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

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 {p_Kpi, р :}, {Mj, Mj} и {T_Kpi, T_Kpj} — критические плотности, молярные массы и критические температуры для компонентов (i, j) природного газа соответственно;

Nc — число компонентов природного газа.

Значения критических параметров {T_Kpi}, {p_Kpi} 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 31371.1 — ГОСТ 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;

z_ci — 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_piP„36 + Kp₂p_aTM,    (39)

где К_р1 и К_р2 — переводные коэффициенты, значения которых приведены в таблице 1; Ризб — избыточное давление природного газа; р_атм — 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

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 (К_х) по формуле (5);

-    давление нормировки (р_0т) по формуле (4);

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

-    функции молярных долей компонентов D_n и U_n 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

_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^(к> = 5^(к-1) + Д8^(к),

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

б)    условие завершения итерационного процесса

|расч 7г)/7с| < Ш^-6,

где приведенное давление тг^ рассчитывают по формуле

<>_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/M_m,    (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:

%<6_им<2,0%;

%<6_км<4,4%;

%^_м<4,0%.

0,1 %

0,2 0,5 0,6

9

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 31371.1 — ГОСТ 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 31371.1 — 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-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

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 (6_Z), плотности (6_р), скорости звука (6_и), показателя адиабаты (6_к) и вязкости (6_р) 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 6_ZM, 6_рМ, 6_UM, 6_км и 6_рМ — погрешности методов расчета соответственно коэффициента сжимаемости, плотности, скорости звука, показателя адиабаты и вязкости, значения которых приведены в таблицах 3—5;

ГОСТ 30319.3-2015

-    дляк=1 при Р_и+, Т_и, х_1и и х_2и;

-    для к = 2 при р_и, Т_и+, х_1иих_2и;

-    для к = 3 при Р_иД_и,х_1и+их_2и;

-    для к = 4 при р_и, Т_и,х_1и их_2и+;

z_q^ — коэффициент сжимаемости, значения которого рассчитывают:

-    дляк=1 при р_и_, Т_и,х_1иих_2и;

-    для к = 2 при р_и, Т_и_, х_1и их_2и;

-    для к = 3 при р_и, Т_и,х_1и. их_2и;

-    для к = 4 при р_и, Т_и,х_1иих_2и,

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+ =ТИ (1 + 0,005 8Т>	(59)
Ти_ =ТИ (1-0,005 8Т),	(60)
*1и+= *1и(1 + 0,005 8х1 ),	(61)
Xi„_= х1и(1-0,005 8х1),	(62)
Х2и+ = х2и0 + 0,005 8^)^	(63)
Х2И- = х2и0 — 0>005 8x2),	(64)

где 6_р, 6_Т, 6_х1 и 6_х2 — соответственно, погрешности измерения р_и, Т_и, х_1и и х_2и, 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

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

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—С₅ и 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

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:

^{71 =} Р/Рот >

т = Т/1__Т,

где р_0т — параметр приведения для давления, МПа;

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

Параметр приведения для давления рассчитывают по формуле

(4)

Pom = 10"³Kx³RL_T,

где К_х — смесевой параметр размера, м/кмоль^1/3;

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

Смесевой параметр размера (К_х) рассчитывают по формуле

Nc-1 Nc ,    ч    ,    v

(5)

⁺²ХЕ^х*(^кМ)(^к^Г

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).

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 = М_тК^5,    (18)

где М_т — молярная масса смеси, кг/кмоль;

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

Молярную массу смеси рассчитывают по формуле

№

М_т=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.

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:

k = [l + А, + (1 + А₂)7(с_р0г -1 + A₃)]/z, u ={l0³RM“¹t[i + А, + (1 + А₂)² /(c_p0r -1 + А₃)]}⁰⁵,

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

Ср_0г — безразмерная изобарная теплоемкость природного газа в идеально-газовом состоянии (см. 4.2.3).

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

А, = f>_n64-^u" {(Ь_п +1) b_nD_n+[(b_n -c_nk_n5^k")(b_n -c_nk_n8^k" +l)-c_nk²S^k"]xU_n exp(-c_n8^k")} (23)

^A2 = Z^an^§bn '^c'^Un 0 - ^un )[b_nD_n + (b_n -c_nk_n8^k" )u_n exp(- c_n8^k")],

A₃ = E ^an^8b" ^un (1" u_n) [D_n + U_n exp (- c_n8^k")].

n=1

4

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 (p_0i) вычисляют по формуле

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

k=0

где {a_ik}— 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 = £с_п(ф₁(0*²т*³)^Гп(ф₄(в*¹т*^в )r^tn,    (32)

П=1

где {c_n}, {r_n}, {t_n} — 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)); со_т и т_т — приведенные плотность и температура природного газа (см. формулы (34), (35)).

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

Nc

<l>i=5i + Z^xk^dik. i = t2.....6,

k=1

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

Nc — число компонентов природного газа.

Приведенные плотность (ю_т) и температуру (т_т) природного газа рассчитывают по формулам:

®т=р/рпк.    (34)

т_т = Т/Тпк,    (35)

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

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

Рпк = 0>125^^х_|х_][(м_|/р_|ф|)^1/3 +(M_j/p_KpJ)^1/3]³,

i=1 И

Т_пк = 0,125-p_nK^^x_lXj[(M_l/p_Kp|)^1/3 + (Mj/p_Kpi)^1/3]³(T_Kp|T_Kp|)^1/2,

i=1 j=1

1