просто замените CF на m 3 внутри вышеуказанных символов.Некоторые компании используют K, M °, Giga («G») и Тера («Т») вместо тысячи, миллиона, миллиарда и триллиона.

Таблица 3:
Общие практические единицы измерение газа.

Теплотворная способность природного газа зависит от его состава. Чистый метан имеет теплотворную способность 1010 БТЕ / куб. Фут [35 663 БТЕ / м 3 ], в то время как пропан имеет теплотворную способность 2516 БТЕ / куб. Фут. Газ, содержащий 50% метана и 50% пропана, будет иметь теплотворную способность между 1010 и 2516 BTU / SCF.

Измерение жидкостей и нефтепродуктов

СПГ (сжиженный природный газ) обычно измеряется в метрических тоннах или кубических метрах. При нормальном преобразовании в единицы объема в жидком состоянии 1 мт равно 2,12 м 3 или 79,5 футов 3 . Когда 1 тонна СПГ испаряется в природный газ, она расширяется примерно в 625 раз и составляет 1380 м 3 или 48,700 футов 3 в атмосферных условиях.

СУГ и нефтепродукты обычно измеряются в галлонах, в США и некоторых других странах Западного полушария, и килолитрах, или метрических тоннах, в Канаде, а также в Европе и других странах Восточного полушария. Их преобразование из объема в вес будет зависеть от плотности продукта. Таким образом, одна метрическая тонна пропана равна 521 галлону или 1,97 килолитра, а одна метрическая тонна жидкого топлива равна 281 галлону или 1. 064 килолитра.

Сжиженный нефтяной газ должен храниться при повышенном давлении или в холодильнике, чтобы оставаться в жидком состоянии, и поэтому он измеряется в условиях высокого давления и / или низкой температуры, а не в «атмосферных» условиях ( Рисунок 18 ).

Как и в случае нефти и природного газа, теплотворная способность нефтепродукта зависит от его состава. Например, теплотворная способность пропана составляет 91 500 БТЕ / галлон, а теплотворная способность мазута — 150 000 БТЕ / галлон.Однако, поскольку каждый продукт имеет стандартную, относительно узкую промышленную спецификацию, их индивидуальная теплотворная способность не будет существенно отличаться, и поэтому они обычно продаются на основе веса (например, $ / т) или объема (например, $ / галлон).

Рис. 18: Пропан необходимо хранить при давлении 200 фунтов на квадратный дюйм или охлаждать до -44 ° F (-42 ° C), чтобы он оставался в жидком состоянии. На этой фотографии показан уличный гриль с резервуаром для хранения, в котором жидкий пропан поддерживается под давлением 200 фунтов на квадратный дюйм и может подвергаться воздействию температуры до 100 ° F (38 ° C) и по-прежнему оставаться жидкостью.

Энергосодержание и эквивалент

С точки зрения удовлетворения потребностей в отоплении, что лучше: тонна сырой нефти, тонна угля или тонна СПГ?

Чтобы ответить на этот вопрос, мы можем взглянуть на теплотворную способность нефти, газа и нефтепродуктов, как показано в Таблица 4 :

Эквивалент
Топливо Кол-во БТЕ (приблизительный)
Сырая нефть 1 баррель 6 миллионов БТЕ
Сырая нефть 1 тонна 44 миллиона БТЕ
Природный газ (СПГ) 1 тонна 49.2 миллиона БТЕ (48700 футов 3 x 1010 БТЕ / фут 3 )
Уголь 1 тонна 24 миллиона БТЕ

Таблица 4: БТЕ эквивалента углеводородного топлива.

Эквивалент тепловой энергии:

Используя соотношения тепловой энергии из Таблицы 4, мы можем связать значение любого углеводорода до общей меры, основанной на эквивалентности тепловой энергии. В нормальной единицей является либо барреля нефтяного эквивалента (BOE) , либо тонны нефтяного эквивалента (т н.э.) .

