Газ природный МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ...
TRANSCRIPT
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ (МГС)
INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION (ISC)
ГОСТ30319.3—2015
М Е Ж Г О С У Д А Р С Т В Е Н Н Ы ЙС Т А Н Д А Р Т
Газ природный
МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе
Издание официальное
ГОСТ 30319.3—2015
II
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, при-менения, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский ин-ститут природных газов и газовых технологий — Газпром ВНИИГАЗ», Техническим комитетом по стан-дартизации 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 (про-токол от 27 августа 2015 г. № 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
АрменияБеларусьКазахстанКиргизия МолдоваРоссияУкраина
AMBYKZKGMDRUUA
Минэкономики Республики АрменияГосстандарт Республики БеларусьГосстандарт Республики КазахстанКыргызстандартМолдова-СтандартРосстандартМинэкономразвития Украины
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 ноября 2015 г. № 2075-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.3—2015 введен в действие в качестве на-ционального стандарта Российской Федерации с 1 января 2017 г.
5 ВЗАМЕН 30319.3—96
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информаци-онном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или от-мены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведом-ление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на офи-циальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет
© Стандартинформ, 2016
В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроиз-веден, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
ГОСТ 30319.3—2015
III
Содержание
1 Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12 Нормативные ссылки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13 Термины, определения и обозначения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24 Методы расчета физических свойств природного газа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2
4.1 Методы расчета плотности и коэффициента сжимаемости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24.2 Методы расчета показателя адиабаты и скорости звука . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44.3 Метод расчета коэффициента динамической вязкости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
5 Алгоритм расчета физических свойств природного газа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .75.1 Исходные данные . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .75.2 Алгоритм расчета . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8
6 Диапазон применения и погрешности расчета физических свойств природного газа . . . . . . . . . . . . .96.1 Диапазон применения и погрешности методов расчета физических свойств . . . . . . . . . . . . . . . .9 6.2 Учет погрешности измерения давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12
Приложение А (обязательное) Характеристические параметры компонентов природного газа, коэффициенты и параметры методов расчета свойств природного газа . . . . . . . . . . .15
Приложение Б (справочное) Примеры расчета физических свойств природного газа . . . . . . . . . . . . .24Библиография . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26
1
Издание официальное
Дата введения — 2017—01—01
1 Область применения1.1 Настоящий стандарт предназначен для расчета коэффициента сжимаемости, плотности, по-
казателя адиабаты, коэффициента динамической вязкости природного газа и скорости распростране-ния звука в среде природного газа по измеренным значениям давления, температуры и молярных до-лей 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 ссылкиВ 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 анализаГОСТ 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 угле-рода и углеводородов до С8 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 С1—С5 и С6+ 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 С1—С5 и С6+ 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 угле-рода и углеводородов С1—С8 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
ГОСТ 30319.3—2015
М Е Ж Г О С У Д А Р С Т В Е Н Н Ы Й С Т А Н Д А Р Т
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
ГОСТ 30319.3—2015
2
П р и м е ч а н и е — 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 еже-месячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (изменен-ным) 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 обозначения3.1 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 газа4.1 Методы расчета плотности и коэффициента сжимаемости
4.1.1 Приведенную плотность природного газа (d) при измеренных (заданных) значениях давле-ния, температуры и молярных долей компонентов природного газа определяют из решения следующе-го уравнения
(1)
где p — приведенное давление; t — приведенная температура; А0 — безразмерный комплекс (см. 4.1.1.2).
4.1.1.1 Приведенные давление (p) и температуру (t) рассчитывают по формулам:
(2)
(3)
где p0m — параметр приведения для давления, МПа; LT — параметр приведения для температуры, равный 1 К.
Параметр приведения для давления рассчитывают по формуле
(4)
где KX — смесевой параметр размера, м/кмоль1/3; R — универсальная газовая постоянная (см. таблицу 2 ГОСТ 30319.1).
Смесевой параметр размера (KX) рассчитывают по формуле
(5)
где Nc — число компонентов природного газа; {Ki} и {Kj} — параметры размера компонентов природного газа, значения которых приведены в табли-
це А.1 (приложение А); {Kij} — параметры бинарного взаимодействия, значения которых приведены в таблице А.2 (при-
ложение А).
ГОСТ 30319.3—2015
3
4.1.1.2 Безразмерный комплекс (A0) рассчитывают по формуле
(6)
где {an}, {bn}, {un}, {cn}, и {kn} — коэффициенты и показатели степеней, значения которых приведены в таблице A.3 (приложение A);
{Dn}, {Un} — функции молярных долей компонентов природного газа.
