ГОСТ 20061-2021 Газ природный. Определение температуры точки росы по углеводородам

        ГОСТ 20061-2021

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ

Определение температуры точки росы по углеводородам

Natural gas. Determination of hydrocarbon dew point temperature

МКС 75.060

Дата введения 2022-01-01

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 052 "Природный и сжиженные газы"

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 19 марта 2021 г. N 138-П)

За принятие проголосовали:

(Поправка. ИУС N 9-2022).

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 апреля 2021 г. N 218-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 20061-2021 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2022 г.

5 В настоящем стандарте учтены основные нормативные положения международного стандарта ISO/TR 11150:2007* "Природный газ. Точка росы по углеводородам и содержание углеводородов" (Natural gas - Hydrocarbon dew point and hydrocarbon content, NEQ)

6 ВЗАМЕН ГОСТ 20061-84

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, 2022 год

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на природный газ, поступающий с 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.

1.2 Настоящий стандарт устанавливает требования к процедурам определения температуры точки росы природного газа по углеводородам с использованием визуальных и автоматических конденсационных анализаторов при давлении в измерительной камере анализатора равном или ниже давления в точке отбора пробы исследуемого газа.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 9.032 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения

ГОСТ 12.0.004 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.004 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.005 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

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

ГОСТ 12.1.019 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

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

ГОСТ 12.2.007.0 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.4.009 Система стандартов безопасности труда. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание

ГОСТ 12.4.021 Система стандартов безопасности труда. Системы вентиляционные. Общие требования

ГОСТ 17.2.3.02* Правила установления допустимых выбросов загрязняющих веществ промышленными предприятиями

_______________

* В Российской Федерации действует ГОСТ Р 58577-2019 "Правила установления нормативов допустимых выбросов загрязняющих веществ проектируемыми и действующими хозяйствующими субъектами и методы определения этих нормативов".

ГОСТ 2408.1-95 (ИСО 625-96) Топливо твердое. Методы определения углерода и водорода

ГОСТ 5556 Вата медицинская гигроскопическая. Технические условия

ГОСТ 5632 Легированные нержавеющие стали и сплавы коррозионно-стойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки

ГОСТ 5962 Спирт этиловый ректификованный из пищевого сырья. Технические условия

ГОСТ 10007 Фторопласт-4. Технические условия

ГОСТ 14254 (IEC 60529:2013) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP)

ГОСТ 15150 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 17299 Спирт этиловый технический. Технические условия

ГОСТ 18300** Спирт этиловый ректификованный технический. Технические условия

_______________

** В Российской Федерации действует ГОСТ Р 55878-2013 "Спирт этиловый технический гидролизный ректификованный. Технические условия".

ГОСТ 30852.5 (МЭК 60079-4:1975) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ 30852.11 (МЭК 60079-12:1978) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

ГОСТ 30852.19 (МЭК 60079-20:1996) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 20. Данные по горючим газам и парам, относящиеся к эксплуатации электрооборудования

ГОСТ 31370 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб

ГОСТ 31610.0 (IEC 60079-0:2017) Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов 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 термины по [1], а также следующие термины с соответствующими определениями:

Примечания

1 Температуру точки росы по углеводородам, как правило, нормируют при абсолютном давлении природного газа. Однако, учитывая, что диапазон изменения атмосферного давления достаточно узок, в технических соглашениях и других документах допускается относить значение температуры точки росы по углеводородам к избыточному давлению природного газа. При этом необходимо указывать, к какому давлению природного газа, абсолютному или избыточному, отнесено значение температуры точки росы по углеводородам.

3.2 конденсационный метод измерения температуры точки росы по углеводородам: Метод измерения температуры точки росы по углеводородам, заключающийся в изобарическом охлаждении исследуемого газа до температуры начала конденсации паров углеводородов и измерении этой температуры.

3.3 конденсационный анализатор температуры точки росы по углеводородам: Средство измерений, в котором реализован визуальный или автоматический конденсационный метод определения температуры точки росы по углеводородам.

Примечания

4 Требования безопасности

4.1 Природный газ является газообразным малотоксичным пожаровзрывоопасным продуктом. По токсикологической характеристике природный газ относят к веществам 4-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007.

4.2 Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны установлены в ГОСТ 12.1.005.

