ГОСТ 5542-2022. Межгосударственный стандарт. Газ природный промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

(введен в действие Приказом Росстандарта от 12.04.2022 № 201-ст)

(ред. от 27.01.2026)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ГОСТ 5542-87"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/gost-5542-87" "ГОСТ 5542-87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия (утв. Постановлением Госстандарта СССР от 16.04.1987 N 36)"
  n1["ГОСТ 5542-2014"]:::rst
  click n1 "https://bukva.ai/docs/gost-5542-2014" "ГОСТ 5542-2014. Межгосударственный стандарт. Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия (введен в действие Приказом Росстандарта от"
  n2["ГОСТ 5542-2022"]:::doc
  click n2 "https://bukva.ai/docs/standart-gost-5542-2022" "ГОСТ 5542-2022. Межгосударственный стандарт. Газ природный промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия (введен в действие Приказом Росстандарта от 12.04.20"
  n1 --> n2
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

Введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 апреля 2022 г. № 201-ст

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ ПРОМЫШЛЕННОГО И КОММУНАЛЬНО-БЫТОВОГО НАЗНАЧЕНИЯ

ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

Natural gas for commercial and domestic use. Specifications

ГОСТ 5542-2022

МКС 75.060

Дата введения 1 января 2023 года

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 28 февраля 2022 г. № 148-П)

За принятие проголосовали:

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 апреля 2022 г. № 201-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 5542-2022 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2023 г.

5 ВЗАМЕН ГОСТ 5542-2014

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»

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на природный газ, используемый в качестве сырья и/или топлива промышленного и коммунально-бытового назначения, в том числе получаемый при регазификации сжиженного природного газа.

1.2 Настоящий стандарт устанавливает требования к физико-химическим показателям природного газа, указанного в 1.1.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 8.586.5-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений

ГОСТ 12.1.007 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.044 Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

ГОСТ 35076 Газ природный. Методы определения объемной теплоты сгорания

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

ГОСТ 17310 Газы. Пикнометрический метод определения плотности

ГОСТ 20060 Газ природный. Определение температуры точки росы по воде

ГОСТ 20061 Газ природный. Определение температуры точки росы по углеводородам

ГОСТ 22387.2 Газ природный. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы

ГОСТ 22387.4 Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения содержания смолы и пыли

ГОСТ 22387.5 Газ для коммунально-бытового потребления. Методы определения интенсивности запаха

Ссылка исключена с 01.04.2026. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст.

ГОСТ 31369 (ISO 6976:2016) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

ГОСТ 31370-2023 Газ природный. Руководство по отбору проб

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

Ссылка исключена с 01.04.2026. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст.

ГОСТ 31371.4 (ИСО 6974-4:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов C1 — C5 и C6+ в лаборатории и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок

ГОСТ 31371.5 (ISO 6974-5:2014) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов C1 — C5 и C6+ изотермическим методом

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

ГОСТ 31371.6 (ИСО 6974-6:2002) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов C1 — C8 с использованием трех капиллярных колонок

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

ГОСТ 31610.20-1 (ISO/IEC 80079-20-1:2017) Взрывоопасные среды. Часть 20-1. Характеристики веществ для классификации газа и пара. Методы испытаний и данные

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

ГОСТ 34721 Газ природный. Определение плотности пикнометрическим методом

ГОСТ 34723 Газ природный. Определение серосодержащих компонентов методом газовой хроматографии

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

ГОСТ 34807 Газ природный. Методы расчета температуры точки росы по воде и массовой концентрации водяных паров

(ссылка введена Изменением № 1, введенным в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

ГОСТ 35032 Газ природный. Определение кислорода электрохимическим методом

(ссылка введена Изменением № 1, введенным в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов 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 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 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.

3.2 природный газ промышленного назначения: Природный газ, используемый в качестве сырья и/или топлива на промышленных объектах.