Функции молярных долей компонентов природного газа {Dn} и {Un} рассчитывают по формулам:
(7)
(8)
Вспомогательные функции (Cn и Bn) рассчитывают по формулам:
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
(14)
(15)
(16)
(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); {Eij
*}, {Vij}, {Gij*} — параметры бинарного взаимодействия компонентов природного газа,
значения которых приведены в таблице А.2 (приложение А).
ГОСТ 30319.3—2015
4
4.1.2 Решение уравнения (1) осуществляют в итерационном процессе методом Ньютона; значе-ние начального приближения (d(0)) рассчитывают, используя заданные значения температуры, давле-ния и молярных долей xi природного газа (см. 5.2.2). После вычисления приведенной плотности (d) в итерационном процессе плотность смеси рассчитывают по формуле
(18)
где Mm — молярная масса смеси, кг/кмоль; KX — смесевой параметр размера (см. формулу (5)).
Молярную массу смеси рассчитывают по формуле
(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
(20)
где А0 — безразмерный комплекс (см. 4.1.1.2).П р и м е ч а н и е — Безразмерный комплекс A0 в формуле (20) рассчитывают при заданных значениях (T,
{xi}) и найденном в результате решения уравнения (1) значении приведенной плотности (d).
4.2 Методы расчета показателя адиабаты и скорости звука
4.2.1 Показатель адиабаты и скорость звука рассчитывают по следующим формулам:
(21)
(22)
где А1, A2 и A3 — безразмерные комплексы (см. 4.2.2); cp0r — безразмерная изобарная теплоемкость природного газа в идеально-газовом состоя-
нии (см. 4.2.3).
4.2.2 Безразмерные комплексы А1, А2 и А3 рассчитывают по следующим формулам:
(23)
(24)
(25)
ГОСТ 30319.3—2015
5
Коэффициенты, показатели степеней, параметры, функции, входящие в формулы расчета (23) — (25), те же самые, которые входят в формулы расчета безразмерного комплекса А0 (см. 4.1.1.2).
4.2.3 Безразмерную изобарную теплоемкость природного газа в идеально-газовом состоянии (cp0r) рассчитывают по формуле
(26)
где {cp0ri} — безразмерные изобарные теплоемкости компонентов природного газа в идеально-газо-вом состоянии;
Nc — число компонентов природного газа.
Значения величин {cp0ri} рассчитывают по формуле
(27)
где q = t-1.
Коэффициенты {B0i}, {C0i}, {D0i}, {E0i}, {F0i}, {G0i}, {H0i}, {I0i}, {J0i}, формулы (27) приведены в табли-це А.4 (приложение А).
4.3 Метод расчета коэффициента динамической вязкости
4.3.1 Вязкость природного газа рассчитывают по формуле
, (28)
где m0 — 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)); Dm — избыточная составляющая вязкости природного газа.
Псевдокритическое давление природного газа рассчитывают по формуле
(29)
где R — универсальная газовая постоянная (см. таблицу 2 ГОСТ 30319.1); — псевдокритическая молярная плотность природного газа (см. формулу (36)); Wi — ацентрический фактор Питцера i-го компонента природного газа, значения {Wi} для компо-
нентов приведены в таблице А.5 (приложение А); Nc — число компонентов природного газа.
4.3.2 Вязкость природного газа в разреженном состоянии вычисляют по формуле
, (30)
ГОСТ 30319.3—2015
6
где m0i и m0j — соответственно вязкость i-го и j-го компонентов природного газа в разреженном состоя-нии;
Mi и Mj — соответственно молярная масса i-го и j-го компонентов природного газа, значения кото-рых для каждого компонента приведены в таблицах А.1 и А.9 (приложение А).
Вязкость компонентов природного газа в разреженном состоянии (m0i) вычисляют по формуле
, (31)
где {aik} — коэффициенты, значения которых для каждого компонента приведены в таблице А.6 при-ложения А;
Nc — число компонентов природного газа.
4.3.3 Избыточную составляющую вязкости рассчитывают по формуле
(32)
где {cn}, {rn}, {tn} — коэффициенты и показатели степеней, значения которых приведены в таблице А.7 (приложение А);
f1,…,f6 — параметры преобразований для приведенных значений плотности и температуры природного газа (см. формулу (33));
wm и tm — приведенные плотность и температура природного газа (см. формулы (34), (35)).
Параметры преобразований для приведенных значений плотности и температуры природного газа рассчитывают по формуле
, (33)
где {di} и {dik} — коэффициенты, значения которых приведены в таблице A.8 (приложение A); Nc — число компонентов природного газа.
