ГОСТ Р 57608-2017. Национальный стандарт Российской Федерации. Газ горючий природный. Качество. Термины и определения

(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 11.08.2017 № 887-ст)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ГОСТ Р 57608-2017"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-57608-2017" "ГОСТ Р 57608-2017. Национальный стандарт Российской Федерации. Газ горючий природный. Качество. Термины и определения (утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 11.08.2017 "
  n1["ГОСТ 34895-2022"]:::doc
  click n1 "https://bukva.ai/docs/standart-gost-34895-2022" "ГОСТ 34895-2022. Межгосударственный стандарт. Газ природный. Качество. Термины и определения (введен в действие Приказом Росстандарта от 10.10.2022 N 1085-ст)"
  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;

Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 августа 2017 г. № 887-ст

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗ ГОРЮЧИЙ ПРИРОДНЫЙ. КАЧЕСТВО

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Combustible natural gas. Quality. Terms and definitions

ГОСТ Р 57608-2017

Группа Б11

ОКС 75.060

Дата введения 1 апреля 2018 года

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН федеральным государственным бюджетным образовательным учреждением высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 «Природный и сжиженные газы»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 августа 2017 г. № 887-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

Введение

Установленные в стандарте термины расположены в систематизированном порядке, отражающем систему понятий в области качества природного газа.

Для каждого понятия установлен один стандартизованный термин.

Нерекомендуемые к применению термины-синонимы приведены в круглых скобках после стандартизованного термина и обозначены пометой «Нрк».

Заключенная в круглые скобки часть термина может быть опущена при использовании термина в документах по стандартизации, при этом не входящая в круглые скобки часть термина образует его краткую форму.

В алфавитном указателе данные термины приведены отдельно с указанием номера статьи.

Помета, указывающая на область применения многозначного термина, приведена в круглых скобках светлым шрифтом после термина. Помета не является частью термина.

Приведенные определения можно при необходимости изменять, вводя в них произвольные признаки, раскрывая значения используемых в них терминов, указывая объекты, входящие в объем определяемого понятия. Изменения не должны нарушать объем и содержание понятий, определенных в настоящем стандарте.

В случаях, когда в термине содержатся все необходимые и достаточные признаки понятия, определение не приводится и вместо него ставится прочерк.

Стандартизованные термины набраны полужирным шрифтом, их краткие формы — светлым, синонимы — курсивом.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает термины и определения понятий в области физико-химических свойств подготовленного к транспортированию, использованию и хранению природного газа, средств и методов их определения.

Термины, установленные настоящим стандартом, рекомендуются для применения во всех видах документации и литературы в области качества природного газа, входящих в сферу действия работ по стандартизации и (или) использующих результаты этих работ.

2 Термины и определения

Общие понятия

1 природный (горючий) газ; ПГ: Газообразная смесь, состоящая из метана и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода, водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов.

Примечания

1 Метан является основным компонентом ПГ.

2 Природный газ обычно содержит также незначительные количества других компонентов.

2 природный (горючий) газ, подготовленный к транспортированию по магистральным газопроводам: -

3 природный (горючий) газ промышленного и коммунально-бытового назначения: -

4 компримированный природный (горючий) газ; КПГ: Природный газ, прошедший подготовку и сжатый до рабочих давлений хранения и потребления с целью значительного снижения его объема, используемый в качестве газового моторного топлива.

Примечание - КПГ имеет начальное давление не менее 20 МПа.

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

Примечания

1 СПГ регазифицируют и подают в газопроводы для транспортирования и распределения.

2 СПГ используют в качестве газового моторного топлива.

6 качество (природного газа): Соответствие значений физико-химических показателей природного газа установленным требованиям.

7 физико-химический показатель (природного газа): Компонент, группа компонентов или физико-химическое свойство природного газа, необходимость определения и нормы содержания или численного значения которого устанавливают в технических условиях или спецификациях на данный вид природного газа.

8 стандартные условия измерений (природного газа): Установленные температура и давление, при которых измеряют или к которым приводят объем и связанные с ним физико-химические свойства природного газа.

Примечания

1 Стандартные условия измерений:

• температура Tст = 293,15 К (20,0 °C);
• абсолютное давление Pст = 101,325 кПа (760 мм рт. ст.).

2 При определении физико-химических свойств природного газа необходимо учитывать молярную долю паров воды, если ее значение превышает 0,0002.

