ГОСТ 30319.1-96. Межгосударственный стандарт. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

(введен в действие Постановлением Госстандарта России от 30.12.1996 № 723)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ГОСТ 30319.1-96"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/gost-30319-1-96" "ГОСТ 30319.1-96. Межгосударственный стандарт. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его... ("
  n1["ГОСТ 30319.2-2015"]:::doc
  click n1 "https://bukva.ai/docs/gost-30319-2-2015" "ГОСТ 30319.2-2015. Межгосударственный стандарт. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условия"
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

от 30 декабря 1996 г. № 723

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА, ЕГО КОМПОНЕНТОВ И ПРОДУКТОВ ЕГО ПЕРЕРАБОТКИ

Natural gas. Methods of calculation of physical properties. Definition of physical properties of natural gas, its components and processing products

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 от 12 апреля 1996 г.).

3. Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. № 723 межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.1-96 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 1997 г.

4. Введен впервые.

5. Переиздание. Январь 2002 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 30319.2-96 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 K и давлениях 0,1 — 1000 МПа

ГСССД 8-79 Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость жидкого и газообразного воздуха при температурах 70 — 1500 K 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 K

ГСССД 18-81 Метан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 100 — 1000 K и давлениях 0,1 — 100 МПа

ГСССД 47-83 Этилен жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 130 — 450 K и давлениях 0,1 — 100 МПа

ГСССД 48-83 Этан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 100 — 500 K 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 K и давлениях 0,05 — 100 МПа

ГСССД 94-86 Метан. Коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 91 — 1000 K и давлениях от соответствующих разреженному газу до 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 K и давлениях 0,1 — 100 МПа

ГСССД 110-87 Диоксид углерода. Коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 220 — 1000 K 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 K и давлений 0,1 — 100 МПа

ГСССД Р 92-84 н-Алканы (C1 — C8). Вторые вириальные коэффициенты и коэффициенты динамической вязкости при атмосферном давлении в диапазоне температур от нормальных точек кипения до 800 K

ГСССД Р 127-85 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 K и давлениях 0,1 — 30 МПа

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ

3.1 Общие положения

3.1.1 Плотность газа \rho вычисляют по формуле

\rho = m/V.(1)

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 p и температуры T по формуле

M = \sum_{j} A_{j}n_{j},(3)

3.2.4 Из уравнений (4) и (5) получается практическая формула для определения плотности газа

K = z/z_{c}.(7)

Из уравнения (7) следует, что K = 1 при p = p_{c} и T = T_{c} . Кроме того, из этого же уравнения видно, что плотность газа в рабочих условиях можно определить по измеренным значениям \rho_{c} , z_{c} , z (или K), p и T.

Допускается \rho_{c} и z_{c} определять по таблице 1, z и \rho — по ГСССД 4, ГСССД 8, ГСССД 18, ГСССД 19, ГСССД 47, ГСССД 48, ГСССД 70, ГСССД 95, ГСССД 96, ГСССД 147, ГСССД Р 127 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

\delta_{\rho i} = (\delta_{\rho ci}^{2} + \delta_{p}^{2} + \delta_{T}^{2} + \delta_{zi}^{2} + \delta_{zci}^{2})^{0,5},(8)

где \delta_{\rho ci} — погрешность измерения или определения по таблице 1 плотности i-го газа при стандартных условиях (численно равна \delta_{\rho ci} );

\delta_{zi} и \delta_{zci} — методическая погрешность определения фактора сжимаемости при рабочих и стандартных условиях по ГСССД 4, ГСССД 8, ГСССД 18, ГСССД 19, ГСССД 47, ГСССД 48, ГСССД 70, ГСССД 95, ГСССД 96, ГСССД 147, ГСССД Р 127;

\delta_{p} и \delta_{T} — погрешности определения соответственно 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_{i} = V_{i}/ \sum_{i} V_{i},(9)

x_{i} = n_{i}/ \sum_{i} n_{i}.(10)

Киломоль (килограмм-молекула) — количество вещества в килограммах, равное молярной массе этого вещества, поэтому число молей i-го компонента газовой смеси определяется по формуле

n_{i} = m_{i}/M_{i}.(11)

x_{i} = \frac{r_{i}/z_{ci}}{\sum_{i} (r_{i}/z_{ci})} ,(12)

r_{i} = \frac{x_{i}z_{ci}}{\sum_{i} (x_{i}z_{ci})} .(13)

Из уравнений (12) и (13) можно вывести следующие условия:

\sum_{i} r_{i} = 1,(14)

\sum_{i} x_{i} = 1.(15)

3.3.2. В соответствии с ИСО 6976 [3] плотность природного газа при стандартных условиях вычисляют по формуле

\rho_{c} = \rho_{c.\text{и}}/z_{c},(16)

\rho_{c.\text{и}} = \sum_{i} x_{i}\rho_{c.\text{и}i},(17)

z_{c} = 1 - [\sum_{i} x_{i}b_{i}^{0,5}]^{2}.(18)

Значения плотности \rho_{c.\text{и}i} и фактора b_{i}^{0,5} приведены в таблице 1.

При содержании в природном газе углеводородных соединений типа C_{k}H_{2k + 2} формулы (17) и (18) можно представить в следующем виде:

\rho_{c.\text{и}} = 0,5831 \sum_{i} (k_{i}x_{i}) + 0,0838 + 1,7475x_{y} + 1,0808x_{a},(19)

z_{c} = 1 - [0,0458 \sum_{i} (k_{i}x_{i}) - 0,0022 + 0,0195x_{a} + 0,075x_{y}]^{2},(20)

где k_{i} — количество атомов углерода в i-м углеводородном компоненте (C_{k}H_{2k + 2}) природного газа.

3.3.3. Погрешности определения плотности природного газа и фактора сжимаемости при стандартных условиях вычисляют по формулам:

\delta_{\rho c.\text{и}} = (0,6/\rho_{c})[\sum_{i} (k_{i}x_{i}\delta_{xi})^{2} + 3,4(x_{a}\delta_{xa})^{2} + 9,0(x_{y}\delta_{xy})^{2}]^{0,5},(21)

\rho_{zc} = 0,09 \frac{(1 - z_{c})^{0,5}}{z_{c}} [\sum_{i} (k_{i}x_{i}\delta_{xi})^{2} + 0,18(x_{a}\delta_{xa})^{2} + 2,7(x_{y}\delta_{xy})^{2}]^{0,5},(22)

\delta_{\rho c} = (\delta_{\rho c.\text{и}}^{2} + \delta_{zc} + \delta_{\text{э}}^{2})^{0,5},(23)

где \delta_{xi} , \delta_{xa} и \delta_{xy} — погрешности определения молярных долей соответственно i-го компонента природного газа, а также азота и диоксида углерода, как компонентов природного газа;

\delta_{\text{э}} = 0,05\% — погрешность экспериментального определения фактора сжимаемости.

3.4. Определение плотности природного газа при рабочих условиях (p и T).

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

z_{c} = 1 - (0,0741\rho_{c} - 0,006 - 0,063x_{a} - 0,0575x_{y})^{2}.(24)

3.4.3 Погрешность определения фактора сжимаемости природного газа при стандартных условиях по формуле (24) будет равна

\delta_{zc} = 0,3 \frac{(1 - z_{c})^{0,5}}{z_{c}} [(\rho_{c}\delta_{\rho c})^{2} + 0,72(x_{a}\delta_{xa})^{2} + 0,6(x_{y}\delta_{xy})]^{0,5}.(25)

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

K = K_{0} + p(K_{1} + K_{2}/T + K_{3}\rho_{c} + K_{4}x_{a} + K_{5}x_{y}).(26)

При незначительных изменениях параметров p, T, \rho_{c} , x_{a} и x_{y} погрешность расчета коэффициента сжимаемости по этому уравнению может быть небольшой, например:

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 Р 127 и другим материалам, рекомендуемым ГСССД.

4.4. Показатель адиабаты смеси газов при давлениях, близких к атмосферному (в пределах +/- 3%), определяют согласно [1] по формуле

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ЗВУКА

5.4 Скорость звука природного газа вычисляют по формуле

u = 18,591(T\kappa K/\rho_{c})^{0,5},(31)

\delta_{u} = (\delta^{2} + \delta_{\text{и}.\text{д}}^{2})^{0,5},(32)

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 давлениях до 0,5 МПа вычисляют по формуле

\mu_{T} = 3,24 \cdot \frac{T^{0,5} + 1,37 - 9,09\rho_{c}^{0,125}}{\rho_{c}^{0,5} + 2,08 - 1,5(x_{a} + x_{y})} ,(44)

Формула (44) применима в диапазоне температур 240 — 360 K. 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 Р 92.

6.4 Вязкость при повышенных давлениях (до 12 МПа) для природного газа вычисляют по формуле

где c_{\mu} = 1 + \frac{p_{\text{п}}^{2}}{30(T_{\text{п}} - 1)} — поправочный множитель.

p_{\text{п}} = p/p_{\text{пк}},(46)

T_{\text{п}} = T/T_{\text{пк}},(47)

где псевдокритические давление p_{\text{пк}} и температуру T_{\text{пк}} рассчитывают по формулам (17) и (18) ГОСТ 30319.2, а именно:

p_{\text{пк}} = 2,9585(1,608 - 0,05994\rho_{c} + x_{y} - 0,392x_{a}),(48)

T_{\text{пк}} = 88,25(0,9915 + 1,759\rho_{c} - x_{y} - 1,681x_{a}).(49)

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

\delta_{\mu} = (\delta^{2} + \delta_{\text{и}.\text{д}}^{2})^{0,5},(50)

где \delta = 3,0\% при давлениях до 0,5 МПа и 6,0% при повышенных давлениях (до 12 МПа).

Погрешность расчета вязкости, связанную с погрешностью измеряемых параметров (\delta_{\text{и}.\text{д}}) , определяют из выражения

где \delta_{T} , \delta_{p} , \delta_{\rho c} , \delta_{xa} и \delta_{xy} — погрешности измеряемых параметров: соответственно температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида углерода в нем.

Коэффициент K_{p} равен 0 при давлениях до 0,5 МПа 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:

H_{\text{с}.\text{н}} = 85,453(0,52190\rho_{c} + 0,04242 - 0,65197x_{a} - x_{y}).(53)

7.4 Погрешность определения теплоты сгорания вычисляют по следующим формулам:

при определении удельной теплоты сгорания по 7.2

\delta_{H} = \frac{z_{c}}{\sum_{i} x_{i}H_{\text{и}i}} [\sum_{i} (x_{i}H_{\text{и}i}\delta_{xi})^{2}]^{0,5},(54)

где z_{c} — фактор сжимаемости природного газа при стандартных условиях, который рассчитывают по формулам 3.3.2;

\delta_{xi} — погрешность определения молярной доли i-го компонента природного газа.

При определении удельной теплоты сгорания по 7.3

\delta_{H} = [0,04 + 0,1\delta_{\rho c}^{2}\rho_{c}^{2} + (x_{y}\delta_{xy})^{2} + 0,4(x_{a}\delta_{xa})^{2}]^{0,5},(55)

где \delta_{\rho c} , \delta_{xa} и \delta_{xy} — погрешности определения соответственно плотности природного газа при стандартных условиях, молярной доли азота и молярной доли диоксида углерода.

БИБЛИОГРАФИЯ

1. Кобза З., Добровольски Б., Гонтарек Я. (Польская высшая инженерная школа). Анализ влияния неточности определения показателя адиабаты природных газов на погрешность расчета расхода.

2. Шпильрайн Э.Э., Кессельман П.М. Основы теории теплофизических свойств веществ. М., «Энергия», 1977. 248 с.

3. ИСО 6976:1995 International Standard. Natural gas — Calculation of calorific value, density and relative density

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