Приведенные плотность (wm) и температуру (tm) природного газа рассчитывают по формулам:
, (34)
, (35)
где , — псевдокритические молярная плотность и температура природного газа.
Псевдокритическую молярную плотность ( ) и температуру (Tпк) вычисляют по следующим фор-мулам:
(36)
(37)
ГОСТ 30319.3—2015
7
где {rкрi, rкрj}, {Mi, Mj} и {Tкрi, Tкрj} — критические плотности, молярные массы и критические температу-ры для компонентов (i, j) природного газа соответственно;
Nc — число компонентов природного газа.
Значения критических параметров {Tкрi}, {rкрi} и молярной массы {Mi} для компонентов природного газа приведены в таблицах A.5 и А.1, А.9 (приложение A) 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 при-родного газа, то для перевода их в молярные доли используют следующую формулу
, (38)
где ri — объемная доля i-го компонента природного газа; zсi — коэффициент сжимаемости i-го компонента природного газа при стандартных условиях, зна-
чения 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
(39)
где Kр1 и Kp2 — переводные коэффициенты, значения которых приведены в таблице 1; ризб — избыточное давление природного газа; ратм — атмосферное давление.
Т а б л и ц а 1 — Переводные коэффициенты Kр1 и Kp2
Единица измерения Коэффициенты Kр1 и Kp2
1 кгс/см2 9,80665×10–2
1 кгс/м2 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 ризб = 10 кгс/см2; ратм = 750 мм рт. ст. По та-блице 2 находим значения коэффициентов: Kр1 = 9,80665×10–2; Kp2 = 1,33322×10–4, затем рассчитываем абсолютное давление: р = 9,80665×10–2×10 + 1,33322×10–4×750 = 1,08066 МПа.
ГОСТ 30319.3—2015
8
5.1.4 Температуру природного газа измеряют с применением соответствующих средств измере-ний, как правило, в градусах Цельсия. Для перевода измеренной температуры t, °C в температуру Т, К применяют следующую формулу
. (40)
5.2 Алгоритм расчета
5.2.1 Рассчитывают характерные параметры природного газа и функции молярных долей компо-нентов природного газа:
- смесевой параметр размера (KX) 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 (d) осуществляется в результате решения уравнения (1).Значение начального приближения приведенной плотности (d(0)) рассчитывают, используя значе-
ния исходных данных (T, p, xi), по формуле
(41)
где R — универсальная газовая постоянная (см. таблицу 1 ГОСТ 30319.1).
Окончательное значение приведенной плотности (d) определяется по методу Ньютона в следую-щем итерационном процессе:
а) приведенную плотность (d(k)) на k-м итерационном шаге определяют из выражений
(42)
где безразмерные комплексы , рассчитывают по формулам (6) и (23) при плотности на итера-ционном шаге (k-1), т. е. при d(k-1);
б) условие завершения итерационного процесса
(43)
где приведенное давление рассчитывают по формуле
(44)
где безразмерный комплекс рассчитывают по формуле (6) при плотности на итерационном шаге (k), т. е. при d(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. По-сле этого рассчитывают плотность по формуле (18) и коэффициент сжимаемости (z) по формуле (20) при d = d(k), т. е. при найденном решении уравнения (1).
5.2.3 Расчет показателя адиабаты и скорости звука выполняют по формулам (21) и (22) при за-данных (t) и (xi) и найденном значении d = d (k).
5.2.4 Расчет вязкости осуществляется по формулам (28)—(37) при заданных значениях (T) и (xi) и найденному значению молярной плотности
ГОСТ 30319.3—2015
9
(45)
где ρ — плотность, рассчитанная по формуле (18) при значении d = d (k).
Блок-схема и примеры расчета физических свойств природного газа по представленным в стан-дарте 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 физиче-ских 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, кото-
рые приведены в таблице 2.6.1.2 Погрешности методов расчета физических свойств природного газа с диапазонами мо-
лярных 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 % ≤ drм, dzм ≤ 0,4 %;0,2 % ≤ duм ≤ 2,0 %;0,5 % ≤ dkм ≤ 4,4 %;0,6 % ≤ dmм ≤ 4,0 %.
ГОСТ 30319.3—2015
10
Рисунок 1 — Блок-схема расчета физических свойств природного газа
ГОСТ 30319.3—2015
11
Т а б л и ц а 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 xНе ≤ 0,005
Водород xН2 ≤ 0,10
П р и м е ч а н и я1 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 xНе = 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 xН2 = 0, а измеренную по ГОСТ 31371.1 — ГОСТ 31371.7 молярную долю водорода сум-мировать 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 конкрет-ным диапазонам температуры и давления, приведены в таблицах 3—5.
