Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

33 страницы

487.00 ₽

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

Предназначен для определения физических свойств природного газа. Стандарт устанавливает метод расчета плотности, показателя адиабаты, скорости звука, динамической вязкости природного газа, основанный на использовании его уравнения состояния. Метод расчета физических свойств природного газа рекомендуется применять для аттестации других методов расчета

Действие завершено 01.01.2017

Показать даты введения Admin

ГОСТ 30319.3-96

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
ПО УРАВНЕНИЮ СОСТОЯНИЯ

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 30319.3-96 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 Уравнение состояния природного газа 2

4 Определение физических свойств природного газа 3

5 Вычисление погрешности расчета физических свойств природного газа с учетом погрешности исходных данных 6

6 Применение уравнения состояния для аттестации других методов расчета физических свойств природного газа 7

ПРИЛОЖЕНИЕ А 8

Листинг программы расчета физических свойств природного газа 8

ПРИЛОЖЕНИЕ Б 24

Пример расчета физических свойств природного газа 24

ПРИЛОЖЕНИЕ В 24

Библиография 24


ГОСТ 30319.3-96

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Газ природный

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

Определение физических свойств по уравнению состояния

Natural gas. Methods of calculation of physical properties.
Definition of physical properties by equation of state

Дата введения 1997-07-01

1 Назначение и область применения

Настоящий стандарт предназначен для определения физических свойств природного газа. Стандарт устанавливает метод расчета плотности, показателя адиабаты, скорости звука, динамической вязкости природного газа, основанный на использовании его уравнения состояния. Метод расчета физических свойств природного газа, приведенный в настоящем стандарте, рекомендуется применять для аттестации других методов расчета.

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

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

3 Уравнение состояния природного газа

3.1 Вид уравнения состояния

Во Всероссийском научно-исследовательском центре по стандартам, информации и сертификации сырья, материалов и веществ (ВНИЦ СМВ) для расчета физических свойств природного газа разработано уравнение состояния (УС)

, (1)

где сkl - коэффициенты УС;

rп = rм/rпк - приведенная плотность;

Тп = Т/Тпк - приведенная температура;

rм - молярная плотность, кмоль/м3;

rпк и Тпк - псевдокритические параметры природного газа.

Формулы расчета коэффициентов УС и псевдокритических параметров природного газа приведены в ГОСТ 30319.2 (см. п. 3.2.5).

3.2 Пределы применения уравнения состояния и погрешности расчета свойств

Исходными данными для расчета свойств по УС (1) являются давление, температура и компонентный состав природного газа, который выражен в молярных или объемных долях компонентов.

УС (1) предназначено для работы в интервале параметров:

по давлению - до 12 МПа;

по температуре - 240-480 К;

по составу в молярных долях:

метан ³ 0,50

этан £ 0,20

пропан £ 0,05

н-бутан £ 0,03

и-бутан £ 0,03

азот £ 0,30

диоксид углерода £ 0,30

сероводород £ 0,30

остальные компоненты £ 0,01

по плотности газа при стандартных условиях – 0,66 – 1,05 кг/м3 (плотность газа при стандартных условиях рассчитывают по формуле (16) ГОСТ 30319.1);

по высшей удельной теплоте сгорания газа – 20 – 48 МДж/м3 (высшую удельную теплоту сгорания рассчитывают по 7.2 ГОСТ 30319.1, допускается рассчитывать высшую удельную теплоту сгорания по формуле (52) ГОСТ 30319.1);

Погрешности расчета плотности, показателя адиабаты, скорости звука по УС (1) и динамической вязкости природного газа по уравнению (15) в указанных диапазонах параметров определены в соответствии с рекомендациями работ [1-3] и с использованием данных по скорости звука [4]. Погрешности приведены в таблице 1 без учета погрешностей исходных данных.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

4 Определение физических свойств природного газа

4.1 Определение плотности

4.1.1 Алгоритм определения плотности r из уравнения (1) при заданных давлении (р, МПа) и температуре (Т, К) приведен в ГОСТ 30319.2 (см. п. 3.2.5).

Плотность r, кг/м3, вычисляют по формуле

. (2)

Таблица 1 - Погрешности расчета свойств природного газа

Свойство

Область параметров состояния

Примечание

240 £ Т < 270К

Т = (270 - 480) К

и р < 12 МПа

р £ 6МПа

6 < р £ 12 МПа

Плотность

0,3 %

0,4 %

0,2 %

Природный газ не содержит сероводород

Показатель адиабаты

0,9 %

1,0 %

0,6 %

Скорость звука

0,3 %

1,0 %

0,5 %

Вязкость

2,0 %

3,0 %

2,0 %

Плотность

0,6 %

(1,0-1,5) %

0,4 %

Природный газ, содержащий сероводород

Показатель адиабаты

0,6 %

1,1 %

0,6 %

Скорость звука

0,3 %

1,0 %

0,5 %

Вязкость

2,0 %

3,0 %

2,0 %

4.1.2 Если компонентный состав природного газа задан в молярных долях, молярную массу природного газа вычисляют по формуле

, (3)

где молярные массы i-го компонента природного газа (Mi) приведены в таблице 1 ГОСТ 30319.1 (см. п. 3.2.3).

