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

ГОСТ 30319.3-2015 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе

Обозначение:
ГОСТ 30319.3-2015
Наименование:
Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе
Статус:
Действует
Дата введения:
01/01/2017
Дата отмены:
-
Заменен на:
-
Код ОКС:
75.060

Текст ГОСТ 30319.3-2015 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе



МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

(МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION

(ISC)

ГОСТ

30319.3—

2015


МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ

СТАНДАРТ

Газ природный

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе

Издание официальное

.......

ЯЮООА

Стшдартшфоф*

Предисловие

Цели, основные принципы и порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0—92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения. обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1    РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — Газпром ВНИИГАЗ». Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 «Природный и сжиженные газы»

2    ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

3    ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 27 августа 2015 г. No 79-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК {ИСО 3166) 004-97

Код страны

по МК (ИСО 3166)004-97

Сокращенное наименование национального органа (по управлению строительством) по стандартизации

Армения

AM

Минэкономики Республики Армения

Беларусь

BY

Госстандарт Республики Беларусь

Казахстан

КZ

Госстандарт Республики Казахстан

Киргизия

KG

Кыргыэстандарг

Молдова

MD

Молдова-Стандарт

Россия

RU

Росстандарт

Украина

UA

Минэкономразвития Украины

4    Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 ноября 2015 г. № 2075*ст межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.3—2015 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2017 г.

5    ВЗАМЕН 30319.3—96

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется е ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — е ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано е ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

© Стандартинформ. 2016

В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен. тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

II

Содержание

6.2    Учет погрешности измерения давления, температуры и молярных долей компонентов

Приложение А (обязательное) Характеристические параметры компонентов природного газа,

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Газ природный

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе

Natural gas. Methods of calculation of physical properties. Calculation of physical properties on base

information on component composition

Дата введения — 2017—01—01

1    Область применения

1.1    Настоящий стандарт предназначен для расчета коэффициента сжимаемости, плотности, показателя адиабаты, коэффициента динамической вязкости природного газа и скорости распространения звука в среде природного газа по измеренным значениям давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа.

1.2    Настоящий стандарт применяют для расчета указанных в 1.1 физических свойств природного газа при давлениях до 30 МПа включительно и температурах от 250 до 350 К.

1.3    Методы и алгоритм расчета физических свойств, приведенные в настоящем стандарте, могут быть использованы при разработке программного обеспечения вычислителей расхода природного газа.

2    Нормативные ссылки

8 настоящем стандарте использованы ссылки на следующие межгосударственные стандарты: ГОСТ 31371.1—2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1. Руководство по проведению анализа

ГОСТ 31371.2—2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных

ГОСТ 31371.3—2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до Св с использованием двух насадочных колонок

ГОСТ 31371.4—2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С1—Cи С6, в лаборатории и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок ГОСТ 31371.5—2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С,—С5 и Св, в лаборатории и при непрерывном контроле с использованием трех колонок

ГОСТ 31371.6—2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов С,—С6 с использованием трех капиллярных колонок

ГОСТ 31371.7—2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов ГОСТ 30319.1—2015 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения

Издание официальное

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3    Термины, определения и обозначения

3.1    8 настоящем стандарта применены термины и определения по ГОСТ 30319.1.

3.2    Основные условные обозначения величин, принятые в стандарте, приведены в таблице 2 ГОСТ 30319.1.

4    Методы расчета физических свойств природного газа

4.1    Методы расчета плотности и коэффициента сжимаемости

4.1.1    Приведенную плотность природного газа (6) при измеренных (заданных) значениях давления. температуры и молярных долей компонентов природного газа определяют из решения следующего уравнения

(D

где л •— приведенное давление; т — приведенная температура;

— безразмерный комплекс (см. 4.1.1.2).

4.1.1.1 Приведенные давление (л) и температуру (т) рассчитывают по формулам;

(2)

«■ТА,,

(3)

где р^ — параметр приведения для давления. МПа;

Ц- — параметр приведения для температуры, равный 1 К.

Параметр приведения для давления рассчитывают по формуле

Р{» =    (4)

где Кх — смесовой параметр размера. м/кмольш;

R — универсальная газовая постоянная (см. таблицу 2 ГОСТ 30319.1}.

Смесееой параметр размера (К,.) рассчитывают по формуле

.    (5>

где Nc — число компонентов природного газа;

{К;} и {Kj} — параметры размера компонентов природного газа, значения которых приведены в таблице А.1 (приложение А);

{Kjj} — параметры бинарного взаимодействия, значения которых приведены е таблице А.2 (приложение А).

4.1.1.2 Безразмерный комплекс (А^) рассчитывают по формуле

(6)


А. - £«,«Ч*фд)я +(ьв

где(ап}. {bn}. {un>. {cj. и {кп} — коэффициенты и показатели степеней, значения которых приведены в

таблице А.З (приложение А);

{Dn}. {Un} — функции молярных долей компонентов природного газа.

Функции молярных долей компонентов природного газа (Dn) и (U„) рассчитывают по формулам:

вцс?,1<п«1г

Е>я= W-C„.    (7)

0.

(8)


(9)

(Ю)

(11)

(12)

(13)

(14)

(15)

(16) (17)


tasnsse.

Вспомогательные функции (Сп и Вп) рассчитывают по формулам:

с. - (а+1-«„ffa2v\

W J*

   -1К®> +Qi).

a=£хд,

м

р-Ё*?П.

и

V=|f

где {дл}. (qn}. {fn}. (sn). {wn} — параметры, значения которых приведены в таблице А.З (приложение А);

{Е}. (GJ. {Q,}. {F,}. (&,}. (WJ — параметры компонентов природного газа, значения которых приведены в

таблице А.1 (приложение А);

?‘}. {Vjj}. {Gjj*} — параметры бинарного взаимодействия компонентов природного газа, значения которых приведены в таблице А.2 (приложение А).

