Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

50 страниц

Купить ГОСТ Р 57975.1-2017 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Распространяется на попутный нефтяной газ, образующийся в процессе добычи, подготовки и переработки нефти, а также на другие виды газов, которые по перечню компонентов и фракций, а также по диапазонам молярной доли этих компонентов и фракций соответствуют таблице 1.

  Скачать PDF

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Обозначения и сокращения

5 Требования безопасности

6 Требования охраны окружающей среды

7 Требования к квалификации персонала

8 Метод измерений

9 Условия выполнения измерений

10 Требования к средствам измерений, вспомогательному оборудованию, материалам и реактивам

11 Отбор проб

12 Подготовка к выполнению измерений

13 Выполнение измерений

14 Метрологические характеристики (показатели точности) измерений

15 Обработка и оформление результатов измерений

16 Контроль точности результатов измерений

Приложение А (справочное) Примеры конфигурации основных узлов хроматографа и параметры его работы

Приложение Б (обязательное) Требования к метрологическим характеристикам градуировочных смесей

Приложение В (справочное) Химические формулы, значения молярной массы и температуры кипения компонентов попутного нефтяного газа

Приложение Г (справочное) Примеры вычисления значений температуры кипения, молярной массы и градуировочных коэффициентов углеводородных фракций попутного нефтяного газа

Приложение Д (справочное) Пример зависимости температуры кипения алканов от времени их выхода на хроматограмме

Приложение Е (справочное) Типовая хроматограмма углеводородов С1 — С5, азота, диоксида углерода, метанола и сероводорода в попутном нефтяном газе

Приложение Ж (справочное) Типовые хроматограммы углеводородов С4 — С9 и С3 — С10 в попутном нефтяном газе

Приложение И (справочное) Типовые хроматограммы гелия, водорода, кислорода и азота в попутном нефтяном газе

Приложение К (справочное) Пример представления компонентно-фракционного состава попутного нефтяного газа

Приложение Л (справочное) Примеры расчета физико-химических свойств попутного нефтяного газа на основе компонентно-фракционного состава

Библиография

Показать даты введения Admin

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

ГОСТР

57975.1-

2017

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ

СТАНДАРТ

РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗ НЕФТЯНОЙ ПОПУТНЫЙ

Определение состава методом газовой хроматографии

Часть 1

Определение содержания углеводородов С1 — С8+ и неорганических газов с использованием пламенно-ионизационного детектора и детектора по теплопроводности

Издание официальное

Стандартинформ

2018

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Публичным акционерным обществом «Газпром» и Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий» — Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

2    ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 «Природный и сжиженные газы»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 декабря 2017 г. № 2088-ст

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

© Стандартинформ, 2018

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

ГОСТ P 57975.1—2017

8.2    Определение содержания углеводородов С1 С8+ (С1 — С10), азота, диоксида

углерода, сероводорода и метанола

Молярную долю азота (совместно с кислородом), диоксида углерода, сероводорода, метанола и углеводородов от С1 до С5 определяют для каждого компонента индивидуально, а молярную долю более тяжелых углеводородов определяют в виде фракций С6 — С10, ранжированных по числу атомов углерода, или какого-либо из суммарных компонентов Сп+, а также в виде фракций, ранжированных по температурам кипения в диапазоне от 45 °С до 180 °С. Азот (совместно с кислородом), диоксид углерода, метанол, сероводород (при концентрации выше 0,1 % мол.) и углеводороды С1 — С101 — С8+) в ПН Г определяют методом газоадсорбционной хроматографии на колонке с полимерным сорбентом HayeSep R или его аналогом с использованием гелия в качестве газа-носителя. Компоненты определяют ДТП и последовательно установленный за ним ПИД.

Примечания

1    При содержании сероводорода в пробе ПНГ или в градуировочной газовой смеси не более 0,1 % мол. для определения компонентно-фракционного состава ПНГ допускается применять кварцевые капиллярные и микро-насадочные колонки.

2    При содержании сероводорода в пробе ПНГ или в градуировочной газовой смеси более 0,1 % мол. рекомендуется применять кварцевые капиллярные и микронасадочные колонки с предварительной отсечкой сероводорода переключающим устройством, например краном-переключателем Дина.