3 Допускается применение температуры Tст = 288,15 К (15,0 °C) в качестве температуры измерений физико-химических свойств природного газа, если это предусмотрено соответствующими договорами или соглашениями на поставку природного газа на экспорт.

9 стандартные условия сгорания (природного газа): Установленные температура и давление, при которых, как принимается, происходит сгорание природного газа.

Примечание - Стандартные условия сгорания:

• температура Tсг = 298,15 К (25,0 °C);
• абсолютное давление Pсг = 101,325 кПа (760 мм рт. ст.).

Отбор проб природного газа

10 отбор пробы (природного газа): Процедура получения представительной пробы природного газа, выполняемая в соответствии с требованиями соответствующего документа по стандартизации.

11 представительная проба (природного газа): Проба, имеющая компонентный состав и физико-химические свойства, идентичные составу и свойствам отбираемого природного газа, если последний считается полностью однородным.

12 объединенная проба (природного газа): Проба природного газа, формируемая из серии точечных проб или отбираемая непрерывно в течение заданного интервала времени в определенном месте отбора проб, характеризующая свойства партии природного газа.

Примечание - Партией природного газа называют количество ПГ, сопровождаемое одним документом о качестве (паспортом качества).

13 точечная проба (природного газа): Проба природного газа известного объема, отобранная единовременно в определенном месте отбора проб.

14 точка отбора пробы (природного газа): Точка в газопроводе, аппарате или емкости, где может быть отобрана представительная проба природного газа.

15 место отбора пробы (природного газа): Объект, в пределах которого располагается точка отбора пробы природного газа и имеется возможность свободного доступа персонала и подключения пробоотборной системы.

16 прямой отбор пробы (природного газа): Отбор пробы природного газа при наличии прямого соединения между точкой отбора пробы и средством измерений.

17 косвенный отбор пробы (природного газа): Отбор пробы природного газа при отсутствии прямого соединения между точкой отбора пробы и средством измерений.

Примечание - Косвенный отбор пробы заключается в отборе пробы природного газа в пробоотборник.

18 накопительный отбор проб (природного газа): Отбор серии последовательных точечных проб или непрерывный отбор пробы природного газа в течение заданного интервала времени в определенном месте отбора проб для получения объединенной пробы.

19 накопительный отбор проб, пропорциональный расходу (природного газа): Накопительный отбор проб, при котором скорость накопления пробы пропорциональна расходу исследуемого природного газа в газопроводе или аппарате, из которого отбирают пробу.

20 непрерывный отбор проб СПГ: Постоянный отбор проб из потока СПГ с последующей его регазификацией и накоплением в газгольдере для получения объединенной пробы регазифицированного СПГ.

Примечание - Регазифицированный СПГ — это СПГ, переведенный в газообразное состояние путем повышения его температуры.

21 периодический отбор проб СПГ: Отбор точечных проб из потока предварительно регазифицированного СПГ с равномерными интервалами времени или из равных объемов потока.

22 пробоотборная система (для природного газа): Совокупность приспособлений, используемых для передачи представительной пробы природного газа из точки отбора пробы в средство измерений или пробоотборник.

Примечание - В состав пробоотборной системы входят пробоотборное устройство и пробоотборная линия.

23 пробоотборное устройство (для природного газа): Приспособление, используемое для передачи представительной пробы природного газа из точки отбора пробы в пробоотборную линию.

Примечание - В состав пробоотборного устройства входят, как правило, пробоотборный зонд, запорный вентиль или шаровой кран, а также при необходимости могут использоваться отдельные элементы системы пробоподготовки.

24 пробоотборный зонд (для природного газа): Приспособление, введенное в полость газопровода, аппарата или емкости для отбора представительной пробы природного газа и передачи ее через последующие элементы пробоотборного устройства в пробоотборную линию.

25 пробоотборник (для природного газа): Сосуд для отбора, транспортирования и хранения представительной пробы природного газа.

26 пробоотборник с подвижным поршнем (для природного газа): Пробоотборник, в котором имеется движущийся поршень, отделяющий пробу природного газа от буферного газа, при этом давление по обе стороны поршня одинаково.

Примечание - В качестве буферного газа могут использоваться инертные газы или азот.

27 пробоотборная линия (для природного газа): Приспособление, предназначенное для передачи пробы природного газа от пробоотборного устройства в средство измерений или пробоотборник.

Примечание - В состав пробоотборной линии входят соединительные трубки, система пробоподготовки, а также вся необходимая арматура и вспомогательные средства измерений.

28 система пробоподготовки (природного газа): Совокупность приспособлений, используемых для придания пробе природного газа качеств, необходимых для корректного измерения его компонентного состава и физико-химических свойств.