4.1.2    Решение уравнения (1) осуществляют в итерационном процессе методом Ньютона: значение начального приближения (6<°>) рассчитывают, используя заданные значения температуры, давления и молярных долей х( природного газа (см. 5.2.2). После вычисления приведенной плотности (б) в итерационном процессе плотность смеси рассчитывают по формуле

(18)

где Мт — молярная масса смеси, кг/кмоль;

Кх — смесееой параметр размера (см. формулу (5)).

Молярную массу смеси рассчитывают по формуле

(19)

и

где М, — молярная масса i-ro компонента природного газа, значения которой для каждого компонента приведены е таблицах А.1 и А.9 (приложение А);

Nc — число компонентов природного газа.

4.1.3    Коэффициент сжимаемости природного газа рассчитывают по формуле

Zmi+At,    (20)

где А0 — безразмерный комплекс (см. 4.1.1.2).

Примечание — Безразмерный комплекс А^ в формуле (20) рассчитывают при заданных значениях (Т. (xj) и найденном в результате решения уравнения (1) значении приведенной плотности (&).

4.2 Методы расчета показателя адиабаты и скорости звука

4.2.1    Показатель адиабаты и скорость звука рассчитывают по следующим формулам:

(21)

(22)

где А,. А2 и А3 — безразмерные комплексы (см. 4.2.2):

ср0г — безразмерная изобарная теплоемкость природного газа в идеально-газовом состоянии (см. 4.2.3).

4.2.2    Безразмерные комплексы А,. и Aj рассчитывают по следующим формулам:

A, =fx*4'e,{(b»+1)    (23>

•м

(24)


a*    -•a.*,w)ub «ярЦвв* t

Коэффициенты, показатели степеней, параметры, функции, входящие в формулы расчета (23) — (25). те же самые, которые входят в формулы расчета безразмерного комплекса Aq (см. 4.1.1.2).

4.2.3 Безразмерную изобарную теплоемкость природного газа в идеально-газовом состоянии (Срф,) рассчитывают по формуле

(26)


м

где (Срвп) — безразмерные изобарные теплоемкости компонентов природного газа в идеально-газовом состоянии;

Nc — число компонентов природного газа.

Значения величин (с^^ рассчитывают по формуле

Ч-Sfcl ЧяйЫ1 KsSfeJ-    <27>

где (> - т .

Коэффициенты (B0J. (C0i}. {Do,}. {E0l}. {Fw}. {Gft}. {H0i}t (l0l). {J0,}. формулы (27) приведены в таблице А.4 (приложение А).

4.3 Метод расчета коэффициента динамической вязкости

4.3.1 Вязкость природного газа рассчитывают по формуле

(28)

где


>•0

М_


Ли


вязкость природного газа в разреженном состоянии: молярная масса природного газа (см. формулу (19»; псевдокритическое давление природного газа; псевдокритическая температура природного газа (см. формулу (37)); избыточная составляющая вязкости природного газа.


Псевдокритическое давление природного газа рассчитывают по формуле

(29)

где R — универсальная газовая постоянная (см. таблицу 2 ГОСТ 30319.1);

рт — псевдокритическая молярная плотность природного газа (см. формулу (36));

12, — ацентрический фактор Питцера i-ro компонента природного газа, значения (QJ для компонентов приведены в таблице А.5 (приложение А);

Nc — число компонентов природного газа.

4.3.2 Вязкость природного газа в разреженном состоянии вычисляют по формуле

*


hhit&^L


(30)


где Moi и Moj — соответственно вязкость i-ro и j-ro компонентов природного газа в разреженном состоя* нии;

М, и М( — соответственно молярная масса i-ro и j-ro компонентов природною газа, значения кото* рых для каждого компонента приведены в таблицах А.1 и А.9 (приложение А).

Вязкость компонентов природною газа в разреженном состоянии (ц^) вычисляют по формуле

Но -1*0/100?. i-1A-.No.    (31)

где (а) — коэффициенты, значения которых для каждою компонента приведены в таблице А.6 при* ложения А:

Nc — число компонентов природного газа.

4.3.3 Избыточную составляющую вязкости рассчитывают по формуле

А»» -    (32)

где (сл). (rn). (tn) — коэффициенты и показатели степеней, значения которых приведены в таблице А.7 (приложение А);

ф,.....ф6 — параметры преобразований для приведенных значений плотности и температуры

природного газа (см. формулу (33));

шт и тт — приведенные плотность и температура природного газа (см. формулы (34), (35)).

Параметры преобразований для приведенных значений плотности и температуры природного газа рассчитывают по формуле

(33)


*-$+£**. «-и...*

где (ty и (djJ — коэффициенты, значения которых приведены в таблице А.8 (приложение А);

Nc — число компонентов природного газа.

Приведенные плотность (u>m) и температуру (тт) природного газа рассчитывают по формулам:

(34)

ти=Т/Тш.

(35)

где Р» Т„ — лсеедокритические молярная плотность и температура природного газа.

Псевдокритическую молярную плотность (р*) и температуру (ТЛ||) вычисляют по следующим фор* мулам:

К - £>,12б||х,»1|(Н/р«,Г    (36)

Т„- 0l126-pi,?;2nx1^/pJ'*+^/pe)«],(TeTj“    (37)

м у

где {р^, pspp. {М,. М() и (Т,,, Т^} — критические плотности, молярные массы и критические температуры для компонентов (i. j) природного гада соответственно;

Nc — число компонентов природного газа.

Значения критических параметров {TKpi}. {pKpi} и молярной массы {MJ для компонентов природного газа приведены в таблицах А.5 и А.1. А.9 (приложение А) соответственно.

5 Алгоритм расчета физических свойств природного газа

5.1    Исходные данные

5.1.1    Исходными данными для расчета физических свойств природного газа являются:

•    молярные доли компонентов природного газа ОД;

•    абсолютное давление природного газа;

•    температура природного газа.

