"Изменение N 1 ГОСТ 34807-2021 "Газ природный. Методы расчета температуры точки росы по воде и массовой концентрации водяных паров"
(принято Протоколом Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации от 29.03.2024 N 171-П)

--------------------------------

<*> Дата введения в действие на территории Российской Федерации - 2024-04-15.

Элемент "Введение". Первый абзац. Заменить слово "поданным" на "по данным".

Элемент "Содержание" дополнить строкой:

"Приложение Ж (справочное) Оценка неопределенности измерения давления, температуры точки росы и массовой концентрации водяных паров в природном газе.".

Формулу (12) изложить в новой редакции:

Пункт 5.1.1. Третий абзац перед формулой (16) изложить в новой редакции:

"Параметр бинарного взаимодействия D_ij в формуле (5), за исключением пар компонентов метан-вода и этан-вода, вычисляют по формуле

Пункт 5.1.1. Седьмой абзац после формулы (16) изложить в новой редакции:

"Значения констант , уравнения (16) и формулы вычисления параметра бинарного взаимодействия D_ij для пар компонентов метан-вода и этан-вода приведены в приложении А.".

Пункт 5.1.2. Примечание к формуле (25). Заменить слово "реального" на "вещественного".

Формулу (33) изложить в новой редакции:

Формулу (34) изложить в новой редакции:

Формулу (37) изложить в новой редакции:

Пункт 6.2.4. Первый абзац изложить в новой редакции:

"В случае расчета МКВП начальное значение молярной доли паров воды в ПГ вычисляют по формуле

где v_г - молярный объем ПГ при стандартных условиях, вычисленный по уравнению (25) без учета молярной доли водяных паров в ПГ, м³/кмоль.".

Формулу (39) изложить в новой редакции:

Формулу (41) изложить в новой редакции:

Пункт 6.2.5. Второе пояснение к формулам (40) - (42) изложить в новой редакции:

" - приращение искомой величины (ТТР_в или y_В) на k-м итерационном шаге;".

Формулу (45) изложить в новой редакции:

Формулу (47) изложить в новой редакции:

Пункт 6.2.6. Текст между формулой (47) и примечанием изложить в новой редакции:

"...то обрезающий множитель g^(k-1) последовательно уменьшают в два раза, т.е.

до тех пор, пока все неравенства (47) не перестанут выполняться. При этом значение искомой величины (ТТР_в или y_В) возвращают к ее значению на (k - 1)-м итерационном шаге, а значение обрезающего множителя g^(k-1) в формулах (40) и (46) принимают равным g*.".

Пункт 10.2 дополнить абзацем в следующей редакции:

"Оценку неопределенности измерения давления, температуры точки росы и массовой концентрации водяных паров в природном газе, при необходимости, допускается проводить согласно рекомендациям, приведенным в приложении Ж.".

Приложение А. Таблицу А.2 изложить в новой редакции:

Приложение А. Таблицу А.3 исключить.

Приложение А. Пункт А.2 изложить в новой редакции:

"А.2 Параметр бинарного взаимодействия для пары компонентов метан-вода вычисляют по формуле (А.1) для давления в системе до 10 МПа и по формуле (А.2) для давления в системе равного и больше 10 МПа.

Параметр бинарного взаимодействия для пары компонентов этан-вода вычисляют по формуле (А.3) для давления в системе до 2,5 МПа, а для давления в системе равного и больше 2,5 МПа этот параметр равен 0,5.

Коэффициенты {A_k}, {B_k}, {C_k}, {L_k} и {M_k} приведены в таблице А.3.

Коэффициенты A_в и B_в уравнения (32), применяемого для вычисления коэффициентов летучести водяных паров в ПГ, вычисляют по следующим формулам

Константы {a_k} и {b_k} приведены в таблице А.4.

Приложение Б. Таблицу Б.1 изложить в новой редакции:

Приложение Б. Таблицу Б.2 изложить в новой редакции:

Приложение В. Пункт В.2 дополнить примечанием:

"Примечание - В таблице В.2 приведены значения результатов расчета массовой концентрации водяных паров с большим, чем предложено в разделе 10, числом знаков после запятой для возможности проверки программной реализации алгоритма расчета.".

Приложение В. Таблицу В.1 изложить в новой редакции:

Приложение В. Таблицу В.2 изложить в новой редакции:

Приложение В. Пункт В.3 дополнить примечанием:

"Примечание - В таблице В.3 приведены значения результатов расчета массовой концентрации водяных паров с большим, чем предложено в разделе 10, числом десятичных знаков для возможности проверки программной реализации алгоритма расчета.".

Приложение В. Таблицу В.3 изложить в новой редакции:

Приложение В. Пункт Е.1 дополнить примечанием:

"Примечание - В таблицах Е.2 и Е.3 приведены значения результатов расчета массовой концентрации водяных паров с большим, чем предложено в разделе 10, числом знаков после запятой для возможности проверки программной реализации алгоритма расчета.".