Примечание - К данному виду природного газа относится в том числе природный газ, используемый в качестве топлива в котельных, снабженных системами сигнализации загазованности и аварийными запорными устройствами, расположенных в промышленных зонах вне границ коммунально-бытовых объектов и жилых зон.

3.3 природный газ коммунально-бытового назначения: Природный газ, используемый в качестве топлива на объектах коммунально-бытовой сферы.

3.4 сжиженный природный газ; СПГ: Природный газ, переведенный после специальной подготовки в жидкое состояние с целью его транспортирования, хранения и использования.

3.5 регазификация СПГ: Процесс преобразования СПГ из жидкого состояния в газообразное.

3.6 партия природного газа: Количество газа, сопровождаемое одним документом о качестве (паспортом качества).

3.7 паспорт качества природного газа: Документ, содержащий сведения об организации, его оформляющей, и осуществляющей производство и/или продажу природного газа, а также фактические значения физико-химических показателей природного газа, полученные в результате испытаний.

4 Технические требования

4.1 По физико-химическим показателям природный газ промышленного и коммунально-бытового назначения должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 1.

Таблица 1

Физико-химические показатели природного газа промышленного и коммунально-бытового назначения

4.2.1 Вычисление массовой концентрации углеводородов C5+, г/м3, в природном газе выполняют на основе измеренных значений молярной доли компонентов природного газа по следующей формуле

C_{5 +} = \frac{10}{24,05} \cdot \sum_{i = 1}^{n} (M_{i} \cdot X_{i}) , (1)

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+.

4.2.2 Измерение молярной доли компонентов природного газа для вычисления массовой концентрации углеводородов C5+ проводят по ГОСТ 31371.4 — ГОСТ 31371.7.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

Примечание - В случае измерения углеводородных компонентов природного газа до псевдокомпонента C6+, при вычислении массовой концентрации углеводородов C5+ используют молярные доли пентанов и псевдокомпонента C6+.

4.2.3 Перечень углеводородных компонентов для вычисления массовой концентрации углеводородов C5+ в природном газе по формуле (1), рекомендуемые значения молярной массы данных компонентов и пример вычисления массовой концентрации углеводородов C5+ в природном газе приведены в приложении А.

В случаях, когда измеренное значение молярной доли компонента ниже нижней границы диапазона определения по ГОСТ 31371.4 — ГОСТ 31371.7, содержание данного компонента принимают равным нулю и в расчете массовой концентрации углеводородов C5+ его не учитывают.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

4.2.4 Периодичность определения массовой концентрации углеводородов C5+ в природном газе принимают аналогичной периодичности определения компонентного состава для передаваемой партии природного газа, при этом вычисленное значение массовой концентрации углеводородов C5+ действительно до следующего определения компонентного состава (следующей партии природного газа).

4.3 Форма условного обозначения в зависимости от целевого назначения продукции приведена в примерах.

Примеры

1 Газ горючий природный промышленного назначения по ГОСТ 5542-2022.

2 Газ горючий природный промышленного и коммунально-бытового назначения по ГОСТ 5542-2022.

5 Требования безопасности

5.1 Природный газ является газообразным малотоксичным пожаровзрывоопасным продуктом. По ГОСТ 12.1.044 природный газ относят к горючим газам. По токсикологической характеристике природный газ относят к веществам четвертого класса опасности по ГОСТ 12.1.007, не оказывающим сильного токсикологического действия на организм человека, но его компоненты при концентрациях, снижающих объемную долю кислорода во вдыхаемом воздухе до 16%, вызывают удушье.

5.2 Природный газ образует с воздухом взрывоопасные смеси. Концентрационные пределы воспламенения природного газа в смеси с воздухом, выраженные в процентах объемной доли метана: нижний — 4,4, верхний — 17,0 по ГОСТ 31610.20-1, температура самовоспламенения (по метану) — 600 °C по ГОСТ 31610.20-1.

5.3 Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей для смеси природного газа с воздухом — IIА и T1 по ГОСТ 31610.20-1.