Т а б л и ц а 3 — Погрешности методов расчета плотности и коэффициента сжимаемости (с доверительной веро-ятностью 95 %)
T, К p, МПа drм, dzм, %
От 250,0 до 267,0 включ.
От 0,1 до Pr1 включ. 0,1
Св. Pr1 до Pr2 включ. 0,2
Св. Pr2 до 30,0 включ. 0,4
Св. 267,0 до 280,0 включ.От 0,1 до Pr3 включ. 0,1
Св. Pr3 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 Pr4 включ. 0,1
Св. Pr4 до 30,0 включ. 0,2
Св. 310,0 до 350,0 включ.От 0,1 до Pr5 включ. 0,1
Св. Pr5 до 30,0 включ. 0,2
ГОСТ 30319.3—2015
12
П р и м е ч а н и я1 Pr1 = 0,32353T – 78,882.2 Pr2 = 0,94118T – 221,29.3 Pr3 = 1,7308T – 454,62.4 Pr4 = –1,2000T + 384,00.5 Pr5 = 0,30000T – 81,000.
Т а б л и ц а 4 — Погрешности методов расчета скорости звука и показателя адиабаты (с доверительной вероятно-стью 95 %)
T, К p, МПа duм, % dkм, %
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
П р и м е ч а н и я1 Pw1 = 0,06T – 9,0.2 Pw2 = 0,20T – 40,0.
Т а б л и ц а 5 — Погрешности методов расчета коэффициента динамической вязкости (с доверительной вероят-ностью 95 %)
T, К p, МПа dμм, %
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 (dz), плотности (dr), скорости звука (du), показателя адиабаты (dk) и вязкости (dm) с учетом погрешности измерения давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа
(исходных данных для расчета) вычисляют по следующим формулам:
(46)
(47)
(48)
(49)
(50)
где dzм, drм, duм, dkм и dmм — погрешности методов расчета соответственно коэффициента сжимаемо-сти, плотности, скорости звука, показателя адиабаты и вязкости, значе-ния которых приведены в таблицах 3—5;
Окончание таблицы 3
ГОСТ 30319.3—2015
13
dzид, drид, duид, dkид и dmид — погрешности расчета соответственно коэффициента сжимаемости, плот-ности, скорости звука, показателя адиабаты и вязкости, которые появля-ются дополнительно в связи с погрешностью измерения давления, тем-пературы и молярных долей компонентов природного газа.
6.2.2 Погрешности dzид, drид, duид, dkид и dmид вычисляют по следующим формулам:
, (51)
, (52)
, (53)
, (54)
, (55)
где Nc — число компонентов природного газа; qk — условное обозначение k-го параметра применяемых для расчета исходных дан-
ных, т. е. измеренные значения давления, температуры и молярных долей ком-понентов природного газа;
z, r, u, k и m — соответственно, коэффициент сжимаемости, плотность, скорость звука, пока-затель адиабаты и вязкость, значения которых рассчитывают при измеренных значениях давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа;
, , , , — соответственно, коэффициент сжимаемости, плотность, скорость звука, показа-тель адиабаты и вязкость, алгоритм расчета которых приведен в 6.2.3;
, , , , — соответственно, коэффициент сжимаемости, плотность, скорость звука, показа-тель адиабаты и вязкость, алгоритм расчета которых приведен в 6.2.3.
6.2.3 Для упрощения алгоритм расчета значений коэффициента сжимаемости ( и ) приведен для бинарной смеси с измеренными молярными долями (х1и и х2и), а также при измеренных значениях давления (ри) и температуры (Ти). Расчет аналогичных значений плотности ( и ), скорости звука ( и ), показателя адиабаты ( и ) и вязкости ( и ) осуществляют также, как и для коэф-фициента сжимаемости и .
В случае бинарной смеси формула (51) приобретает следующий вид:
, (56)
где z — коэффициент сжимаемости, значение которого рассчитано при измеренных значениях ри, Ти, х1и и х2и;
— коэффициент сжимаемости, значения которого рассчитывают:
ГОСТ 30319.3—2015
14
- для k = 1 при ри+, Ти, х1и и х2и;- для k = 2 при ри, Ти+, х1и и х2и;- для k = 3 при ри, Ти, х1и+ и х2и;- для k = 4 при ри, Ти, х1и и х2и+;
— коэффициент сжимаемости, значения которого рассчитывают:- для k = 1 при ри-, Ти, х1и и х2и;- для k = 2 при ри, Ти-, х1и и х2и;- для k = 3 при ри, Ти, х1и- и х2и;- для k = 4 при ри, Ти, х1и и х2и-.
