ГОСТ 34807-2021
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
ГАЗ ПРИРОДНЫЙ
Методы расчета температуры точки росы по воде и массовой концентрации водяных паров
Natural gas. Water dew point and water content calculation methods
МКС 75.060
Дата введения 2023-01-01
с правом досрочного применения
Предисловие
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"
Сведения о стандарте
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:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97 | Код страны по | Сокращенное наименование национального органа по стандартизации |
Азербайджан | AZ | Азстандарт |
Армения | AM | ЗАО "Национальный орган по стандартизации и метрологии" Республики Армения
|
Беларусь | BY | Госстандарт Республики Беларусь
|
Казахстан | KZ | Госстандарт Республики Казахстан
|
Киргизия | KG | Кыргызстандарт
|
Россия | RU | Росстандарт
|
Таджикистан | TJ | Таджикстандарт
|
Узбекистан | UZ | Узстандарт |
(Поправка. ИУС N 9-2023).
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
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге "Межгосударственные стандарты"
ВНЕСЕНА поправка, опубликованная в ИУС N 9, 2023 год
Поправка внесена изготовителем базы данных
ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 04.04.2024 N 405-ст c 15.04.2024
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных
Введение
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).
(Измененная редакция, Изм. N 1).
1 Область применения
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.
Таблица 1 - Компоненты природного газа и диапазоны значений молярной доли компонентов
Наименование компонента | Диапазон значений молярной доли компонента, % |
Метан | От 60,0 до 99,97 включ. |
Этан | От 0,005 до 15,0 включ. |
Пропан | От 0,005 до 4,0 включ. |
и-Бутан | От 0,005 до 2,5 включ. |
н-Бутан | От 0,005 до 2,5 включ. |
нео-Пентан | От 0,005 до 0,05 включ. |
и-Пентан | От 0,005 до 0,5 включ. |
н-Пентан | От 0,005 до 0,5 включ. |
Гексаны | От 0,005 до 0,5 включ. |
Гептаны | От 0,005 до 0,25 включ. |
Октаны | От 0,005 до 0,05 включ. |
От 0,005 до 1,0 включ. | |
Диоксид углерода | От 0,005 до 10 включ. |
Азот | От 0,005 до 10 включ. |
Примечания
1 Компонентный состав ПГ определяют в соответствии с ГОСТ 31371.7.
2 Компоненты, значения молярных долей которых менее 0,005%, а также молярные доли кислорода, гелия и водорода не учитывают при выполнении расчетов показателей качества ПГ по методу настоящего стандарта, при этом молярные доли этих компонентов суммируют с молярной долей метана, с целью сохранения суммы молярных долей используемых в расчете компонентов, которая равна 100%.
3 Если в соответствии с методикой определения компонентного состава ПГ, в нем определяют также и молярную долю бензола и толуола, молярные доли указанных компонентов необходимо суммировать с молярной долей гексанов и гептанов соответственно.
4 При определении псевдокомпонента
5 Определение нео-пентана не обязательно.
6 Приведенные диапазоны значений молярной доли компонентов ПГ ограничены той областью, для которой проведена оценка неопределенности.
| |
2 Нормативные ссылки
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 (vwwv.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 Термины, определения и обозначения
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; : 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 ТТРв 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.