4.3 Концентрацию вредных веществ в воздухе рабочей зоны при работе с природным газом определяют газоанализаторами, соответствующими требованиям ГОСТ 12.1.005.

4.4 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% об., верхний - 17,0% об. по ГОСТ 30852.19. Для газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют по ГОСТ 12.1.044. Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей для смеси природного газа с воздухом - IIА и Т1 по ГОСТ 30852.11 и ГОСТ 30852.5 соответственно.

4.5 При работе с природным газом соблюдают требования безопасности, не уступающие требованиям ГОСТ 12.1.004 и ГОСТ 12.1.019.

4.6 Работающие с природным газом должны быть обучены правилам безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

4.7 Санитарно-гигиенические требования к показателям микроклимата и допустимому содержанию вредных веществ в воздухе рабочей зоны должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.

4.8 Все операции с природным газом проводят в зданиях и помещениях, обеспеченных вентиляцией, соответствующей требованиям ГОСТ 12.4.021, требованиям пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004 и имеющих средства пожаротушения по ГОСТ 12.4.009. Искусственное освещение и электрооборудование зданий и помещений должны соответствовать требованиям взрывобезопасности ГОСТ 31610.0.

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

5 Требования охраны окружающей среды

5.1 Правила установления допустимых выбросов природного газа в атмосферу - по ГОСТ 17.2.3.02.

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

6 Требования к квалификации персонала

6.1 Отбор проб природного газа, подготовку и проведение испытаний по настоящему стандарту, а также обработку и оформление результатов измерений проводят лица, изучившие руководства по эксплуатации используемых СИ, оборудования, а также требования настоящего стандарта.

6.2 Лица, указанные в 6.1, должны изучить методы, изложенные в настоящем стандарте, методы отбора проб природного газа по ГОСТ 31370, пройти обязательный инструктаж по охране труда, промышленной и пожарной безопасности, быть обучены безопасным методам и приемам выполнения работ, а также иметь допуск к работе с горючими газами и газами, находящимися под давлением.

7 Условия проведения измерений

7.1 Температура окружающей среды, а также другие условия, влияющие на работу применяемых СИ и оборудования, должны соответствовать требованиям, указанным в руководствах по их эксплуатации.

8 Отбор проб

8.1 Отбор проб природного газа проводят с учетом требований руководства по эксплуатации анализатора непосредственно в его измерительную камеру.

8.2 Для отбора проб природного газа на газопроводе оборудуют точку отбора, соответствующую требованиям ГОСТ 31370.

8.3 Исследуемый природный газ от точки отбора проб в камеру анализатора подают по пробоотборной линии, которая должна быть по возможности короткой. При технической невозможности сокращения длины пробоотборной линии минимизируют ее диаметр, при этом не допуская снижения давления природного газа от точки отбора проб до измерительной камеры анализатора. В качестве пробоотборных линий используют трубки, изготовленные из нержавеющей стали марок 08Х18Н12Т, 12Х18Н10Т по ГОСТ 5632 или любых других материалов, аналогичных им по свойствам, химически инертных к компонентам природного газа и не сорбирующих их.

8.4 Используемое при отборе проб исследуемого газа вспомогательное оборудование (редуктор, фильтры), а также соединительные элементы и уплотнения между элементами пробоотборной системы, контактирующие с исследуемым газом, должны быть изготовлены из нержавеющей стали марок, указанных в 8.3, из фторопласта по ГОСТ 10007 или из других материалов, аналогичных им по свойствам, химически инертных к компонентам природного газа и не сорбирующих их.

8.6 Если давление исследуемого газа при измерении необходимо установить ниже его давления в точке отбора пробы, то во избежание сорбции углеводородов на внутренней поверхности пробоотборной линии и редуктора, а также конденсации углеводородов из-за редуцирования исследуемого газа, нагревают редуктор и пробоотборную линию нагревательными элементами, соответствующими требованиям ГОСТ 31370, до температуры, превышающей температуру исследуемого газа в точке отбора пробы не менее чем на 10°С или, если данная температура превышает максимально допустимую температуру исследуемого газа, установленную в руководстве по эксплуатации используемого анализатора, до максимально возможной температуры, указанной в руководстве по эксплуатации.

При невозможности оснащения редуктора и пробоотборной линии нагревательными элементами (например, при работе с переносными анализаторами) испытания следует проводить в обогреваемом помещении.