8.3    Определение содержания гелия, водорода, кислорода и азота

Молярную долю гелия, водорода, кислорода и азота определяют индивидуально для каждого компонента методом газоадсорбционной хроматографии на колонке с молекулярными ситами NaX или СаА с использованием аргона в качестве газа-носителя. Определение содержания указанных компонентов выполняют с использованием ДТП.

Примечания

1    Допускается определять содержание кислорода и азота в ПНГ методом газоадсорбционной хроматографии на колонке с молекулярными ситами NaX или СаА с использованием гелия в качестве газа-носителя.

2    Допускается в случае невозможности определения гелия и водорода на промышленных хроматографах принимать в расчет результаты измерений молярной доли данных компонентов, полученные на лабораторном хроматографе.

3    Допускается определять компонентно-фракционный состав ПНГ на других хроматографических системах при условии, что они не ухудшают метрологические характеристики, приведенные в разделе 14.

4    Если используемая конфигурация хроматографа не позволяет определить содержание отдельных компонентов ПНГ (см. таблицу 1), молярная доля которых превышает значение нижнего предела диапазона измерений для данного компонента, данные об их молярной доле получают другими методами с установленными метрологическими характеристиками при учете и вычислении компонентно-фракционного состава пробы ПНГ

9    Условия выполнения измерений

9.1    При выполнении измерений методом газовой хроматографии соблюдают условия и требования, приведенные в руководстве по эксплуатации основного и вспомогательного хроматографического оборудования.

9.2    Основные и вспомогательные средства измерений применяют в соответствии с требованиями руководства по эксплуатации к условиям их применения.

10    Требования к средствам измерений, вспомогательному оборудованию, материалам и реактивам

10.1    Средства измерений, вспомогательное оборудование, материалы и реактивы должны соответствовать установленным требованиям Федерального закона [8].

10.2    Диапазоны измерений применяемых СИ (основных и вспомогательных) должны перекрывать диапазоны возможных значений измеряемых величин.

10.3    Основные и вспомогательные СИ должны быть укомплектованы эксплуатационной документацией, необходимой для их правильной и безопасной эксплуатации.

10.4    При измерении молярной доли компонентов ПНГ используют следующее оборудование, материалы и реактивы:

7

10.4.1    Промышленный или лабораторный газовый хроматограф, соответствующий требованиям

10.1 —10.3, включающий:

а)    детекторы по теплопроводности и пламенно-ионизационный детектор, обеспечивающие соотношение регистрируемого сигнала (высоты пика) индивидуального компонента на нижней границе диапазона его молярной доли (см. таблицу 1) и сигнала шума нулевой линии на участке хроматограммы, соответствующем времени выхода компонента, не менее 10, с пределом обнаружения молярной доли компонентов:

-    по кислороду, азоту, диоксиду углерода и сероводороду — не более 0,001 % для ДТП;

-    по углеводородам и метанолу: не более 0,0001 % —для ПИД и не более 0,0005 % — для ДТП;

-    по гелию и водороду — не более 0,0005 % для ДТП;

б)    термостат колонок, обеспечивающий поддержание заданной температуры и/или программируемое регулирование скорости подъема температуры с погрешностью ±0,1 °С в рабочем диапазоне значений температуры.

Примечание — Газовый хроматограф может иметь несколько термостатов колонок;

в)    насадочные, микронасадочные или капиллярные колонки, обеспечивающие степень разделения в соответствии с требованиями 12.2;

г)    обогреваемое дозирующее устройство (кран-дозатор), обеспечивающее ввод проб ПНГ в хроматографические колонки.

Примечания

1    В состав газового хроматографа может входить несколько дозирующих устройств.

2    Для промышленных газовых хроматографов обязательно использование автоматического дозирующего устройства.

3    Объем дозируемой пробы выбирают в соответствии с комплектацией хроматографической системы (набор детекторов, тип применяемых хроматографических колонок, схемы переключения потоков и т. п.) и значением молярной доли определяемых компонентов в пробе ПНГ;

д)    блок электронного управления газовым хроматографом, обработки и хранения хроматографической информации с соответствующим программным обеспечением.

Примечание — В состав газового хроматографа может входить одно или несколько обогреваемых устройств переключения потока (кран обратной продувки) для обеспечения измерений молярной доли тяжелых углеводородов в виде суммарного компонента Сп+.

