ГОСТ Р 57413—2017
природного газа, протокол анализа природного газа с указанием имени файла хроматограммы и имени
файла расчетов молярной доли компонентов природного газа и расширенной неопределенности
результатов измерений, копиюпаспорта на ГСО-ПГМ.
7 Методы контроля
7.1 Проверку правильности окраски и маркировки баллона проводят визуальным методом и
сравниваютс чертежом, приведенным вприложении В.
Баллондолжен соответствовать требованиям 4.3.1—4.3.3.
7.2 Проверку герметичности проводят путем нанесения мыльного раствора на вентили, находя-
щиеся в положении «закрыто», и на места их присоединения к баллону или погружением вентилей в
воду.
Баллон считаютгерметичным, еслипри проведении проверкиотсутствуютпузырьки газа намыль
ной пленке или вводе.
7.3 Проверку давления газа в баллоне с отобранным природным газом проводят манометром
класса точности не ниже 1.5 по ГОСТ 2405 при температуре (20 ± 5) °С. Манометр выбирают таким
образом, чтобы измеряемоезначение максимальногодавления вбаллоне (Р6) соответствовало второй
трети измерительной шкалы манометра.
Давление газа в баллонедолжно соответствовать требованию 4.3.4.
7.4 Содержание сероводорода имеркаптановой серы при отборе пробы магистрального природ
ного газа определяют по ГОСТ 22387.2 или ГОСТ Р 53367.
Массовая концентрация сероводорода и меркаптановой серы не должна превышать значений,
приведенных в технических условиях на горючий природный газ, поставляемый и транспортируемый по
магистральным газопроводам ЕСГРоссии.
7.5 Измерение влажности отбираемого природного газа проводят гигрометром по ГОСТ Р 53763
непосредственно в магистральном газопроводе. Результаты измерений вносят в акт отбора пробы и в
паспорт на ГСО-ПГМ.
При приемке нааттестацию баллонасотобранным природным газом проводят повторное измере
ние содержания паров воды в баллоне с природным газом гигрометром, входящим в состав рабочего
эталона. Результаты измерений содержания паров воды в баллоне не должны превышать
значений, полученных при измерении содержания паров воды в магистральном газопроводе. При
положительных результатах контроля измеренное значение вносят в протокол анализа (см.
приложение Г).
Если содержание водяных паров в отобранной пробе газа превышает содержание паров воды
в магистральном газе, пробу бракуют.
7.6 Определение молярной доли компонентов природного газа
7.6.1 Баллон, из которого отбираютпробу, должен находиться в течение не менее 24 ч в помеще
нии. где будетпроводитьсяанализпри температуре (20 ± 5) °С.
7.6.2 При проведении анализов используют комплектаппаратуры, имеющий статус рабочего эта
лона 1-го разряда по ГОСТ8.578.
7.6.3 Молярнуюдолю компонентов в анализируемом магистральном природном газеопределяют
дважды пометодикеизмеренийсинтервалом между измерениями неменее 10дней. Между измерения
миобразец природного газадолжен храниться при температуре (20 ± 5)еС. Результаты измерений вно сят
в протокол анализа.
7.6.3.1 При первичном анализе проводят измерение молярной доли компонентов х, и вычисляют
значения расширенной неопределенности измеренного значения U(x).
Полученные результаты вносят в протоколанализа.
7.6.3.2 По истеченииуказанногосрока проводят повторный анализаттестуемого образца природ
ного газа.
7.6.3.3 Результаты повторного измерениямолярныхдолейкомпонентов сравниваютсозначения
ми, полученными в ходе первичного анализа.
Проверку проводятдля каждого определяемого компонента по условию
2
х’,
- х?£ОД.( )
гдех — молярнаядоля /-го компонента в образце природного газа, установленная при первичном ана
лизе. %;
х,” — молярнаядоля /-го компонента вобразце природного газа, определенная при повторном ана
лизе, %;
7