ГОСТ Р 8.769—2011
Там.где природный газвключает в себя молярныедоли компонентов,которые не входят вдиапазоны, указан-
ные на рисункахА.1 иА 2. рекомендуется проверить применимостьметода SGERG—88 сравнением сдругимиурав
нениями состояния, при использовании которых, однако, для получения результатов надлежащего качества
потребуются данные о полном компонентном составе.
Вкачестве одного из таких примеров (газ Северного моря, условно определяемый какОЗ—4605. содержащий
0.0902 молярной долиэтана.0.0035молярнойдолипропанаи0.00016молярнойдолибутанов. — см. заштрихован
ный квадрат на рисунках А.1 и А.2). было приведено много сравнительных вычислений по другим уравнениям
состояния В этом случае в методе SGERG—88 выявлены отклонениядо+0.5% при давлении 10 МПа итемперату-ре
от 275 до 280 К.
Измерения, проведенные в системе измерения плотности газа на тех же самых изотермах, показывают, что
экспериментальные значения плотности согласуются со значениями плотности, вычисленными методом, требую
щим знания полногокомпонентногосостава в пределах полнойнеопределенности 0.04 % результатовизмерений, и
поэтому метод SGERG—88 признан неподходящим в этом частном нетипичном случае Полная неопределенность
результатов измерений состоит в равной степени из неопределенности результатов измерения плотности имоляр
ных долей компонентов исследованного образца природного газа.
Там, где метод SGERG—88 не должен быть использован, рекомендуется использовать метод AGA8— DC92
(см. ГОСТ Р 8.662) или уравнение состояния GERG—2004, но эти варианты применимы только при известном
полном компонентном составе природного газа.
10