Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены"

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ")

2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 52 "Природный и сжиженные газы"

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 9 декабря 2021 г. N 60)

За принятие проголосовали:

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 16 декабря 2021 г. N 1800-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34807-2021 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2023 г. с правом досрочного применения

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Температура точки росы по воде и массовая концентрация водяных паров в природном газе являются одними из основных показателей качества природного газа. Несоблюдение требований по данным показателям оказывает негативное влияние на эффективность и безопасность работы оборудования вследствие коррозии, особенно при наличии в газе сопутствующих агрессивных компонентов (сероводород, меркаптаны, диоксид углерода), а также может привести к опасным и аварийным ситуациям при транспортировке природного газа по магистральным газопроводам при пониженных температурах вследствие образования кристаллических гидратов природного газа.

Настоящий стандарт содержит положения аттестованных методик расчета (свидетельства об аттестации от 27 июля 2021 г. N 50/РОСС RU.0001.310294-2021 и N 51/РОСС RU.0001.310294-2021), внесенные в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений (регистрационные номера методик ФР.1.32.2021.41025 и ФР.1.32.2021.41026 соответственно).

1.1 Настоящий стандарт распространяется на природный газ (ПГ), поступающий из промысловых установок подготовки, подземных хранилищ газа и газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы, транспортируемый по ним, поставляемый в системы газораспределения и используемый в качестве сырья и топлива промышленного и коммунально-бытового назначения, а также в качестве компримированного газомоторного топлива для двигателей внутреннего сгорания.

1.2 Настоящий стандарт распространяется также на иные углеводородные газы, получаемые в процессах добычи, подготовки и переработки ПГ, газового конденсата и нефти, которые содержат компоненты с диапазонами значений их молярной доли, приведенными в таблице 1, и не находятся в сжиженном или многофазном состоянии.

1.3 Настоящий стандарт устанавливает детальный и упрощенный методы расчета температуры точки росы по воде и массовой концентрации водяных паров в углеводородных газах, указанных в 1.1 и 1.2.

1.4 Методы расчета указанных в 1.3 показателей качества ПГ, приведенные в настоящем стандарте, могут быть использованы при разработке программного обеспечения для вычислительных блоков гигрометров и анализаторов точки росы.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 20060 Газ природный. Определение температуры точки росы по воде

ГОСТ 31371.7 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика измерений молярной доли компонентов

ГОСТ 34711 Газ природный. Определение массовой концентрации водяных паров

ГОСТ 34770 Газ природный. Стандартные условия измерения и вычисления физико-химических свойств

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (www.easc.by) или по указателям национальных стандартов, издаваемым в государствах, указанных в предисловии, или на официальных сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации. Если на документ дана недатированная ссылка, то следует использовать документ, действующий на текущий момент, с учетом всех внесенных в него изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то следует использовать указанную версию этого документа. Если после принятия настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение применяется без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3.1 В настоящем стандарте применены термины по [1], а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 природный [горючий] газ: Газообразная смесь, добытая из всех видов месторождений (залежей) углеводородного сырья, состоящая преимущественно из метана и содержащая более тяжелые углеводороды, азот, диоксид углерода, водяные пары, серосодержащие соединения, инертные газы, а также следовые количества других компонентов.

3.1.2 компонентный состав: Совокупность компонентов и их количественное содержание в природном газе.

3.1.3 температура точки росы по воде; ТТР_в: Температура начала конденсации водяных паров в процессе изобарического охлаждения природного газа при известном давлении.

Примечания

1 На практике фактически измеренное при помощи конденсационного гигрометра значение ТТР_в природного газа всегда ниже значения его термодинамической (истинной) температуры точки росы и зависит от чувствительности измерительной системы и применяемого алгоритма конкретных средств измерений.

2 В состав образующейся на конденсационной поверхности (зеркале) гигрометра водной фазы входит вода, растворенные в ней компоненты природного газа и водорастворимые технологические реагенты, в частности метанол, гликоли.

3.1.4 массовая концентрация водяных паров; МКВП: Масса водяных паров, содержащаяся в единице объема природного газа при стандартных условиях определения.

