— Все документы — ГОСТы — ГОСТ 30319.3-2015 ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ. ВЫЧИСЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ О КОМПОНЕНТНОМ СОСТАВЕ


ГОСТ 30319.3-2015 ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ. ВЫЧИСЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ О КОМПОНЕНТНОМ СОСТАВЕ

ГОСТ 30319.3-2015 ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ. ВЫЧИСЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ О КОМПОНЕНТНОМ СОСТАВЕ

Введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 ноября 2015 г. N 2075-ст
Межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.3-2015
"ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ. ВЫЧИСЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ О КОМПОНЕНТНОМ СОСТАВЕ"

Natural gas. Methods of calculation of physical properties. Calculation of physical properties on base information on component composition

Дата введения - 1 января 2017 г.

Взамен 30319.3-96

Предисловие

Цели, основные принципы и порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2009 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены"

Сведения о стандарте

1 Разработан Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ", Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 "Природный и сжиженные газы"

2 Внесен Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

3 Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 27 августа 2015 г. N 79-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа (по управлению строительством) по стандартизации

Армения

Беларусь

Казахстан

Киргизия

Молдова

Россия

Украина

AM

BY

KZ

KG

MD

RU

UA

Минэкономики Республики Армения

Госстандарт Республики Беларусь

Госстандарт Республики Казахстан

Кыргызстандарт

Молдова-Стандарт

Росстандарт

Минэкономразвития Украины

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 ноября 2015 г. N 2075-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.3-2015 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2017 г.

5 Взамен 30319.3-96

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт предназначен для расчета коэффициента сжимаемости, плотности, показателя адиабаты, коэффициента динамической вязкости природного газа и скорости распространения звука в среде природного газа по измеренным значениям давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа.

1.2 Настоящий стандарт применяют для расчета указанных в 1.1 физических свойств природного газа при давлениях до 30 МПа включительно и температурах от 250 до 350 К.

1.3 Методы и алгоритм расчета физических свойств, приведенные в настоящем стандарте, могут быть использованы при разработке программного обеспечения вычислителей расхода природного газа.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 31371.1-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1. Руководство по проведению анализа

ГОСТ 31371.2-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных

ГОСТ 31371.3-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до C8 с использованием двух насадочных колонок

ГОСТ 31371.4-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов C1-C5 и C6+ в лаборатории и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок

ГОСТ 31371.5-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов C1-C5 и C6+ в лаборатории и при непрерывном контроле с использованием трех колонок

ГОСТ 31371.6-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов C1-C8 с использованием трех капиллярных колонок

ГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов

ГОСТ 30319.1-2015 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения и обозначения

3.1 В настоящем стандарте применены термины и определения по ГОСТ 30319.1.

3.2 Основные условные обозначения величин, принятые в стандарте, приведены в таблице 2 ГОСТ 30319.1.

4 Методы расчета физических свойств природного газа

4.1 Методы расчета плотности и коэффициента сжимаемости

4.1.1 Приведенную плотность природного газа (δ) при измеренных (заданных) значениях давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа определяют из решения следующего уравнения

π=δτ·(1+A0),

(1)

где π - приведенное давление;

τ - приведенная температура;

A0 - безразмерный комплекс (см. 4.1.1.2).

4.1.1.1 Приведенные давление (π) и температуру (τ) рассчитывают по формулам:

π=p/p0m,

(2)

τ=T/LT,

(3)

где p0m - параметр приведения для давления, МПа;

LT - параметр приведения для температуры, равный 1 К.

Параметр приведения для давления рассчитывают по формуле

image001.gif,

(4)

где КX - смесевой параметр размера, м/кмоль1/3;

R - универсальная газовая постоянная (см. таблицу 2 ГОСТ 30319.1).

Смесевой параметр размера (КX) рассчитывают по формуле

image002.gif,

(5)

где Nc - число компонентов природного газа;

i} и {Kj} - параметры размера компонентов природного газа, значения которых приведены в таблице А.1 (приложение А);

{Kij} - параметры бинарного взаимодействия, значения которых приведены в таблице А.2 (приложение А).

4.1.1.2 Безразмерный комплекс (A0) рассчитывают по формуле

image003.gif,

(6)

где {an}, {bn}, {un}, {cn}, и {kn} - коэффициенты и показатели степеней, значения которых приведены в таблице А.3 (приложение А);

{Dn}, {Un} - функции молярных долей компонентов природного газа.

Функции молярных долей компонентов природного газа {Dn} и {Un} рассчитывают по формулам:

image004.gif

(7)

image005.gif.

(8)

Вспомогательные функции (Cn и Bn) рассчитывают по формулам:

image006.gif,

(9)

image007.gif,

(10)

image008.gif,

(11)

image009.gif,

(12)

image010.gif,

(13)

image011.gif,

(14)

image012.gif,

(15)

image013.gif,

(16)

image014.gif,

(17)

где {gn}, {qn}, {fn}, {sn}, {wn} - параметры, значения которых приведены в таблице А.3 (приложение А);

{Ei}, {Gi}, {Qi}, {Fi}, {Si}, {Wi} - параметры компонентов природного газа, значения которых приведены в таблице А.1 (приложение А);

{image015.gif}, {Vij}, {image016.gif} - параметры бинарного взаимодействия компонентов природного газа, значения которых приведены в таблице А.2 (приложение А).

4.1.2 Решение уравнения (1) осуществляют в итерационном процессе методом Ньютона; значение начального приближения (δ(0)) рассчитывают, используя заданные значения температуры, давления и молярных долей xi природного газа (см. 5.2.2). После вычисления приведенной плотности (δ) в итерационном процессе плотность смеси рассчитывают по формуле

image017.gif,

(18)

где Mm - молярная масса смеси, кг/кмоль;

KX - смесевой параметр размера (см. формулу (5)).