8.7 Если давление исследуемого газа при измерении равно давлению в точке отбора пробы, то температура исследуемого газа на входе в измерительную камеру анализатора должна быть не ниже его температуры в точке отбора пробы. Если температура пробоотборной линии (принимаемая в данном случае за температуру окружающей среды) ниже температуры исследуемого газа в точке отбора, пробоотборную линию подогревают нагревательными элементами, удовлетворяющими требованиям ГОСТ 31370.

9 Требования к оборудованию, средствам измерений, материалам и реактивам

9.1 Температуру точки росы природного газа по углеводородам измеряют, используя потоковые или переносные анализаторы, соответствующие следующим требованиям:

- анализаторы должны относиться к рабочим средствам измерений;

- состав исследуемого природного газа должен соответствовать области применения анализатора;

- климатическое исполнение анализатора для соответствующего условиям эксплуатации макроклиматического района - по ГОСТ 15150;

- покрытия наружных поверхностей анализатора и принадлежностей должны соответствовать ГОСТ 9.032 для условий эксплуатации УХЛ 1 по ГОСТ 15150;

- защитная оболочка корпуса анализатора должна обеспечивать защиту не ниже IP54 по ГОСТ 14254;

- конструкция анализатора должна быть выполнена с учетом общих требований [2] для электрооборудования, размещаемого во взрывоопасных зонах;

- корпус (или первичный преобразователь) анализатора, находящийся во взрывоопасной зоне, должен иметь взрывобезопасный уровень взрывозащиты согласно требованиям [2] с соответствующей маркировкой взрывозащиты;

- чувствительный элемент, измерительная камера, газоподводящие линии и другие элементы конструкции анализатора, непосредственно контактирующие с исследуемым газом, должны быть рассчитаны на давление и температуру, характерные для исследуемого газа, химически инертны к компонентам природного газа и не сорбировать их;

- по способу защиты человека от поражения электрическим током анализатор должен относиться к классу 0I по ГОСТ 12.2.007.0;

- если в руководстве по эксплуатации анализатора указано предельное содержание агрессивных компонентов (например, сероводорода) в исследуемом природном газе, то в случае превышения содержания в природном газе указанных компонентов проведение испытаний с использованием такого анализатора не допускается.

10 Сущность методов измерений

10.1 Сущность конденсационных методов измерения температуры точки росы природного газа по углеводородам заключается в определении температуры конденсационной поверхности (зеркала) конденсационного анализатора, контактирующей с потоком исследуемого газа, в момент образования на ней конденсированной углеводородной фазы в процессе медленного изобарического охлаждения.

11 Визуальный конденсационный метод

11.1 Средства измерений, оборудование, материалы и реактивы

- СИ давления соответствующего класса точности и соответствующими пределами измерений, обеспечивающее измерение избыточного давления исследуемого газа в измерительной камере анализатора с относительной погрешностью в пределах ±1,5%;

- СИ давления, обеспечивающие измерение атмосферного давления с пределом допускаемой основной абсолютной погрешности не более 0,2 кПа (1,5 мм рт.ст.);

- СИ температуры, обеспечивающие измерение температуры окружающего воздуха и исследуемого газа в точке отбора в диапазоне от минус 20,0°С до плюс 50,0°С с допускаемой погрешностью в пределах ±1,0°С.

Примечание - СИ давления и температуры, а также СИ (индикатор) расхода, указанные выше, необходимы в случае, если соответствующие СИ (индикатор) с аналогичными характеристиками не включены в комплектацию применяемого анализатора;

- газовый редуктор с внешним или внутренним нагревом, взрывозащищенного исполнения, позволяющий снижать давление исследуемого газа до давления измерения (при проведении испытаний в обогреваемом помещении или боксе допускается использовать редуктор без нагрева в невзрывозащищенном исполнении);

- внешние средства охлаждения конденсационной поверхности (зеркала) анализатора, например вихревая трубка Ранка, дроссельное устройство, сжиженные газы (пропан или смесь пропана и бутана, диоксид углерода).

Примечание - Внешние средства охлаждения конденсационной поверхности (зеркала) анализатора применяют при отсутствии встроенных (штатных) средств охлаждения в составе анализатора.

