Международный договор
Государственный стандарт от 01 июля 1997 года № ГОСТ 30319.1-96

ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки (с Изменением N 1)

Принят
Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации
12 апреля 1996 года
Разработан
Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский центр стандартизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ» Госстандарта России
01 июля 1997 года
    ГОСТ 30319.1-96
    Группа Б19
    МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
    ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
    Определение физических свойств природного газа,
    его компонентов и продуктов его переработки
    Natural gas. Methods of calculation of physical properties.
    Definition of physical properties of natural gas,
    its components and processing products
    ОКС 75.060
    ОКСТУ 0203
    Дата введения 1997-07-01
    Предисловие
    1 РАЗРАБОТАН Всероссийским научно-исследовательским центром стандартизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ (ВНИЦ СМВ) Госстандарта России; фирмой “Газприборавтоматика” акционерного общества “Газавтоматика” РАО “Газпром”
    ВНЕСЕН Госстандартом Российской Федерации
    2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 9-96 от 12 апреля 1996 г.)
    За принятие проголосовали:
    Наименование государства Наименование национального органа по стандартизации
    Азербайджанская Республика Азгосстандарт
    Республика Армения Армгосстандарт
    Республика Белоруссия Белстандарт
    Республика Грузия Грузстандарт
    Республика Казахстан Госстандарт Республики Казахстан
    Киргизская Республика Киргизстандарт
    Республика Молдова Молдовастандарт
    Российская Федерация Госстандарт России
    Республика Таджикистан Таджикский государственный центр по стандартизации, метрологии и сертификации
    Туркменистан Главгосинспекция Туркменистана
    Украина Госстандарт Украины

    3 Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. N 723 межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.1-96 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 1997 г.
    ВНЕСЕНО Изменение N 1, принятое Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 22 от 06.11.2002). Государство-разработчик Россия. Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 N 167-ст введено в действие на территории РФ с 01.06.2004 и опубликовано в ИУС N 8, 2004 год
    Изменение N 1 внесено юридическим бюро "Кодекс" по тексту ИУС N 8, 2004 год
    1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
    Настоящий стандарт предназначен для практического применения при косвенном определении коэффициента сжимаемости, плотности, показателя адиабаты, скорости звука, динамической вязкости и объемной удельной теплоты сгорания природного газа, его компонентов и продуктов его переработки по измеренным значениям давления, температуры, компонентного состава и плотности при стандартных условиях.
    Используемые в настоящем стандарте определения и обозначения приведены в соответствующих разделах ГОСТ 30319.0.
    2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
    В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
    ГОСТ 22667-82 Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе
    ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения
    ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости
    ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния
    ГСССД 4-78 Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость жидкого и газообразного азота при температурах 70-1500 К и давлениях 0,1-1000 МПа
    ГСССД 8-79 Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость жидкого и газообразного воздуха при температурах 70-1500 К и давлениях 0,1-100 МПа
    ГСССД 17-81 Динамическая вязкость и теплопроводность гелия, неона, аргона, криптона и ксенона при атмосферном давлении в интервале температур от нормальных точек кипения до 2500 К
    ГСССД 18-81 Метан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 100-1000 К и давлениях 0,1-100 МПа
    ГСССД 19-81 Кислород жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 70-1000 К и давлениях 0,1-100 МПа
    ГСССД 47-83 Этилен жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 130-450 К и давлениях 0,1-100 МПа
    ГСССД 48-83 Этан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 100-500 К и давлениях 0,1-70 МПа
    ГСССД 70-84 Гелий-4 жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость при температурах 2,4-450 К и давлениях 0,05-100 МПа
    ГСССД 94-86 Метан. Коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 91-1000 К и давлениях от соответствующих разреженному газу до 100 МПа
    ГСССД 95-86 Криптон жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия, изобарная теплоемкость и скорость звука при температурах 120-1300 К и давлениях 0,1-100 МПа
    ГСССД 96-86 Диоксид углерода жидкий и газообразный. Плотность, фактор сжимаемости, энтальпия, энтропия, изобарная теплоемкость, скорость звука и коэффициент объемного расширения при температурах 220-1300 К и давлениях 0,1-100 МПа
    ГСССД 110-87 Диоксид углерода. Коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 220-1000 К и давлениях от соответствующих разреженному газу до 100 МПа
    ГСССД 147-90 Пропан жидкий и газообразный. Плотность, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость в диапазоне температур 100-700 К и давлений 0,1-100 МПа
    ГСССД Р92-84 -Алканы (С1-С8). Вторые вириальные коэффициенты и коэффициенты динамической вязкости при атмосферном давлении в диапазоне температур от нормальных точек кипения до 800 К
    ГСССД Р127-85 Пропан, -бутан и -пентан как компоненты природного газа. Плотность, фактор сжимаемости, энтальпия, энтропия и изобарная теплоемкость, показатель адиабаты и изобарный коэффициент расширения при температурах 270-700 К и давлениях 0,1-30 МПа
    3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ
    3.1 Общие положения
    3.1.1 Плотность газа вычисляют по формуле