4.1.3 Если компонентный состав природного газа задан в объемных долях, то молярные доли компонентов рассчитывают по формуле (12) ГОСТ 30319.1 и далее молярную массу природного газа вычисляют по 4.1.2.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

4.2 Определение показателя адиабаты

Показатель адиабаты природного газа при использовании УС (1) вычисляют по формуле

, (5)

где сp и cv - изобарная и изохорная теплоемкости,

A1 - безразмерный комплекс УС (1).

Безразмерный комплекс А1 УС (1) имеет вид

. (6)

Изобарную и изохорную теплоемкости рассчитывают по следующим выражениям:

, (7)

, (8)

где cqom - изохорная теплоемкость природного газа в идеально газовом состоянии, а безразмерные комплексы А2 и А3 имеют вид:

, (9)

. (10)

Изохорную теплоемкость в идеально газовом состоянии вычисляют по формулам:

; (11)

. (12)

Изобарную теплоемкость (cроi) i-го компонента в идеально газовом состоянии определяют из соотношения

, (13)

где qi = T/Tni.

Температура Тni, пределы суммирования N1i и N2i, а также константы (aj)i, и (bj)i уравнения (13) для i-го компонента природного газа приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Константы уравнения (13)

Компонент (i)

j

(aj)i

(bj)i

Метан

N1i = 10

N2i = 6

Tni = 100 К

0

1,46696186 × 102


1

-6,56744186 × 101

-2,09233731 × 102

2

2,02698132 × 101

2,06925203 × 102

3

-4,20931845 × 100

-1,35704831 × 102

4

6,06743008 × 10-1

5,64368924 × 101

5

-6,12623969 × 10-2

-1,34496111 × 101

6

4,30969226 × 10-3

1,39664152 × 100

7

-2,06597572 × 10-4


8

6,42615810 × 10-6


9

-1,16805630 × 10-7


10

9,40958930 × 10-10


Этан

N1i = 6

N2i = 5

Tni = 100 К

0

6,81209760 × 101


1

-3,06340580 × 101

-8,74070840 × 101

2

9,52750290 × 100

7,84813740 × 101

3

-1,69471020 × 100

-4,48658590 × 101

4

1,76305850 × 10-1

1,46543460 × 101

5

-9,95454020 × 10-3

-2,05183930 × 100

6

2,35364300 × 10-4


Пропан

N1i = 6

N2i = 4

Tni = 100 К

0

-9,209726737 × 101


1

3,070930782 × 101

1,748671280 × 102

2

-4,924017995 × 100

-1,756054503 × 102

3

5,045358836 × 10-1

8,874920732 × 101

4

-3,140446759 × 10-2

-1,720610207 × 101

5

1,076680079 × 10-3


6

-1,556890669 × 10-5


н-Бутан

N1i = 6

N2i = 5

Tni = 100 К

0

-2,096096482 × 102


1

6,877783535 × 101

4,055272850 × 102

2

-1,228650555 × 101

-4,457015773 × 102

3

1,413691547 × 100

2,743667350 × 102

4

-1,002920638 × 10-1

-8,643867287 × 101

5

3,985571861 × 10-3

1,070428636 × 101

6

-6,786460870 × 10-5


и-Бутан

N1i = 5

N2i = 2

Tni = 300 К

0

-3,871419306 × 101


1

4,711104578 × 101

2,171601450 × 101

2

-1,758225423 × 101

-4,492603200 × 100

3

4,183494309 × 100


4

-5,520042474 × 10-1


5

3,034658409 × 10-2


Азот

N1i = 6

N2i = 6

Tni = 100 К

0

0,113129000 × 102


1

-0,215960000 × 101

-0,174654000 × 102

2

0,352761000 × 100

0,246205000 × 102

3

-0,321705000 × 10-1

-0,217731000 × 102

4

0,167690000 × 10-2

0,116418000 × 102

5

-0,467965000 × 10-4

-0,342122000 × 101

6

0,542603000 × 10-6

0,422296000 × 100

Диоксид углерода

N1i = 6

N2i = 4

Tni = 300 К

0

-9,508041394 × 10-1


1

7,008743711 × 100

1,087462263 × 100

2

-3,505801670 × 100

-7,976765747 × 10-2

3

1,096778000 × 100

-2,837014896 × 10-3

4

-2,016835088 × 10-1

1,479612229 × 10-4

5

1,971024237 × 10-2


6

-7,860765734 × 10-4


Сероводород

N1i = 5

N2i = 5

Tni = 100 К

0

3,913550000 × 100


1

-6,848510000 × 10-2

0,0

2

5,644240000 × 10-2

0,0

3

-4,837450000 × 10-3

1,186580000 × 100

4

1,717820000 × 10-4

-1,907470000 × 100

5

-2,275370000 × 10-6

8,285200000 × 10-1

(Измененная редакция, Изм. № 1).