3.1.5 молярная доля водяных паров: Отношение количества молей водяных паров к общему количеству молей всех компонентов, содержащихся в природном газе.

Примечания

1 Молярная доля водяных паров не зависит от давления и температуры газовой смеси.

2 Молярную долю водяных паров также допускается выражать в процентах. Процентное содержание вычисляют путем умножения значения молярной доли водяных паров на 100%.

3 Молярную долю водяных паров в природном газе вычисляют по методам настоящего стандарта или определяют по специальным методикам, например, по ГОСТ 34711.

3.1.6 уравнение состояния: Уравнение, которое связывает любое физическое свойство природного газа с его свойствами, принятыми в качестве независимых переменных.

Примечание - Как правило, это уравнение, связывающее коэффициент сжимаемости природного газа с его плотностью, температурой и молярными долями компонентов природного газа.

3.1.7 коэффициент сжимаемости: Отношение реального объема определенного количества природного газа при определенных значениях давления и температуры к его объему при тех же условиях, вычисленному по уравнению состояния идеального газа.

3.1.8 летучесть [фугитивность]: Термодинамическая величина, имеющая размерность давления, характеризующая изменение химического потенциала реального индивидуального вещества или компонента смеси при отклонении параметров состояния системы (давления, температуры, состава) от стандартных значений.

Примечания

1 Величина летучести позволяет применять термодинамические уравнения, выражающие зависимость химического потенциала идеального газа от температуры, давления и состава смеси, к реальному компоненту газовой смеси, если заменить в этих уравнениях парциальное давление на летучесть.

2 Для индивидуального вещества или компонента многофазной смеси, в которой не протекает химических реакций, равенство его летучестей в различных фазах, наряду с равенством температур и давлений, характеризует состояние термодинамического равновесия.

3.1.9 коэффициент летучести [фугитивности]: Безразмерная термодинамическая величина, численно равная отношению летучести индивидуального вещества или компонента смеси к давлению в системе.

3.1.10 стандартные условия: Установленные значения температуры и давления, к которым приводят результаты измерений или вычислений объемного расхода, объема, плотности, относительной плотности, коэффициента сжимаемости, объемной теплоты сгорания, числа Воббе природного газа, а также массовых концентраций компонентов природного газа и содержащихся в нем примесей.

Примечание - Под стандартными условиями понимаются параметры природного газа по ГОСТ 34770, а именно: давление p_с = 0,101325 МПа (760 мм рт. ст.) и температура T_с = 293,15 К (20,0 °C).

3.2 В настоящем стандарте применены обозначения, приведенные в таблице 2.

3.3 В настоящем стандарте применены следующие символы и нижние индексы для обозначения:

{} - множества, например: молярная доля компонентов природного газа {y_i}, давление компонентов природного газа в критической точке {p_кi} и т.п.;

i, j - величины для i, j компонента природного газа;

к - параметров в критической точке.

4.1 Настоящий стандарт включает детальный метод вычисления указанных в 1.3 показателей качества ПГ, в котором учитывается его компонентный состав (см. таблицу 1), а также упрощенный метод без учета компонентного состава ПГ (по метану) с соответствующими значениями расширенной неопределенности.

Детальный метод применяют при давлениях в диапазоне значений от 1,0 до 20,0 МПа включительно и температурах точки росы в диапазонах значений от 223,15 К (минус 50 °C) до 313,15 К (40 °C). Вычисляемые по детальному методу значения МКВП находятся в диапазоне от 1,5 до 5736 мг/м³.

Упрощенный метод применяют при давлениях в диапазоне значений от 0,1 до 12,5 МПа включительно и температурах точки росы в диапазонах значений от 223,15 К (минус 50 °C) до 323,15 К (50 °C). Вычисляемые по упрощенному методу значения МКВП находятся в диапазоне от 1,5 до 55568 мг/м³.

4.2 Выбор конкретного метода расчета температуры точки росы по воде и массовой концентрации водяных паров следует проводить с учетом требуемых метрологических характеристик и технико-экономических факторов для каждой конкретной испытательной лаборатории.

