Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

61 страница

548.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Устанавливает четыре метода определения коэффициента сжимаемости природного газа: при неизвестном полном компонентном составе природного газа (два метода) и известном компонентном составе

Действие завершено 01.01.2017

Показать даты введения Admin

ГОСТ 30319.2-96

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ

МЕТОДЫ РАСЧЕТА
ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ

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 «Газприборавтоматика» 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

Грузстандарт

Республика Казахстан

Госстандарт Республики Казахстан

Киргизская Республика

Киргизстандарт

Республика Молдова

Молдовастандарт

Российская Федерация

Госстандарт России

Республика Таджикистан

Таджикгосстандарт

Туркменистан

Главная государственная инспекция Туркменистана

Украина

Госстандарт Украины

3 ПОСТАНОВЛЕНИЕМ Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. № 723 межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.2-96 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 1997 г.

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5 ПЕРЕИЗДАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ

1 Назначение и область применения 2

2 Нормативные ссылки 2

3 Определение коэффициента сжимаемости 3

4 Влияние погрешности исходных данных на погрешность расчета коэффициента сжимаемости 11

5 Программная и техническая реализация расчета коэффициента сжимаемости 13

ПРИЛОЖЕНИЕ А 13

Таблицы констант и параметров уравнения состояния AGA8-92DC 13

ПРИЛОЖЕНИЕ Б 15

Таблицы коэффициентов и параметров уравнения состояния ВНИЦ СМВ 15

ПРИЛОЖЕНИЕ В 16

(рекомендуемое) 16

Листинг программы расчета коэффициента сжимаемости природного газа 16

ПРИЛОЖЕНИЕ Г 40

Примеры расчета коэффициента сжимаемости природного газа 40

ПРИЛОЖЕНИЕ Д 41

Влияние погрешности исходных данных на погрешность расчета коэффициента сжимаемости природного газа (примеры расчета) 41

ПРИЛОЖЕНИЕ Е 43

Библиография 43


ГОСТ 30319.2-96

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Газ природный

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

Определение коэффициента сжимаемости

Natural gas. Methods of calculation of physical properties.
Definition of compressibility coefficient

Дата введения 1997-07-01

1 Назначение и область применения

Настоящий стандарт устанавливает четыре метода определения коэффициента сжимаемости природного газа: при неизвестном полном компонентном составе природного газа (два метода) и известном компонентном составе.

Стандарт устанавливает предпочтительные области применения каждого метода по измеряемым параметрам (давление, температура, плотность природного газа при стандартных условиях и компонентный состав природного газа), однако не запрещает использование любого из методов и в других областях.

Допускается применять любые другие методы расчета коэффициента сжимаемости, однако погрешность расчета коэффициента сжимаемости по этим методам не должна превышать погрешностей, приведенных в настоящем стандарте (см. 3.2.1).

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 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения

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

3 Определение коэффициента сжимаемости

3.1 Общие положения

Коэффициент сжимаемости вычисляют по формуле

К = z/zc, (1)

где z и zc - фактор сжимаемости соответственно при рабочих и стандартных условиях.

Рабочие условия характеризуются такими давлениями и температурами, которые определяются измерениями в процессе добычи, переработки и транспортирования природного газа. Давление pc и температура Tc при стандартных условиях приведены в ГОСТ 30319.0.

3.2 Методы расчета коэффициента сжимаемости

3.2.1 Пределы применимости методов расчета и погрешности расчета коэффициента сжимаемости

В таблице 1 приведены общие результаты апробации методов расчета и область их применения. Апробация проведена на обширном массиве высокоточных экспериментальных данных о факторе сжимаемости природного газа [1-12].

Погрешность данных не превышает 0,1 %.

Таблица 1 - Результаты апробации и область применения методов расчета коэффициента сжимаемости природного газа


Метод расчета

Область применения и погрешность метода расчета

Отклонения от экспериментальных данных

Область применения

rс, кг/м3

r, МПа

Погрешность d, %

dсист, %

diмакс, %

NX19 мод.


