ГОСТ 34867-2022. Межгосударственный стандарт. Газ природный, подготовленный к транспортированию по магистральным газопроводам. Технические условия
4 Технические требования
4.1 По физико-химическим показателям природный газ, подготовленный к транспортированию по магистральным газопроводам, должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 1.
Таблица 1
Физико-химические показатели природного газа,
подготовленного к транспортированию по магистральным
газопроводам
Наименование показателя | Норма | Метод испытания | |
Минимум | Максимум | ||
1 Молярная доля компонентов (компонентный состав), % | Не нормируют, определение обязательно | по 8.1 | |
2 Молярная доля кислорода, % | - | 0,020 | по 8.1 |
3 Молярная доля диоксида углерода, % | - | 2,5 | по 8.1 |
4 Массовая концентрация сероводорода, г/м3 | - | 0,007 | по 8.2 |
5 Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3 | - | 0,016 | по 8.2 |
6 Массовая концентрация общей серы, г/м3 | - | 0,030 | по 8.3 |
7 Объемная теплота сгорания низшая, МДж/м3 (ккал/м3) | 31,80 (7600) | - | по 8.4 |
8 Плотность, кг/м3 | Не нормируют, определение обязательно | по 8.5 | |
9 Температура точки росы по воде, °C: для умеренного макроклиматического района: | - |
| по 8.6 |
- зимний период | -10,0 (-5,0) | ||
- летний период | -10,0 (-3,0) | ||
для холодного макроклиматического района: |
| ||
- зимний период | -20,0 | ||
- летний период | -14,0 (-10,0) | ||
10 Температура точки росы по углеводородам, °C: для умеренного макроклиматического района: | - |
| по 8.7 |
- зимний период | -2,0 (0,0) | ||
- летний период | -2,0 (0,0) | ||
для холодного макроклиматического района: |
| ||
- зимний период | -10,0 | ||
- летний период | -5,0 | ||
11 Массовая концентрация механических примесей, г/м3 | - | 0,001 | ГОСТ 22387.4 |
Примечания 1 Макроклиматические районы определяют по ГОСТ 16350. 2 Летний период - с 1 мая по 30 сентября. Зимний период - с 1 октября по 30 апреля. Периоды могут быть изменены по согласованию между поставляющей и принимающей сторонами. 3 Если значение разрешенного рабочего давления в данном магистральном газопроводе превышает 7,9 МПа, норму показателя 3 вычисляют по формуле (1). 4 Если значение любого из показателей 4 - 6 в течение года на данном месторождении или подземном хранилище природного газа не превышает 0,001 г/м3, то в дальнейшем данные показатели допускается определять не реже 1 раза в год. Аналогичное допущение распространяется также на магистральные газопроводы, в которые природный газ поступает только с указанных выше объектов или групп таких объектов, а также на перерабатывающие организации, получающие природный газ со всех перечисленных выше объектов. 5 Если значение показателя 6 в отобранной пробе природного газа не превышает значения 0,001 г/м3, допускается не определять показатели 4 и 5 в данной пробе природного газа. 6 Нормы показателей 4 - 7 и 11 установлены при стандартных условиях определения и сгорания по ГОСТ 34770. Результаты определения показателя 8 также приводят к стандартным условиям определения по ГОСТ 34770. 7 При вычислении показателя 7 принимают 1 кал равной 4,1868 Дж. 8 Для показателей 9 и 10 нормы, приведенные в скобках, применяют по согласованию между поставляющей и принимающей сторонами для месторождений и подземных хранилищ, введенных в действие до 2000 г. включительно. 9 Нормы показателя 9 установлены при абсолютном давлении 3,92 МПа. 10 Для магистральных газопроводов, введенных с 1 января 2011 г., проходящих по территории очень холодного, холодных и арктических климатических районов (I1, I2, II2 - II4 по ГОСТ 16350), нормы показателя 9, устанавливаемые при абсолютном давлении 3,92 МПа, должны обеспечивать такое содержание воды в транспортируемом газе, при котором значение температуры точки росы по воде (ТТРв) природного газа при рабочем давлении в точке отбора пробы будет на 5 °C ниже проектной минимальной температуры газа в газопроводе для конкретного периода (летнего или зимнего). Если значения норм показателя 9, указанные в таблице 1 для конкретного периода, не удовлетворяют данному условию, то следует по согласованию между поставляющей и принимающей сторонами устанавливать нормы, руководствуясь приложением А. | |||
