Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Нормы физико-химических показателей природного газа по ГОСТ 5542-2022
Требования к точкам росы природного газа
Оглавление статьи
ГОСТ 5542-2022 распространяется на природный газ, используемый в качестве сырья и топлива для промышленного и коммунально-бытового назначения, включая газ, получаемый при регазификации сжиженного природного газа. Стандарт введен в действие с 1 января 2023 года приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 апреля 2022 года.
Документ устанавливает требования к физико-химическим показателям природного газа, поставляемого с промысловых установок подготовки, подземных хранилищ газа и газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы. Стандарт разработан Газпром ВНИИГАЗ и принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации с участием семи государств.
Стандартные условия измерения
Все физико-химические показатели определяются при стандартных условиях по ГОСТ 34770: температура 20,0 °С и давление 101,325 кПа. Это обеспечивает единообразие измерений и сопоставимость результатов испытаний на всех этапах транспортировки газа.
Компонентный состав природного газа не нормируется, однако его определение обязательно для каждой партии газа. Основным компонентом является метан, молярная доля которого в товарном газе обычно превышает восемьдесят процентов. В состав входят также этан, пропан, бутаны и более тяжелые углеводороды, азот, диоксид углерода, следовые количества гелия и других инертных газов.
Молярная доля диоксида углерода не должна превышать 2,5 процента. При необходимости по согласованию с принимающей стороной допускается увеличение содержания CO₂ до четырех процентов в случае, если природный газ по указанному газопроводу поставляется только данной принимающей стороне и при обязательном обеспечении нормируемого значения точки росы по воде.
Молярная доля кислорода в природном газе строго ограничена значением не более 0,050 процента. Повышенное содержание кислорода указывает на подсос воздуха в систему и создает риск коррозионных процессов в газопроводах. Определение проводят по ГОСТ 31371.6 или ГОСТ 31371.7 методом газовой хроматографии. До 1 января 2026 года в Российской Федерации также применяется электрохимический метод по ГОСТ Р 56834-2015.
Влияние повышенного содержания CO₂
Диоксид углерода в присутствии водяных паров образует угольную кислоту, способную вызывать коррозию стальных трубопроводов. Повышенное содержание CO₂ также снижает теплотворную способность газа и может приводить к нестабильной работе газоиспользующего оборудования.
Массовая концентрация сероводорода в природном газе не должна превышать 0,020 граммов на кубический метр, а меркаптановой серы — 0,036 граммов на кубический метр. Эти ограничения обусловлены токсикологическими свойствами серосодержащих соединений и их агрессивным воздействием на материалы газопроводов и оборудование.
Сероводород относится к веществам второго класса опасности и является сильным нервно-паралитическим ядом. При концентрациях выше десяти миллиграммов на кубический метр воздуха рабочей зоны возникает опасность острого отравления персонала. В присутствии влаги сероводород вызывает сульфидное растрескивание сталей под напряжением, что может привести к разрушению трубопроводов.
Определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы проводят по ГОСТ 22387.2 или по ГОСТ 34723. При возникновении разногласий арбитражным является метод, изложенный в ГОСТ 34723, основанный на газохроматографическом анализе с пламенно-фотометрическим детектором. До 1 января 2026 года в Российской Федерации также применяется ГОСТ Р 53367-2009.
Для природного газа, подлежащего одоризации, показатели содержания сероводорода, меркаптановой серы и интенсивности запаха определяют после процесса одоризации. Это связано с тем, что одорант, добавляемый для придания газу характерного запаха, обычно содержит меркаптаны.
Токсикологическая характеристика
Природный газ по ГОСТ 12.1.007 относится к веществам четвертого класса опасности и не оказывает сильного токсикологического действия. Однако при концентрациях, снижающих объемную долю кислорода во вдыхаемом воздухе до шестнадцати процентов, вызывает удушье. Сероводород в смеси с углеводородами C₁-C₅ имеет предельно допустимую концентрацию три миллиграмма на кубический метр воздуха рабочей зоны.
Температура точки росы по воде и по углеводородам должна быть ниже температуры газа в точке отбора пробы. Нормы установлены при давлении в точке отбора пробы и направлены на предотвращение выпадения жидкой фазы в газопроводах, что может привести к гидратообразованию, коррозии и снижению пропускной способности трубопровода.
Температура точки росы по воде характеризует максимальную влажность природного газа при заданных условиях температуры и давления. При понижении температуры газа ниже точки росы начинается конденсация водяных паров, что создает условия для образования газовых гидратов и коррозии трубопроводов. Определение ТТРв проводят по ГОСТ 20060 визуальным или автоматическим конденсационным методом.
