ГОСТ 34867—2022
Окончание таблицы 1
2
4
3 Если значение разрешенного рабочего давления в данном магистральном газопроводе превышает
7,9 МПа, норму показателя 3 вычисляют по формуле (1).
4 Если значение любого из показателей 4
—6
в течение года на данном месторождении или подземном хра
нилище природного газа не превышает
0,001
г/м3,то в дальнейшем данные показатели допускается определять не
реже 1 раза в год. Аналогичное допущение распространяется также на магистральные газопроводы, в кото рые
природный газ поступает только с указанных выше объектов или групп таких объектов, а также на перера
батывающие организации, получающие природный газ со всех перечисленных выше объектов.
5 Если значение показателя
6
в отобранной пробе природного газа не превышает значения 0,001 г/м3, до
пускается не определять показатели 4 и 5 в данной пробе природного газа.
6
Нормы показателей 4—7 и 11 установлены при стандартных условиях определения и сгорания по
ГОСТ 34770. Результаты определения показателя
8
также приводят к стандартным условиям определения по
ГОСТ 34770.
7 При вычислении показателя 7 принимают 1 кал равной 4,1868 Дж.
8
Для показателей 9 и 10 нормы, приведенные в скобках, применяют по согласованию между поставляющей
и принимающей сторонами для месторождений и подземных хранилищ, введенных в действие до
2000
г. вклю
чительно.
9 Нормы показателя 9 установлены при абсолютном давлении 3,92 МПа.
10 Для магистральных газопроводов, введенных с 1 января 2011 г., проходящих по территории очень хо
лодного, холодных и арктических климатических районов (Ц, 12, И —N по ГОСТ 16350), нормы показателя 9,
устанавливаемые при абсолютном давлении 3,92 МПа, должны обеспечивать такое содержание воды в транс
портируемом газе, при котором значение температуры точки росы по воде (ТТРв) природного газа при рабочем
давлении в точке отбора пробы будет на 5 °С ниже проектной минимальной температуры газа в газопроводе
для конкретного периода (летнего или зимнего). Если значения норм показателя 9, указанные в таблице 1 для
конкретного периода, не удовлетворяют данному условию, то следует по согласованию между поставляющей и
принимающей сторонами устанавливать нормы, руководствуясь приложением А.
11 При разработке проектов на объекты подготовки природного газа к транспортированию по магистраль
ным газопроводам необходимо устанавливать нормы показателя 9, соответствующие значениям таблицы 1 при
разрешенном рабочем давлении в магистральных газопроводах, в которые планируется подавать природный газ
с данных объектов.
12 Нормы показателя 10 установлены при рабочем давлении в точке отбора пробы.
13 Для природного газа, в котором значение массовой концентрации углеводородов С5+ в природном газе
(вычисляют по 4.3) не превышает 1,0 г/м3, показатель 10 допускается не нормировать, определение его при этом
не проводят.
4.2Максимально допускаемое значение молярной доли диоксида углерода в природном газе
х, %, в зависимости от разрешенного рабочего давления в данном магистральном газопроводе вычис
ляют по формуле
0
,
2-100
(0.1 + виг ) ’(1)
|
где
Р
м------разрешенное рабочее давление природного газа в данном магистральном газопроводе,
МПа;
0,2 — максимальное допустимое парциальное давление диоксида углерода, не требующее при
менения ингибиторной защиты от коррозии, МПа;
100 — коэффициент пересчета значения величины из единицы молярной доли в проценты, %.
4.3 Вычисление массовой концентрации углеводородов С5+в природном газе
4.3.1Вычисление массовой концентрации углеводородов С5+, г/м3, в природном газе выполняют
на основе измеренных значений молярной доли компонентов природного газа по следующей формуле
10
с 5+ -
24,05
Х(М/-Х/),
/=1
(
2
)
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 °С и 101,325 кПа), дм3/моль.
4