ГОСТ 30319-1-96 Газ природный Методы расчета физических свойств Определение физических свойств природного газа его компонентов и продуктов его переработки

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 . Если измерения z_c обеспечиваются с большей точностью, чем приведенные в , то целесообразно применять измеренные значения.

Таблица 1

 

(Измененная редакция, Изм. № 1).

В :

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 ) и ) 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 ) 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 , 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 , или отсутствует технико-экономическая целесообразность применения прямых измерений.

3.2.5 Общая погрешность определения плотности i-го чистого газа, рассчитанная по ), 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 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 [] объемная r_i, и молярная х_i доли связаны следующими соотношениями:

,                                                       (12)

.                                                       (13)

Из ) и ) можно вывести следующие условия:

,                                                                (14)

.                                                               (15)

3.3.2 В соответствии с ИСО 6976 [] 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 .

При содержании в природном газе углеводородных соединений типа С_kН_2k+2 ) и ) 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 ).

3.4.2 Коэффициент сжимаемости природного газа, входящий в ), должен определяться по ГОСТ 30319.2.

При этом фактор сжимаемости при стандартных условиях допускается определять по ) при известном компонентном составе либо по ) 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 ) 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 [] 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 []:

                              (28)

4.6 Погрешность определения показателя адиабаты по ) 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).

) получена из уравнений термодинамики для скорости звука и показателя адиабаты [].

5.5 Погрешность определения скорости звука по ) 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.

) 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 ), ) допускается вместо молярных долей диоксида углерода и азота применять их объемные доли.

6.5 Погрешность определения вязкости по ) 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 приведены значения высшей и низшей удельной теплоты сгорания в соответствии с ИСО 6976 [].

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

,                                                (54)

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

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

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

при определении удельной теплоты сгорания по

,                                    (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