allgosts.ru75. ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА75.060. Природный газ

ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

Обозначение:
ГОСТ 30319.1-96
Наименование:
Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки
Статус:
Заменен
Дата введения:
07/01/1997
Дата отмены:
Заменен на:
Код ОКС:
75.060

Текст ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки



БЗ 3^97

ГОСТ 30319.1—96

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА, ЕГО КОМПОНЕНТОВ И ПРОДУКТОВ ЕГО ПЕРЕРАБОТКИ

Издание официальное

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

Минск

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Всероссийским научно-исследовательским центром стандартизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ (ВНИЦ СМВ) Госстандарта России; фирмой «Газ-приборавтоматика» акционерного общества «Газавтоматика» РАО «Газпром»

ВНЕСЕН Госстандартом Российской Федерации

2    ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 9—96 от 12 апреля 1996 г.)

За принятие проголосовали:

Наименование государства

Наименование национального органа по стандартизации

Азербайджанская Республика

Азгосстандарт

Республика Армения

Армгосстандарт

Республика Беларусь

Госстандарт Беларуси

Республика Грузия Республика Казахстан

Грузстандарт

Госстандарт Республики Казахстан

Киргизская Республика

Киргизстандарт

Республика Молдова

Молдовастандарт

Российская Федерация

Госстандарт России

Республика Таджикистан

Таджикский государственный центр по стандартизации, метрологии и сертификации

Туркменистан

Главгосинспекция

Туркменистана

Украина

Госстандарт Украины

3    Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. № 723 межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.1—96 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 1997 г.

4    ПЕРЕИЗДАНИЕ. Январь 1999 г.

© И ПК Издательство стандартов, 1997 © ИПК Издательство стандартов, 1999

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания на территории Российской Федерации без разрешения Госстандарта России

Содержание

1    Назначение и область применения..................... 1

2    Нормативные ссылки............................... 1

3    Определение плотности............................. 3

3.1    Общие положения................................ 3

3.2    Определение плотности чистых газов.................. 3

3.3    Определение плотности смеси газов при стандартных условиях по компонентному составу...................... 7

3.4    Определение плотности природного газа при рабочих условиях (р и 7)..................................... 8

4    Определение показателя адиабаты..................... 9

5    Определение скорости звука..........................10

6    Определение динамической вязкости...................12

7    Определение удельной объемной теплоты сгорания (теплотворной способности) природного газа..................13

ПРИЛОЖЕНИЕ А Библиография.......................15

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

Natural gas. Methods of calculation of physical properties. Definition of physical properties of natural gas, its components and processing products

Дата введения 1997—07—01

1    НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий стандарт предназначен для практического применения при косвенном определении коэффициента сжимаемости, плотности, показателя адиабаты, скорости звука, динамической вязкости и объемной удельной теплоты сгорания природного газа, его компонентов и продуктов его переработки по измеренным значениям давления, температуры, компонентного состава и плотности при стандартных условиях.

Используемые в настоящем стандарте определения и обозначения приведены в соответствующих разделах ГОСТ 30319.0.

2    НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 22667—82 Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе

ГОСТ 30319.0—96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения

ГОСТ 30319.2—96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

ГОСТ 30319.3—96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния

ГСССД 4—78 Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость жидкого и газообразного азота при температурах 70— 1500 К и давлениях 0,1—1000 МПа

Издание официальное

ГСССД 8—79 Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость жидкого и газообразного воздуха при температурах 70— 1500 К и давлениях 0,1—100 МПа

ГСССД 17—81 Динамическая вязкость и теплопроводность гелия, неона, аргона, криптона и ксенона при атмосферном давлении в интервале температур от нормальных точек кипения до 2500 К ГСССД 18—81 Метан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 100— 1000 К и давлениях 0,1—100 МПа

ГСССД 19—81 Кислород жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 70—1000 К и давлениях 0,1—100 МПа

ГСССД 47—83 Этилен жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 130— 450 К и давлениях 0,1—100 МПа

ГСССД 48—83 Этан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 100— 500 К и давлениях 0,1—70 МПа

ГСССД 70—84 Гелий-4 жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 2,4— 450 К и давлениях 0,05—100 МПа