5.1.1 Методы расчета ТТР_в и массовой концентрации водяных паров в ПГ основаны на применении уравнения состояния Патела-Тея, которое имеет следующий вид:

где a, b, u, w - коэффициенты уравнения состояния.

Коэффициенты уравнения состояния вычисляют по следующим формулам:

где a_i и a_j - коэффициенты уравнения состояния для i-го и j-го компонентов;

b_i и c_i - коэффициенты уравнения состояния для i-го компонента;

D_ij - параметр бинарного взаимодействия компонентов i и j;

N - число компонентов.

Коэффициенты уравнения состояния для i-го (или j-го) компонента вычисляют по формулам:

в которых величины , , и F_i вычисляют по формулам:

где - наименьший положительный корень кубического уравнения, выраженного формулой (12), который вычисляют по формулам Кардано.

Величину , применяемую в формулах (11) - (13), вычисляют по формуле

Значения критической температуры {T_кi}, критического давления {p_кi} и фактора Питцера компонентов ПГ приведены в таблице А.1 (приложение А).

Параметр бинарного взаимодействия D_ij в формуле (5) вычисляют по формуле

Значения констант , , и уравнения (16) приведены в таблицах А.2 и А.3 (приложение А).

5.1.2 Для вычисления ТТР_в или массовой концентрации водяных паров в ПГ используют систему уравнений, которая следует из общих условий фазового равновесия и определения молярных долей компонентов любой смеси чистых веществ, в том числе и ПГ, а именно:

где f_iж, v_ж, {x_i} - летучесть i-го компонента, молярный объем и молярные доли компонентов равновесной с ПГ жидкой смеси;

f_iг, v_г, {y_i} - летучесть i-го компонента, молярный объем и молярные доли компонентов ПГ (парогазовая фаза).

При допущении, что в равновесии с ПГ находится не жидкая смесь, а конденсированная фаза, состоящая из чистой воды, система нелинейных уравнений (17) преобразуется в одно нелинейное уравнение вида

где f_ж и v_ж - летучесть и молярный объем равновесной с ПГ конденсированной фазы (вода);

f_г, v_г и {y_i} - летучесть водяных паров, молярный объем и молярные доли компонентов ПГ, включая молярную долю водяных паров в нем.

В результате решения нелинейного уравнения (18) вычисляют:

- молярную долю водяных паров и МКВП при заданных (измеренных) значениях давления, ТТР_в и молярных долей компонентов ПГ;

- ТТР_в при заданных (измеренных) значениях давления, МКВП и молярных долей компонентов ПГ.

При решении нелинейного уравнения (18) летучесть конденсированной фазы и водяных паров вычисляют по формулам, полученным из уравнения состояния Патела-Тея с применением интегро-дифференциальных уравнений термодинамики, а именно:

Примечания

1 Коэффициенты a, b, u и w в формуле (19) вычисляют для воды, т.е. в формулах (4), (6) и (7) y_i = y_j = 1, N = 1, а индексы i и j обозначают только воду.

2 Коэффициенты a, b, u и w в формуле (20) вычисляют для ПГ с учетом всех молярных долей его компонентов, включая молярную долю водяных паров.

3 В формулах (20) - (24) индекс i обозначает только водяной пар, как компонент ПГ, N - число компонентов ПГ, включая водяные пары.

Величину молярного объема v_ж или v_г, входящую в формулы (18) - (20), вычисляют по формулам Кардано из кубического уравнения, полученного алгебраическими преобразованиями уравнения состояния Патела-Тея, а именно:

Примечание - Если в результате решения уравнения (25) получают более одного реального корня, то за молярный объем равновесной с ПГ конденсированной фазы v_ж принимают минимальный корень, а за молярный объем водяных паров ПГ v_г - максимальный корень.

5.1.3 Значение массовой концентрации водяных паров в ПГ , мг/м³, вычисляют по формуле

где y_в - молярная доля водяных паров в ПГ;

v_г - молярный объем газа при стандартных условиях, м³/кмоль.

Молярный объем ПГ при стандартных условиях v_г вычисляют по формулам Кардано из кубического уравнения, представленного формулой (25).