5.1.2    Молярные доли компонентов природного газа определяют хроматографическим анализом по ГОСТ 31371.1 — ГОСТ 31371.7. Измерения молярных долей компонентов могут выполняться как потоковыми, так и лабораторными хроматографами. Если измерены объемные доли компонентов природною газа, то для перевода их в молярные доли используют следующую формулу

*--£k-.l»Wle.    (38)

и

где г, — объемная доля i-ro компонента природного газа;

2С( — коэффициент сжимаемости i-ro компонента природного газа при стандартных условиях, значения которого приведены в таблице А.1 приложения А;

Nc — число компонентов природного газа.

5.1.3    Избыточное давление природного газа измеряют с применением соответствующих средств измерений. Для расчета абсолютного давления и перевода его в МПа применяют следующую формулу

P=K*P*s+K*JW    (39)

где Кр1 и Кр2 — переводные коэффициенты, значения которых приведены в таблице 1; ри#б — избыточное давление природного газа: ратм — атмосферное давление.

Таблица 1—Переводные коэффициенты Кр, и Кр2

Единица измерения

Корффициемты Кв1 и

1 кгс/см2

9.806в5*10-2

1 кгс/м2

9.80665*10"®

1 МПа

1

1 бар

10"1

1 мм рт. ст.

1.Э3322я1(Г*

Пример — Перевод давления Р, МПа, при заданных = 10 хас/смг; = 750 мм pm. cm. По таблице 2 находим значения козффициентов: Кр1 = 9.80665» 1(Г2; К_2 = 1.33322*10"*, затем рассчитываем абсолютное давление: р - 9,80665*10~2*10 * 1,33322* 10~4* 750 = 1,08066 МПа.

5.1.4 Температуру природного газа измеряют с применением соответствующих средств измерений, как правило, в градусах Цельсия. Для перевода измеренной температуры t, °С в температуру Т, К применяют следующую формулу

(40)


T-t+273,15

5.2 Алгоритм расчета

5.2.1    Рассчитывают характерные параметры природного газа и функции молярных долей компонентов природного газа:

•    смесевой параметр размера (Кх) по формуле (5):

•    давление нормировки (р) по формуле (4):

- молярную массу (Мт) по формуле (19);

•    функции молярных долей компонентов Оп и Un по формулам (7)—(17).

5.2.2    Расчет приведенной плотности (6) осуществляется в результате решения уравнения (1). Значение начального приближения приведенной плотности (6|0>) рассчитывают, используя значения исходных данных (Т. р. х,). по формуле


(41)

где R — универсальная газовая постоянная (см. таблицу 1 ГОСТ 30319.1).

Окончательное значение приведенной плотности (6) определяется по методу Ньютона в следующем итерационном процессе:

а) приведенную плотность (&<к>) на к-м итерационном шаге определяют из выражений

=^т-(1+АГ>)8(М)К'*+ЛГ0)‘    (42)

где безразмерные комплексы Aj-®.    рассчитывают по формулам (6) и (23) при плотности на итера

ционном шаге (к-1). т. в. при 6'г’;

б) условие завершения итерационного процесса

(43)

где приведенное давление Яде рассчитывают по формуле

^■^(1+А?),    (44)

где безразмерный комплекс А*9 рассчитывают по формуле (6) при плотности на итерационном шаге (к), т. е. при &<Ч

Если условие (43) не выполняется, то продолжают итерационный процесс, возвращаясь к пункту а) итерационного процесса. Если условие (43) выполняется, то уравнение (1) считается решенным. После этого рассчитывают плотность по формуле (18) и коэффициент сжимаемости (z) по формуле (20) при Ь - т. е. при найденном решении уравнения (1).

5.2.3    Расчет показателя адиабаты и скорости звука выполняют по формулам (21) и (22) при заданных (т) и (х,) и найденном значении 6=6 (Ч

5.2.4    Расчет вязкости осуществляется по формулам (28>—(37) при заданных значениях (Т) и (х,) и

найденному значению молярной плотности

$трМп,    (45)

где р— плотность, рассчитанная по формуле (18) при значении Ь = &(к).

Блок-схема и примеры расчета физических свойств природного газа по представленным в стандарте методам приведены, соответственно, на рисунке 1 и 9 приложении Б.

6 Диапазон применения и погрешности расчета физических свойств природного газа

6.1    Диапазон применения и погрешности методов расчета физических свойств

6.1.1    Методы расчета, приведенные в настоящем стандарте, предназначены для расчета физических свойств природного газа в следующих диапазонах параметров:

•    по температуре — от 250 до 350 К включительно:

•    по давлению — от 0.1 до 30.0 МПа включительно.

При этом молярные доли компонентов природного газа не должны выходить за диапазоны, которые приведены в таблице 2.

6.1.2    Погрешности методов расчета физических свойств природного газа с диапазонами молярных долей компонентов, которые представлены в таблице 2. и во всем диапазоне температур и давлений, приведенном в 6.1.1. находятся в следующих пределах:

0.1 %*6,*,ЛМ*0.4 %;

0.2 % S 6UU S 2,0 %;

0.5% *6^5 4.4 %;

0.6 % £ 6ЦМ 5 4.0 %.

нет


Рисунок 1 — Блок-схема расчета физических свойств природного газа


Таблица 2 — Компоненты природного газа и диапазоны молярных долей компонентов

Компонент

Диапазоны полярных долей

Метан

0.7$ Ход < 1.0

Этан

*С2Нв*0-Ю

Пропан

хсзма5 0,035

Бутаны в сумма

XC4H10S 0,015

Пентаны е сумме

*СвН12*°1005

Гексан

*нСвНЫ 5 °-001

Азот

XN2S0.20

Диоксид углерода

Хдо£$0.20

Гелий

$ 0,005

Водород

XhjSO.10

Примечания

1    Молярные доли остальных компонентов не превышают суммарно 0.0015.