Молярную массу смеси рассчитывают по формуле

image018.gif,

(19)

где Mi - молярная масса i-го компонента природного газа, значения которой для каждого компонента приведены в таблицах А.1 и А.9 (приложение А);

Nc - число компонентов природного газа.

4.1.3 Коэффициент сжимаемости природного газа рассчитывают по формуле

z=1+A0,

(20)

где A0 - безразмерный комплекс (см. 4.1.1.2).

Примечание - Безразмерный комплекс A0 в формуле (20) рассчитывают при заданных значениях (Т, {xi}) и найденном в результате решения уравнения (1) значении приведенной плотности (δ).

4.2 Методы расчета показателя адиабаты и скорости звука

4.2.1 Показатель адиабаты и скорость звука рассчитывают по следующим формулам:

k=[1+A1+(1+A2)2/(cp0r-1+A3)]/z,

(21)

image019.gif,

(22)

где A1, A2 и A3 - безразмерные комплексы (см. 4.2.2);

cp0r - безразмерная изобарная теплоемкость природного газа в идеально-газовом состоянии (см. 4.2.3).

4.2.2 Безразмерные комплексы A1, A2, и A3 рассчитывают по следующим формулам:

image020.gif

(23)

image021.gif,

(24)

image022.gif.

(25)

Коэффициенты, показатели степеней, параметры, функции, входящие в формулы расчета (23) - (25), те же самые, которые входят в формулы расчета безразмерного комплекса A0 (см. 4.1.1.2).

4.2.3 Безразмерную изобарную теплоемкость природного газа в идеально-газовом состоянии (cp0r) рассчитывают по формуле

image023.gif,

(26)

где {cp0ri} - безразмерные изобарные теплоемкости компонентов природного газа в идеально-газовом состоянии;

Nc - число компонентов природного газа.

Значения величин {cp0ri} рассчитывают по формуле

image024.gif,

(27)

где θ=τ-1.

Коэффициенты {B0i}, {C0i}, {D0i}, {E0i}, {F0i}, {G0i}, {H0i}, {I0i}, {J0i}, формулы (27) приведены в таблице А.4 (приложение А).

4.3 Метод расчета коэффициента динамической вязкости

4.3.1 Вязкость природного газа рассчитывают по формуле

image025.gif,

(28)

где μ0 - вязкость природного газа в разреженном состоянии;

Mm - молярная масса природного газа (см. формулу (19));

pпк - псевдокритическое давление природного газа;

Tпк - псевдокритическая температура природного газа (см. формулу (37));

Δμ - избыточная составляющая вязкости природного газа.

Псевдокритическое давление природного газа рассчитывают по формуле

image026.gif,

(29)

где R - универсальная газовая постоянная (см. таблицу 2 ГОСТ 30319.1);

ρ̃пк - псевдокритическая молярная плотность природного газа (см. формулу (36));

Ωi - ацентрический фактор Питцера i-го компонента природного газа, значения {Ωi} для компонентов приведены в таблице А.5 (приложение А);

Nc - число компонентов природного газа.

4.3.2 Вязкость природного газа в разреженном состоянии вычисляют по формуле

image027.jpg,

(30)

где μ0i и μ0j - соответственно вязкость i-го и j-го компонентов природного газа в разреженном состоянии;

Mi и Mj - соответственно молярная масса i-го и j-го компонентов природного газа, значения которых для каждого компонента приведены в таблицах А.1 и А.9 (приложение А).

Вязкость компонентов природного газа в разреженном состоянии (μ0i) вычисляют по формуле

image028.gif,

(31)

где {aik} - коэффициенты, значения которых для каждого компонента приведены в таблице А.6 приложения А;

Nc - число компонентов природного газа.

4.3.3 Избыточную составляющую вязкости рассчитывают по формуле

image029.gif,

(32)

где {cn}, {rn}, {tn} - коэффициенты и показатели степеней, значения которых приведены в таблице А.7 (приложение А);

φ1,..., φ6 - параметры преобразований для приведенных значений плотности и температуры природного газа (см. формулу (33));

ωm и τm - приведенные плотность и температура природного газа (см. формулы (34), (35)).

Параметры преобразований для приведенных значений плотности и температуры природного газа рассчитывают по формуле

image030.gif, i = 1,2,...,6,

(33)

где {δi} и {δik} - коэффициенты, значения которых приведены в таблице А.8 (приложение А);

Nc - число компонентов природного газа.

Приведенные плотность (ωm) и температуру (τm) природного газа рассчитывают по формулам:

ωm=ρ̃/ρ̃пк,

(34)

τm=T/Tпк,

(35)

где ρ̃пк, Tпк - псевдокритические молярная плотность и температура природного газа.

Псевдокритическую молярную плотность (ρ̃пк) и температуру (Tпк) вычисляют по следующим формулам:

image031.gif,

(36)

image032.gif,

(37)

где {ρкрi, ρкрj}, {Mi, Mj} и {Tкрi, Tкрj} - критические плотности, молярные массы и критические температуры для компонентов (i, j) природного газа соответственно;

Nc - число компонентов природного газа.

Значения критических параметров {Tкрi}, {ρкрi} и молярной массы {Mi} для компонентов природного газа приведены в таблицах А.5 и А.1, А.9 (приложение А) соответственно.

5 Алгоритм расчета физических свойств природного газа

5.1 Исходные данные

5.1.1 Исходными данными для расчета физических свойств природного газа являются:

- молярные доли компонентов природного газа {xi};

- абсолютное давление природного газа;

- температура природного газа.