5.2.1 Систему уравнений (17), применяемую для вычисления ТТР_в или массовой концентрации водяных паров в ПГ, можно представить в следующем виде:

где {x_i}, , , и (PF)_i - молярные доли компонентов равновесной с ПГ жидкой смеси, коэффициент активности, коэффициент летучести в состояния насыщения, давление насыщения и коэффициент Пойнтинга i-го компонента жидкой смеси соответственно;

{y_i} и - молярные доли компонентов и коэффициент летучести i-го компонента ПГ (парогазовая фаза) соответственно.

При допущении, что в равновесии с ПГ находится не жидкая смесь, а конденсированная фаза, состоящая из чистой воды, и, учитывая, что объем конденсированной фазы практически не зависит от давления, система нелинейных уравнений (27) преобразуется в одно уравнение вида

где и v_ж - давление насыщения и молярный объем равновесной с ПГ конденсированной фазы (вода) соответственно;

y_в и - молярная доля водяных паров и коэффициент летучести водяных паров в ПГ соответственно.

Из уравнения (28) следует, что формула расчета молярной доли водяных паров в ПГ имеет вид

Давление насыщения и молярный объем v_ж равновесной с ПГ конденсированной фазы, а также коэффициент летучести водяных паров в ПГ вычисляют по следующим формулам:

Коэффициенты A_в и B_в уравнения (32) вычисляют по формулам, приведенным в А.2 (приложение А).

Массовую концентрацию водяных паров в ПГ вычисляют по следующей формуле:

5.2.2 По описанному в 5.2.1 методу возможен как прямой расчет массовой концентрации водяных паров в ПГ при заданных значениях давления и ТТР_в, так и обратное вычисление значения ТТР_в при заданных значениях МКВП и давления.

5.2.3 Упрощенный метод расчета ТТР_в и МКВП применим при значении молярной доли метана в ПГ не менее 95%.

6.1.1 В качестве исходных данных для расчета используют:

а) значения молярной доли компонентов ПГ {y_i}, которые определяют хроматографическим анализом по ГОСТ 31371.7 и используют при вычислении как ТТР_в, так и массовой концентрации водяных паров в ПГ;

б) значение ТТР_в при давлении ПГ в газопроводе (точке отбора пробы), которое определяют путем измерений по ГОСТ 20060 и используют при вычислении массовой концентрации водяных паров в ПГ;

в) значение массовой концентрации водяных паров в ПГ, которое определяют по ГОСТ 34711 и используют при вычислении значения ТТР_в;

г) значение массовой концентрации водяных паров в ПГ, которое вычисляют по методам настоящего стандарта и используют при расчете ТТР_в при давлении ПГ (давлении расчета), которое отличается от давления газа в газопроводе (точке отбора пробы);

д) давление ПГ p в газопроводе (точке отбора пробы);

е) давление расчета.

Примечание - В целях определения величин, указанных в перечислениях а) - в), допускается применять иные методики (методы) измерений, аттестованные в установленном порядке, метрологические характеристики (показатели точности) которых не хуже, чем для методик (методов) измерений, изложенных в указанных в перечислениях а) - в) стандартах.

6.1.2 Измерения значений молярных долей компонентов ПГ могут быть выполнены как потоковыми, так и лабораторными хроматографами, а измерения ТТР_в соответствующими потоковыми и/или переносными средствами измерения (гигрометрами, анализаторами точки росы и т.п.), реализующими как визуальный, так и автоматический методы измерений по ГОСТ 20060.

6.1.3 Вычисление значения ТТР_в проводят с использованием измеренных значений молярных долей компонентов ПГ, МКВП и давления ПГ в газопроводе (точке отбора) или давления расчета.

6.1.4 Вычисление значения массовой концентрации водяных паров в ПГ проводят с использованием измеренных значений молярных долей компонентов ПГ, ТТР_в и давления ПГ в газопроводе (точке отбора).

6.2.1 Расчетное значение ТТР_в или молярной доли паров воды (искомые величины) получают в результате решения нелинейного уравнения (18). Решение любых нелинейных уравнений, в том числе и уравнения (18), осуществляют в итерационном цикле, применяя любой из общепринятых методов решения таких уравнений.