2    Если а природном газе молярная доля гелия на превышает 0,0005. то при расчете физических свойств можно принять хНе = 0. а измеренную по ГОСТ 31371.1 — ГОСТ 31371.7 молярную долю гелия суммировать с молярной долей азота.

3    Если е природном газе молярная доля водорода не превышает 0,0005. то при расчете физических свойств можно принять Хц2 = 0. а измеренную по ГОСТ 31371.1 —ГОСТ 31371.7 молярную долю водорода суммировать с молярной долей азота.

4    Если измерены по ГОСТ 31371.1 — ГОСТ 31371.7 молярные доли кислорода и аргона, то при расчете физических свойств их значения необходимо суммировать с молярной долей азота.

5    Если измерены по ГОСТ 31371.1 — ГОСТ 31371.7 молярные доли н-гептана и н-октана. то при расчете физических свойств их значения необходимо суммировать с молярной долей н-гексана.

6    Для исключения возникновения дополнительной погрешности расчета физических свойств необходимо молярную массу смеси рассчитывать по формуле (19) с учетом всех компонентов, молярная доля которых не равна нулю (молярные массы кислорода, аргона, н-гвпгана и н-октана приведены в таблице А.9 приложения А).

Погрешности методов расчета физических свойств природного газа, соответствующие конкретным диапазонам температуры и давления, приведены в таблицах 3—5.

Таблица 3 — Погрешности методов распета плотности и коэффициента сжимаемости (с доверительной вероятностью % %)

Т. К

р. МПа

■\*Г *

От 250.0 до 267.0 включ.

От 0.1 до Р()1 включ.

0.1

Св. Р до Р|>2 включ.

0.2

Св. Рр2 до 30,0 включ.

0.4

Се. 267.0 до 280.0 включ.

От 0.1 до Р,,3 вхлюч.

0.1

Св. Рр3 до 30,0 включ.

0.2

Се. 280.0 до 295.0 включ.

От 0.1 до 30.0 вхлюч.

0.1

Се. 295.0 до 310.0 включ.

От 0.1 до Р()4 вхлюч.

0.1

Св. Р^ до 30.0 включ.

0.2

Св. 310.0 до 350.0 включ.

От 0.1 до P(lS вхлюч.

0.1

Св. PiS до 30.0 включ.

0.2

Окончание таблицы 3 Примечания

1    Рр1 = 0,32353Т- 78.882.

2    Рр2 в 0.94118Т -221.29.

3    = 1.7308T-454.62.

4    Рр4 = -1.2000Т +384,00.

5    Р(>5 » О.ЗООООТ - 81.000.

Таблица 4 — Погрешности методов расчета скорости звука и показателя адиабаты (с доверительной вероятностью 95 %}

т. к

р, МПа

Ог 0.1 до Pw1 в ключ.

0.2

0.5

От 250,0 до 350.0 включ.

Се. Pw, до Р^2 включ.

0.8

1.8

Се PW£ ao 30,0 включ.

2.0

4.4

Примечания

1    Pwl =0.06Т-9.0.

2    Р«2 “ 0.20Т - 40.0.

Таблица 5 — Погрешности методов расчета коэффициента динамической вязкости (с доверительной вероятностью 95 %)

Т. К

р. МПа

От 250 до 350 включ.

От 0.1 до 1.0 включ.

0.6

Св. 1.0 до 10.0 включ.

1.9

Св. 10.0 до 20.0 включ.

2.6

Св. 20.0 до 30,0 включ.

4.0

6.2 Учет погрешности измерения давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа

6.2.1 Погрешность расчета коэффициента сжимаемости (62), плотности (6р). скорости звука (6Ц). показателя адиабаты (6h) и вязкости (йц) с учетом погрешности измерения давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа

(исходных данных для расчета) вычисляют по следующим формулам:

(46)

(47)

II

ъ*

+

(48)

(49)

(50)

где Ь. Л(1М. ьим. и &им — погрешности методов расчета соответственно коэффициента сжимаемости. плотности, скорости звука, показателя адиабаты и вязкости, значения которых приведены в таблицах 3—5;

Ьгид. йрИд- йицд’ \ид и йцид “* погрешности расчета соответственно коэффициента сжимаемости, плотности, скорости звука, показателя адиабаты и вязкости, которые появляются дополнительно в связи с погрешностью измерения давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа.

6.2.2 Погрешности 6ГИД. Ьрид. 6инд. 6кид и 6ЦИД вычисляют по следующим формулам:

где    Nc — число компонентов природного газа:

qk — условное обозначение k-ro параметра применяемых для расчета исходных данных. т. е. измеренные значения давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа:

2. р. и. к и р — соответственно, коэффициент сжимаемости, плотность, скорость звука, показатель адиабаты и вязкость, значения которых рассчитывают при измеренных значениях давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа;

Р*». и%». fcfe. Pvu соответственно, коэффициент сжимаемости, плотность, скорость звука, показатель адиабаты и вязкость, алгоритм расчета которых приведен в 6.2.3:

р^_    — соответственно, коэффициент сжимаемости, плотность, скорость звука, показа

тель адиабаты и вязкость, алгоритм расчета которых приведен в 6.2.3.

6.2.3 Для упрощения алгоритм расчета значений коэффициента сжимаемости (Z^h 2^) приведен для бинарной смеси с измеренными молярными долями (х и х), а также при измеренных значениях давления (ри) и температуры (Ти). Расчет аналогичных значений плотности {р^ и pv). скорости звука показателя адиабаты    и вязкости и р^) осуществляют также, как и для коэф

фициента сжимаемости 2^ и 2^.

