ГОСТ 34867—2022
родного газа (см. раздел
8
), а также требования национального законодательства и нормативных до
кументов стран, принявших данный стандарт в качестве национального стандарта.
6.2В 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 природного газа в порядке, установленном в
соответствующем соглашении сторон. В ходе приемки проводят периодические испытания (методами в
соответствии с таблицей
1
и разделом
8
) природного газа с целью оценки соответствия фактических
значений физико-химических показателей, установленных в ходе приемки, их нормированным значе
ниям, указанным в таблице
1
.
7.3 Отбор проб природного газа осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 31370 и ме
тодов испытаний, указанных в таблице
1
и разделе
8
.
7.4 Если по результатам периодических испытаний качество природного газа не соответствует
требованиям настоящего стандарта, то проводят повторные испытания для физико-химических пока
зателей, по которым получены неудовлетворительные результаты. Результаты повторных испытаний
считают окончательными.
7.5 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 по
согласованию сторон.
7.6 Результаты испытаний распространяют на партию природного газа.
7.7 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.
7.8 Порядок устранения разногласий по результатам испытаний природного газа устанавливают
в соглашениях сторон.
8 Методы испытаний
8.1 Определение компонентного состава (молярной доли компонентов) природного газа,
в том числе диоксида углерода и кислорода1)
Определение компонентного состава (молярной доли компонентов) природного газа, в том числе
диоксида углерода, проводят по любому из методов, изложенных в ГОСТ 31371.3 — ГОСТ 31371.7.
Определение молярной доли кислорода проводят по ГОСТ 31371.6 или ГОСТ 31371.7. При возникно
вении разногласий по результатам определения компонентного состава газа, в том числе диоксида
углерода и кислорода, арбитражным является метод А по ГОСТ 31371.7.
8.2 Определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы
в природном газе2)
Определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы в природном газе про
водят по ГОСТ 22387.2 или по ГОСТ 34723. При возникновении разногласий по результатам опреде
ления массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы в природном газе арбитражным
является метод, изложенный в ГОСТ 34723.
1) В Российской Федерации определять молярную долю кислорода до 1 января 2026 г. также можно электрохи
мическим методом по ГОСТ Р 56834—2015 «Газ горючий природный. Определение содержания кислорода». При воз
никновении разногласий по значению молярной доли кислорода в Российской Федерации арбитражным является метод,
установленный ГОСТ Р 56834.
2) В Российской Федерации определять массовую концентрацию сероводорода, меркаптановой и общей серы до
1января 2026 г.также можно по ГОСТ Р 53367—2009 «Газ горючий природный. Определение серосодержащих компонен
тов хроматографичеким методом».
6