5.1.2 Молярные доли компонентов природного газа определяют хроматографическим анализом по ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.7. Измерения молярных долей компонентов могут выполняться как потоковыми, так и лабораторными хроматографами. Если измерены объемные доли компонентов природного газа, то для перевода их в молярные доли используют следующую формулу

image033.gif, i = 1,..., Nc,

(38)

где ri - объемная доля i-го компонента природного газа;

zci - коэффициент сжимаемости i-го компонента природного газа при стандартных условиях, значения которого приведены в таблице А.1 приложения А;

Nc - число компонентов природного газа.

5.1.3 Избыточное давление природного газа измеряют с применением соответствующих средств измерений. Для расчета абсолютного давления и перевода его в МПа применяют следующую формулу

p=Кp1pизбp2pатм,

(39)

где Кp1 и Кp2 - переводные коэффициенты, значения которых приведены в таблице 1;

pизб - избыточное давление природного газа;

pатм - атмосферное давление.

Таблица 1 - Переводные коэффициенты Кp1 и Кp2

Единица измерения

Коэффициенты Кp1 и Кp2

1 кгс/см2

9,80665×10-2

1 кгс/см2

9,80665×10-6

1 МПа

1

1 бар

10-1

1 мм рт. ст.

1,33322×10-4

Пример - Перевод давления Р, МПа, при заданных pизб = 10 кгс/см2; pатм = 750 мм рт. ст. По таблице 1 находим значения коэффициентов: Кp1=9,80665×10-2; Кp2=1,33322×10-4, затем рассчитываем абсолютное давление: p=9,80665×10-2×10+1,33322×10-4×750=1,08066 МПа.

5.1.4 Температуру природного газа измеряют с применением соответствующих средств измерений, как правило, в градусах Цельсия. Для перевода измеренной температуры t, °С в температуру Т, К применяют следующую формулу

T = t + 273,15.

(40)

5.2 Алгоритм расчета

5.2.1 Рассчитывают характерные параметры природного газа и функции молярных долей компонентов природного газа:

- смесевой параметр размера (КX) по формуле (5);

- давление нормировки (p0m) по формуле (4);

- молярную массу (Mm) по формуле (19);

- функции молярных долей компонентов Dn и Un по формулам (7) - (17).

5.2.2 Расчет приведенной плотности (δ) осуществляется в результате решения уравнения (1).

Значение начального приближения приведенной плотности (δ(0)) рассчитывают, используя значения исходных данных (Т, р, xi), по формуле

image034.gif,

(41)

где R - универсальная газовая постоянная (см. таблицу 1 ГОСТ 30319.1).

Окончательное значение приведенной плотности (δ) определяется по методу Ньютона в следующем итерационном процессе:

а) приведенную плотность (δ(k)) на k-м итерационном шаге определяют из выражений

image035.gif,

δ(k)(k-1)+Δδ(k),

(42)

где безразмерные комплексы image036.gifimage037.gif рассчитывают по формулам (6) и (23) при плотности на итерационном шаге (к-1), т.е. при δ(k-1);

б) условие завершения итерационного процесса

image038.gif,

(43)

где приведенное давление image039.gif рассчитывают по формуле

image040.gif,

(44)

где безразмерный комплекс image041.gif рассчитывают по формуле (6) при плотности на итерационном шаге (k), т.е. при δ(k).

Если условие (43) не выполняется, то продолжают итерационный процесс, возвращаясь к пункту а) итерационного процесса. Если условие (43) выполняется, то уравнение (1) считается решенным. После этого рассчитывают плотность по формуле (18) и коэффициент сжимаемости (z) по формуле (20) при δ=δ(k), т.е. при найденном решении уравнения (1).

5.2.3 Расчет показателя адиабаты и скорости звука выполняют по формулам (21) и (22) при заданных (τ) и (xi) и найденном значении δ=δ(k).

5.2.4 Расчет вязкости осуществляется по формулам (28) - (37) при заданных значениях (Т) и (xi) и найденному значению молярной плотности

ρ̃=ρ/Mm,

(45)

где ρ - плотность, рассчитанная по формуле (18) при значении δ=δ(k).

Блок-схема и примеры расчета физических свойств природного газа по представленным в стандарте методам приведены, соответственно, на рисунке 1 и в приложении Б.

6 Диапазон применения и погрешности расчета физических свойств природного газа

6.1 Диапазон применения и погрешности методов расчета физических свойств

6.1.1 Методы расчета, приведенные в настоящем стандарте, предназначены для расчета физических свойств природного газа в следующих диапазонах параметров:

- по температуре - от 250 до 350 К включительно;

- по давлению - от 0,1 до 30,0 МПа включительно.

При этом молярные доли компонентов природного газа не должны выходить за диапазоны, которые приведены в таблице 2.

6.1.2 Погрешности методов расчета физических свойств природного газа с диапазонами молярных долей компонентов, которые представлены в таблице 2, и во всем диапазоне температур и давлений, приведенном в 6.1.1, находятся в следующих пределах:

0,1%≤δρм, δzм≤0,4%;

0,2%≤δuм≤2,0%;

0,5%≤δkм≤4,4%;

0,6%≤δμм≤4,0%.

image042.jpg

"Рисунок 1 - Блок-схема расчета физических свойств природного газа"

Таблица 2 - Компоненты природного газа и диапазоны молярных долей компонентов

Компонент

Диапазоны молярных долей

Метан

0,7≤xCH4<1,0

Этан

xC2H6≤0,10

Пропан

xC3H8≤0,035

Бутаны в сумме

xC4H10≤0,015

Пентаны в сумме

xC5H12≤0,005

Гексан

xнC6H14≤0,001

Азот

xN2≤0,20

Диоксид углерода

xCO2≤0,20

Гелий

xHe≤0,005

Водород

xH2≤0,10

Примечания

1 Молярные доли остальных компонентов не превышают суммарно 0,0015.