ГСССД 94—86 Метан. Коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 91—1000 К и давлениях от соответствующих разреженному газу до 100 МПа

ГСССД 95-86 Криптон жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия, изобарная теплоемкость и скорость звука при температурах 120—1300 К и давлениях 0,1—100 МПа

ГСССД 96—86 Диоксид углерода жидкий и газообразный. Плотность, фактор сжимаемости, энтальпия, энтропия, изобарная теплоемкость, скорость звука и коэффициент объемного расширения при температурах 220—1300 К и давлениях 0,1—100 МПа

ГСССД 110—87 Диоксид углерода. Коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 220—1000 К и давлениях от соответствующих разреженному газу до 100 МПа ГСССД 147—90 Пропан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость в диапазоне температур 100—700 К и давлений 0,1—100 МПа

ГСССД Р92—84 н-Алканы (Cl—С8). Вторые вириальные коэффициенты и коэффициенты динамической вязкости при атмосферном давлении в диапазоне температур от нормальных точек кипения до 800 К ГСССД Р127—85 Пропан, н-бутан и н-пентан как компоненты природного газа. Плотность, фактор сжимаемости, энтальпия, энт

ропия и изобарная теплоемкость, показатель адиабаты и изобарный коэффициент расширения при температурах 270—700 К и давлениях 0,1—30 МПа

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ

3.1    Общие положения

3.1.1    Плотность газа р вычисляют по формуле

р = m/V.    (1)

3.1.2    Плотность определяют с помощью плотномеров любого типа (пикнометрических, ареометрических, вибрационных, акустических, радиационных и др.) или косвенным методом (измерением параметров состояния среды, определения ее состава и проведения расчета).

3.1.3    В зависимости от технико-экономической целесообразности плотность контролируемых сред допускается рассчитывать: вручную, с помощью таблиц и графиков, с применением вычислительных машин и частично или полностью автоматизированных устройств.

3.2 Определение плотности чистых газов

3.2.1    Плотность газа в идеально газовом состоянии определяют по известным значениям давления р и температуры Т по формуле

ри = 103 Mp/(R 7).    (2)

За молярную массу М принимают массу одного киломоля вещества в килограммах.

Молярную массу определяют по формуле

п} ,    О)

j

где Aj — масса килограмм-атома у-го элемента, входящего в состав молекулы;

п. — количество атомов у'-го элемента молекулы.

3.2.2    Плотность реального газа (далее — газ) определяют с учетом фактора сжимаемости газа z по формуле

р = ри/*= Ю3 М p/(RTz) •    (4)

3.2.3    Плотность газа при стандартных условиях определяется при р = рс и Т= Тс, т.е. по соотношению

рс = 103 MpJ{R Тс zj.    (5)

Значения R, рс, Тс приведены в разделе 4 ГОСТ 30319.0, аЛ/и^ — в таблице 1. Если измерения Zc обеспечиваются с большей точностью, чем приведенные в таблице 1, то целесообразно применять измеренные значения.