8 случае бинарной смеси формула (51) приобретает следующий вид:

(56)

где 2 — коэффициент сжимаемости, значение которого рассчитано при измеренных значениях ри. Ти, х,„ и х;

2^— коэффициент сжимаемости, значения которого рассчитывают:

-    для к = 1 при р„.. х и х;

•    для к = 2 при ри. Ти4. х и х;

-    для к = 3 при Рии. их;

•    для к = 4 при Ри. Ти. х и х2н<;

— коэффициент сжимаемости, значения которого рассчитывают:

•    для к = 1 при ри, Т„. х и Х;

•    Для к = 2 при ри. Ти.. х и х^;

-    для к = 3 при р„. Тй. xt„. и х;

-    для к =4 при рн. Ти. х и х..

При этом значения давления, температуры и молярных долей компонентов с нижними индексами, включающими плюс и минус, рассчитывают по формулам:

*.=0,(1+00058.)

(57)

(V =*(1-0005^)

(58)

Т...Т.(1 + ОЛ065Г>

(59)

Т..-Т.(1-0ДИ*Г).

(60)

*,„=**(1 + 0,005 *„).

(61)

*«-= *.(1-0.006 «*)

(62)

(63)

(1 - 0.005 8„).

(64)

где 6р,    6х1 и Ьх2 — соответственно, погрешности измерения ри. Тн, х и х^. численные значения ко

торых определяют в соответствии с применяемыми методиками или средствами их измерений.

Приложение А (обязательное)

Характеристические параметры компонентов природного газа, коэффициенты и параметры методов расчета свойств природного газа

А.1 Методы расчета плотности, коэффициента сжимаемости, показателя адиабаты и скорости звука основаны на использовании уравнения состояния AGA8. приведенного в международном стандарте (1). В этом же нормативном документе приведены используемые в настоящем стандарте функции, выражающие зависимость изобарной теплоемкости компонентов в идеально-газовом состоянии от температуры,

А.2 В таблицах, приведенных в настоящем приложении, представлены характеристические параметры компонентов природного таза, коэффициенты и параметры методов расчета свойств природного газа (исключая вязкость). взятые непосредственно из стандарта (1].

А.З Метод расчета вязкости природного газа, используемый в настоящем стандарте, приведен в стандарте

|2).

2 Таблица А.1— Характеристические параметры чистых компонентов

Компонент

Молярная масса М,. */кмоль

Коэффициент сжимаемости при стандартом! условиях г,.,

Э«ерг*гчческий

параметр

Е,

Параметр раамера К, (М^КМОЛЬГ3

Ориентацией-«ый параметр <*i

Кевдр угольный параметр

о.

вмссиогемпе-ратурнмй параметр F,

Дипольный

параметр

®i

Параметр

ассоциации

W,

Метан

16.043

0.9981

151.318300

0.4619255

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

Этан

30.070

0.992

244.166700

0.5279209

0.079300

0.0

0.0

0.0

00

Пропан

44.097

0.9834

298.118300

0.5837490

0.141239

0.0

0.0

00

0.0

и-Бутан

58.123

0.971

324.066900

0.6406937

0.256692

0.0

0.0

0.0

0.0

м-Бутан

58.123

0.9682

337.638900

0.6341423

0.281835

0.0

0.0

0.0

00

и-Пентан

72,150

0.953

365.599900

0,6738577

0.332267

0.0

0.0

0.0

0.0

м-Пентан

72.150

0.945

370.682300

0.6798307

0966911

0.0

0.0

0.0

00

м-Гексан

86.177

0.919

402.636293

0.7175118

0,289731

0.0

0.0

0.0

оо

Азот

28.0135

0.9997

99.737780

0.4479153

0.027815

0.0

0.0

0.0

00

Диоксид

углерода

44.010

09947

241.960600

0.4557489

0.189065

0.690000

0.0

0.0

0.0

Гелий

4.0026

1.0005

2.610111

0.3589886

0.0

0.0

0.0

0.0

00

Водород

2.0159

1.0006

26.957940

0.3514916

0.034369

0.0

1.0

0.0

0.0


ГОСТ 30319.3—2015


Таблица А2 — Параметры бинарного взаимодействия компонентов

Пара «омлонепгое {С j)

Е

v.

«ч

G*.(

Метан

Пропан

0.994635

0.990877

1.007619

1.0

о-Бутан

1.019530

1.0

1.0

1.0

н-Бутан

0.969844

0.992291

0.997596

1.0

и-Пентан

1.002350

1.0

1.0

1.0

н-Пентан

0.999268

1.003670

1.002529

1.0

н-Гексан

1.107274

1.302576

0,982962

1.0

Азот

0.971640

0.886106

1.003630

1.0

Дтоксид углерода

0.960644

0.963627

0.995933

0807653

Водород

1.170520

1.156390

1.023260

1.957310


Пере компонентов <i, I)

Е*..

v.

к,

G*.,

Этан

Пропан

1.022560

1.065173

0.986693

1.0

и-Бутан

1.0

1,250000

1.0

1.0

н-Бутан

1.013060

1.250000

1.0

1.0

и-Пентан

1.0

1.250000

1.0

1.0

н-Пштэн

1.005320

1.250000

1.0

1.0

Азот

0.970120

0.816431

1.007960

1.0

Диоксид углерода

0.925053

0.969870

1.008510

0.370296

Водород

1.164460

1.616660

1.020340

1.0

Пропан

н-Бутан

1.004900

1.0

1.0

1.0

Азот

0.945939

0.915502

1.0

1.0

Диоксид углерода

0.960237

1.0

1.0

1.0

Водород

1.034787

1.0

1.0

1.0

и-Бутан

Азот

0.946914

1.0

1.0

1.0

Дюксид углерода

0.906849

1.0

1.0

1.0

Водород

1.300000

1.0

1.0

1.0

н-Бутан

Азот

0.973384

0.993556

1.0

1.0

Диоксид углерода

0.897362

1.0

1.0

1.0

Водород

1.300000

1.0

1.0

1.0

и-Пентан

Азот

0.959340

1.0

1.0

1.0

Дюксид углерода

0.726255

1.0

1.0

1.0

н-Пентэн

Азот

0.945520

1.0

1.0

1.0

Дюксид углерода

0.859764

1.0

1.0

1.0

и-Гексан

Диоксид углерода

0.855134

1.066638

0.910183

1.0

Азот

Диоксид углерода

1.022740

0.835058

0.982361

0.962746

Водород

1.086320

0.408636

1.032270

1.0

ГОСТ 30319.3—2015

Пара компонентом <«. |)

Е*,

к.