    3.1.2 Плотность определяют с помощью плотномеров любого типа (пикнометрических, ареометрических, вибрационных, акустических, радиационных и др.) или косвенным методом (измерением параметров состояния среды, определения ее состава и проведения расчета).
    3.1.3 В зависимости от технико-экономической целесообразности плотность контролируемых сред допускается рассчитывать: вручную, с помощью таблиц и графиков, c применением вычислительных машин и частично или полностью автоматизированных устройств.
    3.2 Определение плотности чистых газов
    3.2.1 Плотность газа в идеально газовом состоянии определяют по известным значениям давления и температуры по формуле

    За молярную массу принимают массу одного киломоля вещества в килограммах.
    Молярную массу определяют по формуле

    где - масса килограмм-атома -го элемента, входящего в состав молекулы;
    - количество атомов -го элемента молеку
    лы.
    3.2.2 Плотность реального газа (далее - газ) определяют с учетом фактора сжимаемости газа по формуле

    3.2.3 Плотность газа при стандартных условиях определяется при и т.е. по соотношению

    Значения приведены в разделе 4 ГОСТ 30319.0, а и - в таблице 1. Если измерения обеспечиваются с большей точностью, чем приведенные в таблице 1, то целесообразно применять измеренные значения.
    Таблица 1
    Наименования газа Химическая формула Молярная масса кг/кмоль Плотность кг/м Фактор сжимаемости Фактор
    1 Метан 16,043 0,66692 0,9981 0,0436
    2 Этан 30,070 1,25004 0,9920 0,0894
    3 Пропан 44,097 1,83315 0,9834 0,1288
    4 -Бутан 58,123 2,41623 0,9682 0,1783
    5 -Бутан 58,123 2,41623 0,971 0,1703
    6 -Пентан 72,150 2,99934 0,945 0,2345
    7 -Пентан 72,150 2,99934 0,953 0,2168
    8 -Гексан 86,177 3,58246 0,919 0,2846
    9 -Гептан 100,204 4,16558 0,876 0,3521
    10 -Октан 114,231 4,74869 0,817 0,4278
    11 Ацетилен 26,038 1,08243 0,993 0,0837
    12 Этилен 28,054 1,16623 0,9940 0,0775
    13 Пропилен 42,081 1,74935 0,985 0,1225
    14 Бензол 78,114 3,24727 0,936 0,2530
    15 Толуол 92,141 3,83039 0,892 0,3286
    16 Водород 2,0159 0,083803 1,0006 -0,0051
    17 Водяной пар 18,0153 0,74891 0,952 0,2191
    18 Аммиак 17,0306 0,70798 0,989 0,1049
    19 Метанол 34,042 1,41516 0,892 0,3286
    20 Сероводород 34,082 1,41682 0,990 0,1000
    21 Метилмеркаптан 48,109 1,99994 0,978 0,1483
    22 Диоксид серы 64,065 2,66324 0,980 0,1414
    23 Гелий 4,0026 0,16639 1,0005 0,0
    24 Неон 20,1797 0,83889 1,0005 0,0
    25 Аргон 39,948 1,66068 0,9993 0,0265
    26 Моноксид углерода 28,010 1,16440 0,9996 0,0200
    27 Азот 28,0135 1,16455 0,9997 0,0173
    28 Воздух 28,9626 1,20400 0,99963 -
    29 Кислород 31,9988 1,33022 0,9993 0,0265
    30 Диоксид углерода 44,010 1,82954 0,9947 0,0728