- секундомер;

- фильтр механических примесей;

- осушающий фильтр-патрон с хлорнокислым безводным магнием (ангидроном), предназначенный для поглощения водяных паров из исследуемого газа.

Примечания

1 Осушающий фильтр-патрон представляет собой картридж из полой жесткой пластиковой трубки, заполненный ангидроном, вставленный в металлический корпус, рассчитанный на давление исследуемого газа, материал которого соответствует требованиям 8.4. Устанавливают фильтр-патрон, при необходимости, перед редуктором.

2 Для предотвращения увлажнения ангидрона водяными парами, находящимися в окружающем воздухе, картриджи заполняют непосредственно перед проведением испытаний или хранят предварительно заполненные картриджи в плотно закрытой сухой стеклянной посуде;

- медицинская гигроскопическая вата по ГОСТ 5556 или любая безворсовая ткань, не оставляющая царапин на зеркале;

- этиловый спирт с объемной долей спирта не менее 95,0% по ГОСТ 5962, ГОСТ 17299 или ГОСТ 18300;

- ангидрон;

- СИ, материалы и реактивы, входящие в комплект анализатора.

Примечания

1 Допускается использовать другие СИ, оборудование, материалы и реактивы, соответствующие требованиям разделов 9 и 11, не уступающие по своим характеристикам СИ, оборудованию, материалам и реактивам, перечисленным выше.

2 Для очистки зеркала анализатора используют тампоны из медицинской гигроскопической ваты по ГОСТ 5556 или безворсовую ткань, если в его комплектации отсутствуют специальные принадлежности.

11.2 Подготовка к проведению измерений

11.2.1 При необходимости зеркало анализатора аккуратно, чтобы не повредить зеркальную поверхность, протирают ватой или тканью, смоченной спиртом или другим подходящим растворителем, указанным в руководстве по эксплуатации анализатора, а затем сухой ватой или тканью до полного устранения разводов и подтеков.

11.2.2 Пробоотборное устройство продувают исследуемым газом, для чего полностью открывают запорный вентиль на несколько секунд, затем, после закрытия вентиля, подсоединяют пробоотборную линию, снабженную, при необходимости, редуктором.

Примечания

1 При наличии в исследуемом газе твердых (жидких) механических примесей в пробоотборную линию включают фильтр механических примесей (мембранный фильтр). Данный фильтр устанавливают до фильтр-патрона и редуктора в случае их использования.

2 Если в составе анализатора отсутствует СИ давления, его устанавливают на пробоотборной линии по возможности ближе к измерительной камере анализатора. При технической возможности рекомендуется устанавливать СИ давления на выходе измерительной камеры анализатора непосредственно перед его выходным вентилем. Если измерение проводят с редуцированием давления исследуемого газа до давления измерения, то СИ давления устанавливают после редуктора.

3 Если в составе анализатора отсутствует СИ (индикатор) расхода, то его устанавливают после выходного вентиля анализатора.

11.2.3 Продувают пробоотборную линию исследуемым газом, полностью открывая запорный вентиль на несколько секунд, и затем, после закрытия вентиля, подсоединяют анализатор, предварительно убедившись, что его входной (при наличии) и выходной вентили закрыты.

11.2.5 При закрытых входном и выходном вентилях анализатора приоткрывают запорный вентиль пробоотборного устройства для заполнения пробоотборной линии исследуемым газом. Приоткрывают входной вентиль анализатора. После установления в измерительной камере анализатора давления, равного давлению исследуемого газа в точке отбора, закрывают запорный вентиль пробоотборного устройства. При проверке герметичности пробоотборной линии и измерительной камеры анализатора падение давления исследуемого газа должно быть не более 2% от давления в точке отбора в течение 5 мин.

11.2.6 При использовании редуктора заполнение измерительной камеры анализатора исследуемым газом проводят, полностью открывая запорный вентиль пробоотборного устройства и входной вентиль анализатора. Затем вращением по часовой стрелке регулировочного винта редуктора медленно заполняют пробоотборную линию и измерительную камеру анализатора исследуемым газом. Вращение регулировочного винта продолжают до тех пор, пока избыточное давление исследуемого газа по показаниям СИ давления не достигнет давления измерения. Если задано абсолютное давление измерения, следует учитывать атмосферное давление в момент измерения. Закрывают запорный вентиль пробоотборного устройства. Требования к герметичности - по 11.2.5.