Качество природного газа соответствует требованиям стандарта по показателю ТТРв в случае, если результат измерения ТТРв ниже температуры газа не менее чем на значение, рассчитываемое по формуле ΔT₁=|ΔtГ|+|ΔТТРв|, где учитываются абсолютные значения погрешностей измерений температуры газа и точки росы. При возникновении разногласий арбитражным является визуальный конденсационный метод по ГОСТ 20060.
Температура точки росы по углеводородам характеризует момент начала конденсации тяжелых углеводородов из газовой фазы. Выпадение углеводородного конденсата в газопроводе приводит к образованию жидкостных пробок, снижению пропускной способности и может вызвать гидравлические удары. Определение ТТРув проводят по ГОСТ 20061 при давлении в измерительной камере анализатора равном или ниже давления в точке отбора пробы.
Для природного газа, в котором массовая концентрация углеводородов C₅₊ не превышает 1,0 грамма на кубический метр, определение точки росы по углеводородам не проводят. Вычисление массовой концентрации C₅₊ выполняют на основе измеренных значений молярной доли компонентов природного газа по формуле с учетом молярной массы каждого компонента.
Практические рекомендации СТО Газпром
Согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006 для предотвращения появления жидкой фазы в магистральном газопроводе необходимо, чтобы точка росы газа по влаге и углеводородам была на пять-семь кельвинов ниже наиболее низкой температуры газа при его транспортировке по газопроводу. Это обеспечивает запас по предотвращению конденсации при возможных колебаниях температуры.
Объемная теплота сгорания низшая природного газа должна быть не менее 31,80 мегаджоулей на кубический метр, что эквивалентно 7600 килокалориям на кубический метр. Этот показатель характеризует энергетическую ценность топлива и определяет количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании единицы объема газа без учета теплоты конденсации водяных паров.
Число Воббе высшее должно находиться в диапазоне от 41,20 до 54,50 мегаджоулей на кубический метр. Число Воббе представляет собой отношение высшей теплоты сгорания к квадратному корню из относительной плотности газа и характеризует взаимозаменяемость газообразных топлив. Этот параметр определяет возможность использования газа в горелочных устройствах без их переналадки.
Отклонение числа Воббе от номинального значения не должно превышать пяти процентов. В соглашениях между поставляющей и принимающей сторонами номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы для отдельных газораспределительных систем. Это обеспечивает стабильность работы газового оборудования потребителей и безопасность газоснабжения.
Определение низшей объемной теплоты сгорания природного газа проводят по ГОСТ 10062 методом непосредственного сжигания в водяном калориметре, по ГОСТ 27193 с использованием водяного калориметра сжигания или по ГОСТ 31369 расчетным методом на основе компонентного состава. При возникновении разногласий арбитражным является расчетный метод по ГОСТ 31369, обеспечивающий наиболее точные результаты.
Число Воббе вычисляют по ГОСТ 31369 на основе определенных значений высшей теплоты сгорания и относительной плотности газа. Расчет проводят с учетом коэффициента сжимаемости реального газа при стандартных условиях определения и сгорания. Показатели теплоты сгорания и числа Воббе распространяются только на природный газ, используемый в качестве топлива.
Отбор проб природного газа осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 31370 и методов испытаний, указанных в стандарте. При одоризации природного газа на газораспределительных станциях допускается для определения интенсивности запаха, массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы осуществлять отбор проб на объектах газораспределительной организации.
Приемку природного газа проводят при передаче партии в порядке, установленном в соответствующем соглашении сторон. В ходе приемки проводят периодические испытания методами в соответствии со стандартом с целью оценки соответствия фактических значений физико-химических показателей их нормированным значениям. Места отбора проб, периодичность и пункты контроля качества газа устанавливают по согласованию между поставляющей и принимающей сторонами.
При отборе проб и проведении испытаний природного газа необходимо соблюдать требования национального законодательства, касающиеся вопросов безопасности и охраны окружающей среды. Если по результатам периодических испытаний качество природного газа не соответствует требованиям стандарта, проводят повторные испытания для физико-химических показателей, по которым получены неудовлетворительные результаты.
Результаты испытаний каждой партии природного газа отражают в паспорте качества. В паспорт вносят результаты лабораторных испытаний и результаты, полученные от потоковых средств измерений. Для природного газа, получаемого при регазификации СПГ, в паспорт качества допускается вносить результаты испытаний исходного СПГ по большинству показателей, так как их соответствие установленным нормам гарантируется технологией производства, транспортирования и хранения СПГ.
Автоматизированные системы контроля
Допускается применять автоматические средства измерений для определения физико-химических показателей при условии, что они проходят обязательную процедуру контроля качества измерений с периодичностью, указанной в реализуемой методике испытаний. Применение потоковых анализаторов позволяет обеспечить непрерывный мониторинг качества газа в точках сдачи-приемки.
Часто задаваемые вопросы
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.