2 Если в природном газе молярная доля гелия не превышает 0,0005, то при расчете физических свойств можно принять xHe=0, а измеренную по ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.7 молярную долю гелия суммировать с молярной долей азота.

3 Если в природном газе молярная доля водорода не превышает 0,0005, то при расчете физических свойств можно принять xH2=0, а измеренную по ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.7 молярную долю водорода суммировать с молярной долей азота.

4 Если измерены по ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.7 молярные доли кислорода и аргона, то при расчете физических свойств их значения необходимо суммировать с молярной долей азота.

5 Если измерены по ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.7 молярные доли н-гептана и н-октана, то при расчете физических свойств их значения необходимо суммировать с молярной долей н-гексана.

6 Для исключения возникновения дополнительной погрешности расчета физических свойств необходимо молярную массу смеси рассчитывать по формуле (19) с учетом всех компонентов, молярная доля которых не равна нулю (молярные массы кислорода, аргона, н-гептана и н-октана приведены в таблице А.9 приложения А).

Погрешности методов расчета физических свойств природного газа, соответствующие конкретным диапазонам температуры и давления, приведены в таблицах 3 - 5.

Таблица 3 - Погрешности методов расчета плотности и коэффициента сжимаемости (с доверительной вероятностью 95%)

Т, К

р, МПа

δρм, δzм, %

От 250,0 до 267,0 включ.

От 0,1 до Pρ1 включ.

0,1

Св. Pρ1 до Pρ2 включ.

0,2

Св. Pρ2 до 30,0 включ.

0,4

Св. 267,0 до 280,0 включ.

От 0,1 до Pρ3 включ.

0,1

Св. Pρ3 до 30,0 включ.

0,2

Св. 280,0 до 295,0 включ.

От 0,1 до 30,0 включ.

0,1

Св. 295,0 до 310,0 включ.

От 0,1 до Pρ4 включ.

0,1

Св. Pρ4 до 30,0 включ.

0,2

Св. 310,0 до 350,0 включ.

От 0,1 до Pρ5 включ.

0,1

Св. Pρ5 до 30,0 включ.

0,2

Примечания

1 Pρ1 = 0,32353Т - 78,882.

2 Pρ2 = 0,94118Т - 221,29.

З Pρ3 = 1,7308Т - 454,62.

4 Pρ4 = -1,2000Т + 384,00.

5 Pρ5 = 0,30000Т - 81,000.

Таблица 4 Погрешности методов расчета скорости звука и показателя адиабаты (с доверительной вероятностью 95 %)

Т, К

р, МПа

δuм, %

δkм, %

От 250,0 до 350,0 включ.

От 0,1 до Pw1 включ.

0,2

0,5

Св. Pw1 до Pw2 включ.

0,8

1,8

Св. Pw2 до 30,0 включ.

2,0

4,4

Примечания

1 Pw1 = 0,06T - 9,0.

2 Pw2 = 0,20T - 40,0.

Таблица 5 - Погрешности методов расчета коэффициента динамической вязкости (с доверительной вероятностью 95%)

Т, К

р, МПа

δμм, %

От 250 до 350 включ.

От 0,1 до 1,0 включ.

0,6

Св. 1,0 до 10,0 включ.

1,9

Св. 10,0 до 20,0 включ.

2,6

Св. 20,0 до 30,0 включ.

4,0

6.2 Учет погрешности измерения давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа

6.2.1 Погрешность расчета коэффициента сжимаемости (δz), плотности (δρ), скорости звука (δu), показателя адиабаты (δk) и вязкости (δμ) с учетом погрешности измерения давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа (исходных данных для расчета) вычисляют по следующим формулам:

image043.gif,

(46)

image044.gif,

(47)

image045.gif,

(48)

image046.gif,

(49)

image047.gif,

(50)

где δzм, δρм, δuм, δkм, и δμм - погрешности методов расчета соответственно коэффициента сжимаемости, плотности, скорости звука, показателя адиабаты и вязкости, значения которых приведены в таблицах 3 - 5;

δzид, δρид, δuид, δkид, δμид - погрешности расчета соответственно коэффициента сжимаемости, плотности, скорости звука, показателя адиабаты и вязкости, которые появляются дополнительно в связи с погрешностью измерения давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа.

6.2.2 Погрешности δzид, δρид, δuид, δkид, и δμид вычисляют по следующим формулам:

image048.gif,

(51)

image049.gif,

(52)

image050.gif,

(53)

image051.gif,

(54)

image052.gif,

(55)

где Nc - число компонентов природного газа;

qk - условное обозначение k-го параметра применяемых для расчета исходных данных, т.е. измеренные значения давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа;

z, ρ, u, k и μ - соответственно, коэффициент сжимаемости, плотность, скорость звука, показатель адиабаты и вязкость, значения которых рассчитывают при измеренных значениях давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа;

zqk+, ρqk+, uqk+, kqk+, μqk+ - соответственно, коэффициент сжимаемости, плотность, скорость звука, показатель адиабаты и вязкость, алгоритм расчета которых приведен в 6.2.3;

zqk-, ρqk-, uqk-, kqk-, μqk- - соответственно, коэффициент сжимаемости, плотность, скорость звука, показатель адиабаты и вязкость, алгоритм расчета которых приведен в 6.2.3.

