Изменение № 1 ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

Принято Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 22 от 06.11.2002)

За принятие изменения проголосовали национальные органы по стандартизации следующих государств: AZ, AM, BY, KZ, KG, MD, RU, TJ, TM, UZ, UA [коды альфа-2 по МК (ИСО 3166) 044]

Зарегистрировано Бюро по стандартам МГС № 4309

Дату введения в действие настоящего изменения устанавливают указанные национальные органы по стандартизации

Пункт 3.2.1. Первый абзац после слов «методов расчета» дополнить словами: «и область их применения»;

третий абзац и перечисления 1) – 3) изложить в новой редакции:

«Для расчета коэффициента сжимаемости природного газа при определении его расхода и количества рекомендуется применять:

1) модифицированный метод NX19 мод.- при распределении газа потребителям;

2) модифицированное уравнение состояния (УС) GERG-91 мод. [13, 14] и УС AGA8-92DC [15] - при транспортировании газа по магистральным газопроводам;

3) уравнение состояния ВНИЦСМВ – при добыче и переработке газа»;

таблицу 1 изложить в новой редакции;

последний абзац. Перечисление 3) дополнить словами: «Погрешность расчета коэффициента сжимаемости d приведена в таблице 1 без учета погрешности исходных данных».

Пункт 3.2.2. Неравенство перед формулой (14) изложить в новой редакции: «при 1,3£р_а<2 и –0,21£DТ_а<0»;

последний абзац изложить в новой редакции:

«Коэффициент сжимаемости природного газа вычисляют по формуле(1), при этом фактор сжимаемости при рабочих условиях рассчитывают по формулам (6) – (18) настоящего стандарта, а фактор сжимаемости при стандартных условиях – по формуле (24) ГОСТ 30319.1».

Пункт 3.2.3. Формула (23). Заменить значение: 8,8151×10^-9 на 8,81514×10^-9;

последний абзац изложить в новой редакции:

«Фактор сжимаемости при стандартных условиях z_с рассчитывают по формуле (36)».

Пункт 3.2.4. Формула (48). Заменить обозначение: на ;

формула (55). Заменить обозначение: x_i на ;

формулы (49) – (55). Экспликацию дополнить словами: «Параметры бинарного взаимодействия, которые не приведены в этой таблице, а также при i=j, равны единице.»;

Таблица 1 – Результаты апробации и область применения методов расчета коэффициента сжимаемости природного газа