6.2.2 Начальные значения для искомых величин вычисляют по следующим формулам:

для ТТР_в

для МКВП

6.2.3 В случае расчета ТТР_в значение молярной доли паров воды y_в в ПГ вычисляют по формуле:

где - заданное [вычисленное по методам настоящего стандарта или измеренное по ГОСТ 34711] значение массовой концентрации водяных паров в ПГ, мг/м³;

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

Дальнейший расчет ТТР_в выполняют при вычисленном по формуле (36) значении молярной доли водяных паров и при значениях молярных долей остальных компонентов ПГ, которые нормализуют по следующей формуле:

где - нормализованные значения молярной доли компонентов ПГ;

y_i - молярные доли компонентов ПГ, определенные хроматографическим анализом по ГОСТ 31371.7;

y_в - молярная доля водяных паров в ПГ, вычисленная по формуле (36).

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

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

Начальные значения молярных долей остальных компонентов ПГ вычисляют по следующей формуле:

где y_i - молярные доли компонентов ПГ, определенные хроматографическим анализом по ГОСТ 31371.7.

6.2.5 Искомые величины вычисляют с использованием численного дифференцирования по формулам:

где X^(k) - искомая величина (ТТР_в или y_в) на k-м итерационном шаге;

- приращение к искомой величине (ТТР_в или y_в) на k-м итерационном шаге;

g^(k-1) - обрезающий множитель, который вычисляют по 6.2.6, формула (46);

F и F' - функция, которая минимизируется, и ее производная соответственно.

Функция, которую минимизируют, получена с использованием уравнения (18) и вычисляется по формуле

Для вычисления функции F на каждом итерационном шаге необходимо рассчитать:

- коэффициенты уравнения состояния Патела-Тея по формулам (2) - (16), учитывая, что для газовой фазы вычисляют коэффициенты для смеси, а для конденсированной фазы только коэффициенты для воды;

- молярные объемы конденсированной и газовой фаз v_ж и v_г, решая кубическое уравнение (25);

- летучести конденсированной и газовой фаз f_ж и f_г по формулам (19) - (24).

Если искомой величиной является молярная доля водяных паров, то на каждом итерационном шаге молярные доли компонентов ПГ {y_i} нормализуют по формуле (39), исключая молярную долю водяных паров. Температура T, входящая в формулы (8), (16), (19), (20) и (25), равна ТТР_в.

6.2.6 Итерационный цикл завершают, если на k-м шаге итерации (k >= 1) выполняется один из критериев сходимости, которые вычисляют по формулам:

или

Для повышения устойчивости сходимости итерационного цикла, которая (сходимость) характеризуется выполнением одного из критериев (44) или (45), в алгоритм расчета введен обрезающий множитель g, который не может превышать значение равное единице, и на k-м шаге итерационного цикла его вычисляют по формуле

где F^(k) - значение функции F на k-м шаге итерационного цикла, вычисленное по формуле (43).

Если на k-м шаге итерационного цикла (k >= 1) выполняется одно из следующих неравенств:

то обрезающий множитель g^{(k - 1)} последовательно уменьшается в два раза, т.е.

до тех пор, пока не будут выполнены все неравенства (47). При этом значения обрезающего множителя g^(k-1) в формуле (46) принимают равным g*.

Примечание - Для того чтобы итерационный цикл завершался в любом случае, даже если не выполнены критерии сходимости, вычисляемые по формулам (44) и (45), предложены следующие дополнительные условия завершения итерационного цикла k > 100 и g^(k-1) <= 10^-16, для завершения итерационного цикла достаточно выполнения одного из этих дополнительных условий. В этом случае результаты расчета не применимы.

6.2.7 В случае расчета МКВП после завершения итерационного цикла по 6.2.6 вычисляют значение МКВП по формуле (26).

6.2.8 Блок-схема и примеры расчета ТТР_в и МКВП по представленному в разделе методу приведены на рисунке 1 и в приложениях Б и В соответственно.