6.2.3 Для упрощения алгоритм расчета значений коэффициента сжимаемости (zqk+ и zqk-) приведен для бинарной смеси с измеренными молярными долями (x и x), а также при измеренных значениях давления (pи) и температуры (Tи). Расчет аналогичных значений плотности (ρqk+ и ρqk-), скорости звука (uqk+ и uqk-), показателя адиабаты (kqk+ и kqk-) и вязкости (μqk+ и μqk-) осуществляют также, как и для коэффициента сжимаемости zqk+ и zqk-.

В случае бинарной смеси формула (51) приобретает следующий вид:

image053.gif,

(56)

где z - коэффициент сжимаемости, значение которого рассчитано при измеренных значениях pи, Tи, x и x;

zqk+ - коэффициент сжимаемости, значения которого рассчитывают:

- для k = 1 при pи+, Tи, x и x;

- для k = 2 при pи, Tи+, x и x;

- для k = 3 при pи, Tи, x1и+ и x;

- для k = 4 при pи, Tи, x и x2и+;

zqk-- коэффициент сжимаемости, значения которого рассчитывают:

- для k = 1 при pи-, Tи, x и x;

- для k = 2 при pи, Tи-, x и x;

- для k = 3 при pи, Tи, x1и- и x;

- для k = 4 при pи, Tи, x и x2и-.

При этом значения давления, температуры и молярных долей компонентов с нижними индексами, включающими плюс и минус, рассчитывают по формулам:

pи+=pи(1+0,005δp),

(57)

pи-=pи(1-0,005δp),

(58)

Tи+=Tи(1+0,005δT),

(59)

Tи-=Tи(1-0,005δT),

(60)

x1и+=x(1+0,005δx1),

(61)

x-=x(1-0,005δx1),

(62)

x2и+=x2и(1+0,005δx2),

(63)

x2и-=x2и(1-0,005δx2),

(64)

где δp, δT, δx1 и δx2 - соответственно, погрешности измерения pи, Tи, x и x, численные значения которых определяют в соответствии с применяемыми методиками или средствами их измерений.

Приложение А
(обязательное)

Характеристические параметры компонентов природного газа, коэффициенты и параметры методов расчета свойств природного газа

А.1 Методы расчета плотности, коэффициента сжимаемости, показателя адиабаты и скорости звука основаны на использовании уравнения состояния AGА8, приведенного в международном стандарте [1]. В этом же нормативном документе приведены используемые в настоящем стандарте функции, выражающие зависимость изобарной теплоемкости компонентов в идеально-газовом состоянии от температуры.

А.2 В таблицах, приведенных в настоящем приложении, представлены характеристические параметры компонентов природного газа, коэффициенты и параметры методов расчета свойств природного газа (исключая вязкость), взятые непосредственно из стандарта [1].

А.3 Метод расчета вязкости природного газа, используемый в настоящем стандарте, приведен в стандарте [2].


Таблица А.1 - Характеристические параметры чистых компонентов

Компонент

Молярная

масса Mi, кг/кмоль

Коэффициент сжимаемости при стандартных условиях zci

Энергетический

параметр

Ei

Параметр

размера Ki,

3/кмоль)1/3

Ориентационный параметр

Gi

Квадрупольный параметр Qi

Высокотемпературный параметр Fi

Дипольный параметр

Si

Параметр ассоциации

Wi

Метан

16,043

0,9981

151,318300

0,4619255

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Этан

30,070

0,992

244,166700

0,5279209

0,079300

0,0

0,0

0,0

0,0

Пропан

44,097

0,9834

298,118300

0,5837490

0,141239

0,0

0,0

0.0

0,0

u-Бутан

58,123

0,971

324,068900

0,6406937

0,256692

0,0

0,0

0,0

0,0

н-Бутан

58,123

0,9682

337,638900

0,6341423

0,281835

0,0

0,0

0,0

0,0

u-Пентан

72,150

0,953

365,599900

0,6738577

0,332267

0,0

0,0

0,0

0,0

н-Пентан

72,150

0,945

370,682300

0,6798307

0,366911

0,0

0,0

0,0

0,0

н-Гексан

86,177

0,919

402,636293

0,7175118

0,289731

0,0

0,0

0,0

0,0

Азот

28,0135

0,9997

99,737780

0,4479153

0,027815

0,0

0,0

0,0

0,0

Диоксид углерода

44,010

0,9947

241,960600

0,4557489

0,189065

0,690000

0,0

0,0

0,0

Гелий

4,0026

1,0005

2,610111

0,3589888

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Водород

2,0159

1,0006

26,957940

0,3514916

0,034369

0,0

1,0

0,0

0,0


Таблица А.2 - Параметры бинарного взаимодействия компонентов

Пара компонентов (i, j)

