Межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.3-96 "Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния" (введен в действие постановлением Государственного комитета РФ по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. N 723) (с изменениями и дополнениями) (не действует)

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.

См. текст ГОСТа в предыдущей редакции

Межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.3-96
"Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния"
(введен в действие постановлением Государственного комитета РФ по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. N 723)
(с изменениями от 10 марта 2004 г.)

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

Дата введения 1 июля 1997 г.

Введен впервые

ГАРАНТ:

Приказом Росстандарта от 30 ноября 2015 г. N 2075-ст взамен настоящего ГОСТа с 1 января 2017 г. введен в действие ГОСТ 30319.3-2015 "Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе" для добровольного применения в РФ

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)

                      S

                r      k           k  l

      z = 1 + сумма сумма (с   х ро /Т ),                             (1)

              k = 1 l = 0   kl     п  п

      где с              - коэффициенты УС;

           kl

          ро  = ро /ро   - приведенная плотность;

            п     м   пк

          Т  = Т/Т       - приведенная температура;

           п      пк

          ро             - молярная плотность, кмоль/м3;

            м

          ро   и Т       - псевдокритические параметры природного газа.

            пк    пк

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

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.

4 Определение физических свойств природного газа

4.1 Определение плотности

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

Плотность ро, кг/м3, вычисляют по формуле

      ро = ро  х М.                                                   (2)

             м

Таблица 1 - Погрешности расчета свойств природного газа

Свойство	Область параметров состояния			Примечание
	240 <= Т < 270 К		Т = (270 - 480) К и р <= 12 МПа
	р <= 6 МПа	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

      М = сумма (х  x M ),                                            (3)

            i     i    i

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

4.2 Определение показателя адиабаты

Показатель адиабаты природного газа при использовании УС (1)

вычисляют по формуле

      k = с  х (1 + А )/(с  х z),                                     (5)

           р         1    v

      где с  и c  - изобарная и изохорная теплоемкости,

           р    v

          А       - безразмерный комплекс УС (1).

           1

Безразмерный комплекс А_1 УС (1) имеет вид

                   S

             r      k                  k  l

      А  = сумма сумма ((k + 1) х с   х ро /Т );                      (6)

       1   k = 1 l = 0             kl     п  п

Изобарную и изохорную теплоемкости рассчитывают по следующим выражениям:

               /               2         \

      с  = R х |c /R + (1 + А ) /(1 + А )|,                           (7)

       р       \ v           2         1 /

      с  = R х (с   /R + А ),                                         (8)

       v         vom      3

      где с    - изохорная теплоемкость  природного газа  в  идеально

           vоm   газовом состоянии, а безразмерные  комплексы А  и А

                                                                   2    3

                     имеют вид:

                     S

               r      k                  k  l

      А  = - сумма сумма ((l - 1)с   х ро /Т );                       (9)

       2     k = 1 l = 0          kl     п  п

                     S

               r      k                              k  l

      А  = - сумма сумма [l(l х (l - 1)/k] х с   х ро /Т ).           (10)

       3     k = 1 l = 0                      kl     п  п

      Изохорную теплоемкость в идеально газовом  состоянии  вычисляют  по

формулам:

      с    = с    - R;                                               (11)

       vom    pom

      с    = сумма (х  х с   ).                                      (12)

       pom     i     i    poi

      Изобарную теплоемкость (с   ) i-го компонента  в  идеально  газовом

                               рoi

состоянии определяют из соотношения

           / N                          N                       \

           |  1l                   j     2l                  -j |

с    = R х |сумма ((альфа )  х Тэта  + сумма ((бета )  х Тэта  )|,   (13)

 poi       \j = 0        j i       i   j = 1       j i       i  /

      где Тэта  = T/T  .

              i      ni

Температура Т_ni, пределы суммирования N_1i и N_2i, а также константы (aльфа_j)i и (бета_j)i уравнения (13) для i-го компонента природного газа приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Константы уравнения (13)

