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 применения2

2 Нормативные ссылки2

3 Уравнение состояния природного газа2

3.1 Вид уравнения состояния2

3.2 Пределы применения уравнения состояния и погрешности расчета свойств2

4 Определение физических свойств природного газа3

4.1 Определение плотности3

4.2 Определение показателя адиабаты3

4.3 Определение скорости звука5

4.4 Определение динамической вязкости5

5 Вычисление погрешности расчета физических свойств природного газа с учетом погрешности исходных данных5

6 Применение уравнения состояния для аттестации других методов расчета физических свойств природного газа6

Приложение А Листинг программы расчета физических свойств природного газа7

Приложение Б Пример расчета физических свойств природного газа20

Приложение В Библиография21

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;

??п = ??м/??пк - приведенная плотность;

Тп = Т/Тпк - приведенная температура;

??м - молярная плотность, кмоль/м3;

??пк 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?? 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

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.

4 Определение физических свойств природного газа

4.1 Определение плотности

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

Плотность ??, 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 необходимо:

1) рассчитать молярные доли компонентов, используя формулы (71) - (74), которые приведены в ГОСТ 30319.2 (см. п. 3.2.5);

2) по УС (1) рассчитать фактор сжимаемости (zc) при стандартных условиях;

3) используя заданную плотность (??c) при стандартных условиях, определить молярную массу природного газа по формуле

.(4)

Если плотность ??c не задана, допускается рассчитывать ее по формуле (16) ГОСТ 30319.1 (см. п. 3.3.2).

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 c??om - 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 ??i = T/Tni.

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

Таблица 2 - Константы уравнения (13)

Компонент (i)

j

(??j)i

(??j)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

2

5,644240000 ?? 10-2

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