4
УС AGA8-92DC |
20?Нс.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?ρс, кг/м3?1,05 |
0,70 – 0,75 | <3 | 0,12 | -0,01 | +0,08 | -0,18 |
0?xа, мол.%?15 | 3-7 | 0,15 | -0,03 | +0,11 | -0,43 |
0?xy, 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?Нс.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?ρс, кг/м3?1,05 |
0,70 – 0,75 | <3 | 0,12 | -0,03 | +0,08 | -0,17 |
0?xа, мол.%?15 | 3-7 | 0,15 | -0,02 | +0,11 | -0,33 |
0?xy, 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 (Нс.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 (ρс) вычисляют по формуле (16) ГОСТ 30319.1, а высшую удельную теплоту сгорания (Нс.в.) – по 7.2 ГОСТ 30319.1 (допускается вычислять Нс.в по формуле (52) ГОСТ 30319.1). |
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». Погрешность расчета коэффициента сжимаемости δ приведена в таблице 1 без учета погрешности исходных данных.
Метод NX19 мод. и уравнение состояния GERG-91 мод. могут быть использованы при неизвестном полном компонентном составе природного газа, расчет по этим методам не требует применения ЭВМ.
Расчет по уравнениям состояния AGA8-92DC и ВНИЦ СМВ может быть осуществлен только при наличии ЭВМ и известном полном компонентном составе природного газа, при этом должны быть выдержаны следующие диапазоны концентраций компонентов (в мол. %):
метан 65 - 100 этан ? 15
пропан ? 3,5 бутаны ? 1,5
азот ? 15 диоксид углерода ? 15
сероводород ? 30 (УС ВНИЦ СМВ) и ? 0,02 (УС AGA8-92DC)
остальные ? 1
В области давлений (12 - 30) МПа и температур (260 - 340) К для расчета коэффициента сжимаемости допускается применять уравнения состояния GERG-91 мод. и AGA8-92DC. Погрешность расчета коэффициента сжимаемости природного газа в указанной области давлений и температур составляет: для уравнения GERG-91 мод. - 3,0 % [14], для уравнения AGA8-92DC - 0,5 % [15].
Выбор конкретного метода расчета коэффициента сжимаемости допускается определять в контракте между потребителем природного газа и его поставщиком с учетом требований настоящего стандарта.
В таблице 1 приняты следующие обозначения:
1) δсист - систематическое отклонение от экспериментальных данных