Таблица 1

Наименование газа

Химическая

формула

Молярная масса Miкг/кмоль

Плотность

рс.и*,

кг/м3

Фактор сжимаемости Zci

Фактор

1 Метан

СН4

16,043

0,66692

0,9981

0,0436

2 Этан

С2Нб

30,070

1,25004

0,9920

0,0894

3 Пропан

СзНв

44,097

1,83315

0,9834

0,1288

4 «-Бутан

«-С4Н10

58,123

2,41623

0,9682

0,1783

5 «-Бутан

«-С4Н10

58,123

2,41623

0,971

0,1703

6 н-Пентан

К-С5Н12

72,150

2,99934

0,945

0,2345

7 «-Пентан

W-C5H12

72,150

2,99934

0,953

0,2168

8 «-Гексан

«-СбН14

86,177

3,58246

0,919

0,2846

9 «-Гептан

«-С7Н16

100,204

4,16558

0,876

0,3521

10 «-Октан

«-С8Н18

114,231

4,74869

0,817

0,4278

11 Ацетилен

С2Н2

26,038

1,08243

0,993

0,0837

12 Этилен

С2Н4

28,054

1,16623

0,9940

0,0775

13 Пропилен

СзНб

42,081

1,74935

0,985

0,1225

14 Бензол

СбНб

78,114

3,24727

0,936

0,2530

15 Толуол

С7Н8

92,141

3,83039

0,892

0,3286

16 Водород

н2

2,0159

0,083803

1,0006

-0,0051

17 Водяной пар

н2о

18,0153

0,74891

0,952

0,2191

18 Аммиак

H3N

17,0306

0,70798

0,989

0,1049

19 Метанол

СН40

34,042

1,41516

0,892

0,3286

20 Сероводород

H2S

34,082

1,41682

0,990

0,1000

21 Метил меркаптан

CH4S

48,109

1,99994

0,978

0,1483

22 Диоксид серы

S02

64,065

2,66324

0,980

0,1414

23 Гелий

Не

4,0026

0,16639

1,0005

0,0

24 Неон

Ne

20,1797

0,83889

1,0005

0,0

25 Аргон

Аг

39,948

1,66068

0,9993

0,0265

26 Моноксид

СО

28,010

1,16440

0,9996

0,0200

углерода 27 Азот

N2

28,135

1,16455

0,9997

0,0173

28 Воздух

28,9626

1,20400

0,99963

29 Кислород

02

31,9988

1,33022

0,9993

0,0265

30 Диоксид углерода

со2

44,010

1,82954

0,9947

0,0728

Окончание таблицы 1

Наименование газа

Плотность

pci, КГ/М3

Погреш

ность

§гс/, %

Критическая температура Гк/, К

Критиче

ское

давление

P*Lh

МПа

Темпера

тура

кипения При р — рс,

Ткл, К

1 Метан

0,6682

0,05

190,555

4,5988

111,65

2 Этан

1,2601

0,05

305,83

4,880

184,55

3 Пропан

1,8641

0,20

369,82

4,250

231,05

4 «-Бутан

2,4956

0,30

425,14

3,784

272,67

5 «-Бутан

2,488

0,30

408,13

3,648

261,42

6 «-Пентан

3,174

_

469,69

3,364

309,19

7 «-Пентан

3,147

460,39

3,381

301,02

8 н-Гексан

3,898

506,4

3,030

341,89

9 «-Гептан

4,755

539,2

2,740

371,58

10 «-Октан

5,812

568,4

2,490

398,83

11 Ацетилен

1,090

0,10

308,33

6,139

189,15

12 Этилен

1,1733

0,10

282,35

5,042

169,44

13 Пропилен

1,776

0,20

364,85

4,601

225,45

14 Бензол

3,469

562,16

4,898

353,25

15 Толуол

4,294

591,80

4,106

383,78

16 Водород

0,08375

0,05

33,2

1,297

20,35

17 Водяной пар

0,787

647,14

22,064

373,15

18 Аммиак

0,716

0,30

405,5

11,350

239,75

19 Метанол

1,587

512,64

8,092

337,85

20 Сероводород

1,4311

0,10

373,2

8,940

212,85

21 Метилмеркаптан

2,045

0,10

470,0

7,230

279,10

22 Диоксид серы

2,718

0,30

430,8

7,884

263,15

23 Гелий

0,16631

0,05

5,19

0,227

4,21

24 Неон

0,8385

0,05

44,40

2,760

27,09

25 Аргон

1,6618

0,30

150,65

4,866

87,29

26 Моноксид угле

рода

1,1649

0,10

132,85

3,494

81,65

27 Азот

1,16490

0,05

126,2

3,390

77,35

28 Воздух

1,20445

0,05

78,85

29 Кислород

1,33116

0,05

154,58

5,043

90,19

30 Диоксид углерода

1,8393

0,05

304,20

7,386

194,65

В таблице 1:

1)    Рс.и/ ~ плотность /-го газа при стандартных условиях в идеально газовом состоянии;

2)    Zd и рС1 — соответственно, фактор сжимаемости и плотность /- го газа при стандартных условиях (для газов с температурой кипения больше 293,15 К приведены условные значения этих свойств, которые применимы только при определении Zz и Р с природного газа);

3)    §гс/ — погрешность определения фактора сжимаемости /-го газа при стандартных условиях.