Пример — Газовый хроматограф «Хромое ГХ-1000».

10.4.2    СИ температуры диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и с пределом допускаемой погрешности не более 0,5 °С.

Пример — Термометр ртутный стеклянный I класс по ГОСТ 28498.

10.4.3    СИ давления, обеспечивающее измерение атмосферного давления в диапазоне от 80 до 105 кПа с пределом допускаемой погрешности не более 0,7 кПа.

Пример — Барометр-анероид БАММ-1 по [9].

10.4.4    СИ относительной влажности, обеспечивающее измерение относительной влажности воздуха в диапазоне от 30 % до 90 % с пределом абсолютной погрешности не более 6 % в интервале значений температуры по «сухому» термометру от 10 °С до 30 °С.

Пример — Психрометр аспирационный МВ-4-2М по [10].

10.4.5    Градуировочные газовые смеси — стандартные образцы утвержденного типа [государственные стандартные образцы (ГСО)] или аттестованные газовые смеси, удовлетворяющие следующим требованиям:

-    значения расширенной абсолютной неопределенности молярной доли компонентов в градуировочной смеси не должны превышать значений, определяемых по формулам, приведенным в таблице Б.1 приложения Б.

Примечание — При использовании дополнительных методов измерений для опредления отдельных компонентов (фракций) ПНГ допускается применять специальные стандартные образцы или аттестованные газовые смеси с метрологическими характеристиками, отличающимися от приведенных в приложении Б;

ГОСТ P 57975.1—2017

- значения молярной доли анализируемых компонентов в градуировочной смеси не должны выходить за пределы диапазона допускаемых значений, вычисляемых по таблице 2, в зависимости от значений молярной доли соответствующих компонентов в анализируемой пробе ПНГ.

Пример — ГСО 10540—2014 (УВ-М-1) по [11].

Таблица 2 — Диапазон допускаемых значений молярной доли компонента в градуировочной смеси и допускаемое отклонение от его значения в анализируемой пробе ПНГ

Диапазон значений молярной доли компонента в пробе ПНГ х,, %

Значение верхней границы допускаемого относительного отклонения молярной доли компонента в градуировочной смеси и в пробе ПНГ 5(х,)

Диапазон допускаемых значений молярной доли компонента в градуировочной смеси в зависимости от его значения в пробе ПНГ, %

От 0,001 до 0,005 включ.

-250-^+3,25

Св. 0,005 до 0,01 включ.

-100х+2,5

Св. 0,01 до 0,1 включ.

-5,6-х+1,56

Св. 0,1 до 1 включ.

0,56-х+1,056

От х(/[1 +8(х()] до х(-[1 +8(х()]

Св. 1 до 10 включ.

-0,044-х+0,544

Св. 10 до 20 включ.

-0,0025-х+0,125

Св. 20 до 50 включ.

-0,000833-х+0,0917

Св. 50 до 97 включ.

-0,000425-х+0,0713

Св. 97 до 99,7 включ.

0,03

Отх1/['\Щх1)]до 100

10.4.6    Переносные баллоны-пробоотборники или стационарные системы отбора проб по ГОСТ 31370.

Пример — Баллоны алюминиевые малолитражные на рабочее давление 9,8 МПа вместимостью от 2 до 10 дм3 по [12].

10.4.7    Вентиль тонкой регулировки расхода газа.

Пример — Натекатель Н-12 по [13].

10.4.8    Баллон из углеродистой стали марки 150у вместимостью 40 дм3, соответствующий требованиям технического регламента [4].

10.4.9    Редуктор баллонный.

Пример — Редуктор баллонный типа БКО-25-2 или БКО-50-2 по ГОСТ 13861.

10.4.10    Фильтр тонкой очистки от механических примесей и капельной жидкости.

Пример — Фильтр 5.884.070 по [14].

10.4.11    Гелий газообразный высокой чистоты с объемной долей основного компонента не менее

99.995    %.

Пример — Галий марки А по [15].

10.4.12    Аргон газообразный высокой чистоты с объемной долей основного компонента не менее

99.995    %.

Пример — Аргон газообразный высокой чистоты по [16].

10.4.13    Водород технический марки А по ГОСТ 3022 или водород газообразный чистый по ГОСТ Р 51673 первого или высшего сорта.

