Page 20 - 6747

18
Однак існують емпіричні залежності К=f(р,T). Одна з них

запропонована В.К.Касперовичем (ІФДТУНГ, 1994 р.). Ця залежність
розроблена на основі аналізу графічних і табличних залежностей К=f(р пр,Т пр)

Російського НДІ природних газів (м. Москва). Вона дає задовільні результати

для тиску в межах 2,5 7,5 МПа і температури 0 30 C  і записується таким

апроксимаційним виразом:

1,3
p   
K  1 5,5 3,3   , (2.16)
T   пов 

де р – тиск газу, Па; Т – абсолютна температура газу, К; ρ і ρ пов – густина

3
газу і повітря за робочих умов відповідно кг/м .

При зміні температури природного газу в межах 0 50 C  і тиску
кгс
25 100 для знаходження коефіцієнта стисливості відома практична
см 2

формула для змішаної системи одиниць:
1
K  , (2.17)
1 24 0,21 t   10  4  p

 кгс
де t – температура газу, C ; р – тиск газу, .
см 2

Формули (2.16) і (2.17) набули практичного застосування при

розрахунках газопроводів, однак наслідок відсутності їх метрологічної оцінки

не знайшли практичного застосування у витратометрії газу. Тому зупинимось

детальніше на регламентованих діючими нормативними документами

практичних методах розрахунку коефіцієнта стисливості.

Для розрахунку коефіцієнта стисливості природного газу при визначені

його витрати необхідно застосовувати наступні методи:

- модифікований метод NX19 мод. для природних газів з густиною
3
ρ с=0,668-0,70 кг/м в інтервалі температур 250-290 К і тисків до 3 МПа; похибка

розрахунку коефіцієнту стисливості не перевищує 0,11%;

- модифіковане рівняння стану (РС) GERG-91 мод. і РС AGA8-92DC для

3
природних газів з густиною ρ с=0,668-0,70 кг/м , що не містять сірководню, в
інтервалі температур 250-330К і тисків до 12 МПа; похибка розрахунку

коефіцієнту стисливості не перевищує 0,11%.