5.4 Максимальное давление взрыва смеси природного газа с воздухом, находящейся при стандартных условиях определения, равно 0,72 МПа (по метану). Скорость нарастания давления взрыва природного газа определяют по ГОСТ 12.1.044.

5.5 При отборе проб и проведении испытаний природного газа на соответствие его физико-химических показателей требованиям таблицы 1, необходимо соблюдать требования национального законодательства и нормативных документов государств, принявших данный стандарт в качестве национального стандарта, касающиеся вопросов безопасности.

5.6 В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов безопасности, связанных с его применением.

6 Требования охраны окружающей среды

6.1 При отборе проб и проведении испытаний природного газа на соответствие его физико-химических показателей требованиям таблицы 1, необходимо соблюдать требования национального законодательства и нормативных документов государств, принявших данный стандарт в качестве национального стандарта, касающиеся вопросов охраны окружающей среды.

6.2 В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов охраны окружающей среды, связанных с его применением.

7 Правила приемки

7.1 Природный газ принимают партиями.

7.2 Приемку природного газа проводят при передаче партии природного газа в порядке, установленном в соответствующем соглашении сторон. В ходе приемки проводят периодические испытания (методами в соответствии с таблицей 1 и разделом 8, с периодичностью в соответствии с разделом 4) природного газа с целью оценки соответствия фактических значений физико-химических показателей, установленных в ходе приемки, их нормированным значениям, указанным в таблице 1.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

7.3 Оценку соответствия природного газа, полученного в результате регазификации СПГ, требованиям настоящего стандарта, указанным в таблице 1, допускается осуществлять по документу о качестве исходного СПГ для показателей 1 - 9. Соответствие показателей 10 - 12 установленным нормам гарантируется технологиями его производства, транспортирования и хранения.

Природный газ для коммунально-бытового потребления, полученный в результате регазификации СПГ, должен быть одорирован и соответствовать после одоризации нормам таблицы 1 по показателю 13 и, в случае использования одоранта, содержащего меркаптаны, по показателю 5.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

7.4 Отбор проб природного газа осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 31370 и методов испытаний, указанных в таблице 1 и разделе 8. При одоризации природного газа на газораспределительных станциях допускается для определения интенсивности запаха, массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы осуществлять отбор проб на объектах и/или оборудовании газораспределительной организации, поставляющей данный природный газ потребителям.

Примечание — Если транспортирование газа осуществляется по надземному газопроводу, то допускается проводить точечный отбор проб методом заполнения-выпуска в соответствии с ГОСТ 31370-2023 (приложение Г) без обогрева пробоотборной системы и контроля температуры газа.

(примечание введено Изменением № 1, введенным в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

7.5 Если по результатам периодических испытаний качество природного газа не соответствует требованиям настоящего стандарта, то проводят повторные испытания для физико-химических показателей, по которым получены неудовлетворительные результаты. Результаты повторных испытаний считают окончательными.

7.6 Если для определения физико-химического показателя природного газа существует несколько методов, то при проведении повторных испытаний предпочтение отдают методу, указанному в качестве арбитражного. При этом допускается применение любого указанного в разделе 8 метода испытаний.

7.7 Результаты испытаний распространяют на партию природного газа.

7.8 Результаты испытаний каждой партии природного газа отражают в документе о качестве (паспорте качества) природного газа. В паспорт качества вносят результаты лабораторных испытаний и/или результаты, полученные от потоковых средств измерений.