Примечание — Допускается использование генераторов водорода, обеспечивающих получение водорода по ГОСТ Р 51673.

Пример — Гэнератор водорода «Цвет-Хром 6АВ» по [17].

10.4.14    Воздух сжатый класса «0» по ГОСТ 17433.

10.4.15    Натрия гидроокись по ГОСТ 4328.

9

10.4.16 Допускается использовать другие вспомогательные СИ, оборудование, материалы и реактивы, не уступающие по своим метрологическим, техническим и квалификационным характеристикам вспомогательным СИ, оборудованию, материалам и реактивам, перечисленным в 10.4.1 — 10.4.15.

11    Отбор проб

11.1    Отбор проб ПНГ проводят таким образом, чтобы состав ПНГ в пробе соответствовал его составу в точке отбора. Методы и средства, используемые для отбора и хранения проб ПНГ, должны соответствовать требованиям настоящего стандарта и ГОСТ 31370.

11.2    Отбор проб ПНГ для анализа на лабораторных хроматографах проводят в пробоотборники.

11.3    Для отбора проб ПНГ в пробоотборники из газопроводов, емкостей или аппаратов оборудуют точку отбора по ГОСТ 31370, оснащенную пробоотборным устройством, исключающим отбор проб, содержащих жидкую фазу.

11.4    Отбор проб ПНГ для анализа на промышленном хроматографе проводят с использованием стационарной пробоотборной системы, включающей обогреваемую пробоотборную линию, с учетом требований ГОСТ 31370 и руководства по эксплуатации хроматографа. Для обогрева пробоотборных линий допускается использовать нагревательные элементы в соответствующем взрывозащищенном исполнении по ГОСТ 30852.1 и ГОСТ 30852.10.

Пример — Элементы нагревательные гибкие ленточные взрывозащищенные типа ЭНГЛ-1 Ех или элементы нагревательные гибкие кабельные взрывозащищенные типа ЭНГК-1Ех по [18].

Примечания

1    Перед подачей в дозирующее устройство промышленного хроматографа пробу ПНГ для очистки от твердых частиц и капель пропускают через фильтр.

2    Перед подачей пробы ПНГ в лабораторный хроматограф для удаления водяных паров используют осушительные трубки, например с безводным хлорнокислым магнием по [19].

11.5    Элементы пробоотборной системы, непосредственно контактирующие с ПНГ, должны быть из нержавеющей стали по ГОСТ 5632 или других материалов, аналогичных по свойствам.

11.6    Температура ПНГ на входе в промышленный хроматограф и в пробоотборнике должна быть не ниже его температуры в точке отбора. Если температура пробоотборной линии и пробоотборника (принимаемая равной температуре окружающей среды) ниже температуры ПНГ в точке отбора, их оснащают подогревающим устройством в соответствующем взрывозащищенном исполнении по ГОСТ 30852.1 и ГОСТ 30852.10.

Пример — См. пример к 11.4.

11.7    Подачу пробы ПНГ в промышленный хроматограф (или пробоотборник) осуществляют только после нагрева пробоотборной системы (или пробоотборной системы и пробоотборника) до температуры, превышающей температуру ПНГ в точке отбора не менее чем на 10 °С.

11.8    Отбор проб ПНГ для анализа на лабораторном хроматографе проводят с использованием баллонных пробоотборников (постоянного объема) или поршневых пробоотборников (постоянного давления) с учетом требований ГОСТ 31370 и настоящего стандарта.

11.9    При использовании поршневых пробоотборников (постоянного давления) отбор проб ПНГ выполняют с учетом требований эксплуатационной документации пробоотборника.

11.10    При проведении анализа с использованием лабораторного хроматографа температуру пробоотборника поддерживают выше температуры ПНГ в точке отбора пробы не менее чем на 10 °С. Для этого пробоотборник выдерживают в отапливаемом помещении или нагревают, используя нагревающие устройства по 11.6.

11.11    Если анализируемая проба ПНГ содержит сероводород и иные серосодержащие компоненты, анализ пробы проводят не позднее чем через 24 ч с момента отбора пробы ПНГ. При использовании пробоотборников со специальным сульфинертным покрытием допускается проводить анализ пробы не позднее чем через 72 ч с момента отбора пробы ПНГ.