Пример : В прошлом году Колумбия произвела 551 000 баррелей / сутки сырой нефти, 619 млн футов 3 / сутки природный газ и 65,6 млн тонн угля. Выразите свой годовой объем производства в баррелей нефтяного эквивалента и тонны нефти эквивалент.

Раствор: баррели нефтяного эквивалента

Годовая добыча нефти:
551000 баррелей в сутки x 365 дней
= 201.1 миллион баррелей нефтяного эквивалента

Годовая добыча газа:
619000 MCF x 365 дней x (1 млн BTU / MCF) / (6 млн BTU / баррель)
= 37,7 млн ​​баррелей нефти эквивалент

Годовая добыча угля:
65,6 млн тонн x (24 млн БТЕ / тонна) / (6 млн БТЕ / барр. )
= 262,3 млн баррелей нефти эквивалент

BOE = 201,1 + 37,7 + 262,3 = 501,1 млн

Решение: в тоннах нефтяного эквивалента

Мы используем соотношение, согласно которому 1 тонна = 7.33 баррелей.

Тонны нефтяного эквивалента = (501,1) / 7,33 = 68,4 млн т н.э.

Эквивалент цены на углеводороды:

Мы также можем соотнести цену различных углеводородов на основе их эквивалента тепловой энергии.

Пример: Если цена на нефть составляет 48 долларов за баррель, какие эквивалентные цены за единицу природного газа и угля?

Решение

Цена на нефть = (48 долларов за баррель) / (6 миллионов БТЕ / баррель) = 8 долларов за миллион БТЕ

Единица продажи тепловой энергии природного газа = 1 MCF = 1000 футов 3 x 1000 BTU / ft 3 = 1 миллион BTU / MCF

Цена природного газа, эквивалентная цене на нефть = 1 миллион BTU / MCF x 8 долларов США / миллион BTU = 8 долларов США / MCF

Единица реализации тепловой энергии угля = 1 метрическая тонна = 24 миллиона БТЕ

Цена угольного эквивалента = (24 млн БТЕ / тонна) x (8 долларов / млн БТЕ) = 192 доллара за тонну

На самом деле, как показано на Рис. 19a и Рис. 19b , каждый из этих углеводородов имеет свои собственные региональные или международные рыночные цены.В основных странах-потребителях цена на газ приближается к ценам нефтяного эквивалента, но в таких странах, как Катар, которые имеют большие изолированные запасы газа, цены на газ намного ниже по сравнению с ценами на нефть. Из-за большого избытка предложения цены на уголь были намного ниже, чем цена нефтяного эквивалента, показанная выше — порядка 35 долларов за тонну в течение многих лет, — но в последние годы выросли, особенно на спотовых рынках. Промышленные компании могут легко переключать концы горелок своих котлов вперед и назад, чтобы сжигать природный газ или мазут, чтобы воспользоваться разницей в региональных ценах.Бытовые, коммерческие и энергетические потребители обычно не обладают такой гибкостью.

Вам необходимо обновить Flash Player

Рисунок 19a: На этом рисунке показаны исторические данные о дневном уровне потребления сырой нефти и среднегодовой оптовой цене на нефть для двух основных рыночных цен на нефть: Brent и West Texas Intermediate. ( Источник: Статистический обзор мировой энергетики BP, июнь 2014 г. . Текущие цены и годовое потребление (2014 г.) рассчитаны на основе публикаций EIA и IEA)

Интерактивная диаграмма :
Наведите указатель мыши на рисунок, чтобы увидеть индивидуальные ценности.Включите или выключите линии, щелкнув метки под графический. Щелкните и перетащите, чтобы увеличить диаграмму.

Вам необходимо обновить Flash Player

Рисунок 19b. На этом рисунке показаны среднегодовые цены на природный газ в трех регионах (СПГ, поставляемый в Японию, UK Heren Index и цена Henry Hub в США) и эквивалентную цену в британских тепловых единицах на сырую нефть (цена на нефть марки Brent, деленная на 6) ( Источник : Статистический обзор мировой энергетики BP, июнь 2014 г. Текущие цены (2014 г.) рассчитаны на основе публикаций EIA и IEA)

Интерактивная диаграмма :
Наведите указатель мыши на рисунок, чтобы увидеть индивидуальные ценности. Включите или выключите линии, щелкнув метки под графический. Щелкните и перетащите, чтобы увеличить диаграмму.

