ГОСТ 31369—2008
Основной текст настоящего стандарта относится только к сухому природному газу, поскольку такое состоя
ние рекомендуется как предпочтительное. В случае необходимости выполнения вычислений для природного газа,
содержащего пары воды, следует, однако, учитывать упомянутые выше эффекты при принятии решения о соответ
ствующем подходе.
F.5 Пересчет различных единиц влагосодержания природного газа
В тех случаях, когда содержание водяного пара в природной газе известно в единицах температуры точ
ки росы влаги или в единицах массовой концентрации, проводят пересчет этих значений в значение впагосодер-
жания. выраженное в единицах молярной доли.
Значение молярной доли водяного пара (xMj0. %) устанавливают путем пересчета значения температу
ры точки росы влаги, измеренной при конкретных условиях, сначала в значение массовой концентрации водяно
го пара в граммах на кубический дециметр при давлении 101.325 кПв и температуре 0 или 20 *С и затем в
значение молярной доли водяного пера х „20 в процентах.
Для пересчета значения температуры точки росы влаги природного газа, измеренного при конкретных
условиях, в значение массовой концентрации водяного пара CHiQ, выраженной в граммах на кубический
дециметр, используют данные ГОСТ 20060 [17].
Пересчет значения массовой концентрации водяного пара (СМу0. г/м3) в значение молярной доли (хМ]0. %).
проводят в соответствии с формулами:
для стандартных условий 20 ‘С и 101.325 кПа
24Д56 СН}0
»н,о
10
0.1403(F-O
и для стандартных условий 0 “С и 101.325 кПа
22,415 С „а0
XHjO
10 • Л4„j0 -z „l0
0.1338 CHj0.
(F.5)
36