12    Подготовка к выполнению измерений

12.1    Настройка хроматографа

12.1.1    Подключение хроматографа к электрической сети, проверку герметичности газовых коммуникаций и вывод на рабочий режим проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

10

ГОСТ P 57975.1—2017

12.1.2    Настройка хроматографа включает в себя также выбор оптимальных условий хроматографического разделения компонентов анализируемой пробы ПНГ в заданных диапазонах значений молярной доли.

Примечание — Монтаж линий электропитания, газовых линий и линий подачи ГСО и пробы, а также предварительные (заводские) настройка и градуировка хроматографического оборудования не входят в подготовку к выполнению измерений.

12.2    Установка и кондиционирование хроматографических колонок

12.2.1    Установку или замену хроматографических колонок в хроматографе проводит пользователь или сервисный инженер в соответствии с руководством по эксплуатации хроматографа. Хроматографические колонки могут устанавливаться в хроматограф изготовителем.

12.2.2    Кондиционирование хроматографической колонки проводят в хроматографе в соответствии с рекомендациями изготовителя и паспортами на колонки. Кондиционирование колонки в процессе эксплуатации проводят:

-    при превышении в процессе измерений более чем в три раза значения уровня шумов нулевой линии, указанного в методике поверки на хроматограф;

-    при ухудшении характеристик разделения хроматографической колонки, при котором степень разделения двух соседних пиков становится менее установленного норматива приемлемого разрешения ПР1 2, вычисляемого по формуле

2 (т2 - т1)

ПР1о= -—-(1)

12    1,699    (^2+^)

где т1 и т2 — значения времени удерживания для компонентов 1 и 2 соответственно, с;

Х1 и 12 — значения ширины пиков компонентов 1 и 2 на половине высоты, с.

12.2.3    Контролируют степень разделения двух соседних пиков для пар компонентов гелий — водород, азот — метан, метан — диоксид углерода, диоксид углерода — этан, изобутан — н-бутан, н-бутан — неопентан.

12.2.4    После кондиционирования колонок определяют отношение высоты пика определяемого компонента к уровню флуктуационных шумов сигнала нулевой линии на участке хроматограммы вблизи данного компонента, значение которого должно быть не менее 10.

12.3 Градуировка хроматографа

12.3.1    Градуировку хроматографа проводят методом абсолютной градуировки по одной точке с использованием градуировочных газовых смесей, удовлетворяющих требованиям 10.4.5.

12.3.2    При проведении измерений на лабораторных хроматографах чаще одного раза в десять дней градуировку газового хроматографа проводят периодически, но не реже одного раза в десять дней, при проведении измерений реже одного раза в десять дней — перед проведением каждого анализа или непрерывной последовательности анализов. Градуировку газового хроматографа также проводят при внедрении методики измерений, при изменении условий хроматографического разделения компонентов и фракций ПНГ, после ремонта или изменения конфигурации хроматографа, после замены одной из основных частей хроматографической системы (например, крана-дозатора, колонки или детектора).

12.3.3    Градуировку хроматографа проводят при выбранных условиях хроматографического разделения компонентов пробы ПНГ, идентичных условиям выполнения измерений, устанавливая значения градуировочных коэффициентов для неорганических газов, метанола и углеводородов.

12.3.4    Градуировочную смесь вводят в лабораторный хроматограф вручную или с использованием автоматического дозирующего устройства. Ввод градуировочной смеси в промышленный хроматограф проводят только автоматическим дозирующим устройством.

12.3.5    Баллон с ГСО подсоединяют к крану-дозатору хроматографа, используя по возможности короткие подводящие линии. В качестве соединительных линий используют трубки (диаметром 2 — 3 мм) из нержавеющей стали по ГОСТ 5632 или материалов, инертных к серосодержащим компонентам (Sulfinert, UltiMetal) или аналогичных им по свойствам. На линии баллон с ГСО — дозатор хроматографа для удаления механических примесей устанавливают фильтр с размерами пор

11

от 1 до 10 мкм. Материал фильтра не должен изменять состав подаваемой на хроматограф газовой смеси или пробы ПНГ.

Примечание — Во избежание конденсации тяжелых углеводородных компонентов рекомендуется поддерживать температуру баллона с ГСО не ниже 20 °С.

Пример — Устройство для подогрева баллонов «Хромое УПБ-1».

