Изменение № 1 ГОСТ 30319.2-96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости»
Актуально на 01.11.2026.
Как цитировать: "Изменение N 1 ГОСТ 30319.2-96 "Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости". ГОСТ 30319.2-96. https://bukva.ai/docs/postanovlenie-gost-30319-2-96
(введено в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)
Примечание
Документ введен в действие на территории Российской Федерации Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст с 01.06.2004.
Принято Протоколом Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации от 6 ноября 2002 г. № 22
ИЗМЕНЕНИЕ № 1 ГОСТ 30319.2-96 «ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ»
Принято Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол 22 от 06.11.2002).
За принятие изменения проголосовали национальные органы по стандартизации следующих государств: AZ, AM, BY, KZ, KG, MD, RU, TJ, TM, UZ, UA [коды альфа-2 по МК (ИСО 3166)004].
Зарегистрировано Бюро по стандартам МГС № 4309.
Дату введения в действие настоящего изменения устанавливают указанные национальные органы по стандартизации.
Пункт 3.2.1. Первый абзац после слов «методов расчета» дополнить словами: «и область их применения»;
третий абзац и перечисления 1) - 3) изложить в новой редакции: «Для расчета коэффициента сжимаемости природного газа при определении его расхода и количества рекомендуется применять:»
-
модифицированный метод NX19 мод. — при распределении газа потребителям;
-
модифицированное уравнение состояния (УС) GERG-91 мод. [13, 14] и УС AGA8-92DC [15] — при транспортировании газа по магистральным газопроводам:
-
уравнение состояния ВНИИЦСМВ — при добыче и переработке газа»;
таблицу I изложить в новой редакции (см., с. 70 — 72);
последний абзац. Перечисление 3) дополнить словами: «Погрешность расчета коэффициента сжимаемости \delta приведена в таблице 1 без учета погрешности исходных данных.».
Пункт 3.2.2. Неравенство перед формулой (14) изложить в новой редакции:
«при 1,3 <= pа < 2 и -0,21 <= \Delta T_{a} < 0»;
последний абзац изложить в новой редакции:
«Коэффициент сжимаемости природного газа вычисляют по формуле (1), при этом фактор сжимаемости при рабочих условиях рассчитывают по формулам (6) — (18) настоящего стандарта, а фактор сжимаемости при стандартных условиях — по формуле (24) ГОСТ 30319.1».
Пункт 3.2.3. Формула (23). Заменить значение: 8,8151·10-9 на 8,81514·10-9;
последний абзац изложить в новой редакции:
«Фактор сжимаемости при стандартных условиях zc рассчитывают по формуле (36)».
Пункт 3.2.4. Формула (48). Заменить обозначение: G_{n}^{*} = на C_{n}^{*} = ;
формула (55). Заменить обозначение: xi на x_{i}^{2} ;
формулы (49) - (55). Экспликацию дополнить словами: «Параметры бинарного взаимодействия, которые не приведены в этой таблице, а также при i = j, равны единице.»;
Результаты апробации и область применения методов расчета коэффициента сжимаемости природного газа
| Метод расчета | Область применения и погрешность метода расчета | Отклонения от экспериментальных данных | |||||
| Область применения | \rho_{c} , кг/м3 | p, МПа | Погрешность \delta , % | \delta_{\text{сист}} , % | \delta_{i}^{\text{макс}} , % | ||
| NX19 мод. | 32 <= Hс.в, МДж/м3 <= 40 | < 0,70 | < 3 | 0,12 | -0,02 | +0,07 | -0,09 |
| 3 — 7 | 0,18 | -0,01 | +0,37 | -0,10 | |||
| > 7 | 0,41 | 0,17 | +0,59 | -0,08 | |||
| 0,66 <= \rho_{c} , кг/м3 <= 1,05 0 <= xа, мол.% <= 15 0 <= xy, мол.% <= 15 250 <= T, К <= 340 0,1 <= p, МПа <= 12,0 | 0,70 — 0,75 | < 3 | 0,13 | 0,01 | +0,14 | -0,13 | |
| 3 — 7 | 0,29 | 0,12 | +0,46 | -0,15 | |||
| > 7 | 0,42 | 0,27 | +0,66 | -0,12 | |||
| > 0,75 | < 3 | 0,20 | 0,05 | +0,41 | -0,13 | ||
| 3 — 7 | 0,57 | 0,24 | +1,06 | -0,25 | |||
| > 7 | 1,09 | 0,34 | +1,65 | -0,40 | |||
| 0,74 — 1,00 (смеси с H2S) | 0,1 — 11 | 0,15 | -0,02 | +0,09 | -0,10 | ||
| УС GERG-91 мод. | 20 <= Hс.в, МДж/м3 <= 48 | < 0,70 | < 3 | 0,11 | 0,01 | +0,13 | -0,04 |
| 3 — 7 | 0,15 | 0,02 | +0,51 | -0,06 | |||
| > 7 | 0,20 | 0,03 | +0,63 | -0,06 | |||
| 0,66 <= \rho_{c} , кг/м3 <= 1,05 0 <= xa, мол.% <= 15 0 <= xy, мол.% <= 15 250 <= T, К <= 340 0,1 <= p, МПа <= 12,0 | 0,70 — 0,75 | < 3 | 0,12 | -0,01 | +0,08 | -0,17 | |
| 3 — 7 | 0,15 | -0,02 | +0,11 | -0,43 | |||
| > 7 | 0,19 | 0,02 | +0,16 | -0,34 | |||
| > 0,75 | < 3 | 0,13 | 0,01 | +0,26 | -0,12 | ||
| 3 — 7 | 0,15 | -0,01 | +0,15 | -0,30 | |||
| > 7 | 0,19 | 0,01 | +0,65 | -0,31 | |||
| 0,74 — 1,00 (смеси с H2S) | 0,1 — 11 | 2,10 | -0,66 | +0,06 | -3,10 | ||
| УС AGA8-92DC | 20 <= Hс.в, МДж/м3 <= 48 | < 0,70 | < 3 | 0,10 | -0,01 | +0,03 | -0,06 |
| 3 — 7 | 0,11 | -0,01 | +0,15 | -0,06 | |||
| > 7 | 0,12 | 0,02 | +0,19 | -0,04 | |||
| 0,66 <= \rho_{c} , кг/м3 <= 1,05 0 <= xa, мол.% <= 15 0 <= xy, мол.% <= 15 250 <= T, К <= 340 0,1 <= p, МПа <= 12,0 | 0,70 — 0,75 | < 3 | 0,12 | -0,01 | +0,08 | -0,18 | |
| 3 — 7 | 0,15 | -0,03 | +0,11 | -0,43 | |||
| > 7 | 0,19 | 0,01 | +0,16 | -0,37 | |||
| > 0,75 | < 3 | 0,12 | 0,01 | +0,25 | -0,11 | ||
| 3 — 7 | 0,15 | -0,02 | +0,24 | -0,24 | |||
| > 7 | 0,17 | 0,01 | +0,31 | -0,17 | |||
| 0,74 — 1,00 (смеси с H2S) | 0,1 — 11 | 1,30 | -0,38 | +0,06 | -1,88 | ||
| УС ВНИЦ СМВ | 20 <= Hс.в, МДж/м3 <= 48 | < 0,70 | < 3 | 0,11 | -0,04 | +0,01 | -0,10 |
| 3 — 7 | 0,12 | -0,04 | +0,05 | -0,11 | |||
| > 7 | 0,12 | -0,01 | +0,06 | -0,14 | |||
| 0,66 <= \rho_{c} , кг/м3 <= 1,05 0 <= xa, мол.% <= 15 0 <= xy, мол.% <= 15 250 <= T, К <= 340 0,1 <= p, МПа <= 12,0 | 0,70 — 0,75 | < 3 | 0,12 | -0,03 | +0,08 | -0,17 | |
| 3 — 7 | 0,15 | -0,02 | +0,11 | -0,33 | |||
| > 7 | 0,18 | 0,02 | +0,13 | -0,27 | |||
| > 0,75 | < 3 | 0,13 | -0,01 | +0,25 | -0,11 | ||
| 3 — 7 | 0,15 | -0,01 | +0,18 | -0,25 | |||
| > 7 | 0,24 | -0,01 | +0,28 | -0,33 | |||
| 0,74 — 1,00 (смеси с H2S) | 0,1 — 11 | 0,36 | 0,10 | +0,54 | -0,24 | ||
| Примечания: 1 При использовании методов расчета NX19 мод. и УС GERG-91 мод. высшую удельную теплоту сгорания (Hс.в) вычисляют по формуле (52) ГОСТ 30319.1. 2 При использовании методов расчета УС AGA8-92DC и УС ВНИЦ СМВ плотность газа при стандартных условиях \rho_{c} вычисляют по формуле (16) ГОСТ 30319.1, а высшую удельную теплоту сгорания (Hс.в) — по 7.2 ГОСТ 30319.1 (допускается вычислять по (Hс.в) формуле (52) ГОСТ 30319.1). | |||||||
формула (60). Третью строку изложить в новой редакции:
+ (b_{n} - c_{n}k_{n}\rho_{\text{п}}^{k_{n}})(b_{n}\rho_{\text{п}}^{(b_{n} - 1)} - c_{n}k_{n}\rho_{\text{п}}^{b_{n}}\rho_{\text{п}}^{(k_{n} - 1)})] ;
последний абзац. Исключить слова: «Допускается рассчитывать фактор сжимаемости при стандартных условиях по формуле (20) ГОСТ 30319.1».
Пункт 3.2.5. Шестой абзац (со слов «Если заданный компонентный состав»). Исключить слова: «или объемные»;
седьмой абзац (со слов «Состав природного газа пересчитывают») изложить в новой редакции; формулы (71) - (74) и экспликации исключить:
«Если состав газа задан в объемных долях, то молярные доли рассчитывают по формуле (12) ГОСТ 30319.1»;
последний абзац. Исключить слова: «Допускается рассчитывать фактор сжимаемости при стандартных условиях по формуле (20) ГОСТ 30319.1».
Раздел 4. Формулы (82), (83) изложить в новой редакции:
\delta_{\text{ид}} = \frac{1}{\overline{K}} \{ \sum_{k = 1}^{Nq} [(\frac{\partial\overline{K}}{\partial\overline{q_{k}}})_{ql,l \neq k}\overline{q_{k}}\delta_{qk}]^{2}\}^{0,5} , (82)
(\frac{\partial\overline{K}}{\partial\overline{q_{k}}})_{ql,l \neq k}@ \frac{K_{qk +} - K_{qk -}}{2\Delta\overline{q_{k}}} ; (83)
четвертый абзац (со слов «Производную коэффициента сжимаемости») изложить в новой редакции:
«При вычислении частных производных по формуле (83) коэффициенты сжимаемости Kqk+ и Kqk- рассчитывают при средних параметрах \overline{q_{l,l \neq k}} и параметрах q_{k +} = \overline{q_{k}} + \Delta\overline{q_{k}} и q_{k -} = \overline{q_{k}} - \Delta\overline{q_{k}} соответственно. Рекомендуется выбирать \Delta\overline{q_{k}} = 0,5 \cdot 10^{- 2}\delta_{qk}\overline{q_{k}} .».