image054.gif

Vij

Kij

image055.gif

Метан

Пропан

0,994635

0,990877

1,007619

1,0

u-Бутан

1,019530

1,0

1,0

1,0

н-Бутан

0,989844

0,992291

0,997596

1,0

u-Пентан

1,002350

1,0

1,0

1,0

н-Пентан

0,999268

1,003670

1,002529

1,0

н-Гексан

1,107274

1,302576

0,982962

1,0

Азот

0,971640

0,886106

1,003630

1,0

Диоксид углерода

0,960644

0,963827

0,995933

0,807653

Водород

1,170520

1,156390

1,023260

1,957310

Этан

Пропан

1,022560

1,065173

0,986893

1,0

u-Бутан

1,0

1,250000

1,0

1,0

н-Бутан

1,013060

1,250000

1,0

1,0

u-Пентан

1,0

1,250000

1,0

1,0

н-Пентан

1,005320

1,250000

1,0

1,0

Азот

0,970120

0,816431

1,007960

1,0

Диоксид углерода

0,925053

0,969870

1,008510

0,370296

Водород

1,164460

1,616660

1,020340

1,0

Пропан

н-Бутан

1,004900

1,0

1,0

1,0

Азот

0,945939

0,915502

1,0

1,0

Диоксид углерода

0,960237

1,0

1,0

1,0

Водород

1,034787

1,0

1,0

1,0

u-Бутан

Азот

0,946914

1,0

1,0

1,0

Диоксид углерода

0,906849

1,0

1,0

1,0

Водород

1,300000

1,0

1,0

1,0

н-Бутан

Азот

0,973384

0,993556

1,0

1,0

Диоксид углерода

0,897362

1,0

1,0

1,0

Водород

1,300000

1,0

1,0

1,0

u-Пентан

Азот

0,959340

1,0

1,0

1,0

Диоксид углерода

0,726255

1,0

1,0

1,0

н-Пентан

Азот

0,945520

1,0

1,0

1,0

Диоксид углерода

0,859764

1,0

1,0

1,0

н-Гексан

Диоксид углерода

0,855134

1,066638

0,910183

1,0

Азот

Диоксид углерода

1,022740

0,835058

0,982361

0,982746

Водород

1,086320

0,408838

1,032270

1,0

Диоксид углерода

Водород

1,281790

1,0

1,0

1,0

Примечания

image056.gifimage057.gif, при i≠j.

image058.gif при i = j.

3 Для пар компонентов (i, j), не представленных в настоящей таблице, все параметры бинарного взаимодействия принимаются равными единице.


Таблица А.3 - Коэффициенты и показатели степеней безразмерных комплексов A0-A3

n

an

bn

cn

kn

un

gn

qn

fn

sn

wn

1

0,153832600

1

0

0

0,0

0

0

0

0

0

2

1,341953000

1

0

0

0,5

0

0

0

0

0

3

-2,998583000

1

0

0

1,0

0

0

0

0

0

4

-0,048312280

1

0

0

3,5

0

0

0

0

0

5

0,375796500

1

0

0

-0,5

1

0

0

0

0

6

-1,589575000

1

0

0

4,5

1

0

0

0

0

7

-0,053588470

1

0

0

0,5

0

1

0

0

0

8

0,886594630

1

0

0

7,5

0

0

0

1

0

9

-0,710237040

1

0

0

9,5

0

0

0

1

0

10

-1,471722000

1

0

0

6,0

0

0

0

0

1

11

1,321850350

1

0

0

12,0

0

0

0

0

1

12

-0,786659250

1

0

0

12,5

0

0

0

0

1

13

2,291290 x 10-9

1

1

3

-6,0

0

0

1

0

0

14

0,157672400

1

1

2

2,0

0

0

0

0

0

15

-0,436386400

1

1

2

3,0

0

0

0

0

0

16

-0,044081590

1

1

2

2,0

0

1

0

0

0

17

-0,003433888

1

1

4

2,0

0

0

0

0

0

18

0,032059050

1

1

4

11,0

0

0

0

0

0

19

0,024873550

2

0

0

-0,5

0

0

0

0

0

20

0,073322790

2

0

0

0,5

0

0

0

0

0

21

-0,001600573

2

1

2

0,0

0

0

0

0

0

22

0,642470600

2

1

2

4,0

0

0

0

0

0

23

-0,416260100

2

1

2

6,0

0

0

0

0

0

24

-0,066899570

2

1

4

21,0

0

0

0

0

0

25

0,279179500

2

1

4

23,0

1

0

0

0

0

26

-0,696605100

2

1

4

22,0

0

1

0

0

0

27

-0,002860589

2

1

4

-1,0

0

0

1

0

0

28

-0,008098836

3

0

0

-0,5

0

1

0

0

0

29

3,150547000

3

1

1

7,0

1

0

0

0

0

30

0,007224479

3

1

1

-1,0

0

0

1

0

0

31

-0,705752900

3

1

2

6,0

0

0

0

0

0

32

0,534979200

3

1

2

4,0

1

0

0

0

0

33

-0,079314910

3

1

3

1,0

1

0

0

0

0

34

-1,418465000

3

1

3

9,0

1

0

0

0

0

35

-5,99905 х 10-17

3

1

4

-13,0

0

0

1

0

0

36

0,105840200

3

1

4

21,0

0

0

0

0

0

37

0,034317290

3

1

4

8,0

0

1

0

0

0

38

-0,007022847

4

0

0

-0,5

0

0

0

0

0

39

0,024955870

4

0

0

0,0

0

0

0

0

0

40

0,042968180

4

1

2

2,0

0

0

0

0

0

41

0,746545300

4

1

2

7,0

0

0

0

0

0

42

-0,291961300

4

1

2

9,0

0

1

0

0

0

43

7,294616000

4

1

4

22,0

0

0

0

0

0

44

-9,936757000

4

1

4

23,0

0

0

0

0

0

45

-0,005399808

5

0

0

1,0

0

0

0

0

0

46

-0,243256700

5

1

2

9,0

0

0

0

0

0

47

0,049870160

5

1

2

3,0

0

1

0

0

0

48

0,003733797

5

1

4

8,0

0

0

0

0

0

49

1,874951000

5

1

4

23,0

0

1

0

0

0

50

0,002168144

6

0

0

1,5

0

0

0

0

0

51

-0,658716400

6

1

2

5,0

1

0

0

0

0

52

0,000205518

7

0

0

-0,5

0

1

0

0

0

53

0,009776195

7

1

2

4,0

0

0

0

0

0

54

-0,020487080

8

1

1

7,0

1

0

0

0

0

55

0,015573220

8

1

2

3,0

0

0

0

0

0

56

0,006862415

8

1

2

0,0

1

0

0

0

0

57

-0,001226752

9

1

2

1,0

0

0

0

0

0

58

0,002850908

9

1

2

0,0

0

1

0

0

0


Таблица A.4 - Коэффициенты для расчета безразмерных изобарных теплоемкостей компонентов природного газа в идеально-газовом состоянии по формуле (27)