12.3.6    Продувают градуировочной смесью подводящую линию и кран-дозатор лабораторного хроматографа со скоростью от 45 до 55 см3/мин. Необходимый объем продувочной градуировочной смеси — не менее 20-кратного суммарного объема соединительных линий и дозирующих петель хроматографа. После завершения продувки перекрывают поток градуировочной смеси, выжидают 1 —2 с для выравнивания давления пробы сдавлением окружающей среды и переключают дозирующее устройство для ввода пробы в хроматограф.

12.3.7    Продувку промышленного хроматографа при установке или замене баллона с градуировочной смесью проводят в ручном режиме не менее 5 мин с расходом градуировочной смеси примерно 100 см3/мин.


Примечание — Недостаточная продувка приводит к эффектам памяти от предыдущих проб и разбавлению пробы воздухом.

12.3.8 Если градуировочная смесь, применяемая при градуировке лабораторного хроматографа, содержит более 0,1 % мол. сероводорода, перед сбросом в атмосферу ее очищают, пропуская через поглотительную склянку, содержащую приблизительно 100 см3 10 %-ного по массе водного раствора гидроокиси натрия. При молярной доле сероводорода в градуировочной смеси более 1 % для поглощения используют 20 %-ный по массе водный раствор гидроокиси натрия.

Примечание — 10 %-ный (20 %-ный) раствор гидроокиси натрия готовят растворением 10 (20) г гидроокиси натрия по ГОСТ 4328 в 90 (80) см3 дистиллированной воды по ГОСТ 6709.


12.3.9    При градуировке регистрируют не менее трех хроматограмм градуировочной газовой смеси.

12.3.10    Для определения градуировочного коэффициента используют программное обеспечение хроматографического комплекса. Градуировочные коэффициенты Kfрад для каждого /-го компонента вычисляют по формуле


К|РаД


хФад 5Фад


(2)


где х|Рад — молярная доля определяемого /-го компонента, %; srpafl — площадь пика /-го компонента, единицы счета.

12.3.11 Относительный размах градуировочных коэффициентов RK, %, вычисляют по формуле


RK =


градфад'I

' /max /min'


1<фад

/ср


100,


(3)


где и — максимальное и минимальное значения градуировочных коэффициентов для /-го компонента;

К)срЯ — среднеарифметическое значение градуировочных коэффициентов, вычисляемое по формуле


т

£Кград

i^-град _ /И_

'ср т


(4)


где т — число измерении.

12.3.12 Результат градуировки хроматографа считают удовлетворительным, если значения относительного размаха RK полученных значений К|Рад не превышают пределов допускаемых значений R*K , которые для каждого /-го компонента вычисляют по формуле

R*Kj = 0,75L/o (Xj),    (5)

где U0(xj) — приписанная относительная расширенная неопределенность измерений значения молярной доли /-го компонента, равного значению его молярной доли в ГСО, %.


ГОСТ P 57975.1—2017

12.3.13 Значение относительной расширенной неопределенности для /-го компонента U0(xj), %, вычисляют по формуле

U(Xj)

=    (в)

где U(x) — значение расширенной абсолютной неопределенности измерений молярной доли /-го компонента, приведенное в таблице 3, %.

12.3.14    Проверку приемлемости градуировки лабораторного хроматографа проводит оператор, для промышленного хроматографа она выполняется автоматически программой, управляющей хроматографом.

12.3.15    Если в серии из трех измерений получен результат, не удовлетворяющий требованиям норматива размаха по 12.3.12, проводят дополнительные измерения (не более двух) и вычисляют размах значений градуировочного коэффициента по результатам трех последовательно полученных значений.

12.3.16    Если в серии из пяти измерений значение градуировочного коэффициента не удовлетворяет требованиям норматива, измерения прекращают, выясняют причины нестабильности показаний хроматографа, принимают меры по их устранению, затем проводят повторную градуировку.

12.3.17    За результат определения градуировочного коэффициента принимают среднеарифметическое значение трех последовательно полученных значений, удовлетворяющих требованиям прием-

-грэд лемости, К)

12.3.18    Для установления зависимости градуировочных коэффициентов н-алканов (начиная с н-пентана и выше) от их температуры кипения используют значения К]Рад, полученные по 12.3.10, сравнивая их с соответствующими значениями температуры кипения н-алканов, приведенными в таблице В.1 приложения В.