    Окончание таблицы 1
    Наименования газа Плотность кг/м Погрешность % Критическая температура К Критическое давление МПа Температура кипения при К
    1 Метан 0,6682 0,05 190,555 4,5988 111,65
    2 Этан 1,2601 0,05 305,83 4,880 184,55
    3 Пропан 1,8641 0,20 369,82 4,250 231,05
    4 -Бутан 2,4956 0,30 425,14 3,784 272,67
    5 -Бутан 2,488 0,30 408,13 3,648 261,42
    6 -Пентан 3,174 - 469,69 3,364 309,19
    7 -Пентан 3,147 - 460,39 3,381 301,02
    8 -Гексан 3,898 - 506,4 3,030 341,89
    9 -Гептан 4,755 - 539,2 2,740 371,58
    10 -Октан 5,812 - 568,4 2,490 398,83
    11 Ацетилен 1,090 0,10 308,33 6,139 189,15
    12 Этилен 1,1733 0,10 282,35 5,042 169,44
    13 Пропилен 1,776 0,20 364,85 4,601 225,45
    14 Бензол 3,469 - 562,16 4,898 353,25
    15 Толуол 4,294 - 591,80 4,106 383,78
    16 Водород 0,08375 0,05 33,2 1,297 20,35
    17 Водяной пар 0,787 - 647,14 22,064 373,15
    18 Аммиак 0,716 0,30 405,5 11,350 239,75
    19 Метанол 1,587 - 512,64 8,092 337,85
    20 Сероводород 1,4311 0,10 373,2 8,940 212,85
    21 Метилмеркаптан 2,045 0,10 470,0 7,230 279,10
    22 Диоксид серы 2,718 0,30 430,8 7,884 263,15
    23 Гелий 0,16631 0,05 5,19 0,227 4,21
    24 Неон 0,8385 0,05 44,40 2,760 27,09
    25 Аргон 1,6618 0,05 150,65 4,866 87,29
    26 Моноксид углерода 1,1649 0,10 132,85 3,494 81,65
    27 Азот 1,16490 0,05 126,2 3,390 77,35
    28 Воздух 1,20445 0,05 132,5 3,766 78,85
    29 Кислород 1,33116 0,05 154,58 5,043 90,19
    30 Диоксид углерода 1,8393 0,05 304,20 7,386 194,65

    В таблице 1:
    1) - плотность -го газа при стандартных условиях в идеальном газовом состоянии;
    2) и - соответственно, фактор сжимаемости и плотность -го газа при стандартных условиях (для газов с температурой кипения больше 293,15 К приведены условные значения этих свойств, которые применимы только при определении и природного газа);
    3) - погрешность определения фактора сжимаемости -го газа при стандартных условиях.
    4) состав воздуха - 78,102% азота, 20,946% кислорода, 0,916% аргона, 0,033% диоксида углерода, 0,00182% неона, 0,00052% гелия, 0,00015% метана, 0,00011% криптона, 0,00005% водорода, 0,00003% закиси азота, 0,00002% моноксида углерода, 0,00001% ксенона (состав приведен в молярных процентах по данным ИСО 6976 [3]).
    (Измененная редакция, Изм. N 1)
    .
    3.2.4 Из уравнений (4) и (5) получается практическая формула для определения плотности газа

