Вход
Купить систему ГАРАНТ
Получить демо-доступ
Узнать стоимость
Информационный банк
Подобрать комплект
Семинары
- Главная
- Межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.1-96 "Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки" (введен в действие постановлением Госстандарта РФ от 30 декабря 1996 г. N 723) (с изменениями и дополнениями) (утратил силу)
Межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.1-96 "Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки" (введен в действие постановлением Госстандарта РФ от 30 декабря 1996 г. N 723) (с изменениями и дополнениями) (утратил силу)
ГАРАНТ:
Приказом Росстандарта от 10 ноября 2015 г. N 1744-ст взамен настоящего ГОСТа с 1 января 2017 г. введен в действие ГОСТ 30319.2-2015 "Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода" для добровольного применения в РФ
Информация об изменениях:
Изменением N 1, введенным в действие постановлением Госстандарта РФ от 10 марта 2004 г. N 167-ст, в настоящий ГОСТ внесены изменения, вступающие в силу с 1 июня 2004 г.
Межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.1-96
"Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки"
(введен в действие постановлением Госстандарта РФ от 30 декабря 1996 г. N 723)
С изменениями и дополнениями от:
10 марта 2004 г.
Natural gas. Methods of calculation of physical properties. Definition of physical properties of natural gas, its components and processing products
Дата введения 1 июля 1997 г.
1 Назначение и область применения
Настоящий стандарт предназначен для практического применения при косвенном определении коэффициента сжимаемости, плотности, показателя адиабаты, скорости звука, динамической вязкости и объемной удельной теплоты сгорания природного газа, его компонентов и продуктов его переработки по измеренным значениям давления, температуры, компонентного состава и плотности при стандартных условиях.
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 22667-82 Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе
ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения
ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости
ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния
ГСССД 4-78 Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость жидкого и газообразного азота при температурах 70-1500 К и давлениях 0,1-1000 МПа
ГСССД 8-79 Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость жидкого и газообразного воздуха при температурах 70-1500 К и давлениях 0,1-100 МПа
ГСССД 17-81 Динамическая вязкость и теплопроводность гелия, неона, аргона, криптона и ксенона при атмосферном давлении в интервале температур от нормальных точек кипения до 2500 К
ГСССД 18-81 Метан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 100-1000 К и давлениях 0,1-100 МПа
ГСССД 19-81 Кислород жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 70-1000 К и давлениях 0,1-100 МПа
ГСССД 47-83 Этилен жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 130-450 К и давлениях 0,1-100 МПа
ГСССД 48-83 Этан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 100-500 К и давлениях 0,1-70 МПа
ГСССД 70-84 Гелий-4 жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 2,4-450 К и давлениях 0,05-100 МПа
ГСССД 94-86 Метан. Коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 91-1000 К и давлениях от соответствующих разреженному газу до 100 МПа
ГСССД 95-86 Криптон жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия, изобарная теплоемкость и скорость звука при температурах 120-1300 К и давлениях 0,1-100 МПа
ГСССД 96-86 Диоксид углерода жидкий и газообразный. Плотность, фактор сжимаемости, энтальпия, энтропия, изобарная теплоемкость, скорость звука и коэффициент объемного расширения при температурах 220-1300 К и давлениях 0,1-100 МПа
ГСССД 110-87 Диоксид углерода. Коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 220-1000 К и давлениях от соответствующих разреженному газу до 100 МПа
ГСССД 147-90 Пропан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость в диапазоне температур 100-700 К и давлений 0,1-100 МПа
ГСССД Р92-84 н-Алканы (С1-С8). Вторые вириальные коэффициенты и коэффициенты динамической вязкости при атмосферном давлении в диапазоне температур от нормальных точек кипения до 800 К
ГСССД Р127-85 Пропан, н-бутан и н-пентан как компоненты природного газа. Плотность, фактор сжимаемости, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость, показатель адиабаты и изобарный коэффициент расширения при температурах 270-700 К и давлениях 0,1-30 МПа
3 Определение плотности
3.1 Общие положения
3.1.2 Плотность определяют с помощью плотномеров любого типа (пикнометрических, ареометрических, вибрационных, акустических, радиационных и др.) или косвенным методом (измерением параметров состояния среды, определения ее состава и проведения расчета).