6.2.9 Метрологические характеристики (показатели точности) детального метода расчета ТТР_в и массовой концентрации водяных паров в ПГ приведены в таблицах 3 и 4 (см. 9.1).

6.2.10 Оформление результатов расчета ТТР_в и массовой концентрации водяных паров в ПГ детальным методом - в соответствии с разделом 10.

7.1 В качестве исходных данных для расчета ТТР_в и МКВП используют значения свойств ПГ, приведенные в 6.1.1.

7.2 Вычисление молярной доли водяных паров и МКВП выполняют по формулам (29) - (33).

7.3 Для вычисления ТТР_в при заданном (измеренном) значении массовой концентрации водяных паров используют следующее нелинейное уравнение:

где - массовая концентрация водяных паров в ПГ, вычисленная в итерационном цикле с применением любого из общепринятых методов решения нелинейных уравнений.

Начальное значение ТТР_в вычисляют по 6.2.2. Затем определяют границы по температуре, внутри которых находится искомое значение ТТР_в, по следующим формулам:

Определение ТТР_в на k-м итерационном шаге выполняют в следующем итерационном цикле:

а) вычисляют при температуре и при температуре равной , k = 0, 1, 2,..., 100;

б) если , то переопределяют верхнюю границу по температуре , в противном случае переопределяют нижнюю границу по температуре ;

в) продолжают определение ТТР_в, возвращаясь к перечислению а) итерационного цикла.

Для вычисления F₁ и F₂ на каждом итерационном шаге необходимо рассчитать:

- давление насыщения , молярный объем v_ж равновесной с ПГ конденсированной фазы и коэффициент летучести водяных паров в ПГ по формулам (30) - (32);

- молярную долю водяных паров y_в по формуле (29) и МКВП по формуле (33).

Температура T, входящая в формулы (29) - (32), равна ТТР_в. Итерационный цикл завершают, если на шаге итерации (k + 1) выполняется один из критериев сходимости, которые вычисляют по формулам:

или

Примечание - Для того чтобы итерационный цикл завершался в любом случае, даже если не выполнены критерии сходимости, вычисляемые по формулам (52) и (53), предложено следующее дополнительное условие завершения итерационного цикла k > 100. В этом случае результаты расчета не применимы.

7.4 Результаты расчета ТТР_в (ТТР_в = t = T^(k+1) - 273,15) и массовой концентрации водяных паров в ПГ по представленному в разделе методу приведены в приложениях Б и В.

7.5 Метрологические характеристики (показатели точности) упрощенного метода расчета ТТР_в и массовой концентрации водяных паров в ПГ приведены в таблицах 5 и 6 (см. 9.2).

7.6 В таблицах приложения Г приведены значения ТТР_в при различных давлениях, вычисленные для заданного значения МКВП, результаты вычислений значений вне узлов таблиц приложения Г - в приложении Д.

7.7 Таблицы приложения Г составлены на основе вычислений с применением упрощенного метода по 7.3.

7.8 Неопределенность данных, приведенных в приложении Г, - в соответствии с таблицами 5 и 6, при пересчете значений ТТР_в с одного давления на другое - в соответствии с таблицей 8.

7.9 Оформление результатов расчета ТТР_в и массовой концентрации водяных паров в ПГ упрощенным методом - в соответствии с разделом 10.

8.1 При необходимости записи результата измерений ТТР_в при давлении, отличном от давления, при котором проводилось измерение, вычисляют значение ТТР_в при требуемом давлении путем промежуточного вычисления массовой концентрации водяных паров в ПГ.

8.2 На первом этапе на основе измеренного при рабочем давлении в точке отбора пробы значения ТТР_в вычисляют соответствующее значение массовой концентрации водяных паров в ПГ в соответствии с разделами 6 или 7, в зависимости от того, какой метод расчета выбран.

8.3 Далее, из полученного по 8.2 значения массовой концентрации водяных паров в ПГ вычисляют соответствующее значение ТТР_в при требуемом давлении в соответствии с разделами 6 или 7, в зависимости от того, какой метод расчета выбран.

8.4 Результаты пересчета ТТР_в с одного давления на другое приведены в приложении Е.