7.9 Для получаемого при регазификации СПГ природного газа в паспорт качества допускается вносить результаты испытаний исходного СПГ по показателям 1 - 9 таблицы 1. При проведении одоризации природного газа значения показателя 13 таблицы 1 и, в случае использования одоранта, содержащего меркаптаны, показателя 5 таблицы 1 вносят в паспорт качества по результатам его испытаний после одоризации. В паспорт качества природного газа также вносят информацию, что он изготовлен из СПГ, отмечают показатели качества, значения которых внесены на основании результатов испытаний СПГ и приводят ссылку на документ о качестве исходного СПГ. Показатели 10 - 12 таблицы 1 в паспорте качества природного газа не указывают, поскольку их соответствие установленным нормам гарантируется технологией производства, транспортирования и хранения СПГ.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

7.10 На группы газораспределительных станций, имеющих один источник газа и осуществляющих одоризацию природного газа по установленной документированной процедуре, исполнение которой обеспечивает соответствие одорированного природного газа требованиям по показателю 13 таблицы 1 и, в случае использования одоранта, содержащего меркаптаны, показателю 5 таблицы 1, может быть выдан единый паспорт качества по всем показателям таблицы 1. Перечень газораспределительных станций, входящих в группу, и место отбора проб для данной группы устанавливают в соответствующем соглашении сторон.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

7.11 Порядок устранения разногласий по результатам испытаний природного газа устанавливают в соответствующем соглашении сторон.

8 Методы испытаний

8.1 Определение компонентного состава (молярной доли компонентов) природного газа, в том числе диоксида углерода и кислорода

Определение компонентного состава (молярной доли компонентов) природного газа, в том числе диоксида углерода, проводят по любому из методов, изложенных в ГОСТ 31371.4 — ГОСТ 31371.7. При возникновении разногласий по результатам определения компонентного состава газа, в том числе диоксида углерода, арбитражным является метод А по ГОСТ 31371.7. Определение молярной доли кислорода проводят по ГОСТ 31371.6, ГОСТ 31371.7 или ГОСТ 35032. При возникновении разногласий по результатам определения молярной доли кислорода арбитражным является метод, установленный в ГОСТ 35032.

(п. 8.1 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

<1> Сноска исключена с 01.04.2026. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст.

8.2 Определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы в природном газе <2>

<2> В Российской Федерации определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы до 1 января 2030 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.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

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 <3>

<3> Сноска исключена с 01.04.2026. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст.

Определение низшей объемной теплоты сгорания природного газа проводят по ГОСТ 35076 или ГОСТ 31369. При возникновении разногласий по результатам определения низшей объемной теплоты сгорания природного газа арбитражным является метод, изложенный в ГОСТ 31369.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

8.4 Определение отклонения числа Воббе от номинального значения

Отклонение числа Воббе от номинального значения \delta W , %, вычисляют по формуле

\delta W = \frac{|W - W_{\text{н}}| \cdot 100}{W_{\text{н}}} , (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 <1>

<1> В Российской Федерации определение ТТРв до 1 января 2030 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.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

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.

Примечание — Допускается проводить вычисление температуры точки росы по воде по ГОСТ 34807 из измеренного значения молярной доли или массовой концентрации водяных паров.

(примечание введено Изменением № 1, введенным в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

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 \Delta t_{1} , °C, рассчитываемое по формуле

\Delta t_{1} = |\Delta t_{\text{г}}| + |\Delta_{\text{ТТРв}}| , (3)

где |\Delta t_{\text{г}}| — абсолютное значение погрешности (расширенной неопределенности) результата измерений температуры газа, °C;

|\Delta_{\text{ТТРв}}| — абсолютное значение погрешности (расширенной неопределенности) результата измерений ТТРв, °C.

8.7 Определение температуры точки росы по углеводородам <2>

<2> В Российской Федерации определение ТТРув до 1 января 2030 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.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

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 \Delta t_{2} , °C, рассчитываемое по формуле

\Delta t_{2} = |\Delta t_{\text{г}}| + |\Delta_{\text{ТТРув}}| , (4)

где |\Delta_{\text{ТТРув}}| — 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 Транспортирование

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.

10 Гарантии поставляющей стороны

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 ГОСТ 31369 для вычисления массовой концентрации углеводородов C5+ в природном газе приведены в таблице А.1.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Росстандарта от 27.01.2026 № 40-ст)

Таблица А.1

Значения молярной массы углеводородных компонентов природного газа

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

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.