3.1.3 В зависимости от технико-экономической целесообразности плотность контролируемых сред допускается рассчитывать: вручную, с помощью таблиц и графиков, с применением вычислительных машин и частично или полностью автоматизированных устройств.
3.2 Определение плотности чистых газов
3.2.1 Плотность газа в идеально газовом состоянии определяют по известным значениям давления р и температуры Т по формуле
3
ро = 10 х M х p/(R х Т). (2)
и
За молярную массу М принимают массу одного киломоля вещества в килограммах.
Молярную массу определяют по формуле
М = сумма (A х n ), (3)
j j j
где A - масса килограмм-атома j-го элемента, входящего в состав
j молекулы;
n - количество атомов j-го элемента молекулы.
j
3.2.2 Плотность реального газа (далее - газ) определяют с учетом фактора сжимаемости газа z по формуле
3
ро = ро /z = 10 х М х p /(R х T х z ). (4)
и
3.2.3 Плотность газа при стандартных условиях определяется при р = р_с и Т = Т_с, т. е. по соотношению
3
ро = 10 х M х p /(R х T х z ). (5)
с с с с
Значения R, р_с, Т_с приведены в разделе 4 ГОСТ 30319.0, а М и z - в таблице 1. Если измерения z_с обеспечиваются с большей точностью, чем приведенные в таблице 1, то целесообразно применять измеренные значения.
Таблица 1
В таблице 1:
1) ро_c.иi - плотность i-го газа при стандартных условиях в идеально газовом состоянии;
2) z_ci и ро_ci - соответственно, фактор сжимаемости и плотность i-го газа при стандартных условиях (для газов с температурой кипения больше 293,15 К приведены условные значения этих свойств, которые применимы только при определении z_c и ро_c природного газа);
3) дельта_zci - погрешность определения фактора сжимаемости i-го газа при стандартных условиях.
4) состав воздуха - 78,102% азота, 20,946% кислорода, 0,916% аргона, 0,033% диоксида углерода, 0,00182% неона, 0,00052% гелия, 0,00015% метана, 0,00011% криптона, 0,00005% водорода, 0,00003% закиси азота, 0,00002% моноксида углерода, 0,00001% ксенона (состав приведен в молярных процентах по данным ИСО 6976 [3]).
3.2.4 Из уравнений (4) и (5) получается практическая формула для определения плотности газа
ро = ро х р х Т /(р х Т х К), (6)
с с с
где коэффициент сжимаемости К равен
К = z/z . (7)
с
Из уравнения (7) следует, что К = 1 при р = р_с и Т= Т_с. Кроме того, из этого же уравнения видно, что плотность газа в рабочих условиях можно определить по измеренным значениям ро_с, z_c, z (или К),р и Т.
Допускается ро_с и z_c определять по таблице 1, z и р - по ГСССД 4, ГСССД 8, ГСССД 18, ГСССД 19, ГСССД 47, ГСССД 48, ГСССД 70, ГСССД 95, ГСССД 96, ГСССД 147, ГСССД Р127 и другим материалам, рекомендуемым ГСССД, если методы измерения соответствующих параметров имеют большую погрешность, чем указано в таблице 1, или отсутствует технико-экономическая целесообразность применения прямых измерений.