3.2.4 Из уравнений (4) и (5) получается практическая формула для определения плотности газа

Из уравнения (7) следует, что К = 1 при р — рс и Т = Тс. Кроме того, из этого же уравнения видно, что плотность газа в рабочих условиях можно определить по измеренным значениям р с, z (или Х),ркТ.

Допускается р с и Zc определять по таблице 1, z и р — по ГСССД 4, ГСССД 8, ГСССД 18, ГСССД 19, ГСССД 47, ГСССД 48, ГСССД 70, ГСССД 95, ГСССД 96, ГСССД 147, ГСССД Р127 и другим материалам, рекомендуемым ГСССД, если методы измерения соответствующих параметров имеют большую погрешность, чем указано в таблице 1, или отсутствует технико-экономическая целесообразность применения прямых измерений.

3.2.5 Общая погрешность определения плотности /-го чистого газа, рассчитанная по формуле (6), будет равна

где 8р с j — погрешность измерения или определения по таблице 1 плотности /-го газа при стандартных условиях (численно равна 8р с /);

bz , и 5да- — методическая погрешность определения фактора сжимаемости при рабочих и стандартных условиях по ГСССД 4, ГСССД 8, ГСССД 18, ГСССД 19, ГСССД 47, ГСССД 48, ГСССД 70, ГСССД 95, ГСССД 96, ГСССД 147, ГСССД Р127;

др и 8Г — погрешности определения, соответственно, давления и температуры.

Р = РСР TJ{pc Т К), где коэффициент сжимаемости К равен

К= z/Zc-

(6)

(7)

(8)

3.3 Определение плотности смеси газов при стандартных условиях по компонентному составу

3.3.1 Компонентный состав смеси газов определяется в объемных долях по формуле

r,= VJY К    (9)

i

или в молярных долях по формуле

*/“«//Ел/-    (Ю)

I

Киломоль (килограмм-молекула) — количество вещества в килограммах, равное молярной массе этого вещества, поэтому число молей г-го компонента газовой смеси определяется по формуле

п,= т,/М,.    (И)

В соответствии с ИСО 6976 [3] объемная /*, и молярная х, доли связаны следующими соотношениями:

fy/Z с i

Е (г/о ’

i

(12)

XiZci

Е (X; -Zc,)

(13)

Из уравнений (12) и (13) можно вывести следующие условия:

2>/=1,    (И)

i

Е *, = 1 •    (15)

1

3.3.2 В соответствии с ИСО 6976 [3] плотность природного газа при стандартных условиях вычисляют по формуле

Рс = Рс.И^ С >    (16)

ГДв    Рс.и = Рс.и/ ’    (12)

zc=l- Е 2 ■    (18)

i

Значения плотности рс и( и фактора Ь/’5 приведены в таблице 1. При содержании в природном газе углеводородных соединений типа CfcH2k+2 формулы (17) и (18) можно представить в следующем виде:

рси = 0,583l£ (ki х,)+ 0,0838 + 1,7457*,, + 1,0808^,    (19)

Zc = 1 - [0,0458^ (кя) - 0,0022 + 0,0195*a + 0,075*y]2,    (20)

i

где kt — количество атомов углерода в г-м углеводородном компоненте (С*Н2*+2) природного газа.

3.3.3 Погрешности определения плотности природного газа и фактора сжимаемости при стандартных условиях вычисляют по формулам:

Зрей = (0,6/ рс)[ X (кя 8xi)2 + 3,4(ха 8J1 + 9,0(Ху б^)2 ]0-5, (21)

Pzc = 0,09 (1--^)05 [ I (кя 5Г(.)2+ 0,18(ха б,,)2 + 2,7(Ху б^)2 >5, (22) ^ /

8рс = (8^с.и + 52с + б2)05,    (23)

где 5Х„ 5га и 5^ — погрешности определения молярных долей, соответственно, /-го компонента природного газа, а также азота и диоксида углерода, как компонентов природного газа;

6Э = 0,05 % — погрешность экспериментального определения фактора сжимаемости.