Примечание - В состав системы пробоподготовки входят, как правило, фильтры очистки от механических примесей, сернистых соединений и других нежелательных примесей, а также, при необходимости, системы редуцирования и/или подогрева газа и т.п.

Компонентный состав и физико-химические свойства природного газа

29 компонентный состав (природного газа): Совокупность компонентов и их количественное содержание в природном газе.

30 группа компонентов (природного газа): Компоненты, молярная доля которых в природном газе настолько незначительна, что измерение их содержания по отдельности нецелесообразно, и которые вследствие этого измеряются как группа.

Примечание - Например, все углеводороды с углеродным числом 6 и более могут рассматриваться как группа C6+.

31 молярная доля (компонента) (природного газа): Отношение количества молей компонента природного газа к общему количеству молей всех компонентов, содержащихся в природном газе.

Примечания

1 Молярные доли не зависят от давления и температуры газовой смеси.

2 Сумма молей всех компонентов природного газа равна общему количеству молей природного газа.

3 Молярные доли компонентов природного газа принято указывать в процентах. Процентное содержание рассчитывают путем умножения значения доли на 100%.

32 массовая доля (компонента) (природного газа): Отношение массы компонента природного газа к сумме масс всех компонентов, содержащихся в природном газе.

Примечания

1 Массовые доли не зависят от давления и температуры газовой смеси.

2 Сумма масс всех компонентов природного газа равна общей массе природного газа.

3 Массовые доли компонентов природного газа принято указывать в процентах. Процентное содержание рассчитывают путем умножения значения доли на 100%.

33 объемная доля (компонента) (природного газа): Отношение объема компонента природного газа к сумме объемов индивидуальных компонентов природного газа при стандартных условиях измерений.

Примечания

1 Для реального природного газа сумма индивидуальных объемов всех его компонентов в общем случае не равна объему газа, поскольку смешение различных компонентов обычно приводит к изменению сил молекулярного взаимодействия, что, в свою очередь, вызывает изменение результирующего объема.

2 Объемные доли компонентов природного газа принято указывать в процентах. Процентное содержание рассчитывают путем умножения значения доли на 100%.

34 массовая концентрация (компонента) (природного газа): Масса компонента в единице объема природного газа при стандартных условиях измерений.

35 высшая теплота сгорания (природного газа): Количество теплоты, которое может выделиться при полном сгорании определенного количества природного газа таким образом, что давление p1, при котором проходит реакция, остается постоянным, и все продукты сгорания возвращаются к той же заданной температуре t1, при которой находились исходные вещества; все продукты сгорания находятся в газообразном состоянии, за исключением воды, которая конденсируется в жидкое состояние при температуре t1.

Примечание - В случае, если количество газа указано в мольных единицах, высшую теплоту сгорания обозначают, как (H)s(t₁,p₁); если количество газа указано в массовых единицах, высшую теплоту сгорания обозначают как (Hm)s(t1,p1); если количество газа указано в объемных единицах, высшую теплоту сгорания обозначают как (Hv)s[(t1,p1), V(t2,p2)], где t2 и p2 — стандартные температура и давление измерений объема.

36 низшая теплота сгорания (природного газа): Количество теплоты, которое может выделиться при полном сгорании определенного количества природного газа таким образом, что давление p1, при котором проходит реакция, остается постоянным, и все продукты горения возвращаются к той же заданной температуре t1, при которой находились исходные вещества; все продукты находятся в газообразном состоянии.

Примечание - В случае, если количество газа указано в мольных единицах, высшую теплоту сгорания обозначают, как (H)i(t₁,p₁); если количество газа указано в массовых единицах, высшую теплоту сгорания обозначают как (Hm)i(t1,p1); если количество газа указано в объемных единицах, высшую теплоту сгорания обозначают как (Hv)i[(t1,p1), V(t2,p2)], где t2 и p2 — стандартные температура и давление измерений объема.

37 коэффициент сжимаемости (природного газа) (Нрк. фактор сжимаемости): Отношение реального объема определенного количества природного газа при определенных значениях давления и температуры к его объему при тех же условиях, вычисленному по уравнению состояния идеального газа.

38 плотность (природного газа): Отношение массы природного газа к занимаемому им объему при определенных значениях давления и температуры.

39 относительная плотность (природного газа): Отношение плотности природного газа к плотности сухого воздуха стандартного состава при определенных значениях давления и температуры.