32£Нс.в, МДж/м3£40


<0,70

<3

0,12

-0,02

+0,07

-0,09

3-7

0,18

-0,01

+0,37

-0,10

>7

0,41

0,17

+0,59

-0,08

0,66£rс, кг/м3£1,05


0,70 – 0,75

<3

0,13

0,01

+0,14

-0,13

0£xа, мол.%£15

3-7

0,29

0,12

+0,46

-0,15

0£xy, мол.%£15

>7

0,42

0,27

+0,66

-0,12

250£Т, К£340


>0,75

<3

0,20

0,05

+0,41

-0,13

0,1£р, МПа£12,0

3-7

0,57

0,24

+1,06

-0,25


>7

1,09

0,34

+1,65

-0,40


0,74-1,00 (смеси с H2S)

0,1-11

0,15

-0,02

+0,09

-0,10

УС

GERG-91 мод.


20£Нс.в, МДж/м3£48


<0,70

<3

0,11

0,01

+0,13

-0,04

3-7

0,15

0,02

+0,51

-0,06

>7

0,20

0,03

+0,63

-0,06

0,66£rс, кг/м3£1,05


0,70 – 0,75

<3

0,12

-0,01

+0,08

-0,17

0£xа, мол.%£15

3-7

0,15

-0,02

+0,11

-0,43

0£xy, мол.%£15

>7

0,19

0,02

+0,16

-0,34

250£Т, К£340


>0,75

<3

0,13

0,01

+0,26

-0,12

0,1£р, МПа£12,0

3-7

0,15

-0,01

+0,15

-0,30


>7

0,19

0,01

+0,65

-0,31


0,74-1,00 (смеси с H2S)

0,1-11

2,10

-0,66

+0,06

-3,10

УС

AGA8-92DC


20£Нс.в, МДж/м3£48


<0,70

<3

0,10

-0,01

+0,03

-0,06

3-7

0,11

-0,01

+0,15

-0,06

>7

0,12

0,02

+0,19

-0,04

0,66£rс, кг/м3£1,05


0,70 – 0,75

<3

0,12

-0,01

+0,08

-0,18

0£xа, мол.%£15

3-7

0,15

-0,03

+0,11

-0,43

0£xy, мол.%£15

>7

0,19

0,01

+0,16

-0,37

250£Т, К£340


>0,75

<3

0,12

0,01

+0,25

-0,11

0,1£р, МПа£12,0

3-7

0,15

-0,02

+0,24

-0,24


>7

0,17

0,01

+0,31

-0,17


0,74-1,00 (смеси с H2S)

0,1-11

1,30

-0,38

+0,06

-1,88

УС

ВНИЦСМВ

20£Нс.в, МДж/м3£48



<0,70

<3

0,11

-0,04

+0,01

-0,10


3-7

0,12

-0,04

+0,05

-0,11


>7

0,12

-0,01

+0,06

-0,14

0,66£rс, кг/м3£1,05


0,70 – 0,75

<3

0,12

-0,03

+0,08

-0,17

0£xа, мол.%£15

3-7

0,15

-0,02

+0,11

-0,33

0£xy, мол.%£15

>7

0,18

0,02

+0,13

-0,27

250£Т, К£340


>0,75

<3

0,13

-0,01

+0,25

-0,11

0,1£р, МПа£12,0

3-7

0,15

-0,01

+0,18

-0,25


>7

0,24

-0,01

+0,28

-0,33


0,74-1,00 (смеси с H2S)

0,1-11

0,36

0,10

+0,54

-0,24

Примечания:

1 При использовании методов расчета NX19 мод. и УС GERG-91 мод. высшую удельную теплоту сгорания (Нс.в.) вычисляют по формуле (52) ГОСТ 30319.1.

2 При использовании методов расчета УС AGA8-92DC и УС ВНИЦ СМВ плотность газа при стандартных условиях (rс) вычисляют по формуле (16) ГОСТ 30319.1, а высшую удельную теплоту сгорания (Нс.в.) – по 7.2 ГОСТ 30319.1 (допускается вычислять Нс.в по формуле (52) ГОСТ 30319.1).

Для расчета коэффициента сжимаемости природного газа при определении его расхода и количества рекомендуется применять:

1) модифицированный метод NX19 мод.- при распределении газа потребителям;

2) модифицированное уравнение состояния (УС) GERG-91 мод. [13, 14] и УС AGA8-92DC [15] - при транспортировании газа по магистральным газопроводам;

3) уравнение состояния ВНИЦСМВ – при добыче и переработке газа». Погрешность расчета коэффициента сжимаемости d приведена в таблице 1 без учета погрешности исходных данных.

Метод NX19 мод. и уравнение состояния GERG-91 мод. могут быть использованы при неизвестном полном компонентном составе природного газа, расчет по этим методам не требует применения ЭВМ.

Расчет по уравнениям состояния AGA8-92DC и ВНИЦ СМВ может быть осуществлен только при наличии ЭВМ и известном полном компонентном составе природного газа, при этом должны быть выдержаны следующие диапазоны концентраций компонентов (в мол. %):

метан 65 - 100 этан £ 15

пропан £ 3,5 бутаны £ 1,5

азот £ 15 диоксид углерода £ 15

сероводород £ 30 (УС ВНИЦ СМВ) и £ 0,02 (УС AGA8-92DC)

остальные £ 1

В области давлений (12 - 30) МПа и температур (260 - 340) К для расчета коэффициента сжимаемости допускается применять уравнения состояния GERG-91 мод. и AGA8-92DC. Погрешность расчета коэффициента сжимаемости природного газа в указанной области давлений и температур составляет: для уравнения GERG-91 мод. - 3,0 % [14], для уравнения AGA8-92DC - 0,5 % [15].

Выбор конкретного метода расчета коэффициента сжимаемости допускается определять в контракте между потребителем природного газа и его поставщиком с учетом требований настоящего стандарта.

В таблице 1 приняты следующие обозначения:

1) dсист - систематическое отклонение от экспериментальных данных

, (2)

2) diмакс - максимальное отклонение в i-й точке экспериментальных данных

, (3)

где Красч и Кэксп - соответственно расчетный и экспериментальный коэффициенты сжимаемости;

3) d - погрешность расчета коэффициента сжимаемости по ИСО 5168 [16]

, (4)

где dст - стандартное отклонение, которое вычисляется из выражения

, (5)

dэксп - погрешность экспериментальных данных (0,1 %).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.2.2 Модифицированный метод NX19 мод.

В соответствии с требованиями стандарта Германии [17] расчет фактора сжимаемости по модифицированному методу NX19 мод. основан на использовании уравнения следующего вида

, (6)

где , (7)

, (8)

, (9)

, (10)

, (11)

Корректирующий множитель F в зависимости от интервалов параметров ра и DТа вычисляют по формулам:

при 0 £ ра £ 2 и 0 £ DТа £ 0,3

, (12)

при 0 £ ра< 1,3 и -0,25 £ DТа < 0

, (13)

при 1,3 £ ра< 2 и -0,21 £ DТа < 0

, (14)

где DTa = Ta - 1,09.

Параметры рa и Тa определяются по следующим соотношениям:

, (15)

, (16)

где рпк и Тпк - псевдокритические значения давления и температуры, определяемые по формулам (48) и (49) ГОСТ 30319.1, а именно:

, (17)

. (18)

В формулах (17), (18) вместо молярных долей диоксида углерода и азота допускается применять их объемные доли (ry и ra).

Коэффициент сжимаемости природного газа вычисляют по формуле (1), при этом фактор сжимаемости при рабочих условиях рассчитывают по формулам (6) – (18) настоящего стандарта, а фактор сжимаемости при стандартных условиях – по формуле (24) ГОСТ 30319.1

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.2.3 Модифицированное уравнение состояния GERG-91 мод.

Европейская группа газовых исследований на базе экспериментальных данных, собранных в [12], и уравнения состояния вириального типа [18], разработала и опубликовала в [13, 14] УС

, (19)

где Вm и Сm - коэффициенты УС;

rм - молярная плотность, кмоль/м3.

Коэффициенты уравнения состояния определяют из следующих выражений:

, (20)

, (21)

где хэ - молярная доля эквивалентного углеводорода

хэ = 1 - ха - ху, (22)

, (23)

, (24)