3.4 Определение плотности природного газа при рабочих условиях (р и Т).

3.4.1    Плотность природного газа определяют по формуле (6).

3.4.2    Коэффициент сжимаемости природного газа, входящий в формулу (6), должен определяться по ГОСТ 30319.2.

При этом фактор сжимаемости при стандартных условиях допускается определять по формуле (20) при известном компонентном составе либо по формуле (24) при известных плотности природного газа при стандартных условиях и содержании в нем азота и диоксида углерода, т.е. по формуле

2с = 1 - (0,0741 Рс - 0,006 - 0,063ха - 0,0575ху)2.    (24)

3.4.3    Погрешность определения фактора сжимаемости природного газа при стандартных условиях по формуле (24) будет равна

бгс = 0,3—5[(Ребре)2 + 0JKxfiJ1 + О^Луб^)05.    (25)

S;

3.4.4    Допускается применять любые другие методики и формулы расчета фактора и коэффициента сжимаемости при рабочих условиях, однако погрешность этих методик и формул должна определяться в сопоставлении с методами, указанными в ГОСТ 30319.2.

В частности, для расчета коэффициента сжимаемости допускается использовать следующее уравнение

К=Х9+Р1 + KJT+ К3 р с + К* ха + *5 Ху ) .    (26)

При незначительных изменениях параметров р, Т, рс, ха и Ху погрешность расчета коэффициента сжимаемости по этому уравнению может быть небольшой, например:

0,1 < р [МПа] <1,2 273,15 < Г [К]    <303,15

0,66 < рс [кг/м3]    < 0,70

0 < Ха [мол. %] < 2,0 0 < Ху [мол. %] <0,5 5* <0,11%

3.4.5    Для смесей, отличных по составу от природного газа, расчет фактора сжимаемости с достоверной погрешностью представляет большую сложность и подчас требует разработки специальной методики.

Согласование подобных методик следует производить с ВНИЦСМВ Госстандарта России.

4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ АДИАБАТЫ

4.1    Показатель адиабаты применяется при расчете коэффициента расширения газа.

4.2    Показатель адиабаты зависит от параметров состояния газа (давления и температуры), а в случае смеси газов и от состава смеси.

4.3    Показатель адиабаты для чистых газов необходимо определять по ГСССД Р127 и другим материалам, рекомендуемым ГСССД.

4.4    Показатель адиабаты смеси газов при давлениях, близких к атмосферному (в пределах ±3 %), определяют согласно [1] по формуле

к = £    (27)

i

Ко = 1,00185 К\ = 0,0523625 Кг = -20,5799 Кз = 0 Ка = 0

Ks = -0,244369

где к,-— показатель адиабаты /-го компонента смеси.

4.5    Показатель адиабаты природного газа, метана и азота должен вычисляться по усовершенствованной формуле Кобза [1]:

к = 1,556(1 + 0,074**) - 3,9-10 4 1\\ - 0,68х,) - 0,208 рс +

+(р/7)мз [384(1 - ха) (p/T)°'s + 26,4^] .    (28)

4.6    Погрешность определения показателя адиабаты по формуле (28) в диапазоне температур 240—360 К и давлении до 10 МПа при р/Т < 0,03 не превышает 2,0 % по сравнению с значениями, рассчитанными по уравнению состояния (см. ГОСТ 30319.3). С учетом погрешности измеряемых параметров погрешность расчета показателя адиабаты вычисляют по формуле

К = (52 + 5ид)°’5 ,    (29)

где 5 = 2,0 %.

Погрешность расчета показателя адиабаты, связанную с погрешностью измеряемых параметров ( 5И д), определяют из выражения

§и.д = 4 [(°>37 10_378т? + (0,19 -Ю-2 р Ър f + (0,21 рс 5рс) 2 +

+ (0,21ха 8 да)2]0,5 ,    (30)

где 5Г, 5р, 5р и 5^ — погрешности измеряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях и содержания азота в нем.

5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ЗВУКА

5.1    Скорость звука применяется при определении поправочного множителя показаний вибрационных плотномеров.

5.2    Скорость звука зависит от параметров состояния газа (давления и температуры), а в случае смеси газов и от состава смеси.

