ГОСТ 30319.1-96

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ

МЕТОДЫ РАСЧЕТА
ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

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

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ
ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

Минск

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 № 9-96 от 12 апреля 1996 г.)

За принятие проголосовали:

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

Газ природный

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

Дата введения 1997-07-01

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 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения

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 К и давлениях 0,1-1000 МПа

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

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

ГСССД 19-81 Кислород жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 70-1000 К и давлениях 0,1-100 МПа

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

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

ГСССД 94-86 Метан. Коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 91-1000 К и давлениях от соответствующих разреженному газу до 100 МПа

ГСССД 95-86 Криптон жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия, изобарная теплоемкость и скорость звука при температурах 120-1300 К и давлениях 0,1-100 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 К и давлениях 0,1-100 МПа

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

ГСССД Р92-84 н-Алканы (С1-С8). Вторые вириальные коэффициенты и коэффициенты динамической вязкости при атмосферном давлении в диапазоне температур от нормальных точек кипения до 800 К

ГСССД Р127-85 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 К и давлениях 0,1-30 МПа

3 Определение плотности

3.1 Общие положения

3.1.1 Плотность газа r вычисляют по формуле

r = т/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 р и температуры Т по формуле

r_и = 10³ × M × p/(R × T).                                                       (2)

За молярную массу М принимают массу одного киломоля вещества в килограммах.

Молярную массу определяют по формуле

,                                                           (3)

где    А_j - масса килограмм-атома j-го элемента, входящего в состав молекулы;

п_j - количество атомов j-го элемента молекулы.

3.2.2 Плотность реального газа (далее - газ) определяют с учетом фактора сжимаемости газа z по формуле

.                                                   (4)

3.2.3 Плотность газа при стандартных условиях определяется при р = р_c и Т = Т_c т.е. по соотношению

.                                                     (5)

Значения R, p_c, T_c приведены в разделе 4 ГОСТ 30319.0, a M и z_c - в таблице 1. Если измерения z_c обеспечиваются с большей точностью, чем приведенные в таблице 1, то целесообразно применять измеренные значения.

Таблица 1

 

(Измененная редакция, Изм. № 1).

В таблице 1:

1) r_c.иi - плотность i-го газа при стандартных условиях в идеально газовом состоянии;

2) z_ci и r_ci - соответственно, фактор сжимаемости и плотность i-го газа при стандартных условиях (для газов с температурой кипения больше 293,15 К приведены условные значения этих свойств, которые применимы только при определении z_c и r_с природного газа);

3) d_zci - погрешность определения фактора сжимаемости i-го газа при стандартных условиях.

4) состав воздуха – 78,102 % азота, 20,946 % кислорода, 0,916 % аргона, 0,033 % диоксида углерода, 0,00182 % неона, 0,00052 % гелия, 0,00015 % метана, 0,00011 % криптона, 0,00005 % водорода, 0,00003 % закиси азота, 0,00002 % моноксида углерода, 0,00001 % ксенона (состав приведен в молярных процентах по данным ИСО 6976 [3]).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

 

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

r = r_c × p × T_c/(p_c×T×K),                                                       (6)

где коэффициент сжимаемости К равен

K = z/z_c.                                                                   (7)

Из уравнения (7) следует, что К = 1 при р = р_c и Т = T_c. Кроме того, из этого же уравнения видно, что плотность газа в рабочих условиях можно определить по измеренным значениям r_c, z_c, z (или К), р и Т.

Допускается r_c и z_c определять по таблице 1, z и r - по ГСССД 4, ГСССД 8, ГСССД 18, ГСССД 19, ГСССД 47, ГСССД 48, ГСССД 70, ГСССД 95, ГСССД 96, ГСССД 147, ГСССД Р127 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

d_ri = (d²_rci + d²_p + d²_T + d²_zi + d²_zci)^0,5,                                         (8)

где    d_rci - погрешность измерения или определения по таблице 1 плотности i-го газа при стандартных условиях (численно равна d_zci);

d_zi и d_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 Р127;

d_p и d_T - погрешности определения, соответственно, давления и температуры.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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

,                                                         (9)

или в молярных долях по формуле

,                                                       (10)

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

.                                                         (11)

В соответствии с ИСО 6976 [3] объемная r_i, и молярная х_i доли связаны следующими соотношениями:

,                                                       (12)

.                                                       (13)

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

,                                                                (14)

.                                                               (15)

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

r_c = r_c.и/z_c,                                                            (16)

где

,                                                            (17)

.                                                      (18)

Значения плотности r_c.иi и фактора b_i^0,5 приведены в таблице 1.

При содержании в природном газе углеводородных соединений типа С_kН_2k+2 формулы (17) и (18) можно представить в следующем виде:

,                              (19)

,                         (20)

где    k_i - количество атомов углерода в i-м углеводородном компоненте (С_kН_2k+2) природного газа.

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

,                          (21)

 ,                 (22)

,                                                 (23)

где    d_xi, d_xa и d_xy - погрешности определения молярных долей, соответственно, i-го компонента природного газа, а также азота и диоксида углерода, как компонентов природного газа;

d_э = 0,05 % - погрешность экспериментального определения фактора сжимаемости.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.4 Определение плотности природного газа при рабочих условиях (р и Т).