Приложение Е. Таблицу Е.1 изложить в новой редакции:

Приложение Е. Таблицу Е.2 изложить в новой редакции:

Приложение Е. Таблицу Е.3 изложить в новой редакции:

Стандарт дополнить приложением Ж:

Ж.1 Расширенную неопределенность вычисляемого значения ТТР_в (U_tп), °C, с учетом неопределенности измерения давления ПГ в газопроводе и неопределенности определения МКВП по ГОСТ 34711 (исходных данных для вычисления ТТР_в) при коэффициенте охвата k = 2 вычисляют по формуле

где U_t - расширенная неопределенность ТТР_в, значения которой приведены в таблицах 3 и 5 для детального и упрощенного методов, соответственно, °C;

U_tид - расширенная неопределенность ТТР_в, которая появляется дополнительно в связи с погрешностью измерения давления ПГ в газопроводе и определения МКВП в нем, °C.

Примечание - Если показатели точности измерений давления ПГ в газопроводе, температуры точки росы или массовой концентрации водяных паров в природном газе в соответствующих методиках (методах) измерений или в эксплуатационной документации средств измерений указаны в виде доверительных границ суммарной абсолютной (относительной) погрешности (при доверительной вероятности P = 0,95), допускается принимать ее численно равной расширенной (относительной) неопределенности (при коэффициенте охвата k = 2).

Расширенную неопределенность (U_tид), °C, вычисляют по формуле

где - значение ТТР_в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении газа p₁ и определенном по ГОСТ 34711 значении МКВП , °C;

- значение ТТР_в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении газа p₂ и определенном по ГОСТ 34711 значении МКВП , °C;

- значение ТТР_в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (p_и) и значении МКВП, равном , °C;

- значение ТТР_в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (p_и) и значении МКВП, равном , °C.

При этом значения давления (p₁, p₂), МПа, и МКВП , мг/м³, вычисляют по формулам

где и - соответственно, относительные погрешности (неопределенности) измерения p_и и , численные значения которых определяют в соответствии с применяемыми методиками или средствами их измерений, %.

Ж.2 Относительную расширенную неопределенность вычисляемого значения МКВП , %, с учетом неопределенности измерения давления ПГ в газопроводе и неопределенности измерения ТТР_в при этом давлении по ГОСТ 20060 (исходных данных для вычисления МКВП) вычисляют по формуле

где - относительная расширенная неопределенность МКВП, значения которой приведены в таблицах 4 и 6 для детального и упрощенного методов, соответственно, %;

- относительная расширенная неопределенность МКВП, которая появляется дополнительно в связи с погрешностью измерения давления ПГ в газопроводе и его ТТР_в при этом давлении, %.

Относительную расширенную неопределенность , %, вычисляют по формуле

где - значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (p_и) и измеренном значении ТТР_в при этом давлении по ГОСТ 20060 (t_и), мг/м³;

- значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении газа p₁ и измеренном по ГОСТ 20060 значении ТТР_в (t_и), мг/м³;

- значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении газа p₂ и измеренном по ГОСТ 20060 значении ТТР_в (t_и), мг/м³;

- значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (p_и) и значении ТТР_в, равном t₁, мг/м³;

- значение МКВП, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при измеренном значении давления ПГ в газопроводе (p_и) и значении ТТР_в, равном t₂, мг/м³.

При этом значения давления (p₁, p₂), МПа, вычисляют по формулам (Ж.3) и (Ж.4), а значения ТТР_в (t₁, t₂), °C, вычисляют по формулам

где - абсолютная погрешность (расширенная неопределенность) измерения t_и, численное значение которой определяют в соответствии с применяемыми методиками или эксплуатационной документацией на средства измерений ТТР_в, °C.

Ж.3 Расширенную неопределенность вычисляемого значения температуры точки росы по воде при ее пересчете с давления ПГ в газопроводе на другое давление - давление расчета (U_tп), °C, с учетом неопределенности измерения давления ПГ в газопроводе и неопределенности измерения ТТР_в при этом давлении по ГОСТ 20060 (исходных данных для пересчета ТТР_в) вычисляют по формуле

где U_t - расширенная неопределенность ТТР_в, значения которой приведены в таблицах 7 и 8 для детального и упрощенного методов, соответственно, °C;

U_tид - расширенная неопределенность ТТР_в, которая появляется дополнительно в связи с погрешностью измерения давления ПГ в газопроводе и ТТР_в при этом давлении, °C.

Расширенную неопределенность (U_tид), °C, вычисляют по формуле

где - значение ТТР_в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении расчета p_р и значении МКВП, которое вычислено при давлении газа p₁ и измеренном по ГОСТ 20060 значении ТТР_в (t_и), °C;

- значение ТТР_в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении расчета p_р и значении МКВП, которое вычислено при давлении газа p₂ и измеренном по ГОСТ 20060 значении ТТР_в (t_и), °C;

- значение ТТР_в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении расчета p_р и значении МКВП, которое вычислено при измеренном давлении ПГ в газопроводе (p_и) и значении ТТР_в, равном t₁, °C;

- значение ТТР_в, вычисленное по детальному или упрощенному методу настоящего стандарта при давлении расчета p_р и значении МКВП, которое вычислено при измеренном давлении ПГ в газопроводе (p_и) и значении ТТР_в, равном t₂, °C.

При этом значения давления (p₁, p₂), МПа, вычисляют по формулам (Ж.3) и (Ж.4), а значения ТТР_в (t₁, t₂), °C, - по формулам (Ж.9) и (Ж.10).".