Диоксид углерода

Водород

1,281790

1.0

1.0

1.0

Примечания

1    Е'^ = Е*ч; G*p= G*,,, при i* j.

2    E*|*G*|,*1.npHl»j.

3    Для nap компонентов (i. j). не представленных в настоящей таблице, асе параметры бинарного взаимодействия принимаются равными единице.


ГОСТ 30319.3—2015


Таблица ЛЗ— Коэффициенты и показатели степеней безразмерных комплексов А<,—А3

л

ьп

«п

9„

4„

*п

1

0,153832600

1

0

0

0.0

0

0

0

0

0

2

1341953000

1

0

0

0.5

0

0

0

0

0

3

•2.998583000

1

0

0

1.0

0

0

0

0

0

4-

41.048312280

1

0

0

3.5

0

0

0

0

0

5

0375796500

1

0

0

-05

1

0

0

0

0

в

-1,589575000

1

0

0

4,5

1

0

0

0

0

7

-0,053588470

1

0

0

0.5

0

1

0

0

0

в

0886594630

1

0

0

7.5

0

0

0

1

0

9

-0.710237040

1

0

0

9.5

0

0

0

1

0

10

♦1,471722000

1

0

0

6.0

0

0

0

0

1

11

1321850350

1

0

0

12,0

0

0

0

0

1

12

•0.766659250

1

0

0

12.5

0

0

0

0

1

13

2291290х10-9

1

1

3

-6.0

0

0

1

0

0

14

0.157672400

1

1

2

2.0

0

0

0

0

0

15

-0,436366400

1

1

2

3.0

0

0

0

0

0

16

-0.044081590

1

1

2

2.0

0

1

0

0

0

17

•0.003433888

1

1

4

2.0

0

0

0

0

0

18

0.032059050

1

1

4

11.0

0

0

0

0

0


л

«Л

“л

«п

Ял

Ял

»л

19

0.024873550

2

0

0

•05

0

0

0

0

0

20

0.073322790

2

0

0

0.5

0

0

0

0

0

21

-0.001600573

2

1

2

0.0

0

0

0

0

0

22

0.642470600

2

1

2

4.0

0

0

0

O'

0

23

•0.416260100

2

1

2

6.0

0

0

0

0

0

24

•0.066899570

2

1

4

21.0

0

0

0

0

0

25

0279179500

2

1

4

23.0

1

0

0

0

0

26

•0.696605100

2

1

4

22.0

0

1

0

0

0

27

•0.002860569

2

1

4

•1.0

0

0

1

0

0

26

•0.008096836

3

0

0

*05

0

1

0

0

0

29

3.150547000

3

1

1

7.0

1

0

0

0

0

30

0.007224479

3

1

1

-1.0

0

0

1

0

0

31

-0.705752900

3

1

2

6.0

0

0

0

0

0

32

0.534979200

3

1

2

4.0

1

0

0

0

0

33

■0.079314910

3

1

3

1.0

1

0

0

0

0

34

♦1.418465000

3

1

3

9.0

1

0

0

0

0

35

-5.99905х10’,?

3

1

4

•13.0

0

0

1

0

0

36

0.105840200

3

1

4

21.0

0

0

0

0

0

37

0.034317290

3

1

4

8.0

0

1

0

0

0

36

-0.007022847

4

0

0

-05

0

0

0

0

0

39

0.024955870

4

0

0

0.0

0

0

0

0

0

40

0.042968180

4

1

2

2.0

0

0

0

0

0

41

0.746545300

4

1

2

7.0

0

0

0

0

0

42

•0.291961300

4

1

2

9.0

0

1

0

0

0

43

7294616000

4

1

4

22.0

0

0

0

0

0


ГОСТ 30319.3—2015


Л

«V

«У.

««

9„

4„

*л

44

-9.936757000

4

1

4

23.0

0

0

0

0

0

45

•0.005399606

5

0

0

1.0

0

0

0

0

0

46

•0.243256700

5

1

2

9.0

0

0

0

0

0

47

0.049670160

5

1

2

3.0

0

1

0

0

0

46

0.003733797

5

1

4

6.0

0

0

0

0

0

49

1374951000

5

1

4

23.0

0

1

0

0

0

50

0,002168144

6

0

0

1.5

0

0

0

0

0

51

-0.656716400

6

1

2

5.0

1

0

0

0

0

52

0.000205516

7

0

0

-06

0

1

0

0

0

53

0.009776195

7

1

2

4.0

0

0

0

0

0

54

•0.020487080

6

1

1

7.0

1

0

0

0

0

55

0.015573220

6

1

2

3.0

0

0

0

0

0

56

0.006862415

6

1

2

0.0

1

0

0

0

0

57

•0.001226752

9

1

2

1.0

0

0

0

0

0

56

0.002650906

9

1

2

0.0

0

1

0

0

0

ГОСТ 30319.3—2015

Таблица А4 — Коэффициенты для расчета безразмерных изобарных теплоемкостей компонентов природною газа в идеально-газовом состоянии по формуле (27)