Таблица преобразования и электронный калькулятор

В таблице 5 ниже перечислены некоторые из наиболее широко используемых коэффициентов для преобразования сырой нефти. нефть, нефтепродукты и природный газ в их различных эквивалентах. Делать для быстрого преобразования единиц измерения вы можете использовать преобразователь IHRDC Oil & Gas Unit .

Таблица 5: Таблица преобразования для сырой нефти, природного газа и газовых жидкостей.(Источник: Коэффициенты конвертации ВР).

Конвертер единиц нефти и газа: Таблица преобразования для сырой нефти, природного газа и сжиженного газа. (Источник: Коэффициенты конвертации ВР).

Интерактивное приложение :
Щелкните категории слева, введите значение, которое вы хотите преобразовать, и в последний раз щелкните метки «От» и «До», чтобы изменить единицы преобразования.

STP — стандартные температура и давление и NTP

Поскольку температура и давление воздуха варьируются от места к месту, для сравнения испытаний и документации химических и физических процессов необходим стандартный справочный материал.

Примечание! Существует множество альтернативных определений стандартных эталонных условий температуры и давления. Поэтому следует осторожно использовать определения STP, NTP и другие определения. Всегда важно знать эталонную температуру и эталонное давление для фактического используемого определения.


STP — стандартные температура и давление

STP обычно используется для определения стандартных условий для температуры и давления, которые важны для измерений и документирования химических и физических процессов:

  1. STP — Стандартные температура и давление — определяется IUPAC (Международный союз чистой и прикладной химии) в виде воздуха при 0 o C (273.15 K, 32 o F) и 10 5 паскалей (1 бар).
  2. STP — обычно используется в британской системе единиц и системе единиц США — как воздух при 60 o F (520 o R, 15,6 o C ) и 14,696 фунт / кв. Дюйм (1 атм, 1,01325) бар)
  • , также называемый «1 стандартная атмосфера»
  • В этих условиях объем 1 моля газа составляет 23,6442 литра.
  • Эти условия чаще всего используются для определения показателя объема Sm 3 (стандартный кубический метр)

Примечание! Предыдущее определение протокола STP IUAPC для номера 273.15 K и 1 атм (1,01325 10 5 Па) снято с производства. Тем не менее,

    • Эти условия по-прежнему наиболее часто используются для определения показателя объема Нм 3 (нормальный кубический метр)
    • В этих условиях объем 1 моля газа составляет 22,4136 литра.

1 Па = 10 -6 Н / мм 2 = 10 -5 бар = 0,1020 кп / м 2 = 1,02×10 -4 м H 2 O = 9. 869×10 -6 атм = 1,45×10 -4 psi (фунт-сила / дюйм 2 )

NTP — нормальная температура и давление

NTP обычно используется в качестве стандартного условия для тестирования и документирования производительности вентиляторов:

  • NTP — Нормальная температура и давление — определяется как воздух при температуре 20 o C (293,15 K, 68 o F) и 1 атм ( 101,325 кН / м 2 , 101,325 кПа, 14,7 фунт / кв. 0 фунтов на кв. Дюйм, 29,92 дюйма рт. Ст., 407 дюймов H 2 O, 760 торр).Плотность 1,204 кг / м 3 (0,075 фунта на кубический фут)
    • В этих условиях объем 1 моля газа составляет 24,0548 литра.
Пример — увеличение давления вентилятора

Вентилятор, который создает статическое давление 3 дюймов H 2 O (хорошее среднее значение) — увеличит абсолютное давление воздуха на

((3 дюйма H 2 O) / (407 дюймов вод. :

  • SATP — Стандартная температура и давление окружающей среды — это справочная информация с температурой 25 o C (298.15 К) и давлением 101,325 кПа.
    • В этих условиях объем 1 моля газа составляет 24,4651 литра.