При этом значения давления, температуры и молярных долей компонентов с нижними индексами, включающими плюс и минус, рассчитывают по формулам:
, (57)
, (58)
, (59)
, (60)
, (61)
, (62)
, (63)
, (64)
где dр, dТ, dх1 и dх2 — соответственно, погрешности измерения ри, Ти, х1и и х2и, численные значения ко-торых определяют в соответствии с применяемыми методиками или средствами их измерений.
ГОСТ 30319.3—2015
15
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 осно-ваны на использовании уравнения состояния AGA8, приведенного в международном стандарте [1]. В этом же нор-мативном документе приведены используемые в настоящем стандарте функции, выражающие зависимость изо-барной теплоемкости компонентов в идеально-газовом состоянии от температуры.
А.2 В таблицах, приведенных в настоящем приложении, представлены характеристические параметры ком-понентов природного газа, коэффициенты и параметры методов расчета свойств природного газа (исключая вяз-кость), взятые непосредственно из стандарта [1].
А.3 Метод расчета вязкости природного газа, используемый в настоящем стандарте, приведен в стандарте [2].
ГОСТ 30319.3—2015
16
Та
бл
иц
а А
.1 —
Хар
акте
рист
ичес
кие
пара
мет
ры ч
исты
х ко
мпо
нент
ов
Ком
поне
нтМ
оляр
ная
мас
са
Mi,
кг/к
мол
ь
Коэф
фиц
иент
сж
имае
-м
ости
при
ста
ндар
тны
х ус
лови
ях z
сi
Эне
ргет
ичес
кий
пара
мет
р E
i
Пар
амет
р ра
змер
а K
i (м
3 /км
оль)
1/3
Ори
ента
цион
-ны
й па
рам
етр
Gi
Квад
рупо
льны
й па
рам
етр
Qi
Вы
соко
тем
пе-
рату
рны
й па
рам
етр
F i
Дип
ольн
ый
пара
мет
р S
i
Пар
амет
р ас
соци
ации
W
i
Мет
ан16
,043
0,99
8115
1,31
8300
0,46
1925
50,
00,
00,
00,
00,
0
Эта
н30
,070
0,99
224
4,16
6700
0,52
7920
90,
0793
000,
00,
00,
00,
0
Про
пан
44,0
970,
9834
298,
1183
000,
5837
490
0,14
1239
0,0
0,0
0.0
0,0
и-Бу
тан
58,1
230,
971
324,
0689
000,
6406
937
0,25
6692
0,0
0,0
0,0
0,0
н-Бу
тан
58,1
230,
9682
337,
6389
000,
6341
423
0,28
1835
0,0
0,0
0,0
0,0
и-П
ента
н72
,150
0,95
336
5,59
9900
0,67
3857
70,
3322
670,
00,
00,
00,
0
н-П
ента
н72
,150
0,94
537
0,68
2300
0,67
9830
70,
3669
110,
00,
00,
00,
0
н-Ге
ксан
86,1
770,
919
402,
6362
930,
7175
118
0,28
9731
0,0
0,0
0,0
0,0
Азо
т28
,013
50,
9997
99,7
3778
00,
4479
153
0,02
7815
0,0
0,0
0,0
0,0
Дио
ксид
уг
леро
да44
,010
0,99
4724
1,96