Компонент

в0

Со

°0,

F0

Go,

Не

■о,

Ja

Метан

4.00066

0.76315

820.659

0.00460

178.410

8.74432

1062.62

-4.46921

1090.53

Этан

4.00263

4.33939

559.314

1.23722

223.284

13.1974

1031.38

■6.01969

1071.29

Пропан

4.02939

6.60569

479.656

3,19700

200.893

19.1921

955.312

-6.37267

1027.29

и-Бутан

4.06714

8.97575

438,270

5.25156

198.016

25.1423

1905.02

16.1366

893.765

н-Бутэн

4.33944

9.44693

468.270

6.69406

163.636

24,4616

1914.10

14.7824

903.185

и-Пентан

4

11.7618

292.503

20.1101

910.237

33.1666

1919.37

0

0

н-Пентан

4

8.95043

178.670

21.6360

840.536

33.4032

1774.25

0

0

Компонент

Во

Са

£>0i

Е<*

G0i

н«

*0»

Jft

н-Гексан

4

11.6977

182.326

26.8142

859.207

38.6164

1826.59

0

0

Кислород

3.50146

1.07558

2 235.71

1.01334

1 116,69

0

0

0

0

Азот

3.50031

0.13732

662.738

•0.14660

680.562

0.90066

1740.06

0

0

Диоксид углерода

3.50002

2.04452

919.306

-1.06044

865.070

2.03366

483.553

0.01393

341.109

Гелий

2.5

0

0

0

0

0

0

0

0

водород

2.47906

0.95606

228.734

0.45444

326.843

1.56039

1651.71

-1.3756

1671.69

Примечание — При расчете безразмерных изобарных теплоемкостей компонентов природного газа в идеально-газовом состоянии по формуле (27) следует иметь е виду, что, если ty, = 0. четвертое слагаемое в правой части формулы (27) принимают равным нулю.


ГОСТ 30319.3—2015


Таблица А.5 — Критические параметры и факторы Питцера компонентов природного газа

Компонент

Тда

Рцн «лм3

Метан

190.564

162.66

0.064294

Этан

305.32

206.58

0.10958

Пропан

369.825

220.49

0.16426

и-Бутан

407.85

224.36

0.16157

н-Бутан

425.16

227.85

0.21340

и-Пентан

460.39

236.0

0.26196

н- Пентан

469.65

232.0

0.29556

н-Гексан

507.85

233.6

0.29965

Азот

126.2

313.1

0.013592

Диоксид углерода

304.2

468.0

0.20625

Гелий

5.19

69.64

•0.14949

Водород

32.938

31.36

•0.12916

Таблица А.в — Коэффициенты (afc} для расчета вязкости компонентов природного газа в разреженном состоянии по формуле (31)

к

ак для компонента i

Азот

Диоксид у г порода

Метан

Этан

Пропан

м-Бутан

0

•0.279070091

•0.468233636

•0.838029104

-1.21924490

0.254518256

•0.524058048

1

7.81221301

5.37907799

4.88406903

4.05145591

2.54779249

2.81260308

2

•0.699863421

•0.0349633355

-0.344504244

•0.200150993

0.0683095277

•0.0496574363

3

0.0378831186

•0.0126198032

0.0151593109

0.00662746099

-0.0114348793

0

Окончание таблицы А.б

к

ак для компонента i

(/-бутан

м-Пентаи

и-Пентан

Гексан

Гелий

Водород

0

1.04273843

0.452603096

0.550744125

0.658064311

2.95929817

1.42410695

1

1,69220741

1,79775689

1.75702204

1,50816329

7.1775132

3.03739469

2

0.194077419

0.157002776

0.173363456

0.178280027

•0,641191946

-0,203048737

3

-0.0159867334

-0,0158057627

-0.0167839786

-0.0161050134

0.0451852767

0.0106137856

Таблица А.7 — Коэффициенты {с^ и показатели степеней {гп}. {t^ для расчета избыточной составляющей вязкости по формуле (32)

I

ел

'п

1

3.06331302

1

1

2

-8.64573627

1

2

3

8.96123165

1

3

4

-3.00860053

1

4

5

1.27196662

2

1

i

с«

гп

<0

6

-0.875103697

2

2

7

-0.0577055575

3

1

8

0.0352272638

5

1

Таблица А.8 — Коэффициенты ОД и ОД} для расчета параметров преобразований ОД по формуле (33)

i

<)кдля компонента к

Аэот

Диоксид углерода

Метан

Этан

Пропан

н-Бутаи

1

1

-0.005352690

•0.03468202

0

0.04156931

0.03976538

-0.06667775

2

1

0.09101896

0.1130498

0

0

0.08375624

0.2100174

3

0

0.01501200

0.05811886

0

0.06408111

0.1747180

0.06330205

4

1

0.2640642

0.05767935

0

0.04763455

1.250272

0.3182660

5

0

-0.1032012

-0.1814105

0

•0.1889656

•0.5283498

0.1474434

6

1

-0.1078872

-0.5971794

0

0.1533738

0.2458511

-1.113935

Окончание таблицы А.в

i

*i

dk для компонента к

и-Бутан

*>Пектаи

о-Пенган

Гексан

Гелий

Водород

1

1

0.07234927

0

0.02229787

0.1753529

0.299249

-0.03937273

2

1

0.009435210

0.1651156

0.08380246

-0.08018375

-0,1490941

0.01532106

3

0

•0.03673568

-0.07126922

0.046Э9638

•0.03543316

-0.1577329

•0.03423876

4

1

0.4516722

0.06698673

-0.1450583

-0.09677546

•0.225324

-0.1399209

5

0

-0.3272680

•0.5283166

0,03725585

-0.2015218

-0,2731058

-0.06955475

6

1

•0.6135352

-0.7803174

-0.4106772

-1.206562

•0.8827831

-1.049055

Таблица А.9 — Молярные массы кислорода, аргона, н-гетзна и н-октана

Компонент

Молярная масса Мг кг/кнопь

Кислород

31.9988

Аргон

39.948

«•Гептан

100.204

«-Октан

114,231

Приложение Б (справочное)

Примеры расчета физических свойств природного газа

Б.1 Примеры расчета, приведенные в настоящем приложении, рекомендуется использовать в качестве тестовых данных при программной реализации методов расчета физических свойств природного газа, которые даны в настоящем стандарте.

