Изменение № 1 ГОСТ 34807-2021 «Газ природный. Методы расчета температуры точки росы по воде и массовой концентрации водяных паров»
(принято Протоколом Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации от 29.03.2024 № 171-П)
Примечание
Текст данного документа приведен с учетом поправки, опубликованной в «ИУС», № 10, 2024. Документ введен в действие на территории Российской Федерации с 15.04.2024 Приказом Росстандарта от 04.04.2024 № 405-ст.
Принято Протоколом Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации от 29 марта 2024 г. № 171-П
ИЗМЕНЕНИЕ № 1 ГОСТ 34807-2021 «ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ТЕМПЕРАТУРЫ ТОЧКИ РОСЫ ПО ВОДЕ И МАССОВОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ ВОДЯНЫХ ПАРОВ»
Принято Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 29.03.2024 № 171-П)
Зарегистрировано Бюро по стандартам МГС № 17352
За принятие изменения проголосовали национальные органы по стандартизации следующих государств: AM, BY, KG, MD, RU, TJ, UZ [коды альфа-2 по МК (ИСО 3166) 004]
Дату введения в действие настоящего изменения устанавливают указанные национальные органы по стандартизации <*>
<*> Дата введения в действие на территории Российской Федерации — 2024-04-15.
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:
« \Omega_{bi}^{3} + (2 - 3\xi_{\text{к}i})\Omega_{bi}^{2} + 3\xi_{\text{к}i}^{2}\Omega_{bi} - \xi_{\text{к}i}^{3} = 0 . (12)».
Пункт 5.1.1. Третий абзац перед формулой (16) изложить в новой редакции:
«Параметр бинарного взаимодействия Dij в формуле (5), за исключением пар компонентов метан-вода и этан-вода, вычисляют по формуле»
D_{ij} = \alpha_{ij} + \chi_{ij} \frac{T}{(T_{\text{к}i}T_{\text{к}j})^{0,5}} . (16)».
Пункт 5.1.1. Седьмой абзац после формулы (16) изложить в новой редакции:
«Значения констант {_{ij}^{\alpha}} , {_{ij}^{\chi}} уравнения (16) и формулы вычисления параметра бинарного взаимодействия Dij 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:
« \beta = 7,50313 \cdot 10^{5} \cdot y_{\text{в}} . (33)».
Формулу (34) изложить в новой редакции:
« T_{\text{т}(\text{р })}^{0} = \frac{67 \cdot p - 5320}{ln(\beta) - 25,688 + 0,345 \cdot p} . (34)».
Формулу (37) изложить в новой редакции:
« y_{i}^{\text{н}} = y_{i} \cdot \frac{(1 - y_{\text{в}})}{\sum_{i} y_{i}} . (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»
y_{\text{в}}^{(0)} = \frac{10^{- 6}\beta^{(0)}v_{\text{г}}}{18,0153} , (38)
где vг — молярный объем ПГ при стандартных условиях, вычисленный по уравнению (25) без учета молярной доли водяных паров в ПГ, м3/кмоль.».
Формулу (39) изложить в новой редакции:
« y_{i}^{(0)} = y_{i} \cdot (1 - y_{(\text{в })}^{0}) . (39)».
Формулу (41) изложить в новой редакции:
« \Delta X^{(k)} = - F(X^{(k - 1)})F\prime(X^{(k - 1)}) . (41)».
Пункт 6.2.5. Второе пояснение к формулам (40) — (42) изложить в новой редакции:
« \Delta X^{(k)} — приращение искомой величины (ТТРв или yВ) на k-м итерационном шаге;».
Формулу (45) изложить в новой редакции:
« | \frac{f_{\text{г}}^{(k)}}{f_{\text{ж}}^{(k)}} - 1| \leq 10^{- 3} . (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.»
до тех пор, пока все неравенства (47) не перестанут выполняться. При этом значение искомой величины (ТТРв или yВ) 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:
Константы параметра бинарного взаимодействия
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.»
D_{ij} = \sum_{k = 1}^{4} A_{k}T^{k - 1} + (1p - 0,1) \sum_{k = 1}^{4} B_{k}T^{k - 1} + (1p - 0,1)^{2} \sum_{k = 1}^{4} C_{k}T^{k - 1} , (А.1)
D_{ij} = \sum_{k = 1}^{4} A_{k}T^{k - 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.
D_{ij} = 0,5 + (1p - 0,4) \sum_{k = 1}^{4} L_{k}T^{k - 1} + (1p - 0,4)^{2} \sum_{k = 1}^{4} M_{k}T^{k - 1} . (А.3)
Коэффициенты {Ak}, {Bk}, {Ck}, {Lk} и {Mk} приведены в таблице А.3.
Коэффициенты в формулах вычисления параметра бинарного взаимодействия для пар метан-вода и этан-вода
Коэффициенты Aв и Bв уравнения (32), применяемого для вычисления коэффициентов летучести водяных паров в ПГ, вычисляют по следующим формулам
A_{\text{в}} = \sum_{k = 0}^{4} a_{k} \cdot T^{k} , (А.5)
B_{\text{в}} = \sum_{k = 0}^{4} b_{k} \cdot T^{k} . (А.6)
Константы {ak} и {bk} приведены в таблице А.4.