0600
0,45
5748
90,
1890
650,
6900
000,
00,
00,
0
Гели
й4,
0026
1,00
052,
6101
110,
3589
888
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Вод
ород
2,01
591,
0006
26,9
5794
00,
3514
916
0,03
4369
0,0
1,0
0,0
0,0
Та
бл
иц
а А
.2 —
Пар
амет
ры б
инар
ного
вза
имод
ейст
вия
ком
поне
нтов
Пар
а ко
мпо
нент
ов (i
, j)
E* ij
V ij
Kij
G* ij
Мет
анП
ропа
н0,
9946
350,
9908
771,
0076
191,
0
и-Бу
тан
1,01
9530
1,0
1,0
1,0
н-Бу
тан
0,98
9844
0,99
2291
0,99
7596
1,0
и-П
ента
н1,
0023
501,
01,
01,
0
н-П
ента
н0,
9992
681,
0036
701,
0025
291,
0
н-Ге
ксан
1,10
7274
1,30
2576
0,98
2962
1,0
Азо
т0,
9716
400,
8861
061,
0036
301,
0
Дио
ксид
угл
ерод
а0,
9606
440,
9638
270,
9959
330,
8076
53
Вод
ород
1,17
0520
1,15
6390
1,02
3260
1,95
7310
ГОСТ 30319.3—2015
17
Пар
а ко
мпо
нент
ов (i
, j)
E* ij
V ij
Kij
G* ij
Эта
нП
ропа
н1,
0225
601,
0651
730,
9868
931,
0
и-Бу
тан
1,0
1,25
0000
1,0
1,0
н-Бу
тан
1,01
3060
1,25
0000
1,0
1,0
и-П
ента
н1,
01,
2500
001,
01,
0
н-П
ента
н1,
0053
201,
2500
001,
01,
0
Азо
т0,
9701
200,
8164
311,
0079
601,
0
Дио
ксид
угл
ерод
а0,
9250
530,
9698
701,
0085
100,
3702
96
Вод
ород
1,16
4460
1,61
6660
1,02
0340
1,0
Про
пан
н-Бу
тан
1,00
4900
1,0
1,0
1,0
Азо
т0,
9459
390,
9155
021,
01,
0
Дио
ксид
угл
ерод
а0,
9602
371,
01,
01,
0
Вод
ород
1,03
4787
1,0
1,0
1,0
и-Бу
тан
Азо
т0,
9469
141,
01,
01,
0
Дио
ксид
угл
ерод
а0,
9068
491,
01,
01,
0
Вод
ород
1,30
0000
1,0
1,0
1,0
н-Бу
тан
Азо
т0,
9733
840,
9935
561,
01,
0
Дио
ксид
угл
ерод
а0,
8973
621,
01,
01,
0
Вод
ород
1,30
0000
1,0
1,0
1,0
и-П
ента
нА
зот
0,95
9340
1,0
1,0
1,0
Дио
ксид
угл
ерод
а0,
7262
551,
01,
01,
0
н-П
ента
нА
зот
0,94
5520
1,0
1,0
1,0
Дио
ксид
угл
ерод
а0,
8597
641,
01,
01,
0
н-Ге
ксан
Дио
ксид
угл
ерод
а0,
8551
341,
0666
380,
9101
831,
0
Азо
тД
иокс
ид у
глер
ода
1,02
2740
0,83
5058
0,98
2361
0,98
2746
Вод
ород
1,08
6320
0,40
8838
1,03
2270
1,0
Про
долж
ение
таб
лицы
А.2
ГОСТ 30319.3—2015
18
Пар
а ко
мпо
нент
ов (i
, j)
E* ij
V ij
Kij
G* ij
Дио
ксид
угл
ерод
аВ
одор
од1,
2817
901,
01,
01,
0
Пр
им
еч
ан
ия
1 E
* ji =
E* ij
; G* ji
= G
* ij, п
ри i
≠ j.
2 E
* ij =
G* ij
=1,
при
i =
j.3
Для
пар
ком
поне
нтов
(i, j
), не
пре
дста
влен
ных
в на
стоя
щей
таб
лице
, все
пар
амет
ры б
инар
ного
вза
имод
ейст
вия
прин
имаю
тся
равн
ым
и ед
иниц
е.
