Technique and results of experimental determination of the compressibility factor of the natural gas

Kutovoy, Denis Y.; Yatsenko, Igor A.; Yavkin, V. B.; Mukhametov, Aydar N.; Lovtsov, Petr V.; Ганиев, Р. И.

doi:10.32446/0368-1025it.2021-9-35-40

Cited by 2 publications

(1 citation statement)

References 3 publications

Supporting

Mentioning

Contrasting

Order By: Relevance

“…В настоящее время известны высокоточные значения коэффициента сжимаемости природного газа в диапазоне изменения давления от 0,1 до 5,0 МПа и температур от 250 К [2,3] При заданных давлении и температуре расчет Z выполнялся методом итераций по уравнению…”

Section: Introductionunclassified

TEST PROCEDURE FOR DETERMINATION OF COMPRESSIBILITY COEFFICIENT ON pure GASES AND AIR

Кутовой,

Ганиев,

Шустрова

et al. 2023

Южно-Сибирский Научный Вестник

View full text Add to dashboard Cite

В настоящей статье приведены результаты апробации методики и экспериментального стенда, предназначенных для определения коэффициента сжимаемости природного газа при температурах ниже 250 К с неопределенностью результата измерения в пределах 0,04 %. Экспериментальные исследования проведены для температур в диапазоне от 223 до 273 К и давлений от 0,7 до 5 МПа. В качестве тестовых сред в рамках настоящего исследования были принят ряд газов, термодинамические свойства которых хорошо изучены в широком диапазоне температур и давлений. В перечень тестируемых сред в данной работе включены метан как основной компонент природного газа, а также азот, аргон и воздух. Отклонения полученных экспериментально значений коэффициента сжимаемости газов от данных, опубликованных в справочной литературе, для анализируемых сред находятся в пределах (-0,01 ± 0,07)%, (-0,02 ± 0,04)%, (0 ± 0,04)% и (0,025 ± 0,045)% соответственно. Анализ указанных отклонений позволяет заключить, что экспериментальные результаты демонстрируют удовлетворительное согласование со справочными сведениями. Таким образом, данные, полученные в результате апробации, подтверждают применимость анализируемой методики и экспериментального стенда для исследования коэффициентов сжимаемости различных газообразных сред, включая природный газ. Расширение базы справочных данных о термодинамических характеристиках газов в целом и природного газа в частности имеет высокое значение для широкого спектра научных и технических задач: при проведении термодинамических расчетов, проектировании технологического оборудования, при решении задач метрологии измерения расхода газовых сред и пр. The article presents the results of testing the procedure and experimental bench designed to determine the compressibility coefficient of natural gas at temperatures below 250 K with an uncertainty of the measurement result within 0.04%. Experimental studies were carried out for temperatures in the range from 223 to 273 K and pressures from 0.7 to 5 MPa. For testing, gases were used, the thermodynamic properties of which are well studied over a wide range of temperatures and pressures. The list of test media in this paper includes methane as the main component of natural gas. Experiments were also carried out on nitrogen, argon and air. The deviations of the obtained results of the compressibility factor of gases from the data published in the reference literature for the analyzed media are in the range of (-0.01 ± 0.07)%, (-0.02 ± 0.04)%, (0 ± 0.04)% and (0.025 ± 0.045)%, respectively. The experimental results demonstrate satisfactory agreement with the reference information. Thus, the data obtained as a result of testing confirm the applicability of the analyzed method and the experimental bench for studying the compressibility coefficients of various gases including natural gas. The expansion of the reference database on the thermodynamic characteristics of gases in general and natural gas in particular is of high importance for a wide range of scientific and technical tasks, in particular, in the field of metrology of flow metering, design of technological equipment, thermodyne calculations, etc.

show abstract

Section: Introductionunclassified

TEST PROCEDURE FOR DETERMINATION OF COMPRESSIBILITY COEFFICIENT ON pure GASES AND AIR

Кутовой,

Ганиев,

Шустрова

et al. 2023

Южно-Сибирский Научный Вестник

View full text Add to dashboard Cite

show abstract

Effect of Compressibility Factor Error on Low Temperature Natural Gas Flow Measurement

Ганиев,

Кутовой,

Фафурин

et al. 2023

Южно-Сибирский Научный Вестник

View full text Add to dashboard Cite

Исследования, направленные на повышение точности измерения расхода природного газа имеют высокую значимость для экономики. В современной нормативной документации в области расходометрии четко охарактеризована технология получения значения расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, для температур выше 250 К (минус 23,15 °С),. В то же время, ввиду климатических особенностей ряда регионов Российский Федерации проведение измерений имеет место при температурах до минус 50 °С (223,15 К). Целью настоящей работы является анализ влияния допущений, принимаемых при определении коэффициента сжимаемости, на результат определения расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, при проведении измерений при температурах ниже 250 К. В статье рассмотрены методы, лежащие в основе применяемых на практике алгоритмов определения коэффициента сжимаемости природного газа в случае проведения измерений расхода газа при температурах ниже 250 К. Описаны подходы, применяемые в вычислительных устройствах для приведения расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, при температуре рабочей среды ниже 250 К. Проведена оценка величины дополнительной погрешности результата измерения расхода газа, обусловленная применением подстановочных значений температуры и коэффициента сжимаемости при низких температурах. Показано, что дополнительная погрешность, возникающая при использовании подстановочных значений, имеет отрицательный знак, носит систематический характер и может достигать значений, превышающих допустимые. Указанная дополнительная погрешность может становиться причиной занижения показаний прибора учета. Результаты, полученные в рамках настоящего исследования, подтверждают целесообразность разработки стандарта, регламентирующего метод расчета коэффициента сжимаемости природного газа при температурах ниже 250 К (минус 23,15 С). The article provides an analysis of the effect of errors in determining the compressibility factor on the result of measuring the flow rate of natural gas at temperatures below minus 23 ° C. The article specifies the methods used to determine the compressibility factor of natural gas. Approaches used in practical implementation of computational algorithms of natural gas flow measurement process at temperatures below minus 23 ° C are described. The value of the additional error of the gas flow rate measurement result was evaluated, due to the use of substitution values of the temperature and compressibility coefficient at low temperatures. It has been shown that the additional error arising from the use of wildcard values has a negative sign and is systematic in nature, which, in turn, can cause underreporting of the meter. The results obtained in this work can serve as a starting point in studies aimed at supporting the compressibility coefficient of natural gas at low temperatures and contribute to the development of metrology. The results obtained in the study confirm the feasibility of developing a standard regulating the method of calculating the compressibility factor of natural gas at temperatures below 250 K (minus 23,15 C).

show abstract

Technique and results of experimental determination of the compressibility factor of the natural gas

Cited by 2 publications

References 3 publications

TEST PROCEDURE FOR DETERMINATION OF COMPRESSIBILITY COEFFICIENT ON pure GASES AND AIR

TEST PROCEDURE FOR DETERMINATION OF COMPRESSIBILITY COEFFICIENT ON pure GASES AND AIR

Effect of Compressibility Factor Error on Low Temperature Natural Gas Flow Measurement

Contact Info

Product

Resources

About