Константы в формулах расчета коэффициентов Aв и Bв
| k | ak | bk |
|---|---|---|
| 0 | -0,56661034 | 0,23497236 |
| 1 | 0,021606002 | -0,0033360402 |
| 2 | -0,0001708012 | 1,7869527E-005 |
| 3 | 5,0382452E-007 | -4,2184636E-008 |
| 4 | -5,0884422E-010 | 3,6680063E-011 |
Приложение Б. Таблицу Б.1 изложить в новой редакции:
Молярные доли компонентов смесей, имитирующих природный газ
Приложение Б. Таблицу Б.2 изложить в новой редакции:
Расчетные значения температуры точки росы по воде при заданной массовой концентрации водяных паров 60 мг/м3, °C
| p, МПа | Температура точки росы по воде, °C | ||
| Смесь № 1 | Смесь № 2 | Смесь № 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:
Значения молярной доли компонентов смесей, имитирующих природный газ
Приложение В. Таблицу В.2 изложить в новой редакции:
Расчетные значения массовой концентрации водяных паров при заданной температуре точки росы по воде -11,0 °C
| p, МПа | Значение массовой концентрации водяных паров, мг/м3 | ||
| Смесь № 1 | Смесь № 2 | Смесь № 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:
Расчетные значения массовой концентрации водяных паров при заданной температуре точки росы по воде
Приложение В. 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:
Исходные данные для методов пересчета температуры точки росы по воде с одного давления на другое
Приложение Е. Таблицу Е.2 изложить в новой редакции:
Результаты пересчета ТТРв с давления в газопроводе на давление 3,92 МПа детальным методом
| p, МПа | Смесь № 1 | Смесь № 2 | Смесь № 3 |
| Расчетное значение массовой концентрации водяных паров природного газа, мг/м3 | |||
| 5,5 | 29,10 | 29,06 | 28,37 |
| Расчетное значение температуры ТТРв, °C | |||
| 3,92 | -20,2 | -20,2 | -20,2 |
Приложение Е. Таблицу Е.3 изложить в новой редакции:
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/м3 | ТТРв, °C | |
| 5,5 | 29,055 | - |
| 3,92 | - | -20,4 |
Стандарт дополнить приложением Ж:
ОЦЕНКА НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ, ТЕМПЕРАТУРЫ ТОЧКИ РОСЫ И МАССОВОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ ВОДЯНЫХ ПАРОВ В ПРИРОДНОМ ГАЗЕ
Ж.1 Расширенную неопределенность вычисляемого значения ТТРв (Utп), °C, с учетом неопределенности измерения давления ПГ в газопроводе и неопределенности определения МКВП по ГОСТ 34711 (исходных данных для вычисления ТТРв) при коэффициенте охвата k = 2 вычисляют по формуле
U_{t\text{п}} = (U_{t}^{2} + U_{t\text{ид}}^{2})^{0,5} , (Ж.1)
где Ut — расширенная неопределенность ТТРв, значения которой приведены в таблицах 3 и 5 для детального и упрощенного методов, соответственно, °C;
Utид — расширенная неопределенность ТТРв, 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 (Utид), °C, вычисляют по формуле
{}_{t\text{ид}}^{U =}{_{\text{в }1\text{и в }2\text{и в и }1\text{в и }2}^{[\text{ТТР }(p,\beta) - \text{ТТР }(p,\beta)]^{2} + [\text{ТТР }(p,\beta) - \text{ТТР }(p,\beta)]^{2}}}^{0,5} , (Ж.2)
где \text{ТТР}_{\text{в}}(p_{1},\beta_{\text{и}}) — значение ТТРв, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении газа p1 и определенном по ГОСТ 34711 значении МКВП (\beta_{\text{и}}) , °C;
\text{ТТР}_{\text{в}}(p_{2},\beta_{\text{и}}) — значение ТТРв, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении газа p2 и определенном по ГОСТ 34711 значении МКВП (\beta_{\text{и}}) , °C;
\text{ТТР}_{\text{в}}(p_{\text{и}},\beta_{1}) — значение ТТРв, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (pи) и значении МКВП, равном \beta_{1} , °C;
\text{ТТР}_{\text{в}}(p_{\text{и}},\beta_{2}) — значение ТТРв, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (pи) и значении МКВП, равном \beta_{2} , °C.
При этом значения давления (p1, p2), МПа, и МКВП (\beta_{1},\beta_{2}) , мг/м3, вычисляют по формулам
p_{1} = p_{\text{и}}(1 + 0,005\delta_{p}) , (Ж.3)
p_{2} = p_{\text{и}}(1 - 0,005\delta_{p}) , (Ж.4)
\beta_{1} = \beta_{\text{и}}(1 + 0,005\delta_{\beta}) , (Ж.5)
\beta_{2} = \beta_{\text{и}}(1 - 0,005\delta_{\beta}) , (Ж.6)
где \delta_{p} и \delta_{\beta} — соответственно, относительные погрешности (неопределенности) измерения pи и \beta_{\text{и}} , численные значения которых определяют в соответствии с применяемыми методиками или средствами их измерений, %.
Ж.2 Относительную расширенную неопределенность вычисляемого значения МКВП (U_{\beta\text{п}}) , %, с учетом неопределенности измерения давления ПГ в газопроводе и неопределенности измерения ТТРв при этом давлении по ГОСТ 20060 (исходных данных для вычисления МКВП) вычисляют по формуле
U_{\beta\text{п}} = (U_{\text{о}\beta}^{2} + U_{\beta\text{ид}}^{2})^{0,5} , (Ж.7)
где U_{\text{о}\beta} — относительная расширенная неопределенность МКВП, значения которой приведены в таблицах 4 и 6 для детального и упрощенного методов, соответственно, %;
U_{\beta\text{ид}} — относительная расширенная неопределенность МКВП, которая появляется дополнительно в связи с погрешностью измерения давления ПГ в газопроводе и его ТТРв при этом давлении, %.
Относительную расширенную неопределенность (U_{\beta\text{ид}}) , %, вычисляют по формуле
U_{\beta\text{ид}} = \frac{100}{\beta(p_{\text{и}},t_{\text{и}})} {_{1\text{и }2\text{и и }1\text{и }2}^{[\beta(p,t) - \beta(p,t)]^{2} + [\beta(p,t) - \beta(p,t)]^{2}}}^{0,5} , (Ж.8)
где \beta(p_{\text{и}},t_{\text{и}}) — значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (pи) и измеренном значении ТТРв при этом давлении по ГОСТ 20060 (tи), мг/м3;
\beta(p_{1},t_{\text{и}}) — значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении газа p1 и измеренном по ГОСТ 20060 значении ТТРв (tи), мг/м3;
\beta(p_{2},t_{\text{и}}) — значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении газа p2 и измеренном по ГОСТ 20060 значении ТТРв (tи), мг/м3;
\beta(p_{\text{и}},t_{1}) — значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (pи) и значении ТТРв, равном t1, мг/м3;
\beta(p_{\text{и}},t_{2}) — значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (pи) и значении ТТРв, равном t2, мг/м3.
При этом значения давления (p1, p2), МПа, вычисляют по формулам (Ж.3) и (Ж.4), а значения ТТРв (t1, t2), °C, вычисляют по формулам
t_{1} = t_{\text{и}} + 0,5\Delta_{t} , (Ж.9)
t_{2} = t_{\text{и}} - 0,5\Delta_{t} , (Ж.10)
где \Delta_{t} — абсолютная погрешность (расширенная неопределенность) измерения tи, численное значение которой определяют в соответствии с применяемыми методиками или эксплуатационной документацией на средства измерений ТТРв, °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 (Utп), °C, с учетом неопределенности измерения давления ПГ в газопроводе и неопределенности измерения ТТРв при этом давлении по ГОСТ 20060 (исходных данных для пересчета ТТРв) вычисляют по формуле
U_{t\text{п}} = (U_{t}^{2} + U_{t\text{ид}}^{2})^{0,5} , (Ж.11)
где Ut — расширенная неопределенность ТТРв, значения которой приведены в таблицах 7 и 8 для детального и упрощенного методов, соответственно, °C;
Utид — расширенная неопределенность ТТРв, которая появляется дополнительно в связи с погрешностью измерения давления ПГ в газопроводе и ТТРв при этом давлении, °C.
Расширенную неопределенность (Utид), °C, вычисляют по формуле
, (Ж.12)где \text{ТТР}_{\text{в}}(p_{p},\beta(p_{1},t_{\text{и}})) — значение ТТРв, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении расчета pр и значении МКВП, которое вычислено при давлении газа p1 и измеренном по ГОСТ 20060 значении ТТРв (tи), °C;
\text{ТТР}_{\text{в}}(p_{p},\beta(p_{2},t_{\text{и}})) — значение ТТРв, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении расчета pр и значении МКВП, которое вычислено при давлении газа p2 и измеренном по ГОСТ 20060 значении ТТРв (tи), °C;
\text{ТТР}_{\text{в}}(p_{p},\beta(p_{\text{и}},t_{1})) — значение ТТРв, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении расчета pр и значении МКВП, которое вычислено при измеренном давлении ПГ в газопроводе (pи) и значении ТТРв, равном t1, °C;
\text{ТТР}_{\text{в}}(p_{p},\beta(p_{\text{и}},t_{2})) — значение ТТРв, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении расчета pр и значении МКВП, которое вычислено при измеренном давлении ПГ в газопроводе (pи) и значении ТТРв, равном t2, °C.
При этом значения давления (p1, p2), МПа, вычисляют по формулам (Ж.3) и (Ж.4), а значения ТТРв (t1, t2), °C, — по формулам (Ж.9) и (Ж.10).».