ISA — Международная стандартная атмосфера

ISA — Международная стандартная атмосфера используется в качестве ссылки на летные характеристики самолета:

  • ISA — Международная стандартная атмосфера определена для 101,325 кПа, 15 o C и 0% влажности .


Стандартная атмосфера ИКАО

Стандартная модель атмосферы, принятая Международной организацией гражданской авиации (ИКАО):

  • Атмосферное давление: 760 мм рт.7 фунт-сила / кв.дюйм
  • Температура: 15 o C = 288,15 K = 59 o F

Центр обработки данных по альтернативным видам топлива: Заправка топливных баков КПГ

Анимация заправки КПГ

Используйте эту интерактивную анимацию, чтобы узнать, как скорость и температура заполнения влияют на окончательный объем заполнения.

В отличие от жидкого топлива, которое постоянно сохраняет одинаковый объем в широком диапазоне температур, сжатый природный газ (СПГ) значительно расширяется и сжимается при изменении температуры.Тепло заставляет молекулы топлива СПГ расширяться, а холод заставляет молекулы становиться более плотными. Следовательно, при стандартных промышленных условиях (давление и температура) резервуар для КПГ обычно может содержать эквивалент 20 галлонов бензина. Однако в жаркий день молекулы КПГ будут расширяться, и резервуар может вместить только до 75% (или меньше) своего проектного потенциала в более прохладных температурных условиях.

Заправочное оборудование было оптимизировано за счет заправочных колонок, оснащенных функцией температурной компенсации, которая помогает поддерживать температуру в стандартных отраслевых условиях и помогает транспортным средствам максимально заполнить топливные баки.

Количество СПГ, которое может храниться в баке транспортного средства, зависит от нескольких факторов:

  • Скорость заправки: По мере увеличения скорости заправки КПГ, температура молекул топлива также резко возрастает. По мере того, как топливо нагревается, оно расширяется и становится менее плотным, что приводит к снижению энергии на единицу объема, когда топливная система достигает номинального для отрасли давления. Следовательно, обычно более эффективно достичь более полного заполнения с помощью более медленного метода «заполнения по времени», чем процесса «быстрого заполнения».Это позволяет молекулам топлива CNG оставаться в плотном состоянии, а не расширяться от тепла, создаваемого быстрым перемещением и сжатием CNG в бак.

  • Температура окружающей среды: Наружная температура также влияет на температуру КПГ. При более высоких температурах СПГ менее плотный и, следовательно, не содержит столько энергии на единицу объема, сколько в сжатом состоянии при более низкой температуре. Когда СПГ хранится при высоких температурах окружающей среды, молекулы топлива расширяются и больше не содержат столько энергии, сколько при более низких температурах.

  • Номинальное давление: Типичный промышленный стандарт для давления в топливной системе СПГ составляет 3600 фунтов на квадратный дюйм (psi). Некоторые системы в Соединенных Штатах и ​​многие системы за рубежом рассчитаны на давление 3000 фунтов на квадратный дюйм. Это давление заполнения основано на температуре окружающей среды 70 ° F. Топливные баки КПГ рассчитаны на 125% рабочего давления. Таким образом, резервуар на 3000 фунтов на квадратный дюйм технически может быть заполнен до 3750 фунтов на квадратный дюйм, а резервуар на 3600 фунтов на квадратный дюйм может быть заполнен до 4500 фунтов на квадратный дюйм.Это позволяет наполнять резервуар до более высокого давления в жаркие дни, когда газ расширяется, а также компенсирует тепло, связанное со сжатием природного газа. Хорошее практическое правило состоит в том, что на каждые 10ºF плюс-минус 70ºF давление будет увеличиваться или уменьшаться на 100 фунтов на квадратный дюйм.

  • Тип резервуара: Существует четыре типа резервуаров для КПГ (Тип 1–4). Обозначение типа основывается на конструкции и способе изготовления, включая материал облицовки резервуара.

alexxlab

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *