Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

32 страницы

456.00 ₽

Купить ГОСТ 30319.3-2015 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

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

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.

  Скачать PDF

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины, определения и обозначения

4 Методы расчета физических свойств природного газа

     4.1 Методы расчета плотности и коэффициента сжимаемости

     4.2 Методы расчета показателя адиабаты и скорости звука

     4.3 Метод расчета коэффициента динамической вязкости

5 Алгоритм расчета физических свойств природного газа

     5.1 Исходные данные

     5.2 Алгоритм расчета

6 Диапазон применения и погрешности расчета физических свойств природного газа

     6.1 Диапазон применения и погрешности методов расчета физических свойств

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

Приложение А (обязательное) Характеристические параметры компонентов природного газа, коэффициенты и параметры методов расчета свойств природного газа

Приложение Б (справочное) Примеры расчета физических свойств природного газа

Библиография

Показать даты введения Admin

Нормативные ссылки

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

(МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION

(ISC)

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ

СТАНДАРТ

Газ природный МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе

ГОСТ

30319.3—

2015

Издание официальное


Москва

Стандартинформ

2016


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. № 79-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по MK (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

KZ

Госстандарт Республики Казахстан

Киргизия

KG

Кыргызстандарт

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 в ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в 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

ГОСТ 30319.3-2015

где {pKpi, р :}, {Mj, Mj} и {TKpi, TKpj} — критические плотности, молярные массы и критические температуры для компонентов (i, j) природного газа 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 {Xj};

-    абсолютное давление природного газа;

-    температура природного газа.

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

Г /2

xi =    —    1 i= 1 NC,    (38)

i=l

где Г| — объемная доля i-ro компонента природного газа;

zci — 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 = KpiP„36 + Kp2paTM,    (39)

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

Таблица 1 — Переводные коэффициенты Кр1 и Кр2

Единица измерения

Коэффициенты Кв1 и Ко2

1 кгс/см2

9,80665хЮ-2

1 кгс/м2

9,80665x10"6

1 МПа

1

1 бар

10"1

1 мм рт. ст.

1,33322x10"4

Пример — Перевод давления Р, МПа, при заданных риз6 = 10 кгс/см2; р = 750 мм рт. ст. По таблице 2 находим значения коэффициентов: Кр1 = 9,80665x10-2; к - 1,33322x10~4, затем рассчитываем абсолютное давление: р = 9,80665x10~2х10 + 1,33322x10^x750 а 1,08066 МПа.

7

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)

Т = t -н 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 Dn и Un по формулам (7)—(17).

5.2.2    Расчет приведенной плотности (8) осуществляется в результате решения уравнения (1). Значение начального приближения приведенной плотности (б(°)) рассчитывают, используя значения исходных данных (Т, р, Xj), по формуле

(41)

s.o) Ю3РК3х RT ’

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 (8^) на k-м итерационном шаге определяют из выражений

Д8<к> = [Я/т-(1 + A™)s™]/{l + АГ>),    (42)

5> = 5(к-1) + Д8(к),

где безразмерные комплексы А[,к1), рассчитывают по формулам (6) и (23) при плотности на итерационном шаге (к-1), т. е. при б^'1);

б)    условие завершения итерационного процесса

(43)

|расч 7г)/7с| < Ш-6,

где приведенное давление тг^ рассчитывают по формуле

(44)

<>Сч = 8(к)т(1 + А<к)),

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

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 б = б(к), 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 б = б (к).

5.2.4    Расчет вязкости осуществляется по формулам (28)—(37) при заданных значениях (Т) и (Х|) и найденному значению молярной плотности

ГОСТ 30319.3-2015

P = p/Mm,    (45)

где р — плотность, рассчитанная по формуле (18) при значении 6 = 6 <к).

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

%<6им<2,0%;

%<6км<4,4%;

%^м<4,0%.

0,1 %

0,2 0,5 0,6

9


нет


Рисунок 1 — Блок-схема расчета физических свойств природного газа


10


Таблица 2 — Компоненты природного газа и диапазоны молярных долей компонентов

Компонент

Диапазоны молярных долей

Метан

0,7 ^ хСН4 <1,0

Этан

ХС2Н6 - 0,Ю

Пропан

ХСЗН8 - 0,035

Бутаны в сумме

ХС4Н10- 0'015

Пентаны в сумме

ХС5Н12 - 0,005

Гексан

хнС6Н14- О'001

Азот

XN2 “ 0,20

Диоксид углерода

ХС02 - 0,20

Гелий

хНе - 0,005

Водород

ХН2 ^ 0,10

Примечания

1    Молярные доли остальных компонентов не превышают суммарно 0,0015.

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

3    Если в природном газе молярная доля водорода не превышает 0,0005, то при расчете физических свойств можно принять хН2 = 0, а измеренную по ГОСТ 31371.1ГОСТ 31371.7 молярную долю водорода суммировать с молярной долей азота.

4    Если измерены по ГОСТ 31371.1ГОСТ 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 31371.1ГОСТ 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-гептана 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 расчета плотности и коэффициента сжимаемости (с доверительной вероятностью 95 %)

т, К

р, МПа

®рМ’ ®2М’

От 250,0 до 267,0 вкпюч.

От 0,1 до Рр1 вкпюч.

0,1

Св. Рр1 до Рр2 вкпюч.

0,2

Св. Рр2 до 30,0 вкпюч.

0,4

Св. 267,0 до 280,0 вкпюч.

От 0,1 до Рр3 вкпюч.

0,1

Св. Рр3 до 30,0 вкпюч.

0,2

Св. 280,0 до 295,0 вкпюч.

От 0,1 до 30,0 вкпюч.

0,1

Св. 295,0 до 310,0 вкпюч.

От 0,1 до Рр4 вкпюч.

0,1

Св. Рр4 до 30,0 вкпюч.

0,2

Св. 310,0 до 350,0 вкпюч.

От 0,1 до Рр5 вкпюч.

0,1

Св. Рр5 до 30,0 вкпюч.

0,2

ГОСТ 30319.3-2015

Примечания

1    Рр1 = 0.32353Т- 78,882.

2    Рр2 = 0,94118Т-221,29.

3    Ррз= 1.7308Т- 454,62.

4    Рр4 =-1.2000Т + 384,00.

5    Рр5 = 0.30000Т-81,000.


Окончание таблицы 3

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

т, к

р, МПа

5UM' %

<\м' %

От 0,1 до Pw1 включ.

0,2

0,5

От 250,0 до 350,0 включ.

Св. Pw1 до Pw2 включ.

0,8

1,8

Св Pw2 до 30,0 включ.

2,0

4,4

Примечания

1    Pw1 = 0.06Т- 9,0.

2    Pw2 = 0.20Т - 40,0.

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

Т, К

р, МПа

5им. %

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 (6Z), плотности (6р), скорости звука (6и), показателя адиабаты (6к) и вязкости (6р) с учетом погрешности измерения давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа

(исходных данных для расчета) вычисляют по следующим формулам:

sz=fe

(46)

8p=fe

(47)

8u=(Su«

+ 5иид) ’ ■

(48)

8k=fe

+ 8кид) >

(49)

+СГ.

(50)

где 6ZM, 6рМ, 6UM, 6км и 6рМ — погрешности методов расчета соответственно коэффициента сжимаемости, плотности, скорости звука, показателя адиабаты и вязкости, значения которых приведены в таблицах 3—5;


62ИД, ^рид’ <\,ид, ^кид и <^ид — 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 б2ИД, 6рИД, 6иид, 6кид и 6иИД вычисляют по следующим формулам:


S


гид


5


иид


100

z


6

РИД



100

и


бкид


®ЦИД



(51)


(52)


(53)


(54)


(55)


где    Nc    —    число компонентов природного газа;

qk — условное обозначение k-го параметра применяемых для расчета исходных данных, т. е. измеренные значения давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа; z, р, u, к и ц — соответственно, коэффициент сжимаемости, плотность, скорость звука, показатель адиабаты и вязкость, значения которых рассчитывают при измеренных значениях давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа;

z4k+ рЧк+ иЧкк кЧ№ цЧк+ — соответственно, коэффициент сжимаемости, плотность, скорость звука, показатель адиабаты и вязкость, алгоритм расчета которых приведен в 6.2.3;

z4k_ p4k_ uq^ k4k_ цЧк_ — соответственно, коэффициент сжимаемости, плотность, скорость звука, показатель адиабаты и вязкость, алгоритм расчета которых приведен в 6.2.3.

6.2.3 Для упрощения алгоритм расчета значений коэффициента сжимаемости (z%+ и z^J 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 p^J, скорости звука (u4kt и uqj, показателя адиабаты (k4kt и kqj и вязкости (ц^ и PqJ осуществляют также, как и для коэффициента сжимаемости zи z4k_.

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


5


гид


Е(ч+ -z*-)2


(56)


где z — коэффициент сжимаемости, значение которого рассчитано при измеренных значениях ри,

ти’хих2И;

z4kf — коэффициент сжимаемости, значения которого рассчитывают:


13


ГОСТ 30319.3-2015

-    дляк=1 при Ри+, Ти, х и х;

-    для к = 2 при ри, Ти+, хих;

-    для к = 3 при РиДи1и+их;

-    для к = 4 при ри, Ти их2и+;

zq^ — коэффициент сжимаемости, значения которого рассчитывают:

-    дляк=1 при ри_, Тиих;

-    для к = 2 при ри, Ти_, х их;

-    для к = 3 при ри, Ти. их;

-    для к = 4 при ри, Тиих,

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

Р^ = Р„ (1+0,005 8р),

(57)

р^=ри(1-0,0058р),

(58)

Ти+И (1 + 0,005 8Т>

(59)

Ти_ =ТИ (1-0,005 8Т),

(60)

*1и+= *(1 + 0,005 8х1 ),

(61)

Xi„_= х(1-0,005 8х1),

(62)

Х2и+ = х2и0 + 0,005 8^)^

(63)

Х2И- = х2и0 0>005 8x2),

(64)

где 6р, 6Т, 6х1 и 6х2 — соответственно, погрешности измерения ри, Ти, х и х, численные значения которых определяют в соответствии с применяемыми методиками или средствами их измерений.

14

ГОСТ 30319.3-2015

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 газа, 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].

15

^ Таблица A. 1 —Характеристические параметры чистых компонентов

Компонент

Молярная масса Mj, кг/кмоль

Коэффициент сжимаемости при стандартных условиях zcj

Энергетический

параметр

Ei

Параметр размера К, (м^кмоль)1'3

Ориентационный параметр Gi

Квадрупольный

параметр

Qi

Высокотемпературный параметр F,

Дипольный

параметр

Si

Параметр

ассоциации

Wj

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

0,0

Пропан

44,097

0,9834

298,118300

0,5837490

0,141239

0,0

0,0

0.0

0,0

и-Бутан

58,123

0,971

324,068900

0,6406937

0,256692

0,0

0,0

0,0

0,0

н-Бутан

58,123

0,9682

337,638900

0,6341423

0,281835

0,0

0,0

0,0

0,0

н-Пентан

72,150

0,953

365,599900

0,6738577

0,332267

0,0

0,0

0,0

0,0

н-Пентан

72,150

0,945

370,682300

0,6798307

0,366911

0,0

0,0

0,0

0,0

н-Гексан

86,177

0,919

402,636293

0,7175118

0,289731

0,0

0,0

0,0

0,0

Азот

28,0135

0,9997

99,737780

0,4479153

0,027815

0,0

0,0

0,0

0,0

Диоксид

углерода

44,010

0,9947

241,960600

0,4557489

0,189065

0,690000

0,0

0,0

0,0

Гелий

4,0026

1,0005

2,610111

0,3589888

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Водород

2,0159

1,0006

26,957940

0,3514916

0,034369

0,0

1,0

0,0

0,0



Таблица А.2 — Параметры бинарного взаимодействия компонентов

Пара компонентов (i, j)

Е

vu

КУ

С

Метан

Пропан

0,994635

0,990877

1,007619

1,0

н-Бутан

1,019530

1,0

1,0

1,0

н-Бутан

0,989844

0,992291

0,997596

1,0

н-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

Диоксид углерода

0,960644

0,963827

0,995933

0,807653

Водород

1,170520

1,156390

1,023260

1,957310


ГОСТ 30319.3-2015

Содержание

1    Область применения.................................................................1

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

3    Термины, определения и обозначения...................................................2

4    Методы расчета физических свойств природного газа......................................2

4.1    Методы расчета плотности и коэффициента сжимаемости..............................2

4.2    Методы расчета показателя адиабаты и скорости звука.................................4

4.3    Метод расчета коэффициента динамической вязкости..................................5

5    Алгоритм расчета физических свойств природного газа.....................................7

5.1    Исходные данные................................................................7

5.2    Алгоритм расчета................................................................8

6    Диапазон применения и погрешности расчета физических свойств природного газа.............9

6.1    Диапазон применения и погрешности методов расчета физических свойств................9

6.2    Учет погрешности измерения давления, температуры и молярных долей компонентов

природного газа....................................................................12

Приложение А (обязательное) Характеристические параметры компонентов природного газа,

коэффициенты и параметры методов расчета свойств природного газа...........15

Приложение Б (справочное) Примеры расчета физических свойств природного газа.............24

Библиография.......................................................................26

■ы


Пара компонентов (i, j)

Е

Vy

КУ

С

Этан

Пропан

1,022560

1,065173

0,986893

1,0

н-Бутан

1,0

1,250000

1,0

1,0

н-Бутан

1,013060

1,250000

1,0

1,0

н-Пентан

1,0

1,250000

1,0

1,0

н-Пентан

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

Диоксид 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

Диоксид углерода

0,726255

1,0

1,0

1,0

н-Пентан

Азот

0,945520

1,0

1,0

1,0

Диоксид углерода

0,859764

1,0

1,0

1,0

н-Гексан

Диоксид углерода

0,855134

1,066638

0,910183

1,0

Азот

Диоксид углерода

1,022740

0,835058

0,982361

0,982746

Водород

1,086320

0,408838

1,032270

1,0



МКС 75.060

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

В каком месте

Напечатано

Должно быть

Пункт 4.3.2, форму-

Nc

Nc „..

ла (30)

И - v xi^0i

И - v xi^0i

U itl^[l + (^i^0j)1/2(Mj/Mi)1/4]2

U jtl ^ Xj[1 + (n0i/n0j)1/2(Mj/Mi)1/4]2

j = i [8(1 + Mj/Mj)]1/2

jTi [8(1 + Mi/Mj)]1/2

Пункт 5.1.3. Пример

По таблице 2 находим значения

По таблице 1 находим значения

коэффициентов:

коэффициентов:

(ИУС №4 2017 г.)

16

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

В 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 С8 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—Си 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 С1—С5 и С6+ 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 С1—С8 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    В настоящем стандарте 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

(1)

я = 8т-(1 + А0)

где я — приведенное давление;

х — приведенная температура;

А0 — безразмерный комплекс (см. 4.1.1.2).

4.1.1.1 Приведенные давление (я) и температуру (т) рассчитывают по формулам:

(2)

(3)

71 = Р/Рот >

т = Т/1_Т,

где р — параметр приведения для давления, МПа;

1_т — параметр приведения для температуры, равный 1 К.

Параметр приведения для давления рассчитывают по формуле

(4)

Pom = 10"3Kx3RLT,

где Кх — смесевой параметр размера, м/кмоль1/3;

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

Смесевой параметр размера (Кх) рассчитывают по формуле

Nc-1 Nc ,    ч    ,    v

(5)

+2ХЕх*(кМ)(к

где Nc Щ и {Kj}

i=1 Н+1

число компонентов природного газа;

параметры размера компонентов природного газа, значения которых приведены в таблице А.1 (приложение А);

параметры бинарного взаимодействия, значения которых приведены в таблице А.2 (приложение А).


4.1.1.2 Безразмерный комплекс (А0) рассчитывают по формуле


А0 =Xan84'Un[bnDn +(b„ -cnkn8k") Un exp(-cn5k")],


(6)


где{ап}, {bn}, {un}, {cn}, и {kn} — коэффициенты и показатели степеней, значения которых приведены в

таблице А.3 (приложение А);

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

Функции молярных долей компонентов природного газа {Dn} и {Un} рассчитывают по формулам:

BnK]f, 1 < п < 12;

Dn=-BnK?-Cn, 13 < п < 18;    (7)

0,    19 < п < 58



0,

1 < п < 12;

Сп.

13<п<58.


(8)


Вспомогательные функции (Сп и Вп) рассчитывают по формулам:

Cn = (G +1 - gn )9п (q2 +1 - qn J4” (F +1 - fn )f" Vu",


Nc Nc


B„=SZxixjBnijE“"(KiKjf2,

i=1 j=1

Nc    Nc-1    Nc    , w    .

G^xA + XX^jlGr^+Gj),

i=1    i=l    j=i+l

Nc

0 = ЕхД,

i=1

Nc

р=Ех^,


v =


Zx.Efy

Nc-1 Nc /    \    /    ч

+ 2ZZxixj(vif-l)(EiEjf


= (g, +1 - gn)9n (QiQj +1 - qn)4n (Щ +1- fj" (s,SJ +1 - sn)s" x (WiWf +1 - wn)w",


By By^E|Ej ,


Gij=G:(Gi+Gj)/2,


(9)

(10)

(11)

(12)

(13)

(14)

(15)

(16) (17)


где {gn}, {qn}, {fn}, {sn}, {wn} — параметры, значения которых приведены в таблице А.З (приложение А); {Ej}, {Gj}, {Qj}, {Fj}, {Sj}, {Wj} — параметры компонентов природного газа, значения которых приведены в

таблице А.1 (приложение А);

{Еу*}, {Vy}, {Gy*} — параметры бинарного взаимодействия компонентов природного газа, значения которых приведены в таблице А.2 (приложение А).


3


ГОСТ 30319.3-2015

4.1.2 Решение уравнения (1) осуществляют в итерационном процессе методом Ньютона; значение начального приближения (б(°)) 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

р = МтК^5,    (18)

где Мт — молярная масса смеси, кг/кмоль;

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

Молярную массу смеси рассчитывают по формуле

Мт=2>М-    (19)

и

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

Nc — число компонентов природного газа.

(20)

4.1.3 Коэффициент сжимаемости природного газа рассчитывают по формуле

z = 1 + A0,

где А0 — безразмерный комплекс (см. 4.1.1.2).

Примечание — Безразмерный комплекс А0 в формуле (20) рассчитывают при заданных значениях (Т, {xj) и найденном в результате решения уравнения (1) значении приведенной плотности (б).

4.2 Методы расчета показателя адиабаты и скорости звука

4.2.1 Показатель адиабаты и скорость звука рассчитывают по следующим формулам:

(21)

(22)

k = [l + А, + (1 + А2)7(ср0г -1 + A3)]/z, u ={l03RM“1t[i + А, + (1 + А2)2 /(cp0r -1 + А3)]}05,

где А1, А2 и А3 — безразмерные комплексы (см. 4.2.2);

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

4.2.2 Безразмерные комплексы Av А2 и А3 рассчитывают по следующим формулам:

А, = f>n64-u" {(Ьп +1) bnDn+[(bn -cnkn5k")(bn -cnkn8k" +l)-cnk2Sk"]xUn exp(-cn8k")} (23)

(24)

A2 = Zan§bn 'c'Un 0 - un )[bnDn + (bn -cnkn8k" )un exp(- cn8k")],

(25)

A3 = E an8b" un (1" un) [Dn + Un exp (- cn8k")].

n=1

4


Коэффициенты, показатели степеней, параметры, функции, входящие в формулы расчета (23) — (25), те же самые, которые входят в формулы расчета безразмерного комплекса А0 (см. 4.1.1.2).

4.2.3 Безразмерную изобарную теплоемкость природного газа в идеально-газовом состоянии (ср0г) рассчитывают по формуле


Cp0r = ^ XiCp0ri >

1=1


(26)


гДе {W

Nc


безразмерные изобарные теплоемкости компонентов природного газа в идеально-газовом состоянии;

число компонентов природного газа.


Значения величин {cp0ri} рассчитывают по формуле


^pOri


— В0; + С0|

Г D0ie 1

2

_L P

Г FOi0 1

2

_L П,

Г HOi0 1

2

x 1

Г Jo:0 1

sinh(D0l9)

+ C0I

cosh(FOi0)

+ ^01

sinh(Hol0)

+ 'oi

cosh(Jol0)


= \2,


.Nc,


(27)


где 0 = т"1.


Коэффициенты {B0i}, {C0i}, {Doi}, {E0i}, {F0i}, {G0i}, {H0i}, {l0i}, {J0i}, 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


2,63094- МЖ

+    тме    -


(28)


где ц0 — вязкость природного газа в разреженном состоянии;

Мт — молярная масса природного газа (см. формулу (19)); рпк — псевдокритическое давление природного газа;

Тпк — псевдокритическая температура природного газа (см. формулу (37)); Дц— избыточная составляющая вязкости природного газа.

Псевдокритическое давление природного газа рассчитывают по формуле



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

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

Qj — 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


ц =у_Щи_,

1=1 ^ [1 + (цо,/м.о|)1/2|/М,)|,4Г h (e(i+Ml/Mj)]1,2


(30)


5


ГОСТ 30319.3-2015

где n0j и n0j — соответственно вязкость i-ro и j-ro компонентов природного газа в разреженном состоянии;

М| и Mj — соответственно молярная масса i-ro и j-ro компонентов природного газа, значения которых для каждого компонента приведены в таблицах А.1 и А.9 (приложение А).

Вязкость компонентов природного газа в разреженном состоянии (p0i) вычисляют по формуле

Ц0| = Salk(T/100)k- i = 1>2.....Nc’    (31)

k=0

где {aik}— коэффициенты, значения которых для каждого компонента приведены в таблице А.6 приложения А;

Nc — число компонентов природного газа.

4.3.3 Избыточную составляющую вязкости рассчитывают по формуле

0

ДР = £сп1(0*2т*3)Гп4(в*1т*в )rtn,    (32)

П=1

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

ф1,...,ф6 — параметры преобразований для приведенных значений плотности и температуры природного газа (см. формулу (33)); сот 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

Nc

(33)

<l>i=5i + Zxkdik. i = t2.....6,

k=1

где {6|} и {dik} — коэффициенты, значения которых приведены в таблице А.8 (приложение А);

Nc — число компонентов природного газа.

Приведенные плотность (ют) и температуру (тт) природного газа рассчитывают по формулам:

®т=р/рпк.    (34)

тт = Т/Тпк,    (35)

где Рпк, Тпк — псевдокритические молярная плотность и температура природного газа.

Псевдокритическую молярную плотность (Рпк) и температуру (Тпк) вычисляют по следующим формулам:

(36)

Рпк = 0>125^^х|х][(м||ф|)1/3 +(Mj/pKpJ)1/3]3,

i=1 И

(37)

Тпк = 0,125-pnK^^xlXj[(Ml/pKp|)1/3 + (Mj/pKpi)1/3]3(TKp|TKp|)1/2,

i=1 j=1

1