3.2.5 Общая погрешность определения плотности i-го чистого газа, рассчитанная по формуле (6), будет равна
2 2 2 2 2 0,5
дельта = (дельта + дельта + дельта + дельта + дельта ) , (8)
рi pci p Т zi zci
где дельта - погрешность измерения или определения по
pci таблице 1 плотности i-го газа при стан-
дартных условиях (численно равна дель-
та_zci);
дельта и дельта - методическая погрешность определения
zi zci фактора сжимаемости при рабочих и стан-
дартных условиях по ГСССД 4, ГСССД 8,
ГСССД 18, ГСССД 19, ГСССД 47, ГСССД 48,
ГСССД 70, ГСССД 95, ГСССД 96, ГСССД 147,
ГСССД Р127;
дельта и дельта - погрешности определения, соответственно,
p Т давления и температуры.
3.3 Определение плотности смеси газов при стандартных условиях по компонентному составу
3.3.1 Компонентный состав смеси газов определяется в объемных долях по формуле
r = V /сумма (V ) (9)
i i i i
или в молярных долях по формуле
x = n /сумма (n ). (10)
i i i i
Киломоль (килограмм-молекула) - количество вещества в килограммах, равное молярной массе этого вещества, поэтому число молей i-го компонента газовой смеси определяется по формуле
n = m /М . (11)
i i i
В соответствии с ИСО 6976 [3] объемная r_i и молярная х_i доли связаны следующими соотношениями:
r /z
i ci
x = --------------, (12)
i сумма (r /z )
i i ci
x /z
i ci
r = --------------. (13)
i сумма (x /z )
i i ci
Из уравнений (12) и (13) можно вывести следующие условия:
сумма (r ) = 1, (14)
i i
сумма (x ) = 1. (15)
i i
3.3.2 В соответствии с ИСО 6976 [3] плотность природного газа при стандартных условиях вычисляют по формуле
ро = ро /z , (16)
с с.и с
где ро = сумма (x х ро ), (17)
с.и i i с.иi
/ 0,5 \2
z = 1 - |сумма (x х b )| . (18)
с \ i i i /
Значения плотности ро_с.иi и фактора b(0,5)_i приведены в таблице 1.
При содержании в природном газе углеводородных соединений типа CkH2k+2 формулы (17) и (18) можно представить в следующем виде:
ро = 0,5831 х сумма (k х x ) + 0,0838 + 1,7457 х x + 1,0808 х x , (19)
с.и i i i y а
/ \2
z = 1 - |0,0458 х сумма (k х x ) - 0,0022 + 0,0195 х x + 0,075 х x | , (20)
с \ i i i а y/
где k - количество атомов углерода в i-м углеводородном компоненте (С Н ) природного газа.
i k 2k+2
3.3.3 Погрешности определения плотности природного газа и фактора сжимаемости при стандартных условиях вычисляют по формулам:
/ 2 2
дельта = (0,6/ро ) х |сумма (k х x х дельта ) + 3,4 х (х х дельта ) + 9,0 х (х х
ро с.и с \ i i i xi а ха y
2\0,5
х дельта ) | , (21)
xy /
0,5
(1 - z )
c / 2 2
дельта = 0,09 х ----------- х |сумма (k х x х дельта ) + 0,18 х (x х дельта ) + 2,7 х (х
zc z \ i i i xi а ха
c
2\0,5
х (х х дельта ) | , (22)
y xy /
2 2 2 0,5
дельта = (дельта + дельта + дельта ) , (23)
ро с ро с.и zc э
где дельта , дельта и дельта - погрешности определения моляр-
xi xа xy ных долей, соответственно, i-го
компонента природного газа, а
также азота и диоксида углеро-
да, как компонентов природного
газа;
дельта = 0,05% - погрешность экспериментального
э определения фактора сжимаемос-
ти.
3.4 Определение плотности природного газа при рабочих условиях (р и Т).
3.4.1 Плотность природного газа определяют по формуле (6).
3.4.2 Коэффициент сжимаемости природного газа, входящий в формулу (6), должен определяться по ГОСТ 30319.2.
