Об одной методике определения влагосодержания природного газа в трубопроводных системах

Abstract

В данной исследовательской работе описывается методика определения влагосодержания природного газа в технологических и магистральных трубопроводах различного диаметра. В работе приводится оригинальное эмпирическое уравнение для определения количества влаги, содержащейся в единичном объеме природного газа. Уравнение позволяет определить влагу с учетом ее молярной доли в исследуемом природном газе, а также учитывает соотношение молекулярных масс природного газа и воды. Для повышения точности предложенного уравнения молярную долю воды в газе определяют именно в начале исследуемого участка газопровода путем прямого измерения по ГОСТ 34807–2021. Распределение температуры и давления по длине газопровода определяется по авторской математической модели, которая была опробована и подтверждена экспериментально на различных трубопроводах. Кроме этого, предложенный множитель в уравнении влагосодержания позволяет определять тип фазового состояния природного газа, а также может являться косвенным признаком возможного образования газовых гидратов. При сравнении с прямыми измерениями, полученными с действующих газопроводов, модифицированная формула имеет меньшую погрешность, чем классическое уравнение, что подтверждается графиками, приведенными в данной работе.

This research describes the methodology for determining the moisture content of natural gas in process and main pipelines of various diameters. The work provides an original empirical equation for determining the amount of moisture contained in a unit volume of natural gas. The equation allows you to determine the moisture in natural gas, taking into account the molar fraction of water in the natural gas under study and also the ratio of the molecular masses of natural gas and water. To increase the accuracy of the proposed equation, the molar fraction of water in the gas is determined precisely at the beginning of the gas pipeline section under study, by direct measurement according to the GOST 34807–2021. The distribution of temperature and pressure along the length of the gas pipeline is determined using the mathematical model, tested and proven experimentally on various pipelines. In addition, the proposed multiplier in the moisture content equation makes it possible to determine the type of phase state of natural gas, and can also be an indirect sign of the possible formation of gas hydrates. When compared with direct measurements obtained from existing gas pipelines, the modified formula has a smaller error compared to the classical equation, which is confirmed by the graphs presented in the work.