ГОСТ 5542-2022 Действует

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

В Российской Федерации определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы до 1 января 2026 г. также проводят по ГОСТ Р 53367-2009 "Газ горючий природный. Определение серосодержащих компонентов хроматографическим методом". При возникновении разногласий по значениям массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы в Российской Федерации арбитражным является метод, установленный в ГОСТ 34723.

Определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы в природном газе проводят по ГОСТ 22387.2 или по ГОСТ 34723. При возникновении разногласий по результатам определения массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы в природном газе арбитражным является метод, изложенный в ГОСТ 34723.

8.3 Определение низшей объемной теплоты сгорания природного газа

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

В Российской Федерации определение низшей объемной теплоты сгорания до 1 января 2026 г. также проводят по ГОСТ Р 8.816-2013 "Государственная система обеспечения единства измерений. Газ природный. Объемная теплота сгорания. Методика измерений с применением калориметра сжигания с бомбой". При возникновении разногласий по значению низшей объемной теплоты сгорания в Российской Федерации арбитражным является метод, установленный в ГОСТ 31369.

Определение низшей объемной теплоты сгорания природного газа проводят по ГОСТ 10062, ГОСТ 27193 или ГОСТ 31369. При возникновении разногласий по результатам определения низшей объемной теплоты сгорания природного газа арбитражным является метод, изложенный в ГОСТ 31369.

8.4 Определение отклонения числа Воббе от номинального значения

Отклонение числа Воббе от номинального значения , %, вычисляют по формуле

, (2)

где 100 - коэффициент перевода долей в проценты, %;

W - результат определения высшего числа Воббе, МДж/м3 (ккал/м3);

Wн - номинальное значение высшего числа Воббе, МДж/м3 (ккал/м3).

8.5 Определение плотности природного газа

Определение плотности природного газа проводят по ГОСТ 17310, ГОСТ 31369 и ГОСТ 34721. При возникновении разногласий по результатам определения плотности природного газа арбитражным является метод, изложенный в ГОСТ 31369.

8.6 Определение температуры точки росы по воде

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

В Российской Федерации определение ТТРв до 1 января 2026 г. также проводят по ГОСТ Р 53763-2009 "Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде". При возникновении разногласий по значению ТТРв в Российской Федерации арбитражным является визуальный конденсационный метод, установленный в ГОСТ 20060.

8.6.1 Определение температуры точки росы по воде (ТТРв) природного газа проводят по ГОСТ 20060. При возникновении разногласий по измеренным значениям ТТРв арбитражным является визуальный конденсационный метод, установленный в ГОСТ 20060.

8.6.2 Качество природного газа соответствует требованиям настоящего стандарта по показателю ТТРв в случае, если результат измерения ТТРв ниже температуры газа не менее чем на значение , °C, рассчитываемое по формуле

, (3)

где - абсолютное значение погрешности (расширенной неопределенности) результата измерений температуры газа, °C;

- абсолютное значение погрешности (расширенной неопределенности) результата измерений ТТРв, °C.

8.7 Определение температуры точки росы по углеводородам

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

В Российской Федерации определение ТТРув до 1 января 2026 г. также проводят по ГОСТ Р 53762-2009 "Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам". При возникновении разногласий по значению ТТРув в Российской Федерации арбитражным является визуальный конденсационный метод, установленный в ГОСТ 20061.

8.7.1 Определение температуры точки росы по углеводородам (ТТРув) природного газа проводят по ГОСТ 20061. При возникновении разногласий по измеренным значениям ТТРув арбитражным является визуальный конденсационный метод, установленный в ГОСТ 20061.

8.7.2 Качество природного газа соответствует требованиям настоящего стандарта по показателю ТТРув в случае, если результат измерения ТТРув ниже температуры газа не менее чем на значение , °C, рассчитываемое по формуле

, (4)

где - абсолютное значение погрешности (расширенной неопределенности) результата измерений ТТРув, °C.

Примечания

1 Допускается для определения физико-химических показателей природного газа, указанных в таблице 1, применять другие средства измерений (СИ) и методы испытаний, если по метрологическим характеристикам они не уступают методам испытаний, указанным в настоящем разделе и таблице 1.

2 Допускается для определения физико-химических показателей природного газа, указанных в таблице 1, применять автоматические СИ, которые должны проходить обязательную процедуру контроля качества измерений, в случаях, если таковая предусмотрена реализуемой данными СИ методикой испытаний и с периодичностью, указанной в данной методике испытаний.

9.1 Транспортирование и подачу природного газа потребителям осуществляют по распределительным газопроводам через газораспределительные станции и пункты. Природный газ также может подаваться потребителям непосредственно с установок промысловой подготовки, газоперерабатывающих заводов, регазификационных установок, магистральных газопроводов и подземных хранилищ через газораспределительные станции и пункты.

9.2 Транспортирование и подачу природного газа потребителям осуществляют в соответствии с требованиями соответствующих регламентирующих документов, действующих на территории государств, проголосовавших за принятие настоящего стандарта в качестве национального.

Поставляющая сторона гарантирует соответствие качества поставленной партии природного газа требованиям настоящего стандарта по результатам испытаний.

Приложение А

(рекомендуемое)

ПРИМЕР ВЫЧИСЛЕНИЯ МАССОВОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ

УГЛЕВОДОРОДОВ C5+ В ПРИРОДНОМ ГАЗЕ

А.1 Значения молярной массы углеводородных компонентов природного газа (по таблице 1 ГОСТ 31369-2021 для вычисления массовой концентрации углеводородов C5+ в природном газе приведены в таблице А.1.

Таблица А.1

Значения молярной массы углеводородных компонентов

природного газа

Таблица А.1Компонент | Химическая формула | Молярная масса M, г/моль Пентаны | C5H12 | 72,14878 Гексаны, C6+ | C6H14 | 86,17536 Бензол | C6H6 | 78,11184 Гептаны | C7H16 | 100,20194 Толуол | C7H8 | 92,13842 Октаны | C8H18 | 114,22852

А.2 В результате определения компонентного состава природного газа по методу А ГОСТ 31371.7 получены значения молярной доли компонентов C5+, приведенные в таблице А.2.

Таблица А.2

Исходные данные для вычисления массовой концентрации

углеводородов C5+ в природном газе

Таблица А.2Определяемый компонент природного газа | Значение молярной доли компонента Xi, % | Определяемый компонент природного газа | Значение молярной доли компонента Xi, % Изопентан | 0,0178 | Гептаны | 0,0026 н-Пентан | 0,0109 | Октаны | 0,0011 Неопентан | 0,0014 | Бензол | 0,0013 Гексаны | 0,0074 | Толуол | 0,0017

А.3 По формуле (1), используя данные из таблиц А.1 и А.2, вычисляют массовую концентрацию углеводородов C5+ в природном газе:

C5+ = 10·(72,14878·(0,0178 + 0,0109 + 0,0014) +

+ 86,17536·0,0074 + 100,20194·0,0026 + 114,22852·0,0011 +

+ 78,11184·0,0013 + 92,13842·0,0017)/24,05 = 1,436 г/м3.

А.4 Записывают результат вычисления массовой концентрации углеводородов C5+ в природном газе, округленный до первого десятичного знака, в следующем виде:

C5+ = 1,4 г/м3.

УДК 665.723:543.27:006.354 | МКС 75.060 Ключевые слова: природный газ, промышленное назначение, коммунально-бытовое назначение, технические условия, технические требования, правила приемки, методы испытаний, транспортирование, гарантии поставляющей стороны