При этом фактор сжимаемости при стандартных условиях допускается определять по формуле (20) при известном компонентном составе либо по формуле (24) при известных плотности природного газа при стандартных условиях и содержании в нем азота и диоксида углерода, т.е. по формуле
2
z = 1 - (0,0741 х ро - 0,006 - 0,063 х х - 0,0575 х х ) . (24)
c с а y
3.4.3 Погрешность определения фактора сжимаемости природного газа при стандартных условиях по формуле (24) будет равна
0,5
(1 - z )
c / 2 2 2\0,5
дельта = 0,3 х ----------- х |(ро х дельта ) + 0,72 х (х х дельта ) + 0,6 х (х х дельта ) | . (25)
zc z \ с ро с а ха y хy /
с
3.4.4 Допускается применять любые другие методики и формулы расчета фактора и коэффициента сжимаемости при рабочих условиях, однако погрешность этих методик и формул должна определяться в сопоставлении с методами, указанными в ГОСТ 30319.2.
В частности, для расчета коэффициента сжимаемости допускается использовать следующее уравнение
К = К + р х (К + К /Т + К х ро + К х х + К х х ). (26)
0 1 2 3 с 4 а 5 y
При незначительных изменениях параметров р, Т, ро_с, х_а и х_у погрешность расчета коэффициента сжимаемости по этому уравнению может быть небольшой, например:
|
0,1 <= р [МПа] |
<= 1,2 |
К_0 = 1,00185 |
|
273,15 <= Т [К] |
<= 303,15 |
К_1 = 0,0523625 |
|
0,66 <= ро_с [кг/м3] |
<= 0,70 |
К_2 = -20,5799 |
|
0 <= х_а [мол. %] |
<= 2,0 |
К_3 = 0 |
|
0 <= х_у [мол. %] |
<= 0,5 |
К_4 = 0 |
|
дельта_k <= 0,11% |
|
К_5 = -0,244369 |
3.4.5 Для смесей, отличных по составу от природного газа, расчет фактора сжимаемости с достоверной погрешностью представляет большую сложность и подчас требует разработки специальной методики.
Согласование подобных методик следует производить с ВНИЦСМВ Госстандарта России.
4 Определение показателя адиабаты
4.1 Показатель адиабаты применяется при расчете коэффициента расширения газа.
4.2 Показатель адиабаты зависит от параметров состояния газа (давления и температуры), а в случае смеси газов и от состава смеси.
4.3 Показатель адиабаты для чистых газов необходимо определять по ГСССД Р127 и другим материалам, рекомендуемым ГСССД.
4.4 Показатель адиабаты смеси газов при давлениях, близких к атмосферному (в пределах +-3%), определяют согласно [1] по формуле
к = сумма (х х к ), (27)
i i i
где к - показатель адиабаты i-го компонента смеси.
i
4.5 Показатель адиабаты природного газа, метана и азота должен вычисляться по усовершенствованной формуле Кобза [1]:
-4
к = 1,556 х (1 + 0,074 х х ) - 3,9 х 10 х Т х (1 - 0,68 х х ) - 0,208 х
а а
1,43 0,8
х ро + (р/Т) х [384 х (1 - х ) х (р/Т) + 26,4 х х ]. (28)
с а а
4.6 Погрешность определения показателя адиабаты по формуле (28) в диапазоне температур 240-360 К и давлении до 10 МПа при р/Т < 0,03 не превышает 2,0% по сравнению с значениями, рассчитанными по уравнению состояния (см. ГОСТ 30319.3). С учетом погрешности измеряемых параметров погрешность расчета показателя адиабаты вычисляют по формуле
2 2 0,5
дельта = (дельта + дельта ) , (29)
к и.д
где дельта = 2,0%.