5.3    Скорость звука для чистых газов необходимо определять по ГСССД 95, ГСССД 96 и другим материалам, рекомендуемым ГСССД.

5.4    Скорость звука природного газа вычисляют по формуле

«= 18,591 (ТкК/Рс?’5,    (31)

где к — показатель адиабаты;

К — коэффициент сжимаемости, определяемый по методам NX 19 мод. или GERG-91 (см. ГОСТ 30319.2);

р . — плотность природного газа при стандартных условиях (рс = =0,101325 МПа и Тс = 293,15 К).

Формула (31) получена из уравнений термодинамики для скорости звука и показателя адиабаты [2].

5.5 Погрешность определения скорости звука по формуле (31) в диапазоне температур 240—360 К и давлении до 10 МПа не превышает 1,5 % по сравнению с значениями, рассчитанными по уравнению состояния (см. ГОСТ 30319.3). С учетом погрешности измеряемых параметров погрешность расчета скорости звука вычисляют по формуле

8.=-<5! + SL/!,    (32)

где 8 = 1,5 %.

Погрешность расчета скорости звука, связанную с погрешностью измеряемых параметров ( 5 и д), определяют из выражения

5 и.д =-^{[(0,37-10-3tf+ Ктк + к К/D ТЪт]2 + [(0,19-НГ2* +

+ АрК ) р бр]2 + [(0,21 К + АГрс к - к К/рс) р с 5 р с]2 +[(0,21 К +

+ К»к ) ха 8да)2 + (Кхукху б^)2}0'5,    (33)

где 6Г бр, бр с, 8га и 5jy - погрешности измеряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида углерода в нем.

Коэффициенты Кт Кр, К^, Кт и в зависимости от метода, используемого для расчета коэффициента сжимаемости К, определяются по следующим выражениям (см. формулы (87) — (91) или (92)

-    (96) ГОСТ 30319.2):

—    при расчете К по методу NX19 мод.

Кт= -0,26-Ю-4 + 0,34-10~3 р,    (34)

Кр = 0,14-10-2 + 0,24-10-2 р,    (35)

Крс = —0,83-10 2 + 0,084 р,    (36)

Кт = -0,56-10-2 + 0,057 р,    (37)

Кv = -0,46-10-2 + 0,047 р;    (38)

— при расчете К по методу GERG-91

Кт = -0,38-10-4 + 0,41-10_3 р,    (39)

Кр = -0,8-10~4 + 0,29-10-2 р,    (40)

Хрс = -0,01 + 0,1 р,    (41)

j^ = _0,7410-2 + 0,075^,    (42)

К„ = —0,8510~2 + 0,085 р.    (43)

6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ ВЯЗКОСТИ

6.1    Вязкость применяется для вычисления числа Рейнольдса, которое является одной из важнейших характеристик течения вязкой среды и определяется отношением инерционных сил к силам вязкости.

Число Рейнольдса применяется для определения коэффициента истечения.

6.2    Вязкость газов и их смесей сильно зависит от температуры и плотности газов при низких давлениях. Зависимость вязкости от давления выражена слабо.

Составляющую динамической вязкости природного газа и многих его компонентов, зависящую от температуры, при давлениях до 0,5 МПа вычисляют по формуле

pr=3,24-^i^^g,    (44)

Рс’5 + 2,08-1,5 (Х. + *,)

где |i7 выражена в мкПа-с.

Формула (44) применима в диапазоне температур 240—360К. Погрешность определения вязкости в этом диапазоне не превышает 1,0 % для метана, 2,5 % — для этана, 5 % — для пропана, бутана, моноксида углерода, диоксида углерода и азота, 3 % — для природного газа, если погрешности измеряемых параметров приняты равными нулю.

6.3    Допускается определять вязкость чистых газов по ГСССД 17, ГСССД 94, ГСССД 110, ГСССД Р92.

6.4    Вязкость при повышенных давлениях (до 12 МПа) для природного газа вычисляют по формуле

(45)

Р =    ,

— поправочный множитель.