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

,                               (24)

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

.                          (25)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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

К = К₀ + p(К₁ + К₂/Т + К₃r_c + К₄x_a + К₅x_y).                                           (26)

При незначительных изменениях параметров р, Т, r_c, x_a и x_у погрешность расчета коэффициента сжимаемости по этому уравнению может быть небольшой, например:

0,1 £ p [МПа]                    £ 1,2               К₀ = 1,00185

273,15 £ Т [K]                   £ 303,15         К₁ = 0,0523625

0,66 £ r_c [кг/м³]                £ 0,70             К₂ = -20,5799

0 £ x_a [мол. %]                  £ 2,0               К₃ = 0

0 £ x_y [мол. %]                  £ 0,5               К₄ = 0

d_k £ 0,11 %                                                К₅ = -0,244369

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 Р127 и другим материалам, рекомендуемым ГСССД.

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

,                                                            (27)

где    к_i - показатель адиабаты i-го компонента смеси.

4.5 Показатель адиабаты природного газа, метана и азота должен вычисляться по усовершенствованной формуле Кобза [1]:

                              (28)

4.6 Погрешность определения показателя адиабаты по формуле (28) в диапазоне температур 240-360 К и давлении до 10 МПа при p/T < 0,03 не превышает 2,0 % по сравнению с значениями, рассчитанными по уравнению состояния (см. ГОСТ 30319.3). С учетом погрешности измеряемых параметров погрешность расчета показателя адиабаты вычисляют по формуле

,                                                         (29)

где    d = 2,0 %.

Погрешность расчета показателя адиабаты, связанную с погрешностью измеряемых параметров (d_и.д), определяют из выражения

,         (30)

где    d_Т, d_р, d_rс и d_xa - погрешности измеряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях и содержания азота в нем.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

5 Определение скорости звука

5.1 Скорость звука применяется при определении поправочного множителя показаний вибрационных плотномеров.

5.2 Скорость звука зависит от параметров состояния газа (давления и температуры), а в случае смеси газов и от состава смеси.

5.3 Скорость звука для чистых газов необходимо определять по ГСССД 95, ГСССД 96 и другим материалам, рекомендуемым ГСССД.

5.4 Скорость звука природного газа вычисляют по формуле

,                                                     (31)

где    к - показатель адиабаты;

К - коэффициент сжимаемости, определяемый по методам NX19 мод. или GERG-91 (см. ГОСТ 30319.2);

r_c - плотность природного газа при стандартных условиях (p_c = 0,101325 МПа и T_c = 293,15 К).

Формула (31) получена из уравнений термодинамики для скорости звука и показателя адиабаты [2].

5.5 Погрешность определения скорости звука по формуле (31) в диапазоне температур 240-360 К и давлении до 10 МПа не превышает 1,5 % по сравнению с значениями, рассчитанными по уравнению состояния (см. ГОСТ 30319.3). С учетом погрешности измеряемых параметров погрешность расчета скорости звука вычисляют по формуле

,                                                   (32)

где    d = 1,5 %.

Погрешность расчета скорости звука, связанную с погрешностью измеряемых параметров (d_и.д), определяют из выражения

            (33)

где    d_Т, d_р, d_rс, d_xa и d_xy - погрешности измеряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида углерода в нем.

Коэффициенты К_T, K_p, К_rc, К_xa и К_xу в зависимости от метода, используемого для расчета коэффициента сжимаемости К, определяются по следующим выражениям (см. формулы (87) - (91) или (92) - (96) ГОСТ 30319.2):

- при расчете К по методу NX19 мод.

,                                                                                         (34)

,                                                                                           (35)

,                                                                                               (36)

,                                                                                               (37)

,                                                                                               (38)

- при расчете K по методу GERG-91

,                                                                                        (39)

,                                                                                           (40)

,                                                                                                             (41)

,                                                                                               (42)

.                                                                                               (43)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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 атмосферном давлении вычисляют по формуле

,                                            (44)

где    m_Т выражена в мкПа×с.

Формула (44) применима в диапазоне температур 240-360 К. 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.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

6.3 Допускается определять вязкость чистых газов по ГСССД 17, ГСССД 94, ГСССД 110, ГСССД Р92.

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

,                                                            (45)

где  - поправочный множитель.

Приведенные давление Р_п и температуру Т_п вычисляют по формулам

,                                                         (46)

,                                                          (47)

где псевдокритические давление Р_пк и температуру Т_пк рассчитывают по формулам (17) и (18) ГОСТ 30319.2, а именно:

,                              (48)

.                                  (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

,                                                    (50)

где    d = 3,0 % при атмосферном давлении и 6,0 % при повышенных давлениях (до 12 МПа).

Погрешность расчета вязкости, связанную с погрешностью измеряемых параметров (d_и.д), определяют из выражения

,        (51)

где    d_Т, d_р, d_rс, d_ха и d_ху - погрешности измеряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида углерода в нем.

Коэффициент К_р равен 0 при атмосферном давлении и 0,45 при повышенных давлениях (до 12 МПа).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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 удельную теплоту сгорания по формулам:

,                                 (52)

.                                  (53)

7.4 Погрешность определения теплоты сгорания вычисляют по следующим формулам:

при определении удельной теплоты сгорания по 7.2

,                                                (54)

где    z_с - фактор сжимаемости природного газа при стандартных условиях, который рассчитывают по формулам 3.3.2;

Н_иi - теплотворная способность i-го газа в идеально-газовом состоянии (см. таблицу 2);

d_xi - погрешность определения молярной доли i-го компонента природного газа;

при определении удельной теплоты сгорания по 7.3

,                                    (55)

где    d_rc, d_xa и d_ху - погрешности определения, соответственно, плотности природного газа при стандартных условиях, молярной доли азота и молярной доли диоксида углерода.

Таблица 2 - Теплотворная способность компонентов природного газа и продуктов его переработки в идеально-газовом состоянии

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(справочное)

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] ISO 6976:1995 International Standard. Natural gas - Calculation of calorific value, density and relative density

СОДЕРЖАНИЕ