Изменение N 1 ГОСТ 34807-2021 "Газ природный. Методы расчета температуры точки росы по воде и массовой концентрации водяных паров" (введено в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 4 апреля 2024 г. N 405-ст)

МКС 75.060

Дата введения - 15 апреля 2024 г.

Элемент "Введение". Первый абзац. Заменить слово "поданным" на "по данным".

Элемент "Содержание" дополнить строкой:

"Приложение Ж (справочное) Оценка неопределенности измерения давления, температуры точки росы и массовой концентрации водяных паров в природном газе.".

Формулу (12) изложить в новой редакции:

"

.

(12)".

Пункт 5.1.1. Третий абзац перед формулой (16) изложить в новой редакции:

"Параметр бинарного взаимодействия D _ij в формуле (5), за исключением пар компонентов метан-вода и этан-вода, вычисляют по формуле

.

(16)".

Пункт 5.1.1. Седьмой абзац после формулы (16) изложить в новой редакции:

"Значения констант { _ij}, { _ij} уравнения (16) и формулы вычисления параметра бинарного взаимодействия D _ij для пар компонентов метан-вода и этан-вода приведены в приложении А.".

Пункт 5.1.2. Примечание к формуле (25). Заменить слово "реального" на "вещественного".

Формулу (33) изложить в новой редакции:

"

.

(33)".

Формулу (34) изложить в новой редакции:

"

.

(34)".

Формулу (37) изложить в новой редакции:

"

.

(37)".

Пункт 6.2.4. Первый абзац изложить в новой редакции:

"В случае расчета МКВП начальное значение молярной доли паров воды в ПГ вычисляют по формуле

,

(38)

где v _г - молярный объем ПГ при стандартных условиях, вычисленный по уравнению (25) без учета молярной доли водяных паров в ПГ, м ³/кмоль.".

Формулу (39) изложить в новой редакции:

"

.

(39)".

Формулу (41) изложить в новой редакции:

"

.

(41)".

Пункт 6.2.5. Второе пояснение к формулам (40)-(42) изложить в новой редакции:

"X(k) - приращение искомой величины (ТТР _в или y _В) на k-м итерационном шаге;".

Формулу (45) изложить в новой редакции:

"

.

ГАРАНТ:

Нумерация формул приводится в соответствии с источником

(41)".

Формулу (47) изложить в новой редакции:

"

.

(47)".

Пункт 6.2.6. Текст между формулой (47) и примечанием изложить в новой редакции:

"... то обрезающий множитель g ^(k-1) последовательно уменьшают в два раза, т.е.

,

(48)

до тех пор, пока все неравенства (47) не перестанут выполняться. При этом значение искомой величины (ТТР _в или y _В) возвращают к ее значению на (k-1)-м итерационном шаге, а значение обрезающего множителя g ^(k-1) в формулах (40) и (46) принимают равным g*.".

Пункт 10.2 дополнить абзацем в следующей редакции:

"Оценку неопределенности измерения давления, температуры точки росы и массовой концентрации водяных паров в природном газе, при необходимости, допускается проводить согласно рекомендациям, приведенным в приложении Ж.".

Приложение А. Таблицу А.2 изложить в новой редакции:

"Таблица А.2 - Константы параметра бинарного взаимодействия

Компонент		Константа
i	j	{ij}	{ij}
1	2	3	4
Метан	Этан	1,0290	0
	Пропан	0,9800	0
	и-Бутан	1,1500	-0,135
	н-Бутан	0,9962	0
	н-Пентан	1,0191	0
	н-Гексан	1,0590	-0,062
	н-Гептан	1,0210	0
	Диоксид углерода	0,9890	-0,089
	Азот	0,7500	0
Этан	Пропан	1,0040	0
	н-Бутан	1,0040	0
	н-Пентан	0,9992	0
	н-Гептан	1,0116	0
	Азот	0,8510	0
Пропан	н-Бутан	1,0220	0
	и-Пентан	1,0005	0
	н-Пентан	0,978	0
	Диоксид углерода	1,0500	-0,200
	Вода	-4,371	7,0856
н-Бутан	н-Пентан	1,0070	0
	Диоксид углерода	1,0100	-0,160
	Азот	0,9140	0
	Вода	0,4437	0
н-Пентан	Азот	0,9100	0
н-Гексан	н-Гептан	1,0310	0
	Азот	0,9500	0
н-Гептан	Азот	0,9029	0
Диоксид углерода	Вода	0,884	-0,1949
Азот	Вода	1,6032	-0,7432
Примечание - Для пар компонентов (весь набор компонентов приведен в таблице А.1), которые не вошли в эту таблицу, константа {ij} = 1, а константы {ij} = 0.

Приложение А. Таблицу А.3 исключить.

Приложение А. Пункт А.2 изложить в новой редакции:

"А.2 Параметр бинарного взаимодействия для пары компонентов метан-вода вычисляют по формуле (А.1) для давления в системе до 10 МПа и по формуле (А.2) для давления в системе равного и больше 10 МПа.

,

(А.1)

.

(А.2)

Параметр бинарного взаимодействия для пары компонентов этан-вода вычисляют по формуле (А.3) для давления в системе до 2,5 МПа, а для давления в системе равного и больше 2,5 МПа этот параметр равен 0,5.

.

(А.3)

Коэффициенты {A _k}, {B _k}, {C _k}, {L _k} и {M _k} приведены в таблице А.3.

Таблица А.3 - Коэффициенты в формулах вычисления параметра бинарного взаимодействия для пар метан-вода и этан-вода

k	A k	B k	C k	L k	M k
1	-2,269	-1,7025	-75,73463	-33,929552	31,39196
2	0,0325776	0,0501076	0,8025193	0,43193898	-0,36617343
3	-0,000120362	-0,000281185	-0,002811313	-0,0019021644	0,001289906
4	1,42478Е-007	4,4865141Е-007	3,27711Е-006	2,82646076Е-006	-1.3349096Е-006

Коэффициенты A _в и B _вуравнения (32), применяемого для вычисления коэффициентов летучести водяных паров в ПГ, вычисляют по следующим формулам

,

(А.5)

.

(А.6)

Константы {a _k} и {b _k} приведены в таблице А.4.

Таблица А.4 - Константы в формулах расчета коэффициентов A _в и B _в

k	a k	b k
0	-0,56661034	0,23497236
1	0,021606002	-0,0033360402
2	-0,0001708012	1,7869527Е-005
3	5,0382452Е-007	-4,2184636Е-008
4	-5,0884422Е-010	3,6680063Е-011

                                                                         ".

Приложение Б. Таблицу Б.1 изложить в новой редакции:

"Таблица Б.1 - Молярные доли компонентов смесей, имитирующих природный газ

Компонент	Молярная доля компонентов, %
	Смесь N 1	Смесь N 2	Смесь N 3
Метан	97,8429	94,1347	90,2270
Этан	0,7000	2,3400	3,9064
Пропан	0,2600	0,4720	1,4500
и-Бутан	0,0490	0,0530	0,3110
н-Бутан	0,0580	0,0810	0,5260
нео-Пентан	0,0006	-	-
и-Пентан	0,0126	0,0182	0,01920
н-Пентан	0,0100	0,0162	0,01590
н-Гексан	0,0064	0,0219	0,01450
н-Гептан	0,0020	-	-
н-Октан	0,0005	-	-
Диоксид углерода	0,0500	0,2230	1,4600
Азот	1,0080	2,6400	2,0700

                                                                         ".

Приложение Б. Таблицу Б.2 изложить в новой редакции:

"Таблица Б.2 - Расчетные значения температуры точки росы по воде при заданной массовой концентрации водяных паров 60 мг/м ³, °C

p, МПа	Температура точки росы по воде, °C
	Смесь N 1	Смесь N 2	Смесь N 3
1,0	-25,6	-25,5	-25,4
4,0	-11,0	-11,0	-10,8
10,0	-3,8	-3,8	-3,5
20,0	-1,8	-1,9	-1,3

                                                                         ".

Приложение В. Пункт В.2 дополнить примечанием:

"Примечание - В таблице В.2 приведены значения результатов расчета массовой концентрации водяных паров с большим, чем предложено в разделе 10, числом знаков после запятой для возможности проверки программной реализации алгоритма расчета.".

Приложение В. Таблицу В.1 изложить в новой редакции:

"Таблица В.1 - Значения молярной доли компонентов смесей, имитирующих природный газ

Компонент	Молярная доля компонентов, %
	Смесь N 1	Смесь N 2	Смесь N 3
Метан	97,8429	94,1347	90,2270
Этан	0,7000	2,3400	3,9064
Пропан	0,2600	0,4720	1,4500
и-Бутан	0,0490	0,0530	0,3110
н-Бутан	0,0580	0,0810	0,5260
нео-Пентан	0,0006	-	-
и-Пентан	0,0126	0,0182	0,01920
н-Пентан	0,0100	0,0162	0,01590
н-Гексан	0,0064	0,0219	0,01450
н-Гептан	0,0020	-	-
н-Октан	0,0005	-	-
Диоксид углерода	0,0500	0,2230	1,4600
Азот	1,0080	2,6400	2,0700

                                                                         ".

Приложение В. Таблицу В.2 изложить в новой редакции:

"Таблица В.2 - Расчетные значения массовой концентрации водяных паров при заданной температуре точки росы по воде -11,0 °C

p, МПа	Значение массовой концентрации водяных паров, мг/м 3
	Смесь N 1	Смесь N 2	Смесь N 3
1,0	209,8	208,6	206,7
4,0	60,03	59,95	59,04
10,0	36,55	36,60	35,57
20,0	34,59	34,61	32,76

                                                                         ".

Приложение В. Пункт В.3 дополнить примечанием:

"Примечание - В таблице В.3 приведены значения результатов расчета массовой концентрации водяных паров с большим, чем предложено в разделе 10, числом десятичных знаков для возможности проверки программной реализации алгоритма расчета.".

Приложение В. Таблицу В.3 изложить в новой редакции:

"Таблица В.3 - Расчетные значения массовой концентрации водяных паров при заданной температуре точки росы по воде

p, МПа	Значение массовой концентрации водяных паров, мг/м 3
	при температуре -11,0 °C	при температуре -4,2 °C	при температуре 5,7 °C
1,0	207,4	349,4	711,1
4,0	60,23	99,86	199,9
10,0	35,67	56,82	108,5
12,5	34,85	54,43	101,4

                                                                         ".

Приложение Е. Пункт Е.1 дополнить примечанием:

"Примечание - В таблицах Е.2 и Е.3 приведены значения результатов расчета массовой концентрации водяных паров с большим, чем предложено в разделе 10, числом знаков после запятой для возможности проверки программной реализации алгоритма расчета.".

Приложение Е. Таблицу Е.1 изложить в новой редакции:

"Таблица Е.1 - Исходные данные для методов пересчета температуры точки росы по воде с одного давления на другое

Компонент	Молярная доля компонентов, %
	Смесь N 1	Смесь N 2	Смесь N 3
Метан	97,8429	94,1347	90,2270
Этан	0,7000	2,3400	3,9064
Пропан	0,2600	0,4720	1,4500
и-Бутан	0,0490	0,0530	0,3110
н-Бутан	0,0580	0,0810	0,5260
нео-Пентан	0,0006	-	-
и-Пентан	0,0126	0,0182	0,01920
н-Пентан	0,0100	0,0162	0,01590
н-Гексан	0,0064	0,0219	0,01450
н-Гептан	0,0020	-	-
н-Октан	0,0005	-	-
Диоксид углерода	0,0500	0,2230	1,4600
Азот	1,0080	2,6400	2,0700

                                                                         ".

Приложение Е. Таблицу Е.2 изложить в новой редакции:

"Таблица Е.2 - Результаты пересчета ТТР _в с давления в газопроводе на давление 3,92 МПа детальным методом

p, МПа	Смесь N 1	Смесь N 2	Смесь N 3
Расчетное значение массовой концентрации водяных паров природного газа, мг/м 3
5,5	29,10	29,06	28,37
Расчетное значение температуры ТТР в, °C
3,92	-20,2	-20,2	-20,2

                                                                         ".

Приложение Е. Таблицу Е.3 изложить в новой редакции:

"Таблица Е.3 - Результаты пересчета температуры точки росы по воде с давления в газопроводе на давление 3,92 МПа упрощенным методом

p, МПа	Расчетное значение
	массовой концентрации водяных паров природного газа, мг/м 3	ТТР в, с
5,5	29,055	-
3,92	-	-20,4

                                                                         ".

Стандарт дополнить приложением Ж:

"Приложение Ж
(справочное)

Оценка неопределенности измерения давления, температуры точки росы и массовой концентрации водяных паров в природном газе

Ж.1 Расширенную неопределенность вычисляемого значения ТТР _в (U _tп), °C, с учетом неопределенности измерения давления ПГ в газопроводе и неопределенности определения МКВП по ГОСТ 34711 (исходных данных для вычисления ТТР _в) при коэффициенте охвата k = 2 вычисляют по формуле

,

(Ж.1)

где U _t - расширенная неопределенность ТТР _в, значения которой приведены в таблицах 3 и 5 для детального и упрощенного методов, соответственно, °C;

U _tид - расширенная неопределенность ТТР _в, которая появляется дополнительно в связи с погрешностью измерения давления ПГ в газопроводе и определения МКВП в нем, °C.

Примечание - Если показатели точности измерений давления ПГ в газопроводе, температуры точки росы или массовой концентрации водяных паров в природном газе в соответствующих методиках (методах) измерений или в эксплуатационной документации средств измерений указаны в виде доверительных границ суммарной абсолютной (относительной) погрешности (при доверительной вероятности P = 0,95), допускается принимать ее численно равной расширенной (относительной) неопределенности (при коэффициенте охвата k = 2).

Расширенную неопределенность (U _tид), °C, вычисляют по формуле

,

(Ж.2)

где ТТР _в(p ₁,  _и) - значение ТТР _в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении газа p ₁ и определенном по ГОСТ 34711 значении МКВП ( _и), °C;

ТТР _в(p ₂,  _и) - значение ТТР _в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении газа p ₂ и определенном по ГОСТ 34711 значении МКВП ( _и), °C;

ТТР _в(p _и,  ₁) - значение ТТР _в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (p _и) и значении МКВП, равном  ₁, °C.;

ТТР _в(p _и,  ₂) - значение ТТР _в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (p _и) и значении МКВП, равном  ₂, °C.

При этом значения давления (p ₁, p ₂), МПа, и МКВП ( ₁,  ₂), мг/м ³, вычисляют по формулам

,

(Ж.3)

,

(Ж.4)

,

(Ж.5)

,

(Ж.6)

где  _p и   - соответственно, относительные погрешности (неопределенности) измерения p _и и  _и, численные значения которых определяют в соответствии с применяемыми методиками или средствами их измерений, %.

Ж.2 Относительную расширенную неопределенность вычисляемого значения МКВП (U _п ), %, с учетом неопределенности измерения давления ПГ в газопроводе и неопределенности измерения ТТР _в при этом давлении по ГОСТ 20060 (исходных данных для вычисления МКВП) вычисляют по формуле

,

(Ж.7)

где U _о - относительная расширенная неопределенность МКВП, значения которой приведены в таблицах 4 и 6 для детального и упрощенного методов, соответственно, %;

U _ид - относительная расширенная неопределенность МКВП, которая появляется дополнительно в связи с погрешностью измерения давления ПГ в газопроводе и его ТТР _в при этом давлении, %.

Относительную расширенную неопределенность (U _ид ), %, вычисляют по формуле

,

(Ж.8)

где - значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (p _и) и измеренном значении ТТР _в при этом давлении по ГОСТ 20060 (t _и), мг/м ³;

- значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении газа p ₁ и измеренном по ГОСТ 20060 значении ТТР _в (t _и), мг/м ³;

- значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении газа p ₂ и измеренном по ГОСТ 20060 значении ТТР _в (t _и), мг/м ³;

- значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (p _и) и значении ТТР _в равном t ₁, мг/м ³;

- значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (p _и) и значении ТТР _в равном t ₂, мг/м ³.

При этом значения давления (p ₁, p ₂), МПа, вычисляют по формулам (Ж.3) и (Ж.4), а значения ТТР _в (t ₁, t ₂), °C, вычисляют по формулам

,

(Ж.9)

,

(Ж.10)

где  _t - абсолютная погрешность (расширенная неопределенность) измерения t _и, численное значение которой определяют в соответствии с применяемыми методиками или эксплуатационной документацией на средства измерений ТТР _в, °C.

Ж.3 Расширенную неопределенность вычисляемого значения температуры точки росы по воде при ее пересчете с давления ПГ в газопроводе на другое давление - давление расчета (U _tп), °С, с учетом неопределенности измерения давления ПГ в газопроводе и неопределенности измерения ТТР _в при этом давлении по ГОСТ 20060 (исходных данных для пересчета ТТР _в) вычисляют по формуле

,

(Ж.11)

где U _t - расширенная неопределенность ТТР _в, значения которой приведены в таблицах 7 и 8 для детального и упрощенного методов, соответственно, °C;

U _tид - расширенная неопределенность ТТР _в, которая появляется дополнительно в связи с погрешностью измерения давления ПГ в газопроводе и ТТР _в при этом давлении, °C.

Расширенную неопределенность (U _tид), °C, вычисляют по формуле

,

(Ж.12)

где - значение ТТР _в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении расчета p _р и значении МКВП, которое вычислено при давлении газа p ₁ и измеренном по ГОСТ 20060 значении ТТР _в(t _и), °C;

- значение ТТР _в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении расчета p _р и значении МКВП, которое вычислено при давлении газа p ₂ и измеренном по ГОСТ 20060 значении ТТР _в(t _и), °C;

- значение ТТР _в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении расчета p _р и значении МКВП, которое вычислено при измеренном давлении ПГ в газопроводе (p _и) и значении ТТР _в, равном t ₁, °C;

- значение ТТР _в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении расчета p _р и значении МКВП, которое вычислено при измеренном давлении ПГ в газопроводе (p _и) и значении ТТР _в, равном t ₂, °C.

При этом значения давления (p ₁, p ₂), МПа, вычисляют по формулам (Ж.3) и (Ж.4), а значения ТТР _в (t ₁, t ₂), °C, - по формулам (Ж.9) и (Ж.10).".

(ИУС N 7 2024 г.)

------------------------------

^* Дата введения в действие на территории Российской Федерации - 15 апреля 2024 г.