::: UniChrom BEL RUS DEU ENG
Главная страница / Продукция / < Назад 

Методика выполнения измерений компонентного состава, определение теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе природного газа.

1. Назначение и область применения

1.1. Настоящий документ устанавливает методику выполнения измерений компонентного состава, определение теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе природного газа методом газоадсорбционной и газожидкостной хроматографии.

1.2. Компоненты природного газа, рассматриваемые данной МВИ:

  • метан,
  • этан,
  • пропан,
  • и-бутан,
  • н-бутан,
  • и-пентан,
  • н-пентан,
  • неопентан,
  • кислород,
  • азот,
  • углекислый газ.

1.3. Характеристики природного газа, определяемые данной МВИ:

  • качественный состав компонентов в пробе природного газа,
  • содержание компонентов в пробе природного газа (количественный анализ),
  • теплота сгорания природного газа,
  • относительная плотность природного газа,
  • число Воббе и его отклонения от номинального значения.

1.4. Диапазон определяемых концентраций компонентов природного газа базируется на имеющихся литературных и экспериментальных данных о среднестатистическом составе природного газа.

2. Нормы погрешности измерений

2.1. Методика выполнения измерений обеспечивает определение качественного и количественного состава компонентов природного газа, а также теплоту сгорания, относительную плотность и число Воббе с погрешностями, не превышающими значений, приведенных в таблице п.2.2.

2.2. Нормы погрешности измерений при определении количественного состава компонентов природного газа.

Таблица 1. Нормы погрешности измерений

Название определяемой величины Границы абсолютной погрешности при P=0,95 не более
Теплота сгорания при 20 ° С, ккал/м3 14
Относительная плотность при 20 ° С 0,0012
Число Воббе при 20 ° С, МДж/м3 (ккал/м3 ) 25


Название компонента природного газа Диапазон концентраций, % моль Границы абсолютной погрешности при P=0,95 не более
Этан 0,7—1 ± 0,027
Пропан 0,2—0,4 ± 0,020
Изобутан 0,02—0,05 ± 0,004
Норм.бутан 0,02—0,1 ± 0,007
Неопентан 0—0,002 ± 0,003
Изопентан 0—0,015 ± 0,007
Норм. Пентан 0—0,015 ± 0,011
Углекислый газ 0,01—0,05 ± 0,006
Азот 0,8—2,5 ± 0,050
Кислород 0—0,6 ± 0,042
Метан 95—99 ± 0,100

3. Средства измерений, вспомогательные устройства, материалы, растворы.

3.1. При выполнении измерений применяют следующие измерительные установки, измерительные системы, средства измерений, устройства, материалы и реактивы:

3.2. Измерительные установки, измерительные системы, средства измерений


Хроматограф газовый, типа “Цвет-500”,

“Цвет-500М”,

“Агат”,

двухколоночный, снабженный детектором по теплопроводности и краном- дозатором, позволяющим вводить пробы газа от 0,25 до 5,0 см3

 

по ТУ 5Е1.550.168-01

по ТУ 5Е1.550.150

по ТУ 25-7473.024-91

Секундомер

 

по ТУ 25-1894.003-90

Система регистрации, обработки и хранения хроматографической информации ЮниХром 97

 

по ТУ РБ 14597800.001-98

3.3. Устройства
Колонка хроматографическая набивная, заполненная молекулярными ситами NaX или CaA, длиной 3 м, диаметром 3 мм. Фракции 0.15-0.25 мм.   ПоГОСТ 23781-87

Колонка хроматографическая набивная, заполненная инертным твёрдым носителем (силипор 600), длиной 1 м, диаметром 3 мм. Диаметр зерен 0.15-0.25 мм

  поГОСТ 23781-87
Шкаф сушильный, обеспечивающий нагрев до 150° С ± 5 ° С    

Пробоотборники металлические

  по ГОСТ 14921-78
Печь муфельная электрическая, обеспечивающая нагрев до 1100 ° С ± 20 ° С    
Чашка фарфоровая   по ГОСТ 9147-80
Эксикатор    
Набор сит “Физприбор” или сита аналогичного типа, имеющие диаметр 0.15-0.25 мм.    

3.4. Материалы

Гелий газообразный (сжатый)

По ТУ 51-940-80

3.5. Реактивы и стандартные проверочные образцы

Эфир этиловый технический

По ГОСТ 6265-74

Спирт этиловый ректификованный технический

По ГОСТ 18300-87

Цеолиты типа NaX или CaA

 

Рабочий эталон природного газа известного состава, имеющий сертификат на количественное содержание компонент в образце, выданный ГП “ВНИИМ им Д. И. Менделеева”, см. приложение 2.

3.6. Допускается использовать другие средства измерения и устройства, по классу точности не уступающие рекомендуемым в пп.3.2 и 3.3.

3.7. Допускается использовать другую аттестованную систему регистрации и обработки данных для количественных расчетов со следующими минимальными требованиями:

  • Предел допускаемого значения основной относительной погрешности измерения площади под пиками принимаемых в расчет компонентов не более 0,1 %
  • Регистрация хроматограммы длительностью не менее 35 минут;
  • Максимальное количество пиков на анализ не менее 15;
  • Идентификация компонентов смеси по временам удерживания;
  • Обсчет хроматограмм по методу абсолютной калибровки.

4. Метод измерений.

4.1. Метод измерения концентраций компонентов природного газа в пробе основан на сочетании газожидкостной и газо-адсорбционной хроматографии с использованием детектора по теплопроводности. Углеводородные компоненты разделяют методом газожидкостной либо газо-адсорбционной хроматографии с использованием набивной “углеводородной” колонки. Неуглеводородные компоненты и метан разделяют методом газо-адсорбционной хроматографии с использованием набивной колонки с молекулярными ситами. Анализ проводится в изотермическом режиме параллельно на двух колонках. Результаты анализа на “углеводородной” колонке объединяются с результатами анализа на колонке с ситами. Компонентный состав газа вычисляется методом абсолютной калибровки.