Компонент (i)	j	(aльфа_j)i	(бета_j)i
Метан N_1i = 10 N_2i = 6 Т_ni = 100 К	0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10	1,46696186 х 10(2) -6,56744186 х 10(1) 2,02698132 х 10(1) -4,20931845 х 10(0) 6,06743008 х 10(-1) -6,12623969 х 10(-2) 4,30969226 х 10(-3) -2,06597572 х 10(-4) 6,42615810 х 10(-6) -1,16805630 х 10(-7) 9,40958930 х 10(-10)	-2,09233731 х 10(2) 2,06925203 х 10(2) -1,35704831 х 10(2) 5,64368924 х 10(1) -1,34496111 х 10(1) 1,39664152 х 10(0)
Этан N_1i = 6 N_2i = 5 Т_ni = 100 К	0 1 2 3 4 5 6	6,81209760 х 10(1) -3,06340580 х 10(1) 9,52750290 х 10(0) -1,69471020 х 10(0) 1,76305850 х 10(-1) -9,95454020 х 10(-3) 2,35364300 х 10(-4)	-8,74070840 х 10(1) 7,84813740 х 10(1) -4,48658590 х 10(1) 1,46543460 х 10(1) -2,05183930 х 10(0)
Пропан N_1i = 6 N_2i = 4 Т_ni = 100 К	0 1 2 3 4 5 6	-9,209726737 х 10(1) 3,070930782 х 10(1) -4,924017995 х 10(0) 5,045358836 х 10(-1) -3,140446759 х 10(-2) 1,076680079 х 10(-3) -1,556890669 х 10(-5)	1,748671280 х 10(2) -1,756054503 х 10(2) 8,874920732 х 10(1) -1,720610207 х 10(1)
н-Бутан N_1i = 6 N_2i = 5 Т_ni = 100 К	0 1 2 3 4 5 6	-2,096096482 х 10(2) 6,877783535 х 10(1) -1,228650555 х 10(1) 1,413691547 х 10(0) -1,002920638 х 10(-1) 3,985571861 х 10(-3) -6,786460870 х 10(-5)	4,055272850 х 10(2) -4,457015773 х 10(2) 2,743667350 х 10(2) -8,643867287 х 10(1) 1,070428636 х 10(1)
u-Бутан N_1i = 5 N_2i = 2 Т_ni = 300 К	0 1 2 3 4 5	-3,871419306 х 10(1) 4,711104578 х 10(1) -1,758225423 х 10(1) 4,183494309 х 10(0) -5,520042474 х 10(-1) 3,034658409 х 10(-2)	2,171601450 х 10(1) -4,492603200 х 10(0)
Азот N_1i = 6 N_2i = 6 Т_ni = 100 К	0 1 2 3 4 5 6	0,113129000 х 10(2) -0,215960000 х 10(1) 0,352761000 х 10(0) -0,321705000 х 10(-1) 0,167690000 х 10(-2) -0,467965000 х 10(-4) 0,542603000 х 10(-6)	-0,174654000 х 10(2) 0,246205000 х 10(2) -0,217731000 х 10(2) 0,116418000 х 10(2) -0,342122000 х 10(1) 0,422296000 х 10(0)
Диоксид углерода N_1i =6 N_2i = 4 Т_ni = 300 К	0 1 2 3 4 5 6	-9,508041394 х 10(-1) 7,008743711 х 10(0) -3,505801670 х 10(0) 1,096778000 х 10(0) -2,016835088 х 10(-1) 1,971024237 х 10(-2) -7,860765734 х 10(-4)	1,087462263 х 10(0) -7,976765747 х 10(-2) -2,837014896 х 10(-3) 1,479612229 х 10(-4)
Сероводород N_1i = 5 N_2i = 5 Т_ni =100 K	0 1 2 3 4 5	3,913550000 х 10(0) -6,848510000 х 10(-2) 5,644240000 х 10(-2) -4,837450000 х 10(-3) 1,717820000 х 10(-4) -2,275370000 х 10(-6)	0,0 0,0 1,186580000 х 10(0) -1,907470000 х 10(0) 8,285200000 х 10(-1)

4.3 Определение скорости звука

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

                                                0,5

          /  3                                 \

      u = |10  х R х Т х с  х (1 + А )/(с  х М)|   ,                 (14)

          \               p         1    v     /

      где с , c  и А  - соответственно изобарная, изохорная теплоемкости

           p   v    1

                        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

      мю = мю /(10 х кси),                                           (15)

             0

                                                    2

где мю  = 78,037 + 3,85612 х Омега - 29,0053 х Омега  - 156,728/Т  +

      0                                                          п

          2            3

+145,519/Т  - 51,1082/Т  + 6,57895 х ро  + (11,7452 - 95,7215 х

          п            п               п

       2         2               3                     2     5

х Омега /Т ) х ро  + 17,1027 х ро  х Омега + 0,519623/Т  х ро ,      (16)

          п      п               п                     п     п

                 1/6

                Т

                 пк

      кси = -----------,                                             (17)