Погрешность расчета показателя адиабаты, связанную с погрешностью измеряемых параметров (дельта_и.д), определяют из выражения
1 / -3 2 -2
дельта = --- х |(0,37 х 10 х Т х дельта ) + (0,19 х 10 х р х
и.д к \ Т
2 2 2\0,5
х дельта ) + (0,21 х ро х дельта ) + (0,21 х х х дельта ) | , (30)
р с ро с а ха /
где дельта , дельта , дельта и дельта - погрешности измеряемых па-
Т р ро с ха раметров, соответственно,
температуры, давления,
плотности природного газа
при стандартных условиях
и содержания азота в нем.
5 Определение скорости звука
5.1 Скорость звука применяется при определении поправочного множителя показаний вибрационных плотномеров.
5.2 Скорость звука зависит от параметров состояния газа (давления и температуры), а в случае смеси газов и от состава смеси.
5.3 Скорость звука для чистых газов необходимо определять по ГСССД 95, ГСССД 96 и другим материалам, рекомендуемым ГСССД.
5.4 Скорость звука природного газа вычисляют по формуле
0,5
u = 18,591 х (Т х к х К/ро ) , (31)
с
где к - показатель адиабаты;
К - коэффициент сжимаемости, определяемый по методам NX19
мод. или GERG-91 (см. ГОСТ 30319.2);
ро - плотность природного газа при стандартных условиях (р_с =
с = 0,101325 МПа и Т_с = 293,15 К).
Формула (31) получена из уравнений термодинамики для скорости звука и показателя адиабаты [2].
5.5 Погрешность определения скорости звука по формуле (31) в диапазоне температур 240-360 К и давлении до 10 МПа не превышает 1,5% по сравнению с значениями, рассчитанными по уравнению состояния (см. ГОСТ 30319.3). С учетом погрешности измеряемых параметров погрешность расчета скорости звука вычисляют по формуле
2 2 0,5
дельта = (дельта + дельта ) , (32)
u и.д
где дельта = 1,5%.
Погрешность расчета скорости звука, связанную с погрешностью измеряемых параметров (дельта_и.д), определяют из выражения
0,5 -3 2
дельта = ----- х {[(0,37 х 10 х К + К х к + К/Т) х Т х дельта ] +
и.д к х К Т Т
-2 2
+ [(0,19 х 10 х К + К х к) х р х дельта ] + [(0,21 х К + К х к -
р р ро с
2
- к х К/ро ) х ро х дельта ро ] + [(0,21 х К + К х к) х x х
с с с xa а
2 2 0,5
х дельта ] + (К х к х x х дельта ) } , (33)
xa xy y xy
где дельта , дельта , дельта , дельта и дельта
Т р ро с xa хy
- погрешности измеряемых па-
раметров, соответственно,
температуры, давления,
плотности природного газа
при стандартных условиях,
содержания азота и диоксида
углерода в нем.
Коэффициенты К_Т, К_р, К_ро с, К_xa и К_xy в зависимости от метода, используемого для расчета коэффициента сжимаемости К, определяются по следующим выражениям (см. формулы (87) - (91) или (92) - (96) ГОСТ 30319.2):
- при расчете К по методу NX19 мод.
-4 -3
К = -0,26 х 10 + 0,34 х 10 х р, (34)
Т
-2 -2
К = 0,14 х 10 + 0,24 х 10 х р, (35)
р
-2
К = -0,83 х 10 + 0,084 х р, (36)
ро с
-2
К = -0,56 х 10 + 0,057 х р, (37)
xa
-2
К = -0,46 х 10 + 0,047 х р; (38)
xy
- при расчете К по методу GERG-91
-4 -3
К = -0,38 х 10 + 0,41 х 10 х р, (39)
Т
-4 -2
К = -0,8 х 10 + 0,29 х 10 х р, (40)
р
К = -0,01 + 0,1 х р, (41)
ро с
-2
К = -0,74 х 10 + 0,075 х р, (42)
xa
-2
К = -0,85 х 10 + 0,085 х р. (43)
xy
6 Определение динамической вязкости
6.1 Вязкость применяется для вычисления числа Рейнольдса, которое является одной из важнейших характеристик течения вязкой среды и определяется отношением инерционных сил к силам вязкости.
