4
УС ВНИЦ СМВ | 0,67 - 0,70 | 250 - 290 | 0,1 - 3 | 0,13 | -0,03 | +0,01 | -0,07 |
270 - 310 | 2,5 - 8 | 0,14 | -0,04 | +0,03 | -0,11 |
290 - 330 | 6,0 - 12 | 0,11 | -0,01 | +0,05 | -0,07 |
0,69 - 0,76 | 270 - 290 | 0,1 - 3 | 0,14 | -0,03 | +0,06 | -0,17 |
270 - 310 | 2,5 - 8 | 0,16 | -0,03 | +0,13 | -0,33 |
290 - 330 | 6,0 - 12 | 0,14 | -0,01 | +0,13 | -0,22 |
0,75 - 0,82 | 270 - 290 | 0,1 - 3 | 0,14 | 0,01 | +0,25 | -0,09 |
270 - 310 | 2,5 - 8 | 0,16 | -0,02 | +0,17 | -0,22 |
290 - 330 | 6,0 - 12 | 0,19 | 0,03 | +0,28 | -0,15 |
0,74 - 1,00 (смеси с H2S) | 310 - 340 | 0,1 - 11 | 0,36 | 0,10 | +0,54 | -0,24 |
Для расчета коэффициента сжимаемости природного газа при определении его расхода необходимо применять следующие методы:
1) модифицированный метод NX19 мод. для природных газов с плотностью ρс = 0,668 - 0,70 кг/м3 в интервале температур 250 - 290 К и давлений до 3 МПа; погрешность расчета коэффициента сжимаемости в этих диапазонах параметров не превышает 0,11 %; указанные диапазоны параметров характерны для измерения расхода и количества газа при его распределении потребителям;
2) модифицированное уравнение состояния (УС) GERG-91 мод. [13, 14] и УС AGA8-92DC [15] для природных газов с плотностью ρс = 0,668 - 0,70 кг/м3, не содержащих сероводород, в интервале температур 250 - 330 К и давлений до 12 МПа; погрешность расчета коэффициента сжимаемости в этих диапазонах параметров не превышает 0,11 %; указанные диапазоны параметров характерны при измерении расхода и количества транспортируемого газа по магистральным газопроводам;
3) уравнение состояния ВНИЦ СМВ для природных газов с плотностью ρс = 0,70 - 1,00 кг/м3 в интервале температур 270 - 340 К и давлений до 12 МПа; погрешность расчета коэффициента сжимаемости в этих диапазонах параметров не превышает 0,19 % (природный газ не содержит сероводород) и 0,36 % (газ с сероводородом до 30 мол. %); указанные диапазоны параметров характерны для измерения расхода и количества газа при его добыче и переработке.
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.