40 число Воббе (природного газа) (Нрк. индекс Воббе): Отношение объемной теплоты сгорания природного газа при стандартных условиях к квадратному корню его относительной плотности при тех же стандартных условиях.

Примечания

1 В зависимости от теплоты сгорания (высшей или низшей) разделяют высшее или низшее число Воббе.

2 Число Воббе — характеристика горючего газа, определяющая взаимозаменяемость горючих газов при сжигании в бытовых и промышленных горелочных устройствах; измеряется в мегаджоулях или килокалориях на кубический метр.

41 энергия (природного газа): Произведение объемной теплоты сгорания природного газа (Hv)i[(t₁,p₁); V(t2,p2)] и его объема V(t2,p2), где t1 и p1 — стандартные условия сгорания, а t2 и p2 — стандартные условия измерений.

42 метановое число (природного газа); МЧ (Нрк. метановый индекс): Показатель, характеризующий детонационную стойкость газового моторного топлива, численно равный объемному процентному содержанию метана в смеси с водородом, при котором эта смесь эквивалентна по детонационной стойкости исследуемому топливу в стандартных условиях испытаний.

43 потенциальное содержание жидких углеводородов; ПСЖУ: Масса углеводородной жидкости, конденсирующейся при определенных термобарических условиях из единицы объема природного газа, приведенного к стандартным условиям измерения.

44 точка росы (природного газа) по воде: Температура начала конденсации паров воды при определенном давлении природного газа.

45 точка росы (природного газа) по углеводородам: Температура начала конденсации паров углеводородов при определенном давлении природного газа.

46 меркаптановая сера (в природном газе): Сера, содержащаяся во всех меркаптанах, присутствующих в природном газе.

Примечание - Меркаптаны — сераорганические соединения с общей формулой R-SH (где R — алкильная группа).

47 общая сера (в природном газе): Сера, содержащаяся во всех сернистых соединениях, присутствующих в природном газе.

Примечание - Природный газ, как правило, содержит следующие сернистые соединения: сероводород, карбонилсульфид, а также такие сераорганические соединения, как меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тетрагидротиофен, тиофен и его акрилзамещенные гомологи.

48 интенсивность запаха (природного газа): Степень восприятия запаха, оцениваемая по пятибалльной шкале.

Примечание - 0 баллов означает отсутствие запаха; 1 балл — слабый неопределенный запах; 2 балла — слабый, но определенный запах; 3 — умеренный запах; 4 — сильный запах; 5 — очень сильный запах.

Методы измерений физико-химических показателей природного газа

49 хроматографический метод (анализ природного газа): Метод определения содержания компонентов в природном газе, основанный на измерении уровня выходного сигнала детектора хроматографа, зависящего от содержания компонента, после предварительного разделения компонентов на хроматографической колонке.

Примечание - Хроматографический метод анализа, в котором подвижная фаза находится в газовом состоянии, называют методом газовой хроматографии.

50 масс-спектрометрический метод (анализ природного газа): Метод анализа, основанный на ионизации анализируемых компонентов природного газа и разделении образующихся ионов в соответствии с их массовыми числами — отношениями массы к заряду.

Примечание - Масс-спектрометрический метод применяется для определения углеводородного состава природного газа и содержания в нем диоксида углерода и сернистых соединений.

51 калориметрический метод (анализ природного газа): Метод определения удельной теплоты сгорания природного газа, основанный на измерении температуры воды в калориметрическом сосуде до и после полного сгорания в калориметрической бомбе известного количества газа.

52 конденсационный метод (анализ природного газа): Метод определения точек росы по воде или углеводородам природного газа, основанный на измерении температуры начала конденсации паров воды или углеводородов на конденсационной поверхности гигрометра или анализатора точки росы по углеводородам в процессе ее охлаждения.

Примечание - Точка росы по воде также может быть определена как среднее арифметическое из температур начала конденсации и испарения воды или как температура, при которой на конденсационной поверхности поддерживается пленка водного конденсата определенной толщины.

53 абсорбционно-спектроскопический метод (анализ природного газа): Метод определения массовой концентрации паров воды в природном газе, основанный на измерении величины поглощения молекулами воды энергии проходящего через слой исследуемого газа фиксированной толщины лазерного излучения со специфической частотой.

54 диэлькометрический метод (анализ природного газа): Метод определения массовой концентрации паров воды в природном газе, основанный на измерении электрической емкости конденсатора, который состоит из двух проводников, разделенных диэлектриком-сорбентом, поглощающим пары воды из исследуемого газа.