Метод расчета	Область применения и погрешность метода расчета				Отклонения от экспериментальных данных
Метод расчета	Область применения	r_с, кг/м³	r, МПа	Погрешность d, %	d_сист, %	d_i^макс, %
NX19 мод.	32£Н_с.в, МДж/м³£40	<0,70	<3	0,12	-0,02	+0,07	-0,09
			3-7	0,18	-0,01	+0,37	-0,10
			>7	0,41	0,17	+0,59	-0,08
	0,66£r_с, кг/м³£1,05	0,70 – 0,75	<3	0,13	0,01	+0,14	-0,13
	0£x_а, мол.%£15		3-7	0,29	0,12	+0,46	-0,15
	0£x_y, мол.%£15		>7	0,42	0,27	+0,66	-0,12
	250£Т, К£340	>0,75	<3	0,20	0,05	+0,41	-0,13
	0,1£р, МПа£12,0		3-7	0,57	0,24	+1,06	-0,25
			>7	1,09	0,34	+1,65	-0,40
		0,74-1,00 (смеси с H₂S)	0,1-11	0,15	-0,02	+0,09	-0,10
УС GERG-91 мод.	20£Н_с.в, МДж/м³£48	<0,70	<3	0,11	0,01	+0,13	-0,04
			3-7	0,15	0,02	+0,51	-0,06
			>7	0,20	0,03	+0,63	-0,06
	0,66£r_с, кг/м³£1,05	0,70 – 0,75	<3	0,12	-0,01	+0,08	-0,17
	0£x_а, мол.%£15		3-7	0,15	-0,02	+0,11	-0,43
	0£x_y, мол.%£15		>7	0,19	0,02	+0,16	-0,34
	250£Т, К£340	>0,75	<3	0,13	0,01	+0,26	-0,12
	0,1£р, МПа£12,0		3-7	0,15	-0,01	+0,15	-0,30
			>7	0,19	0,01	+0,65	-0,31
		0,74-1,00 (смеси с H₂S)	0,1-11	2,10	-0,66	+0,06	-3,10
УС AGA8-92DC	20£Н_с.в, МДж/м³£48	<0,70	<3	0,10	-0,01	+0,03	-0,06
			3-7	0,11	-0,01	+0,15	-0,06
			>7	0,12	0,02	+0,19	-0,04
	0,66£r_с, кг/м³£1,05	0,70 – 0,75	<3	0,12	-0,01	+0,08	-0,18
	0£x_а, мол.%£15		3-7	0,15	-0,03	+0,11	-0,43
	0£x_y, мол.%£15		>7	0,19	0,01	+0,16	-0,37
	250£Т, К£340	>0,75	<3	0,12	0,01	+0,25	-0,11
	0,1£р, МПа£12,0		3-7	0,15	-0,02	+0,24	-0,24
			>7	0,17	0,01	+0,31	-0,17
		0,74-1,00 (смеси с H₂S)	0,1-11	1,30	-0,38	+0,06	-1,88
УС ВНИЦСМВ	20£Н_с.в, МДж/м³£48	<0,70	<3	0,11	-0,04	+0,01	-0,10
			3-7	0,12	-0,04	+0,05	-0,11
			>7	0,12	-0,01	+0,06	-0,14
	0,66£r_с, кг/м³£1,05	0,70 – 0,75	<3	0,12	-0,03	+0,08	-0,17
	0£x_а, мол.%£15		3-7	0,15	-0,02	+0,11	-0,33
	0£x_y, мол.%£15		>7	0,18	0,02	+0,13	-0,27
	250£Т, К£340	>0,75	<3	0,13	-0,01	+0,25	-0,11
	0,1£р, МПа£12,0		3-7	0,15	-0,01	+0,18	-0,25
			>7	0,24	-0,01	+0,28	-0,33
		0,74-1,00 (смеси с H₂S)	0,1-11	0,36	0,10	+0,54	-0,24
Примечания: 1 При использовании методов расчета NX19 мод. и УС GERG-91 мод. высшую удельную теплоту сгорания (Н_с.в.) вычисляют по формуле (52) ГОСТ 30319.1. 2 При использовании методов расчета УС AGA8-92DC и УС ВНИЦ СМВ плотность газа при стандартных условиях (r_с) вычисляют по формуле (16) ГОСТ 30319.1, а высшую удельную теплоту сгорания (Н_с.в.) – по 7.2 ГОСТ 30319.1 (допускается вычислять Н_с.в по формуле (52) ГОСТ 30319.1).

формула (60). Третью строку изложить в новой редакции:

]

последний абзац. Исключить слова: «Допускается рассчитывать фактор сжимаемости при стандартных условиях по формуле (20) ГОСТ 30319.1».

Пункт 3.2.5. Шестой абзац (со слов «Если заданный компонентный состав»). Исключить слова: «или объемные»;

седьмой абзац (со слов «Состав природного газа пересчитывают») изложить в новой редакции; формулы (71) – (74) и экспликации исключить:

«Если состав газа задан в объемных долях, то молярные доли рассчитывают по формуле (12) ГОСТ 30319.1»;

Раздел 4. Формулы (82), (83) изложить в новой редакции:

, (82)

; (83)

четвертый абзац (со слов «Производную коэффициента сжимаемости») изложить в новой редакции:

«При вычислении частных производных по формуле (83) коэффициенты сжимаемости К_qk⁺ и К_qk^- – рассчитывают при средних параметрах и параметрах и соответственно. Рекомендуется выбирать ».

(ИУС № 8 2004 г.)