Табл
ица
А.3
— К
оэф
фиц
иент
ы и
пок
азат
ели
степ
еней
без
разм
ерны
х ко
мпл
ексо
в А
0—А
3
na n
b nc n
k nu n
g nq n
f ns n
wn
10,
1538
3260
01
00
0,0
00
00
0
21,
3419
5300
01
00
0,5
00
00
0
3-2
,998
5830
001
00
1,0
00
00
0
4-0
,048
3122
801
00
3,5
00
00
0
50,
3757
9650
01
00
-0,5
10
00
0
6-1
,589
5750
001
00
4,5
10
00
0
7-0
,053
5884
701
00
0,5
01
00
0
80,
8865
9463
01
00
7,5
00
01
0
9-0
,710
2370
401
00
9,5
00
01
0
10-1
,471
7220
001
00
6,0
00
00
1
111,
3218
5035
01
00
12,0
00
00
1
12-0
,786
6592
501
00
12,5
00
00
1
132,
2912
90×1
0-9
11
3-6
,00
01
00
140,
1576
7240
01
12
2,0
00
00
0
15-0
,436
3864
001
12
3,0
00
00
0
16-0
,044
0815
901
12
2,0
01
00
0
17-0
,003
4338
881
14
2,0
00
00
0
180,
0320
5905
01
14
11,0
00
00
0
Око
нчан
ие т
абли
цы А
.2
ГОСТ 30319.3—2015
19
na n
b nc n
k nu n
g nq n
f ns n
wn
190,
0248
7355
02
00
-0,5
00
00
0
200,
0733
2279
02
00
0,5
00
00
0
21-0
,001
6005
732
12
0,0
00
00
0
220,
6424
7060
02
12
4,0
00
00’
0
23-0
,416
2601
002
12
6,0
00
00
0
24-0
,066
8995
702
14
21,0
00
00
0
250,
2791
7950
02
14
23,0
10
00
0
26-0
,696
6051
002
14
22,0
01
00
0
27-0
,002
8605
892
14
-1,0
00
10
0
28-0
,008
0988
363
00
-0,5
01
00
0
293,
1505
4700
03
11
7,0
10
00
0
300,
0072
2447
93
11
-1,0
00
10
0
31-0
,705
7529
003
12
6,0
00
00
0
320,
5349
7920
03
12
4,0
10
00
0
33-0
,079
3149
103
13
1,0
10
00
0
34-1
,418
4650
003
13
9,0
10
00
0
35-5
,999
05×1
0-17
31
4-1
3,0
00
10
0
360,
1058
4020
03
14
21,0
00
00
0
370,
0343
1729
03
14
8,0
01
00
0
38-0
,007
0228
474
00
-0,5
00
00
0
390,
0249
5587
04
00
0,0
00
00
0
400,
0429
6818
04
12
2,0
00
00
0
410,
7465
4530
04
12
7,0
00
00
0
42-0
,291
9613
004
12
9,0
01
00
0
437,
2946
1600
04
14
22,0
00
00
0
Про
долж
ение
таб
лицы
А.3
ГОСТ 30319.3—2015
20
na n
b nc n
k nu n
g nq n
f ns n
wn
44-9
,936
7570
004
14
23,0
00
00
0
45-0
,005
3998
085
00
1,0
00
00
0
46-0
,243
2567
005
12
9,0
00
00
0
470,
0498
7016
05
12
3,0
01
00
0
480,
0037
3379
75
14
8,0
00
00
0
491,
8749
5100
05
14
23,0
01
00
0
500,
0021
6814
46
00
1,5
00
00
0
51-0
,658
7164
006
12
5,0
10
00
0
520,
0002
0551
87
00
-0,5
01
00
0
530,
0097
7619
57
12
4,0
00
00
0
54-0
,020
4870
808
11
7,0
10
00
0
550,
0155
7322
08
12
3,0
00
00
0
560,
0068
6241
58
12
0,0
10
00
0
57-0
,001
2267
529
12
1,0
00
00
0
580,
0028
5090
89
12
0,0
01
00
0
Та
бл
иц
а А
.4 —
Коэ
фф
ицие
нты
для
рас
чета
без
разм
ерны
х из
обар
ных
тепл
оем
кост
ей к
омпо
нент
ов п
риро
дног
о га
за в
иде
альн
о-га
зово
м с
осто
янии
по
фор
-м
уле
(27)
Ком
поне
нтB
0iC
0iD
0iE
0iF 0
iG
0iH
0iI 0
iJ 0
i
Мет
ан4,
0008
80,
7631
582
0,65
90,
0046
017
8,41
08,
7443
210
62,8
2-4
,469
2110
90,5
3
Эта
н4,
0026
34,
3393
955
9,31
41,
2372
222
3,28
413
,197
410
31,3
8-6
,019
8910
71,2
9
Про
пан
4,02
939
6,60
569
479,
856
3,19
700
200,
893
19,1
921
955,
312
-8,3
7267
1027
,29
и-Бу
тан
4,06
714
8,97
575
438,
270
5,25
156
198,
018
25,1
423
1905
,02
16,1
388
893,
765
н-Бу
тан
4,33
944
9,44
893
468,
270
6,89
406
183,
636
24,4
618
1914
,10
14,7
824
903,
185
и-П
ента
н4
11,7
618
292,
503
20,1
101
910,
237
33,1
688
1919
,37
00
н-П
ента
н4
8,95
043
178,
670
21,8
360
840,
538
33,4
032
1774
,25
00
Око
нчан
ие т
абли
цы А
.3
ГОСТ 30319.3—2015
21
Ком
поне
нтB
0iC
0iD
0iE
0iF 0
iG
0iH
0iI 0
iJ 0
i
н-Ге
ксан
411
,697
718
2,32
626
,814
285
9,20
738
,616
418
26,5
90
0
Кисл
ород
3,50
146
1,07
558
2 23
5,71
1,01
334
1 11
6,69
00
00
Азо
т3,
5003
10,
1373
266
2,73
8-0
,146
6068
0,56
20,
9006
617
40,0
60
0
Дио
ксид
угл
ерод
а3,
5000
22,
0445
291
9,30
6-1
,060
4486
5,07
02,
0336
648
3,55
30,
0139
334
1,10
9
Гели
й2,
50
00
00
00
0
Вод
ород
2,47
906
0,95
806
228,
734
0,45
444
326,
843
1,56
039
1651
,71
-1,3
756
1671
,69
Пр
им
еч
ан
ие
— П