11.2.8 При негерметичности место утечки определяют обмыливанием соединений. Устраняют негерметичность, предварительно сбросив давление путем постепенного открытия выходного вентиля анализатора. Далее выполняют процедуры по 11.2.5 или 11.2.6.

11.2.10 При использовании редуктора заполнение измерительной камеры анализатора и ее продувку исследуемым газом производят следующим образом: полностью открывают запорный вентиль пробоотборного устройства и входной вентиль анализатора, а затем заполняют пробоотборную линию и измерительную камеру анализатора по 11.2.6. Устанавливают расход исследуемого газа через измерительную камеру анализатора по 11.2.9, следя за тем, чтобы давление в измерительной камере анализатора оставалось равным давлению измерения по 7.2. При необходимости корректируют давление исследуемого газа в камере анализатора при помощи регулировочного винта редуктора.

11.3 Проведение измерений

11.3.1 Устанавливают выходным вентилем анализатора значение расхода исследуемого газа через измерительную камеру анализатора, указанное в руководстве по эксплуатации анализатора. Избыточное давление исследуемого газа в измерительной камере анализатора при этом должно быть равно давлению в точке отбора пробы (или давлению измерения) с соблюдением условия по 7.2. Если задано абсолютное давление измерения, следует учитывать атмосферное давление в момент измерения.

Примечания

1 Если для охлаждения зеркала анализатора при помощи вихревой трубки Ранка или дросселя применяют исследуемый природный газ из основной точки отбора пробы (точки, из которой исследуемый газ поступает в измерительную камеру анализатора) через тройник, необходимо контролировать отсутствие падения давления в измерительной камере анализатора по сравнению с давлением в точке отбора пробы исследуемого газа (или давлением измерения, если давление измерения ниже давления в точке отбора пробы исследуемого газа) по 7.2.

2 В анализаторах, использующих для охлаждения зеркала встроенные элементы Пельтье, допускается применять вихревую трубку Ранка, сжиженные газы и охлажденный дросселируемый природный газ для понижения предельной температуры охлаждения зеркала путем дополнительного охлаждения корпуса первичного преобразователя анализатора. При охлаждении корпуса анализатора природным газом, отобранным из основной точки отбора исследуемого газа, также необходимо контролировать отсутствие падения давления в измерительной камере анализатора по 7.2.

11.3.2 Охлаждают зеркало анализатора способом, указанным в руководстве по эксплуатации.

Примечания

1 В процессе охлаждения на зеркале анализатора возможна конденсация водяных паров. В этом случае после закрытия запорного вентиля пробоотборного устройства и сброса давления исследуемого газа на пробоотборной линии устанавливают осушающий фильтр-патрон с ангидроном перед измерительной камерой анализатора. После этого очищают зеркало анализатора по 11.2.1, проверяют герметичность по 11.2.5 или 11.2.6. В случае негерметичности выполняют действия по 11.2.8. Далее следуют указаниям 11.2.9 (или 11.2.10) - 11.3.3. При первичной установке или замене осушающего фильтр-патрона с ангидроном время продувки пробоотборной линии и измерительной камеры анализатора исследуемым газом, установленное в 11.2.9, увеличивают на 5 мин.

2 Если при использовании осушающего фильтр-патрона наблюдают конденсацию паров воды на зеркале анализатора, устанавливают новый фильтр-патрон.

3 Утилизируютангидрон, насыщенный парами воды, в соответствии с ГОСТ 2408.1-95 (пункт 4.3.1).

11.3.4 Нагревают зеркало анализатора до температуры исследуемого газа.

11.3.5 При необходимости очищают зеркало анализатора по 11.2.1, предварительно сбросив давление путем закрытия запорного вентиля пробоотборного устройства. После очистки зеркала проверяют герметичность по 11.2.5 или 11.2.6. При негерметичности выполняют действия по 11.2.8. С учетом требований 11.2.9 или 11.2.10 продувают камеру анализатора исследуемым газом не менее 5 мин. Устанавливают необходимый расход исследуемого газа через камеру анализатора по 11.3.1.

11.3.6 Охлаждают зеркало анализатора со скоростью не более 6°С/мин до температуры, превышающей ориентировочное значение, определенное по 11.3.3, не менее чем на 4°С.

11.3.9 Обработка и оформление результатов измерений - по разделу 14.