    где коэффициент сжимаемости равен

    Из уравнения (7) следует, что =1 при и . Кроме того, из этого же уравнения видно, что плотность газа в рабочих условиях можно определить по измеренным значениям (или ), и
    Допускается и определять по таблице 1, и - по ГСССД 4, ГСССД 8, ГСССД 18, ГСССД 19, ГСССД 47, ГСССД 48, ГСССД 70, ГСССД 95, ГСССД 96, ГСССД 147, ГСССД Р127 и другим материалам, рекомендуемым ГСССД, если методы измерения соответствующих параметров имеют большую погрешность, чем указано в таблице 1, или отсутствует технико-экономическая целесообразность применения прямых измерений.
    3.2.5 Общая погрешность определения плотности -го чистого газа, рассчитанная по формуле (6), будет равна

    где - погрешность измерения или определения по таблице 1 плотности -го газа при стандартных условиях (численно равна );
    и - методическая погрешность определения фактора сжимаемости при рабочих и стандартных условиях по ГСССД 4, ГСССД 8, ГСССД 18, ГСССД 19, ГСССД 47, ГСССД 48, ГСССД 70, ГСССД 95, ГСССД 96, ГСССД 147, ГСССД Р127;
    и - погрешности определения, соответственно, давления и температуры.
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    3.3 Определение плотности смеси газов при стандартных условиях по компонентному составу
    3.3.1 Компонентный состав смеси газов определяется в объемных долях по формуле

    или в молярных долях по формуле

    Киломоль (килограмм-молекула) - количество вещества в килограммах, равное молярной массе этого вещества, поэтому число молей -го компонента газовой смеси определяется по формуле

    В соответствии с ИСО 6976 [3] объемная и молярная доли связаны следующими соотношениями:


    Из уравнений (12) и (13) можно вывести следующие условия:


    3.3.2 В соответствии с ИСО 6976 [3] плотность природного газа при стандартных условиях вычисляют по формуле

    где


    Значения плотности и фактора приведены в таблице 1.
    При содержании в природном газе углеводородных соединений типа формулы (17) и (18) можно представить в следующем виде:


    где - количество атомов углерода в -м углеводородном компоненте природного газ
    а.
    3.3.3 Погрешности определения плотности природного газа и фактора сжимаемости при стандартных условиях вычисляют по формулам:



    где и - погрешности определения молярных долей, соответственно, -го компонента природного газа, а также азота и диоксида углерода как компонентов природного газа;
    =0,05% - погрешность экспериментального определения фактора сжимаемости.
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    3.4 Определение плотности природного газа при рабочих условиях ( и ).
    3.4.1 Плотность природного газа определяют по формуле (6).
    3.4.2 Коэффициент сжимаемости природного газа, входящий в формулу (6), должен определяться по ГОСТ 30319.2.
    При этом фактор сжимаемости при стандартных условиях допускается определять по формуле (20) при известном компонентном составе либо по формуле (24) при известных плотности природного газа при стандартных условиях и содержании в нем азота и диоксида углерода, т.е. по формуле

    3.4.3 Погрешность определения фактора сжимаемости природного газа при стандартных условиях по формуле (24) будет равна

    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    3.4.4 Допускается применять любые другие методики и формулы расчета фактора и коэффициента сжимаемости при рабочих условиях, однако погрешность этих методик и формул должна определяться в сопоставлении с методами, указанными в ГОСТ 30319.2.
    В частности, для расчета коэффициента сжимаемости допускается использовать следующее уравнение

    При незначительных изменениях параметров и погрешность расчета коэффициента сжимаемости по этому уравнению может быть небольшой, например:
    0,1 [МПа] 1,2 = 1,00185
    273,15 [K] 303,15 = 0,0523625
    0,66 [кг/м] 0,70 = -20,5799
    0 [мол. %] 2,0 = 0
    0 [мол. %] 0,5 = 0
    0,11% = -0,244369

    3.4.5 Для смесей, отличных по составу от природного газа, расчет фактора сжимаемости с достоверной погрешностью представляет большую сложность и подчас требует разработки специальной методики.
    Согласование подобных методик следует производить с ВНИЦСМВ Госстандарта России.
    4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ АДИАБАТЫ
    4.1 Показатель адиабаты применяется при расчете коэффициента расширения газа.
    4.2 Показатель адиабаты зависит от параметров состояния газа (давления и температуры), а в случае смеси газов и от состава смеси.
    4.3 Показатель адиабаты для чистых газов необходимо определять по ГСССД Р127 и другим материалам, рекомендуемым ГСССД.
    4.4 Показатель адиабаты смеси газов при давлениях, близких к атмосферному (в пределах ±3%), определяют согласно [1] по формуле