Б.2 Примеры расчета приведены 8 форме таблиц. При этом в таблице Б.1 даны молярные доли компонентов смесей, имитирующих природный газ. а в таблицах Б.2. Б.З и Б.4 приведены расчетные значения физических свойств для этих смесей при соответствующих температурах и давлениях.

Таблица Б.1 — Малярные доли компонентов смесей, имитирующих природный газ

Компоненты

Молярная доля для снесен

№1

N»2

Nt3

Метан

0.965

0.812

0.8641

Эган

0.018

0.043

0.018

Пропан

0.0045

0.009

0.0045

и-Бутан

0.001

0.0015

0.001

н-Бутан

0.001

0.0015

0.001

(/-Пентан

0.0005

0.0003

н-Пентан

0,0003

0.0005

н-Гексан

0.0007

0.0012

Азот

0.003

0.057

0.0034

Диоксид углерода

0.006

0.076

0.006

Гешй

0.005

Водород

0.095

Таблица Б.2 — Расчетные значения физических свойств для смеси № 1

Т.К

р. МПа

р. кг/м*

X

и. м«'с

к

р . ыкПа с

250.00

0.1

0.8112

0.9966

402.4

1.313

9.44

300.00

0.1

0.6749

0.9982

438.1

1.295

11.11

350.00

0.1

0.5780

0.9990

469.3

1,273

12.68

250.00

5.0

49.295

0.8200

372.3

1.366

10.88

300.00

5.0

36.949

0.9116

425.6

1.338

12.09

350.00

5.0

30,253

0.9543

465.5

1.311

13.48

250.00

15.0

196.15

0.6182

471.9

2.912

21.05

300.00

15.0

125.53

0.8050

460.3

1.773

16.61

350.00

15.0

95.519

0.9068

492.0

1.541

16.39

250.00

30.0

285.18

0.8504

767.6

5.601

33.91

300.00

30.0

223.21

0.9054

646.7

3.111

25.68

350.00

30.0

178.53

0.9703

612.6

2.233

22,47

Таблица Б.З — Расчетные значения физических свойств для смеси N6 2

т. к

р, МПа

р, г/мэ

2

и. м/с

К

р. м»Лас

250.00

0.1

0.9577

0.9963

370.1

1.312

10.08

300.00

0.1

0.7967

0.9980

402.8

1.293

11.88

350.00

0.1

0.6823

0.9989

431.5

1.270

13.58

250.00

5.0

59.396

0.8032

339.1

1.366

11.68

300.00

5.0

43.960

0.9039

389.6

1.335

12.95

350.00

5.0

35.869

0.9500

427,1

1.309

14.45

250.00

15.0

241.91

0.5916

444.0

3.179

24.13

300.00

15.0

151.67

0.7864

422.4

1.804

18.18

350.00

15.0

114.10

0.8960

451,3

1.549

17.72

250.00

30.0

342.04

0.8369

728,2

6.046

38.94

300.00

30.0

267.56

0.8915

603.4

3.247

28.75

350.00

30.0

213.16

0.9592

567,0

2.284

24,72

Таблица Б.4 — Расчетные значения физических свойств для смеси N9 3

Т. К

р. МПа

р. хг/мэ

2

и. м/с

К

р . мкПа с

250.00

0.1

0.7454

0.9972

420.9

1.321

9.51

300.00

0.1

0.6203

0.9986

458.3

1.303

11.18

350.00

0.1

0.5313

0.9993

491.0

1.281

12.75

250.00

5.0

43.206

0.8602

399.4

1.379

10.69

300.00

5.0

33.217

0.9324

450.8

1.350

12.04

350.00

5.0

27.454

0.9670

490.8

1.323

13.47

250.00

15.0

158.30

0,7044

463.0

2.263

17.60

300.00

15.0

108.18

0.8589

483.3

1.688

15.58

350.00

15.0

84.803

0.9391

519,1

1.524

15.88

250.00

30.0

253.14

0.8809

724.47

4.428

28.92

300.00

30.0

196.78

0.9443

640.7

2.693

22.93

350.00

30.0

158.80

1.0030

626.8

2.080

20.89

Библиография

Международный стандарт ISO 20765-1:2005(Е)'

Natural gas — Calculation of thermodynamic properties — Part 1: Gas phase properties for transmission and distribution applications

ГОСТ Р 8.770-2011

Государственная система обеспечения единства измерений. Газ природный. Коэффициент динамической вязкости сжатого газа с известным компонентным составом. Метод расчетного определения

УДК 662.76.001.4:006.354    МКС 75.060    Б19

Ключевые слова: газ природный, методы расчета, физические свойства, компонентный состав, плот кость, коэффициент сжимаемости, показатель адиабаты, скорость звука, коэффициент динамической вязкости, алгоритм расчета, диапазон применения, погрешности расчета

Редактор Р.С. Хартюнова Корректор Ю.М. Прокофьева Компьютерная верстка Е.А. Кондрашовой

Подписано е печать 08.02.2016. Формат б0*841/6. Гарнитура Ариал. Усп. гтеч. л. 3,72. Тираж 36 экэ. Зак. 4335.

Подготовлено на основе электронной версии, предоставленной раэработчиком стандарта

ФГУП «СТЛНДАРТИНФОРМ». T2399S Москва. Гранатный пер . 4. ntoggoebnfo.ru

С указанный стандартом можно ознакомиться в ФГУП «Стандартинформ».