Компонент

B0i

C0i

D0i

E0i

F0i

G0i

H0i

I0i

J0i

Метан

4,00088

0,76315

820,659

0,00460

178,410

8,74432

1062,82

-4,46921

1090,53

Этан

4,00263

4,33939

559,314

1,23722

223,284

13,1974

1031,38

-6,01989

1071,29

Пропан

4,02939

6,60569

479,856

3,19700

200,893

19,1921

955,312

-8,37267

1027,29

u-Бутан

4,06714

8,97575

438,270

5,25156

198,018

25,1423

1905,02

16,1388

893,765

н-Бутан

4,33944

9,44893

468,270

6,89406

183,636

24,4618

1914,10

14,7824

903,185

u-Пентан

4

11,7618

292,503

20,1101

910,237

33,1688

1919,37

0

0

н-Пентан

4

8,95043

178,670

21,8360

840,538

33,4032

1774,25

0

0

н-Гексан

4

11,6977

182,326

26,8142

859,207

38,6164

1826,59

0

0

Кислород

3,50146

1,07558

2 235,71

1,01334

1 116,69

0

0

0

0

Азот

3,50031

0,13732

662,738

-0,14660

680,562

0,90066

1740,06

0

0

Диоксид углерода

3,50002

2,04452

919,306

-1,06044

865,070

2,03366

483,553

0,01393

341,109

Гелий

2,5

0

0

0

0

0

0

0

0

Водород

2,47906

0,95806

228,734

0,45444

326,843

1,56039

1651,71

-1,3756

1671,69

Примечание - При расчете безразмерных изобарных теплоемкостей компонентов природного газа в идеально-газовом состоянии по формуле (27) следует иметь в виду, что, если H0i = 0, четвертое слагаемое в правой части формулы (27) принимают равным нулю.


Таблица А.5 - Критические параметры и факторы Питцера компонентов природного газа

Компонент

Tкрi, K

ρкрi, кг/м3

Ωi

Метан

190,564

162,66

0,064294

Этан

305,32

206,58

0,10958

Пропан

369,825

220,49

0,18426

u-Бутан

407,85

224,36

0,16157

н-Бутан

425,16

227,85

0,21340

u-Пентан

460,39

236,0

0,26196

н-Пентан

469,65

232,0

0,29556

н-Гексан

507,85

233,6

0,29965

Азот

126,2

313,1

0,013592

Диоксид углерода

304,2

468,0

0,20625

Гелий

5,19

69,64

-0,14949

Водород

32,938

31,36

-0,12916


Таблица А.6 - Коэффициенты {aik}для расчета вязкости компонентов природного газа в разреженном состоянии по формуле (31)

k

aik для компонента i

Азот

Диоксид углерода

Метан

Этан

Пропан

н-Бутан

0

-0,279070091

-0,468233636

-0,838029104

-1,21924490

0,254518256

-0,524058048

1

7,81221301

5,37907799

4,88406903

4,05145591

2,54779249

2,81260308

2

-0,699863421

-0,0349633355

-0,344504244

-0,200150993

0,0683095277

-0,0496574363

3

0,0378831186

-0,0126198032

0,0151593109

0,00662746099

-0,0114348793

0

Окончание таблицы А.6

k

aik для компонента i

u-Бутан

н-Пентан

u-Пентан

Гексан

Гелий

Водород

0

1,04273843

0,452603096

0,550744125

0,658064311

2,95929817

1,42410895

1

1,69220741

1,79775689

1,75702204

1,50818329

7,1775132

3,03739469

2

0,194077419

0,157002776

0,173363456

0,178280027

-0,641191946

-0,203048737

3

-0,0159867334

-0,0158057627

-0,0167839786

-0,0161050134

0,0451852767

0,0106137856


Таблица А.7 - Коэффициенты {cn} и показатели степеней {rn}, {tn} для расчета избыточной составляющей вязкости по формуле (32)

j

cn

rn

tn

1

3,06331302

1

1

2

-8,64573627

1

2

3

8,96123185

1

3

4

-3,00860053

1

4

5

1,27196662

2

1

6

-0,875183697

2

2

7

-0,0577055575

3

1

8

0,0352272638

5

1

Таблица А.8 - Коэффициенты {δi} и {dik} для расчета параметров преобразований {φi} по формуле (33)

i

δi

dik для компонента k

Азот

Диоксид углерода

Метан

Этан

Пропан

н-Бутан

1

1

-0,005352690

-0,03468202

0

0,04156931

0,03976538

-0,06667775

2

1

0,09101896

0,1130498

0

0

0,08375624

0,2100174

3

0

0,01501200

0,05811886

0

0,06408111

0,1747180

0,06330205

4

1

0,2640642

0,05767935

0

0,04763455

1,250272

0,3182660

5

0

-0,1032012

-0,1814105

0

-0,1889656

-0,5283498

0,1474434

6

1

-0,1078872

-0,5971794

0

0,1533738

0,2458511

-1,113935

Окончание таблицы А.8

i

δi

dik для компонента k

u-Бутан

н-Пентан

u-Пектан

Гексан

Гелий

Водород

1

1

0,07234927

0

0,02229787

0,1753529

0,299249

-0,03937273

2

1

0,009435210

0,1651156

0,08380246

-0,08018375

-0,1490941

0,01532106

3

0

-0,03673568

-0,07126922

0,04639638

-0,03543316

-0,1577329

-0,03423876

4

1

0,4516722

0,06698673

-0,1450583

-0,09677546

-0,225324

-0,1399209

5

0

-0,3272680

-0,5283166

0,03725585

-0,2015218

-0,2731058

-0,06955475

6

1

-0,6135352

-0,7803174

-0,4106772

-1,206562

-0,8827831

-1,049055

Таблица А.9 - Молярные массы кислорода, аргона, н-гептана и н-октана

Компонент

Молярная масса Mi, кг/кмоль

Кислород

31,9988

Аргон

39,948

н-Гептан

100,204

н-Октан

114,231

Приложение Б
(справочное)