    где - показатель адиабаты - го компонента смеси
    .
    4.5 Показатель адиабаты природного газа, метана и азота должен вычисляться по усовершенствованной формуле Кобза [1]:

    4.6 Погрешность определения показателя адиабаты по формуле (28) в диапазоне температур 240-360 К и давлении до 10 МПа при < 0,03 не превышает 2,0% по сравнению с значениями, рассчитанными по уравнению состояния (см. ГОСТ 30319.3). С учетом погрешности измеряемых параметров погрешность расчета показателя адиабаты вычисляют по формуле

    где = 2,0%.
    Погрешность расчета показателя адиабаты, связанную с погрешностью измеряемых параметров определяют из выражения


    где и - погрешности измеряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях и содержания азота в нем.
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ЗВУКА
    5.1 Скорость звука применяется при определении поправочного множителя показаний вибрационных плотномеров.
    5.2 Скорость звука зависит от параметров состояния газа (давления и температуры), а в случае смеси газов и от состава смеси.
    5.3 Скорость звука для чистых газов необходимо определять по ГСССД 95, ГСССД 96 и другим материалам, рекомендуемым ГСССД.
    5.4 Скорость звука природного газа вычисляют по формуле

    где - показатель адиабаты;
    - коэффициент сжимаемости, определяемый по методам NX19 мод. или GЕRG-91 (см. ГОСТ 30319.2);
    - плотность природного газа при стандартных условиях (= 0,101325 МПа и = 293,15 К).
    Формула (31) получена из уравнений термодинамики для скорости звука и показателя адиабаты [2].
    5.5 Погрешность определения скорости звука по формуле (31) в диапазоне температур 240-360 К и давлении до 10 МПа не превышает 1,5% по сравнению с значениями, рассчитанными по уравнению состояния (см. ГОСТ 30319.3). С учетом погрешности измеряемых параметров погрешность расчета скорости звука вычисляют по формуле

    где = 1,5%.
    Погрешность расчета скорости звука, связанную с погрешностью измеряемых параметров определяют из выражения



    где и - погрешность измеряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида углерода в нем.
    Коэффициенты и в зависимости от метода, используемого для расчета коэффициента сжимаемости определяются по следующим выражениям (см. формулы (87)-(91) или (92)-(96) ГОСТ 30319.2):
    - при расчете по методу NX19 мод.





    - при расчете по методу GERG-91





    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ ВЯЗКОСТИ
    6.1 Вязкость применяется для вычисления числа Рейнольдса, которое является одной из важнейших характеристик течения вязкой среды и определяется отношением инерционных сил к силам вязкости.
    Число Рейнольдса применяется для определения коэффициента истечения.
    6.2 Вязкость газов и их смесей сильно зависит от температуры и плотности газов при низких давлениях. Зависимость вязкости от давления выражена слабо.
    Составляющую динамической вязкости природного газа и многих его компонентов, зависящую от температуры, при атмосферном давлении вычисляют по формуле

    где выражена в мкПа·с.
    Формула (44) применима в диапазоне температур 240-360 К. Погрешность определения вязкости в этом диапазоне не превышает 1,0% для метана, 2,5% - для этана, 5% - для пропана, бутана, моноксида углерода, диоксида углерода и азота, 3% - для природного газа, если погрешности измеряемых параметров приняты равными нулю.
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    6.3 Допускается определять вязкость чистых газов по ГСССД 17, ГСССД 94, ГСССД 110, ГСССД Р92.
    6.4 Вязкость при повышенных давлениях (до 12 МПа) для природного газа вычисляют по формуле

    где - поправочный множитель.
    Приведенные давление и температуру вычисляют по формулам