Число Рейнольдса применяется для определения коэффициента истечения.
6.2 Вязкость газов и их смесей сильно зависит от температуры и плотности газов при низких давлениях. Зависимость вязкости от давления выражена слабо.
Составляющую динамической вязкости природного газа и многих его компонентов, зависящую от температуры, при атмосферном давлении вычисляют по формуле
0,5 0,125
Т + 1,37 - 9,09 х ро
с
мю = 3,24 х ------------------------------, (44)
Т 0,5
ро + 2,08 - 1,5 х (х + х )
с а y
где мю выражена в мкПа х с.
Т
Формула (44) применима в диапазоне температур 240-360К. Погрешность определения вязкости в этом диапазоне не превышает 1,0% для метана, 2,5% - для этана, 5% - для пропана, бутана, моноксида углерода, диоксида углерода и азота, 3% - для природного газа, если погрешности измеряемых параметров приняты равными нулю.
6.3 Допускается определять вязкость чистых газов по ГСССД 17, ГСССД 94, ГСССД 110, ГСССД Р92.
6.4 Вязкость при повышенных давлениях (до 12 МПа) для природного газа вычисляют по формуле
мю = мю х с , (45)
Т мю
2
р
п
где с = 1 + ------------- - поправочный множитель.
мю 30 х (Т - 1)
п
Приведенные давление р_п и температуру Т_п вычисляют по формулам
р = р/р , (46)
п пк
Т = Т/Т , (47)
п пк
где псевдокритические давление р_пк и температуру Т_пк рассчитывают по формулам (17) и (18) ГОСТ 30319.2, а именно:
р = 2,9585 х (1,608 - 0,05994 х ро + х - 0,392 х х ), (48)
пк с y a
Т = 88,25 х (0,9915 + 1,759 х ро - x - 1,681 х x ). (49)
пк с y a
В формулах (48), (49) допускается вместо молярных долей диоксида углерода и азота применять их объемные доли.
6.5 Погрешность определения вязкости по формуле (45) не превышает 6% по сравнению с значениями, рассчитанными с использованием уравнения состояния (см. ГОСТ 30319.3). С учетом погрешности измеряемых параметров погрешность расчета вязкости вычисляют по формуле
2 2 0,5
дельта = (дельта + дельта ) , (50)
мю и.д.
где дельта = 3,0% при атмосферном давлении и 6,0% при повышенных давлениях (до 12 МПа).
Погрешность расчета вязкости, связанную с погрешностью измеряемых параметров (дельта_и.д), определяют из выражения
1 / 2 2
дельта = --- х |(0,028 х Т х дельта ) + (К х р х дельта ) + (4,4 х
и.д. мю \ Т р р
2 2
х ро х дельта ) + (10,5 х x х дельта ) + (11,6 х x х
с ро с a xa y
2\0,5
х дельта ) | , (51)
xy /
где дельта , дельта , дельта , дельта и дельта - погрешности изме-
Т р ро с xa xy
ряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности при-
родного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида угле-
рода в нем.
Коэффициент К_р равен 0 при атмосферном давлении и 0,45 при повышенных давлениях (до 12 МПа).
7 Определение удельной объемной теплоты сгорания (теплотворной способности) природного газа
7.1 Теплоту сгорания природного газа используют при реализации газа потребителям.
7.2 Удельную объемную теплоту сгорания природного газа определяют по ГОСТ 22667. В таблице 2 приведены значения высшей и низшей удельной теплоты сгорания в соответствии с ИСО 6976 [3].