55 интерференционный метод (анализ природного газа): Метод определения массовой концентрации паров воды в природном газе, основанный на измерении смещения интерференционного минимума инфракрасного луча, который проходит через слой полимера-сорбента, поглощающего пары воды из исследуемого газа.

56 кулонометрический метод (анализ природного газа): Метод определения массовой концентрации паров воды в природном газе, основанный на измерении количества электричества, необходимого для электролитического разложения полифосфорных кислот, которые образуются в процессе поглощения паров воды из известного объема газа пленкой оксида фосфора (V).

57 пьезоэлектрический метод (анализ природного газа): Метод определения массовой концентрации паров воды в природном газе, основанный на измерении частоты колебаний кристалла кварца, на поверхность которого нанесен сорбент, селективно поглощающий пары воды из исследуемого газа.

58 иодометрический метод (анализ природного газа): Метод определения содержания сероводорода или меркаптановой серы в природном газе, основанный на поглощении сероводорода или меркаптанов раствором хлорида кадмия и последующем обратном йодометрическом титровании образовавшихся сульфида или меркаптидов кадмия.

59 потенциометрический метод (анализ природного газа): Метод определения содержания сероводорода и меркаптановой серы в природном газе, основанный на поглощении сероводорода и меркаптанов раствором гидроксида калия и последующем потенциометрическом титровании образовавшихся сульфида и меркаптидов калия.

Примечание - Результаты титрования представляют в виде графика зависимости потенциала, измеренного на индикаторных электродах, от объема раствора, израсходованного на титрование.

60 фотоколориметрический метод (анализ природного газа): Метод определения содержания сероводорода или меркаптановой серы в природном газе, основанный на поглощении сероводорода или меркаптанов, соответственно, растворами ацетата цинка или хлорида кадмия и последующем измерении оптической плотности окрашенных растворов, зависящей от содержания в них органических соединений серы, образующихся при реакции сульфида цинка или меркаптидов кадмия с N,N-диметил-п-фенилендиамином в присутствии хлорида железа (III).

61 УФ-флуоресцентный метод (анализ природного газа): Метод определения содержания общей серы в природном газе, основанный на измерении интенсивности флуоресценции молекул диоксида серы, образующегося при сжигании серосодержащих компонентов газа в кислороде, предварительно переведенных в возбужденное состояние воздействием УФ-излучения.

62 окислительно-микрокулонометрический метод (анализ природного газа): Метод определения содержания общей серы в природном газе, основанный на измерении величины тока генерации иода, вступающего в реакцию окисления с диоксидом серы, до которого были предварительно окислены все серосодержащие компоненты газа.

63 пикнометрический метод (анализ природного газа): Метод определения плотности природного газа, основанный на вычислении разности масс одинаковых объемов осушенного газа и осушенного воздуха с известной плотностью при одинаковой температуре окружающей среды и атмосферном давлении.

Примечания

1 На практике проводится последовательное взвешивание стеклянного пикнометра с осушенным воздухом и осушенным газом при одинаковой температуре окружающей среды и атмосферном давлении с последующим расчетом плотности газа при стандартных условиях измерений \rho_{20} , кг/м3, по формуле

\rho_{20} = \frac{m_{\text{г}} - m_{\text{в}}}{KV} + \rho_{\text{в }20} ,

где mг — масса пикнометра с газом, г;

mв — масса пикнометра с воздухом, г;

V — вместимость пикнометра, дм3;

K — коэффициент для приведения объема газа (воздуха) при условиях опыта к стандартным условиям измерений;

\rho_{\text{в }20} — известное значение плотности сухого воздуха при стандартных условиях измерений.

2 Пикнометр представляет собой стеклянный сосуд специальной формы и определенной вместимости, используемый при измерениях плотности веществ, находящихся в газообразном, жидком и твердом состояниях.

64 электрохимический метод (анализ природного газа): Метод определения содержания компонентов в природном газе, основанный на измерении электрического тока, который вырабатывается при реакциях окисления/восстановления с участием данных компонентов на электродах электрохимической ячейки и прямо пропорционален его количеству.

Примечание - Электрохимическая ячейка представляет собой устройство для преобразования потенциала окислительно-восстановительной химической реакции, протекающей с участием данных компонентов природного газа, в аналитический сигнал.

65 метод атомно-абсорбционной спектрометрии (анализ природного газа); метод ААС: Метод определения ртути и других элементов в природном газе по атомным спектрам поглощения.

Алфавитный указатель терминов на русском языке