    где псевдокритические давление и температуру рассчитывают по формулам (17) и (18) ГОСТ 30319.2, а именно:


    В формулах (48), (49) допускается вместо молярных долей диоксида углерода и азота применять их объемные доли.
    6.5 Погрешность определения вязкости по формуле (45) не превышает 6% по сравнению с значениями, рассчитанными с использованием уравнения состояния (см. ГОСТ 30319.3). С учетом погрешности измеряемых параметров погрешность расчета вязкости вычисляют по формуле

    где = 3,0% при атмосферном давлении и 6,0% при повышенных давлениях (до 12 МПа).
    Погрешность расчета вязкости, связанную с погрешностью измеряемых параметров , определяют из выражения


    где и - погрешности измеряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида углерода в нем.
    Коэффициент равен 0 при атмосферном давлении и 0,45 при повышенных давлениях (до 12 МПа).
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОЙ ОБЪЕМНОЙ ТЕПЛОТЫ СГОРАНИЯ
    (ТЕПЛОТВОРНОЙ СПОСОБНОСТИ) ПРИРОДНОГО ГАЗА
    7.1 Теплоту сгорания природного газа используют при реализации газа потребителем.
    7.2 Удельную объемную теплоту сгорания природного газа определяют по ГОСТ 22667. В таблице 2 приведены значения высшей и низшей удельной теплоты сгорания в соответствии с ИСО 6979 [3].
    7.3 При неизвестном компонентном составе газа допускается определять высшую и низшую удельные теплоты сгорания по формулам:


    7.4 Погрешность определения теплоты сгорания вычисляют по следующим формулам:
    при определении удельной теплоты сгорания по 7.2

    где - фактор сжимаемости природного газа при стандартных условиях, который рассчитывают по формулам 3.3.2;
    - теплотворная способность -го газа в идеально-газовом состоянии (см. таблицу 2);
    - погрешность определения молярной доли -го компонента природного газа.
    При определении удельной теплоты сгорания по 7.3

    где и - погрешности определения, соответственно, плотности природного газа при стандартных условиях, молярной доли азота и молярной доли диоксида углерода.
    Таблица 2
    Теплотворная способность компонентов природного газа
    и продуктов его переработки в идеально газовом состоянии
    Наименование газа Химическая формула Теплота сгорания МДж/м Погрешность
    высшая низшая
    Метан 37,04 33,37 0,1
    Этан 64,91 59,39 0,1
    Пропан 92,29 84,94 0,2
    -Бутан 119,7 110,5 0,3
    -Бутан 119,3 110,1 0,3
    -Пентан 147,0 136,0 -
    -Пентан 146,8 135,7 -
    -Гексан 174,5 161,6 -
    -Гептан 201,8 187,1 -
    -Октан 229,2 212,7 -
    Ацетилен 54,09 52,25 0,1
    Этилен 58,68 55,01 0,2
    Пропилен 85,58 80,07 0,2
    Бензол 137,3 131,8 -
    Толуол 164,2 156,8 -
    Моноксид углерода 11,76 11,76 0,1
    Водород 11,89 10,05 0,1
    Сероводород 23,37 21,53 0,4
    Аммиак 15,93 13,17 0,4
    Метилмеркаптан 51,54 47,86 0,4

    ПРИЛОЖЕНИЕ А
    (справочное)
    Библиография
    [1] Кобза З., Добровольски Б., Гонтарек Я. (Польская высшая инженерная школа). Анализ влияния неточности определения показателя адиабаты природных газов на погрешность расчета расхода.
    [2] Шпильрайн Э.Э., Кессельман П.М. Основы теории теплофизических свойств веществ. M., "Энергия", 1977, 248 c.
    [3] ИСО 6976: 1995 International Standard. Natural gas - Calculation of calorific value, density and relative density.
    Текст документа сверен по:
    официальное издание
    М.: ИПК Издательство стандартов, 1997
    Юридическим бюро "Кодекс" в текст
    документа внесено Изменение N 1,
    принятое МГС (протокол N 22 от 06.11.2002)