7.3 При неизвестном компонентном составе газа допускается определять высшую и низшую удельные теплоты сгорания по формулам:
Н = 92,819 х (0,51447 х ро + 0,05603 - 0,65689 х x - x ), (52)
с.в с a y
Н = 85,453 х (0,52190 х ро + 0,04242 - 0,65197 х x - x ). (53)
с.н с a y
7.4 Погрешность определения теплоты сгорания вычисляют по следующим формулам:
при определении удельной теплоты сгорания по 7.2
z
с / 2\0,5
дельта = ---------------- х |сумма (х х Н х дельта ) | , (54)
Н сумма (х х Н ) \ i i иi xi /
i i иi
где z - фактор сжимаемости природного газа при стандартных
с условиях, который рассчитывают по формулам 3.3.2;
H - теплотворная способность i-го газа в идеально газо-
иi вом состоянии (см. таблицу 2);
дельта - погрешность определения молярной доли i-го компонен-
xi та природного газа.
При определении удельной теплоты сгорания по 7.3
/ 2 2 2
дельта = |0,04 + 0,1 х дельта х ро + (х х дельта ) + 0,4 х
Н \ ро с с y xy
2\0,5
х (x х дельта ) | , (55)
a xa /
где дельта , дельта и дельта - погрешности определения, соответст-
ро с xa xy венно, плотности природного газа
при стандартных условиях, молярной
доли азота и молярной доли диоксида
углерода.
Таблица 2 - Теплотворная способность компонентов природного газа и продуктов его переработки в идеально газовом состоянии
|
Наименование газа |
Химическая формула |
Теплота сгорания H_иi, МДж/м3 |
Погрешность дельта Н_иi, % |
|
|
высшая |
низшая |
|||
|
Метан |
СН4 |
37,04 |
33,37 |
0,1 |
|
Этан |
С2Н6 |
64,91 |
59,39 |
0,1 |
|
Пропан |
С3Н8 |
92,29 |
84,94 |
0,2 |
|
н-Бутан |
н-С4H10 |
119,7 |
110,5 |
0,3 |
|
u-Бутан |
u-C4H10 |
119,3 |
110,1 |
0,3 |
|
н-Пентан |
н-С5Н12 |
147,0 |
136,0 |
- |
|
u-Пентан |
u-С5Н12 |
146,8 |
135,7 |
- |
|
н-Гексан |
н-С6Н14 |
174,5 |
161,6 |
- |
|
н-Гептан |
н-C7H16 |
201,8 |
187,1 |
- |
|
н-Октан |
н-С8Н18 |
229,2 |
212,7 |
- |
|
Ацетилен |
С2Н2 |
54,09 |
52,25 |
0,1 |
|
Этилен |
С2Н4 |
58,68 |
55,01 |
0,2 |
|
Пропилен |
С3Н6 |
85,58 |
80,07 |
0,2 |
|
Бензол |
С6Н6 |
137,3 |
131,8 |
- |
|
Толуол |
С7Н8 |
164,2 |
156,8 |
- |
|
Моноксид углерода |
СО |
11,76 |
11,76 |
0,1 |
|
Водород |
Н2 |
11,89 |
10,05 |
0,1 |
|
Сероводород |
H2S |
23,37 |
21,53 |
0,4 |
|
Аммиак |
NH3 |
15,93 |
13,17 |
0,4 |
|
Метилмеркаптан |
CH4S |
51,54 |
47,86 |
0,4 |
Откройте актуальную версию документа прямо сейчас
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.1-96 "Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки" (введен в действие постановлением Госстандарта РФ от 30 декабря 1996 г. N 723)
Текст ГОСТа приводится по официальному изданию Госстроя России
Дата введения 1 июля 1997 г.
Приказом Росстандарта от 10 ноября 2015 г. N 1744-ст взамен настоящего ГОСТа с 1 января 2017 г. введен в действие ГОСТ 30319.2-2015 "Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода" для добровольного применения в РФ
В настоящий документ внесены изменения следующими документами:
Изменение N 1, введенное в действие постановлением Госстандарта РФ от 10 марта 2004 г. N 167-ст
Изменения вступают в силу с 1 июня 2004 г.