4.3 Определение скорости звука

Скорость звука природного газа при использовании УС (1) вычисляют по формуле

, (14)

где cp, cv и А1 - соответственно изобарная, изохорная теплоемкости природного газа и безразмерный комплекс УС (1), см. (6) - (13);

М - молярная масса природного газа, см. (3) или (4).

4.4 Определение динамической вязкости

Динамическую вязкость природного газа вычисляют по формуле

, (15)

(16)

, (17)

, (18)

Молярную массу природного газа (М) вычисляют по формуле (3) или (4), а формулы расчета фактора Питцера (W) и псевдокритических параметров природного газа (Тп, rп, Тпк, rпк) приведены в ГОСТ 30319.2 (см. п. 3.2.5).

5 Вычисление погрешности расчета физических свойств природного газа с учетом погрешности исходных данных

При измерении расхода и количества природного газа, транспортируемого в газопроводах, давление (р), температуру (Т) и состав (хi) измеряют с определенной погрешностью. Перечисленные параметры являются исходными данными для расчета физических свойств по УС (1) и уравнению для вязкости (15).

В соответствии с рекомендациями ИСО 5168 [5] погрешность расчета физических свойств, которая появляется в связи с погрешностью измерения исходных данных, определяют по формуле

(19)

где dид - погрешность расчета свойства Q, связанная с погрешностью измерения исходных данных;

dqk - погрешность измерения параметра исходных данных;

; (20)

. (21)

В формулах (19) - (21):

qk - условное обозначение k-го параметра исходных данных (р, Т, хi);

`qk - среднее значение k-го параметра в определенный промежуток времени (сутки, месяц, год и т.д.);

qkмакс и qkмин - максимальное и минимальное значения k-го параметра в определенный промежуток времени;

Q - условное обозначение свойства природного газа (r, к, и, m);

Nq - количество параметров исходных данных, Nq = 2 + N (N - количество основных компонентов природного газа, которыми являются: метан, этан, пропан, бутаны, азот, диоксид углерода, сероводород).

При вычислении частных производных по формуле (20) свойства Qqk+ и Qqk- рассчитывают при средних параметрах и параметрах и , соответственно. Рекомендуется выбирать ».

Свойство Q (среднее значение) рассчитывают при средних параметрах `qk.

Общую погрешность расчета физических свойств определяют по формуле

, (22)

где dQ - погрешность расчета физических свойств по УС (1) и по уравнению для вязкости (15), значение которой для каждого свойства приведено в таблице 1.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

6 Применение уравнения состояния для аттестации других методов расчета физических свойств природного газа

Приведенный в настоящем стандарте метод расчета физических свойств природного газа необходимо применять для аттестации других методов расчета. Алгоритм проведения такой аттестации состоит в следующем:

Таблица 3

Компонент

Концентрация компонентов, мол.%, при rс, кг/м3

0,67 - 0,70

0,70 - 0,76

0,76 - 0,88

свыше 0,88

Метан

90,40 - 99,60

86,35 - 98,50

73,50 - 92,00

74,20 - 81,53

Этан

0,0 - 4,10

0,0 - 8,40

1,57 - 10,91

6,29 - 12,19

Пропан

0,0 - 1,16

0,0 - 3,35

0,18 - 5,00

3,37 - 5,00

н-Бутан

0,0 - 0,48

0,0 - 1,54

0,12 - 1,50

0,51 - 1,98

н-Пентан

0,0 - 0,32

0,0 - 1,00

0,10 - 1,00

0,10 - 1,00

Азот

0,0 - 4,60

0,12 - 8,47

0,22 - 16,30

0,56 - 4,40

Диоксид углерода

0,0 - 1,70

0,0 - 3,30

0,0 - 5,60

0,10 - 14,80

Сероводород

0,0

0,0 - 6,50

0,0 - 5,30

0,0 - 24,00

1) используя данные, приведенные в таблице 3, подбираются 5-6 тестовых смесей природного газа таким образом, чтобы сумма молярных долей компонентов этих смесей была равна 1;

2) в заданных интервалах давления и температуры по УС (1) и уравнению для вязкости (15) насчитываются массивы физических свойств для выбранных тестовых смесей, рекомендуемое количество тестовых точек в массивах - не менее 100;

3) вычисляются систематическое и стандартное отклонения рассчитанных по аттестуемым методам физических свойств от тестовых данных, которые получены в перечислении 2) алгоритма