где с, = 1 + -

ц    30(ГП - 1)

Приведенные давление рп и температуру Т„ вычисляют по формулам

Рп = Р/Рпк>    (46)

Тп = Т/Тпк,    (47)

где псевдокритические давление рпк и температуру Тик рассчитывают по формулам (17) и (18) ГОСТ 30319.2, а именно:

рак = 2,9585(1,608 - 0,05994 рс + ^ - 0,392ха),    (48)

Тт = 88,25(0,9915 + 1,759 рс - ^ - 1,681^).    (49)

В формулах (48), (49) допускается вместо молярных долей диоксида углерода и азота применять их объемные доли.

6.5 Погрешность определения вязкости по формуле (45) не превышает 6 % по сравнению с значениями, рассчитанными с использованием уравнения состояния (см. ГОСТ 30319.3). С учетом погрешности измеряемых параметров погрешность расчета вязкости вычисляют по формуле

где 6 = 3,0 % при давлениях до 0,5 МПа и 6,0 % при повышенных давлениях (до 12 МПа).

Погрешность расчета вязкости, связанную с погрешностью измеряемых параметров (8ИД), определяют из выражения

где 5 г , Ър, 8рс , 5^ и 8^— погрешности измеряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида углерода в нем.

Коэффициент Кр равен 0 при давлениях до 0,5 МПа и 0,45 при повышенных давлениях (до 12 МПа).

7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОЙ ОБЪЕМНОЙ ТЕПЛОТЫ СГОРАНИЯ (ТЕПЛОТВОРНОЙ СПОСОБНОСТИ) ПРИРОДНОГО ГАЗА

7.1    Теплоту сгорания природного газа используют при реализации газа потребителям.

7.2    Удельную объемную теплоту сгорания природного газа определяют по ГОСТ 22667. В таблице 2 приведены значения высшей и низшей удельной теплоты сгорания в соответствии с ИСО 6976 [3].

7.3    При неизвестном компонентном составе газа допускается определять высшую и низшую удельные теплоты сгорания по формулам:

#св = 92,819(0,51447 рс + 0,05603 - 0,65689ха - Ху), (52)

7.4 Погрешность определения теплоты сгорания вычисляют по следующим формулам:

при определении удельной теплоты сгорания по 7.2

(50)

+ (П.бхуб^)2]0'5 ,

(51)

#с.н =85,453(0,52190 рс + 0,04242 - 0,65197ха - Ху).    (53)

5я =^А- [Е(х,Яи/6Х1.)2]05

(54)

где Zc — фактор сжимаемости природного газа при стандартных условиях, который рассчитывают по формулам 3.3.2;

Hwi — теплотворная способность /'-го газа в идеально газовом состоянии (см. таблицу 2);

8^ — погрешность определения молярной доли z'-го компонента природного газа.

При определении удельной теплоты сгорания по 7.3

Ън = [0,04 + 0,1 8рС рс2 + ( VV)2 + 0,4(ха 5 га)2]°>5,    (55)

где 5рс, 8^ и б^у — погрешности определения, соответственно, плотности природного газа при стандартных условиях, молярной доли азота и молярной доли диоксида углерода.

Таблица 2 — Теплотворная способность компонентов природного газа

и продуктов его переработки в идеально газовом состоянии

Наименование газа

Химическая

формула

Теплота сгорания ffyih

МДж/м3

Погрешность 5нш, %

высшая

низшая

Метан

сн4

37,04

33,37

0,1

Этан

С2Н6

64,91

59,39

0,1

Пропан

СзШ

92,29

84,94

0,2

я-Бутан

W-C4H10

119,7

110,5

0,3

я-Бутан

Ы-С4Н10

119,3

110,1

0,3

«-Пентан

W-C5H12

147,0

136,0

«-Пентан

И-С5Н12

146,8

135,7

«-Гексан

и-СбНм

174,5

161,6

«-Гептан

И-С7Н16

201,8

187,1

«-Октан

И-С8Й18

229,2

212,7

Ацетилен

С2Н2

54,09

52,25

0,1

Этилен

С2Н4

58,68

55,01

0,2

Пропилен

СзНе

85,58

80,07

0,2

Бензол

СбНб

137,3

131,8

Толуол

С7Н8

164,2

156,8

Моноксид углерода

СО

11,76

11,76

0,1

Водород

Н2

11,89

10,05

0,1

Сероводород

H2S

23,37

21,53

0,4

Аммиак

NH3

15,93

13,17

0,4

Метилмеркаптан

CH4S

51,54

47,86

0,4

ПРИЛОЖЕНИЕ А (справочное)

Библиография

[1]    Кобза 3., Добровольски Б., Гонтарек Я. (Польская высшая инженерная школа) Анализ влияния неточности определения показателя адиабаты природных газов на погрешность расчета расхода.