8.5 Метрологические характеристики (показатели точности) метода пересчета ТТР_в с одного давления на другое приведены в таблицах 7 и 8 (см. 9.3).

8.6 Оформление результатов пересчета ТТР_в с одного давления на другое - в соответствии с разделом 10.

Значения расширенной неопределенности вычисления показателей качества (ТТР_в и массовой концентрации водяных паров в ПГ) детальным методом в соответствии с настоящим стандартом не превышают значений, приведенных в таблицах 3 и 4.

Значения расширенной неопределенности вычисления показателей качества (ТТР_в и массовой концентрации водяных паров в ПГ) упрощенным методом в соответствии с настоящим стандартом не превышают значений, приведенных в таблицах 5 и 6.

Значения расширенной неопределенности вычисления при пересчете ТТР_в с одного давления на другое детальным и упрощенным методами в соответствии с настоящим стандартом не превышают значений, приведенных в таблицах 7 и 8 соответственно.

10.1 За результат вычисления ТТР_в принимают результат, полученный в ходе проведения расчетов согласно разделам 6, 7 или 8.

Результат вычисления ТТР_в записывают в виде:

где t - значение ТТР_в, вычисленное на завершающем шаге итерационного цикла по 6.2.6 и по 7.3 для детального или упрощенного методов расчета соответственно, °C;

U_t - значения абсолютной расширенной неопределенности, приведенные в таблицах 3, 5, 7, 8 для детального, упрощенного методов расчета и пересчете ТТР_в с одного давления на другое соответственно, °C.

Вычисленное значение ТТР_в округляют до первого десятичного знака.

10.2 За результат вычисления массовой концентрации водяных паров в ПГ принимают результат, полученный в ходе проведения расчетов согласно разделам 6 или 7.

Результат вычисления массовой концентрации водяных паров в ПГ записывают в виде:

где - вычисленное значение МКВП по 6.2.7 и по 7.2 для детального и упрощенного методов расчета соответственно, мг/м³.

Абсолютную расширенную неопределенность , мг/м³, вычисляют по следующей формуле:

где - значения относительной расширенной неопределенности, приведенные в таблицах 4 и 6 для детального и упрощенного методов расчета соответственно, %.

Вычисленное значение абсолютной расширенной неопределенности округляют до значащей цифры, при этом сохраняют:

- две цифры, если первая значащая цифра равна 1 или 2;

- одну цифру, если первая значащая цифра равна 3 и более.

Вычисленное значение МКВП округляют до того же десятичного знака, которым заканчивается округленное значение абсолютной расширенной неопределенности .

А.1 Характерные параметры компонентов ПГ, коэффициенты и параметры методов расчета ТТР_в и массовой концентрации водяных паров в ПГ приведены в таблицах А.1 - А.3.

А.2 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.

Б.1 Результаты расчета, приведенные в настоящем приложении, рекомендуется использовать в качестве тестовых данных при программной реализации методов расчета ТТР_в, которые включены в настоящий стандарт.

Б.2 Данные о компонентных составах смесей, имитирующих ПГ, которые необходимы для расчета ТТР_в детальным методом, приведены в таблице Б.1. В таблице Б.2 приведены результаты расчета ТТР_в для этих смесей с применением детального метода.

Б.3 В таблице Б.3 приведены результаты расчета ТТР_в с применением упрощенного метода.

В.1 Результаты расчета, приведенные в настоящем приложении, рекомендуется использовать в качестве тестовых данных при программной реализации методов расчета массовой концентрации водяных паров в ПГ, которые включены в настоящий стандарт.

В.2 Данные о компонентных составах смесей, имитирующих ПГ, которые необходимы для расчета массовой концентрации водяных паров в ПГ с различными компонентными составами детальным методом, приведены в таблице В.1. В таблице В.2 приведены результаты расчета массовой концентрации водяных паров для этих смесей с применением детального метода.

В.3 В таблице В.3 приведены результаты расчета массовой концентрации водяных паров с применением упрощенного метода.

Г.1 В таблицах Г.1 - Г.5 приведены значения массовой концентрации водяных паров, вычисленные с применением упрощенного метода.