ри р
асче
те б
езра
змер
ных
изоб
арны
х те
плое
мко
стей
ком
поне
нтов
при
родн
ого
газа
в и
деал
ьно-
газо
вом
сос
тоян
ии п
о ф
орм
уле
(27)
сл
едуе
т им
еть
в ви
ду, ч
то, е
сли
H0i
= 0
, чет
верт
ое с
лага
емое
в п
раво
й ча
сти
фор
мул
ы (2
7) п
рини
маю
т ра
вны
м н
улю
. О
конч
ание
таб
лицы
А.4
ГОСТ 30319.3—2015
22
Т а б л и ц а 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
и-Бутан 407,85 224,36 0,16157
н-Бутан 425,16 227,85 0,21340
и-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
Т а б л и ц а А.6 — Коэффициенты {aik} для расчета вязкости компонентов природного газа в разреженном состоя-нии 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
kaik для компонента i
и-Бутан н-Пентан и-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
Т а б л и ц а А.7 — Коэффициенты {cn} и показатели степеней {rn}, {tn} для расчета избыточной составляющей вяз-кости 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
ГОСТ 30319.3—2015
23
j cn rn tn
6 -0,875183697 2 2
7 -0,0577055575 3 1
8 0,0352272638 5 1
Т а б л и ц а А.8 — Коэффициенты {di} и {dik} для расчета параметров преобразований {fi} по формуле (33)
i di
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 di
dik для компонента k
и-Бутан н-Пентан и-Пентан 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
Т а б л и ц а 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
Окончание таблицы А.7
ГОСТ 30319.3—2015
24
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 на-стоящем стандарте.
Б.2 Примеры расчета приведены в форме таблиц. При этом в таблице Б.1 даны молярные доли компонен-тов 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.
Т а б л и ц а Б.1 — Молярные доли компонентов смесей, имитирующих природный газ
КомпонентыМолярная доля для смесей
№1 №2 №3
Метан 0,965 0,812 0,8641
Этан 0,018 0,043 0,018
Пропан 0,0045 0,009 0,0045
и-Бутан 0,001 0,0015 0,001
н-Бутан 0,001 0,0015 0,001
и-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
Т а б л и ц а Б.2 — Расчетные значения физических свойств для смеси № 1
T, K 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
ГОСТ 30319.3—2015
25
Т а б л и ц а Б.3 — Расчетные значения физических свойств для смеси № 2
T, K р, МПа ρ, кг/м3 z u, м/с κ 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
Т а б л и ц а Б.4 — Расчетные значения физических свойств для смеси № 3
T, K р, МПа ρ, кг/м3 z u, м/с κ 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
ГОСТ 30319.3—2015
26
Библиография
Международный стандарт Natural gas — Calculation of thermodynamic properties — Part 1: Gas phase properties ISO 20765-1:2005(E)* for transmission and distribution applications
ГОСТ Р 8.770-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Газ природный. Коэф-фициент динамической вязкости сжатого газа с известным компонентным составом. Метод расчетного определения
* С указанным стандартом можно ознакомиться в ФГУП «Стандартинформ».
ГОСТ 30319.3—2015
27
УДК 662.76.001.4:006.354 МКС 75.060 ПБ19
Ключевые слова: газ природный, методы расчета, физические свойства, компонентный состав, плот-ность, коэффициент сжимаемости, показатель адиабаты, скорость звука, коэффициент динамической вязкости, алгоритм расчета, диапазон применения, погрешности расчета
Редактор Р.С. ХартюноваКорректор Ю.М. Прокофьева
Компьютерная верстка Е.А. Кондрашовой
Подписано в печать 08.02.2016. Формат 60×841/8. Гарнитура Ариал.Усл. печ. л. 3,72. Тираж 36 экз. Зак. 4335.
Подготовлено на основе электронной версии, предоставленной разработчиком стандарта
ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ», 123995 Москва, Гранатный пер., 4. www.gostinfo.ru [email protected]