[2]    Шпильрайн Э.Э., Кессельман П.М. Основы теории теплофизических свойств веществ. М., «Энергия», 1977. 248 с.

[3]    ИСО 6976:1995 International Standard. Natural gas — Calculation of calorific value, density and relative density

УДК 662.76.001.4:006.354 ОКС 75.060    Б19 ОКСТУ 0203

Ключевые слова: природный газ, компоненты природного газа и продукты его переработки, методы расчета физических свойств, давление, температура, плотность при стандартных условиях, компонентный состав, молярные и объемные доли, коэффициент сжимаемости, плотность, показатель адиабаты, скорость звука, динамическая вязкость, объемная удельная теплота сгорания, погрешность

Редактор Р. С Федорова Технический редактор О. Я. Власова Корректор К4. С. Кабашова Компьютерная верстка А.НЗолотаревой

Изд. лиц. Nfi 021007 от 10.08.95. Подписано в печать 25.01.99. Усл.печл. 1,16. Уч.-издл. 1,10. Тираж 122 экз. С 1769- Зак. 32.

ИПК Издательство стандартов, 107076, Москва, Колодезный пер., 14. Набрано и отпечатано в ИПК Издательство стандартов

Изменение № 1 ГОСТ 30319.1—96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа» его компонентов и продуктов его переработки

Принято Межгосударственным советом по стандартизации» метрологии и сертификации (протокол № 22 от 06.10002)

За принятие изменения проголосовали национальные органы но стандартизации следующих государств; AZ, AM, BY, KZ, EG, MD, RU, TJ, ТМ» UZ, UA [коды альфа-2 no ME (ИСО 3166) 004]

Зарегистрировано Бюро но стандартам МГС № 4308

Дату введения в действие настоящего изменения устанавливают указанные национальные органы по стандартизации

Пункт 3.2.3. Таблица 1. Графа «Молярная масса Mt, кг/кмоль». Для показателя 27 (азот) заменить значение: 28,135 на 28,0135;

графа «Погрешность S , %». Для показателя 25 (аргон) заменить значение: 0,30 на 0,05;

показатель 28. Заменить значение для графы «Критическая температура Тшк — на 132,5, для графы «Критическое давление рК1»: — на 3,766;

пункт дополнить перечислением — 4:

«4) состав воздуха — 78,102 % азота, 20,946 % кислорода, 0,916 % аргона, 0,033 % диоксида углерода, 0,00182 % неона, 0,00052 % гелия,

0,00015 % метана, 0,00011 % криптона, 0,00005 % водорода, 0,00003 % закиси азота, 0,00002 % моноксида углерода, 0,00001 % ксенона (состав приведен в молярных процентах но данным ИСО 6976 [3])».

Пункт 3.2.5. Формула (8). Заменить слова: «(численно равна 6 ,)» на «(численно равна 6Ч,)»,

Пункт 3.3.3. Формула (22). Заменить обозначение: pzc на ozc.

Пункт 3.4.3. Формула (25). Заменить обозначение: «0,6(х,5 )05» на

«0,6(хДу)2|°'5*.

Пункт 4.6. Формула (30). Экспликация. Заменить обозначение: <х,на 6 .

Пункт 5.5. Формула (33). Заменить обозначение: «л'аота)->> на «хаощ|2».

Пункт 6.2. Второй абзац. Заменить слова: «при давлениях до 0,5 МПа» на «при атмосферном давлении».

Пункт 6.5. Формула (50). Экспликация и последний абзац. Заменить слова: «при давлениях до 0,5 МПа» на «при атмосферном давлении».

(МУС № 8 2004 г.)