11 При разработке проектов на объекты подготовки природного газа к транспортированию по магистральным газопроводам необходимо устанавливать нормы показателя 9, соответствующие значениям таблицы 1 при разрешенном рабочем давлении в магистральных газопроводах, в которые планируется подавать природный газ с данных объектов. 12 Нормы показателя 10 установлены при рабочем давлении в точке отбора пробы. 13 Для природного газа, в котором значение массовой концентрации углеводородов C5+ в природном газе (вычисляют по 4.3) не превышает 1,0 г/м3, показатель 10 допускается не нормировать, определение его при этом не проводят. | |||
4.2 Максимально допускаемое значение молярной доли диоксида углерода в природном газе x, %, в зависимости от разрешенного рабочего давления в данном магистральном газопроводе вычисляют по формуле
, (1)
где PМГ - разрешенное рабочее давление природного газа в данном магистральном газопроводе, МПа;
0,2 - максимальное допустимое парциальное давление диоксида углерода, не требующее применения ингибиторной защиты от коррозии, МПа;
100 - коэффициент пересчета значения величины из единицы молярной доли в проценты, %.
4.3 Вычисление массовой концентрации углеводородов C5+ в природном газе
4.3.1 Вычисление массовой концентрации углеводородов C5+, г/м3, в природном газе выполняют на основе измеренных значений молярной доли компонентов природного газа по следующей формуле
, (2)
где 10 - коэффициент пересчета процентов в доли и дм3 в м3, дм3/(м3·%);
24,05 - объем 1 моля природного газа (принимаемого идеальным) при стандартных условиях (20,0 °C и 101,325 кПа), дм3/моль.
Примечание - Объем моля природного газа в действительности может отклоняться от значения 24,05 дм3/моль, однако данное отклонение является незначимым для вычисления массовой концентрации углеводородов C5+;
Mi - молярная масса i-го компонента природного газа, г/моль;
Xi - молярная доля i-го компонента в природном газе, %;
i - индекс суммирования компонентов природного газа, используемых для вычисления массовой концентрации углеводородов C5+;
n - количество компонентов природного газа, используемых для вычисления массовой концентрации углеводородов C5+.
4.3.2 Измерения молярной доли компонентов природного газа для вычисления массовой концентрации углеводородов C5+ проводят по ГОСТ 31371.3 - ГОСТ 31371.7.
Примечание - В случае измерения углеводородных компонентов природного газа до псевдокомпонента C6+, при вычислении массовой концентрации углеводородов C5+ используют молярные доли пентанов и псевдокомпонента C6+.
4.3.3 Перечень углеводородных компонентов для вычисления массовой концентрации углеводородов C5+ в природном газе по формуле (2), рекомендуемые значения молярной массы данных компонентов и пример вычисления массовой концентрации углеводородов C5+ в природном газе приведены в приложении Б.
В случаях, когда измеренное значение молярной доли компонента ниже нижней границы диапазона определения по ГОСТ 31371.3 - ГОСТ 31371.7, содержание данного компонента принимают равным нулю и в расчете массовой концентрации углеводородов C5+ его не учитывают.
4.3.4 Периодичность определения массовой концентрации углеводородов C5+ в природном газе принимают аналогичной периодичности определения компонентного состава для передаваемой партии природного газа.
Пример условного обозначения:
Газ горючий природный, подготовленный к транспортированию по магистральным газопроводам, по ГОСТ 34867-2022.
Подписаться на обновления