Примеры расчета физических свойств природного газа

Б.1 Примеры расчета, приведенные в настоящем приложении, рекомендуется использовать в качестве тестовых данных при программной реализации методов расчета физических свойств природного газа, которые даны в настоящем стандарте.

Б.2 Примеры расчета приведены в форме таблиц. При этом в таблице Б.1 даны молярные доли компонентов смесей, имитирующих природный газ, а в таблицах Б.2, Б.3 и Б.4 приведены расчетные значения физических свойств для этих смесей при соответствующих температурах и давлениях.

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

Компоненты

Молярная доля для смесей

N 1

N 2

N 3

Метан

0,965

0,812

0,8641

Этан

0,018

0,043

0,018

Пропан

0,0045

0,009

0,0045

u-Бутан

0,001

0,0015

0,001

н-Бутан

0,001

0,0015

0,001

u-Пентан

0,0005

-

0,0003

н-Пентан

0,0003

-

0,0005

н-Гексан

0,0007

-

0,0012

Азот

0,003

0,057

0,0034

Диоксид углерода

0,006

0,076

0,006

Гелий

-

-

0,005

Водород

-

-

0,095

Таблица Б.2 - Расчетные значения физических свойств для смеси N 1

Т, К

р, МПа

ρ, кг/м3

z

u, м/с

k

μ, мкПа·с

250,00

0,1

0,8112

0,9966

402,4

1,313

9,44

300,00

0,1

0,6749

0,9982

438,1

1,295

11,11

350,00

0,1

0,5780

0,9990

469,3

1,273

12,68

250,00

5,0

49,295

0,8200

372,3

1,366

10,88

300,00

5,0

36,949

0,9116

425,6

1,338

12,09

350,00

5,0

30,253

0,9543

465,5

1,311

13,48

250,00

15,0

196,15

0,6182

471,9

2,912

21,05

300,00

15,0

125,53

0,8050

460,3

1,773

16,61

350,00

15,0

95,519

0,9068

492,0

1,541

16,39

250,00

30,0

285,18

0,8504

767,6

5,601

33,91

300,00

30,0

223,21

0,9054

646,7

3,111

25,68

350,00

30,0

178,53

0,9703

612,6

2,233

22,47

Таблица Б.3 - Расчетные значения физических свойств для смеси N 2

Т, К

р, МПа

ρ, кг/м3

z

u, м/с

к

μ, мкПа·с

250,00

0,1

0,9577

0,9963

370,1

1,312

10,08

300,00

0,1

0,7967

0,9980

402,8

1,293

11,88

350,00

0,1

0,6823

0,9989

431,5

1,270

13,58

250,00

5,0

59,396

0,8032

339,1

1,366

11,68

300,00

5,0

43,980

0,9039

389,6

1,335

12,95

350,00

5,0

35,869

0,9500

427,1

1,309

14,45

250,00

15,0

241,91

0,5916

444,0

3,179

24,13

300,00

15,0

151,67

0,7864

422,4

1,804

18,18

350,00

15,0

114,10

0,8960

451,3

1,549

17,72

250,00

30,0

342,04

0,8369

728,2

6,046

38,94

300,00

30,0

267,56

0,8915

603,4

3,247

28,75

350,00

30,0

213,16

0,9592

567,0

2,284

24,72

Таблица Б.4 - Расчетные значения физических свойств для смеси N 3

Т, К

р, МПа

ρ, кг/м3

z

u, м/с

к

μ, мкПа·с

250,00

0,1

0,7454

0,9972

420,9

1,321

9,51

300,00

0,1

0,6203

0,9986

458,3

1,303

11,18

350,00

0,1

0,5313

0,9993

491,0

1,281

12,75

250,00

5,0

43,206

0,8602

399,4

1,379

10,69

300,00

5,0

33,217

0,9324

450,8

1,350

12,04

350,00

5,0

27,454

0,9670

490,8

1,323

13,47

250,00

15,0

158,30

0,7044

463,0

2,263

17,60

300,00

15,0

108,18

0,8589

483,3

1,688

15,58

350,00

15,0

84,803

0,9391

519,1

1,524

15,88

250,00

30,0

253,14

0,8809

724,47

4,428

28,92

300,00

30,0

196,78

0,9443

640,7

2,693

22,93

350,00

30,0

158,80

1,0030

626,8

2,080

20,89

Библиография

Международный стандарт

ISO 20765-1:2005(Е)*

Natural gas - Calculation of thermodynamic propertiés - Part 1: Gas phase properties for transmission and distribution applications

ГОСТ Р 8.770-2011

Государственная система обеспечения единства измерений. Газ природный. Коэффициент динамической вязкости сжатого газа с известным компонентным составом. Метод расчетного определения

_____________________________

* С указанным стандартом можно ознакомиться в ФГУП "Стандартинформ".


Возврат к списку

(Нет голосов)

Комментарии (0)


Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться
Самые популярные документы
Новости
Все новости