             0,5    2/3

            М    х р

                    пк

              -3

      р   = 10   х R х (0,28707 - 0,05559 х Омега) х ро   х Т  .     (18)

       пк                                              пк    пк

Молярную массу природного газа (М) вычисляют по формуле (3) или (4), а формулы расчета фактора Питцера (Омега), приведенных и псевдокритических параметров природного газа (Т_п, ро_п, Т_пк, ро_пк) приведены в ГОСТ 30319.2 (см. 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 (х_i) 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

                 /  N           _                                \0,5

            1    |   q    / d х Q                 _            \2|

дельта   = --- х <сумма х |(------)             х q  х дельта  | >   ,(19)

      ид    _    |k = 1   |     _                  k         qk| |

            Q    |        | d х q                              | |

                 |        |      k _                           | |

                 |        |        q , l не = k                | |

                 \        \         l                          / /

      где дельта   - погрешность расчета свойства Q,  связанная с погреш-

                ид

                     ностью измерения исходных данных;

          дельта   - погрешность измерения параметра исходных данных;

                qk

                               Q    - Q

           _                    q      q

       d х Q                     k+     k-

      (------)             = --------------;                         (20)

           _                              _

       d x q                 2 х Дельта х q

            k _                            k

              q , l не = k

               l

      _      макс    мин

      q  = (q     + q   )/2.                                         (21)

       k     k       k

      В формулах (19) - (21):

      q            - условное обозначение к-го параметра исходных  данных

       k             (р, Т, каппа_i);

      _

      q            - среднее значение k-го параметра в определенный  про-

       k             межуток времени (сутки, месяц, год и т. д.);

       макс    мин

      q     и q    - максимальное и минимальное значения k-го параметра в

       k       k     определенный промежуток времени;

      Q            - условное обозначение свойства  природного  газа (ро,

                     к, u, мю);

      N            - количество  параметров  исходных  данных, N  = 2 + N

       q                                                        q

                     (N - количество основных компонентов природного  га-

                     за, которыми являются:  метан, этан, пропан, бутаны,

                     азот, диоксид углерода, сероводород).

При вычислении частных производных по формуле (20) свойства Q    и

                                           _                        qk+

Q      рассчитывают при средних параметрах q            и  параметрах

 qk-  _           _    _     _           _  l, l не = k

q   = q  + Дельта q  и q   = q  - Дельта q , соответственно. Рекомендует-

 k+    k           k    k-    k           k

                   _            -2              _

ся выбирать Дельта q  = 0,5 х 10   х дельта   х q .".

                    k                      qk    k

Общую погрешность расчета физических свойств определяют по формуле

                                   0,5

                      2         2

      дельта = (дельта  + дельта  )   ,                              (22)

                      Q         ид

      где дельта  - погрешность расчета физических свойств по УС (1) и по

                Q   уравнению  для  вязкости (15), значение  которой  для

                    каждого свойства приведено в таблице 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 ро_с, 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

                    1      N

      дельта     = --- х сумма (дельта ),                            (23)

            сист    N    k = 1        k

                                                          0,5

                 /  1       N                          2 \

      дельта   = |----- х сумма ((дельта  - дельта    ) )|   ,       (24)

            ст   \N - 1   k = 1         k         сист   /

в формулах (23) и (24) N - количество тестовых точек в массивах

                      /                              \

      дельта  = 100 х |(Q        - Q       )/Q       |,              (25)

            k         \  расч, k    тест, k   тест, k/

      где Q     и Q     - условное обозначение, соответственно, расчетно-

           расч    тест   го по аттестуемым методам и рассчитанного в пе-

                          речислении 2) алгоритма тестового значений  фи-

                          зического свойства природного  газа  (ро, к, u,

                          мю);

4) определяется погрешность расчета свойства Q по аттестуемым методам согласно ИСО 5168 [5]

                                                       0,5

               /      2                    2         2\

      дельта = |дельта     + (2 х дельта  )  + дельта |   ,          (26)

               \      сист              ст           Q/

      где дельта  - погрешность расчета физических свойств по УС (1) и по

                Q

                    уравнению  для вязкости (15),  значение  которой  для

                    каждого свойства приведено в таблице 1.

Если для аттестуемых методов в качестве исходных данных используют плотность смеси природного газа при стандартных условиях (ро_с), ее значение для тестовых смесей необходимо рассчитывать по УС (1). Допускается также рассчитывать плотность ро_с по формуле (16) ГОСТ 30319.1 (см. 3.3.2).