12 Автоматический конденсационный метод

12.1 Средства измерений, оборудование, материалы и реактивы

Используют следующие СИ, оборудование, материалы и реактивы:

- СИ давления соответствующего класса точности и соответствующими пределами измерений, обеспечивающее измерение избыточного давления исследуемого газа в измерительной камере анализатора с относительной погрешностью в пределах ±1,5%;

- СИ давления, обеспечивающие измерение атмосферного давления с пределом допускаемой основной абсолютной погрешности не более 0,2 кПа (1,5 мм рт.ст.);

- индикатор расхода природного газа с верхним пределом измерений, обеспечивающим измерение расхода, указанного в руководстве по эксплуатации анализатора;

- СИ температуры, обеспечивающие измерение температуры окружающего воздуха и исследуемого газа в точке отбора в диапазоне от минус 20,0°С до плюс 50,0°С с допускаемой погрешностью в пределах ±1,0°С;

- редуктор газовый с внешним или внутренним нагревом, взрывозащищенного исполнения, позволяющий снижать давление исследуемого газа до давления измерения (при проведении испытаний в обогреваемом помещении или боксе допускается использовать редуктор без нагрева в невзрывозащищенном исполнении).

Примечания

1 Для дополнительного охлаждения корпуса анализатора применяют вихревую трубку Ранка, сжиженные газы и дросселируемый природный газ. При охлаждении корпуса анализатора природным газом, отобранным из основной точки отбора исследуемого газа, необходимо контролировать отсутствие падения давления в измерительной камере анализатора.

2 Целесообразно в качестве фильтра механических примесей при применении потоковых анализаторов использовать фильтр-сепаратор, состоящий из камеры высокого давления, входного и выходного соединительных фитингов и дренажного вентиля, т.к. данная конструкция позволяет проводить очистку фильтра от накопившихся примесей без приостановки процесса измерения;

- осушающий фильтр-патрон с хлорнокислым безводным магнием (ангидроном), предназначенный для поглощения водяных паров из исследуемого природного газа;

- ангидрон;

- медицинская гигроскопическая вата по ГОСТ 5556 или любая безворсовая ткань, не оставляющая царапин на зеркале;

- этиловый спирт с объемной долей спирта не менее 95,0% по ГОСТ 5962, ГОСТ 17299 или ГОСТ 18300;

- СИ, материалы и реактивы, входящие в комплект анализатора.

Примечание - Допускается использовать другие СИ, оборудование, материалы и реактивы, соответствующие требованиям разделов 9 и 12, не уступающие по своим характеристикам СИ, оборудованию, материалам и реактивам, перечисленным выше.

12.2 Подготовка и проведение измерений

12.2.3 Обработка и оформление результатов измерений - по разделу 14.

12.2.4 Контроль точности измерений автоматическим анализатором проводят по разделу 15.

13 Метрологические характеристики (показатели точности) измерений

14 Обработка и оформление результатов измерений

14.1 Обработка и оформление результатов измерений температуры точки росы по углеводородам визуальными конденсационными анализаторами

2,77 - коэффициент критического диапазона для двух результатов измерений.

3,3 - коэффициент критического диапазона для трех результатов измерений.

14.2 Обработка и оформление результатов измерений температуры точки росы по углеводородам автоматическими конденсационными анализаторами

а) идентификацию пробы природного газа, в том числе:

- время, место, дату и метод отбора пробы природного газа (по возможности);

- точку отбора пробы природного газа;

- условия при отборе природного газа (температуру и давление природного газа в точке отбора, температуру, давление, влажность окружающего воздуха);

б) обозначение настоящего стандарта;

в) дату проведения испытаний;

г) общую информацию:

- дату оформления протокола испытаний;

- наименование и адрес испытательной лаборатории (или организации, к которой относится испытательная лаборатория);

- информацию об аккредитации испытательной лаборатории (при наличии);

- подпись уполномоченного лица испытательной лаборатории.

15 Контроль точности результатов измерений

Примечание - При проведении параллельных измерений с использованием контрольных и проверяемых анализаторов их следует подключать к пробоотборной системе (при проточном исполнении проверяемого анализатора) через тройник или подключают контрольный анализатор в непосредственной близости от точки отбора пробы проверяемого анализатора (при погружном исполнении проверяемого анализатора).

Библиография