12.3.19    Для суммы компонентов Сп+ градуировочные коэффициенты принимают равными градуировочным коэффициентам н-алканов с соответствующим числом атомов углерода. Если проводят периодические измерения полного индивидуального или компонентно-фракционного состава ПН Г до углеводородов С10, допускается определять условно-постоянные значения градуировочных коэффициентов суммы компонентов Сп+ (см. Г.4, приложение Г).

12.3.20    Для углеводородных фракций значение градуировочного коэффициента устанавливают методом интерполяции по зависимости градуировочных коэффициентов н-алканов от их температуры кипения, используя известное значение температуры кипения фракции (см. Г.З, приложение Г).

Примечания

1    Допускается градуировочные коэффициенты для углеводородных фракций принимать равными градуировочным коэффициентам н-алканов с тем же числом атомов углерода при невозможности или нецелесообразности определения средней температуры кипения фракции.

2    Допускается принимать градуировочные коэффициенты неопентана и цикпопентана равными градуировочным коэффициентам изопентана и н-пентана соответственно при невозможности или нецелесообразности определения их иным способом.

12.3.21    Температуру кипения углеводородных фракций устанавливают одним из способов, приведенных в приложении Г.

12.3.22    Зависимости времени выхода и градуировочных коэффициентов н-алканов от их температуры кипения устанавливают одновременно с определением градуировочных коэффициентов по 12.3.

Примечание — Зависимости времени выхода и градуировочных коэффициентов н-алканов от их температуры кипения можно представить в виде номограмм, таблиц или корреляций.

12.3.23    Для установления зависимости времени выхода н-алканов от их температуры кипения используют хроматограмму градуировочной смеси по 10.4.5, полученную при установленных условиях измерений в соответствии с 8.2 и 8.3. По хроматограмме определяют время выхода для каждого н-алкана градуировочной смеси и строят график зависимости времени выхода от температуры кипения компонента.

Пример графической зависимости времени выхода н-алканов от температуры кипения для градуировочной смеси приведен на рисунке Д.1 (приложение Д), а также в табличной форме — в таблице Д.1 (приложение Д).

13

13 Выполнение измерений

13.1    Определение компонентно-фракционного состава ПНГ проводят с учетом требований настоящего стандарта и руководства по эксплуатации хроматографа.

13.2    К выполнению измерений молярной доли компонентов и фракций в анализируемой пробе ПНГ приступают при положительных результатах градуировки хроматографа.

13.3    Молярную долю компонентов (фракций) ПНГ определяют в соответствии с выбранным методом измерений по разделу 8. Типовые хроматограммы пробы ПНГ приведены в приложениях Е, Ж, И.

13.4    Примеры состава основных узлов хроматографа для разделения компонентов и фракций ПНГ и рабочие параметры измерительной системы приведены в приложении А (таблицы А.1 —А.5).

13.5    Присоединение баллона-пробоотборника к лабораторному хроматографу, продувку петли крана-дозатора и подводящих линий проводят по 12.3.5 — 12.3.8.

13.6    Подачу пробы ПНГ по соединительным трубкам в кран-дозатор хроматографа проводят в автоматическом (для промышленного хроматографа) или ручном (для лабораторного хроматографа) режиме.

13.7    Идентификацию компонентов и фракций ПНГ проводят путем сравнения с хроматограммой градуировочной смеси, полученной при установленных условиях измерений.

13.8    После завершения регистрации хроматограммы встроенным или внешним блоком обработки данных значения молярной доли компонентов и фракций в пробе ПНГ автоматически вычисляются по формуле (12).

13.9    При анализе пробы ПНГ на промышленном хроматографе измерения молярной доли компонентов и фракций проводят через заданные в управляющей программе интервалы времени. За результат измерения молярной доли компонентов (фракций) ПНГ принимают единичное значение или среднеарифметическое значение (ненормализованное) х* единичных значений молярной доли компонентов (фракций) ПНГ, полученных за определенный промежуток времени. Проверку приемлемости полученных результатов измерений в этом случае не проводят.

13.10    При анализе пробы ПНГ на лабораторном хроматографе проводят два измерения молярной доли компонентов (фракций). После получения результатов измерений проводят проверку приемлемости полученных результатов измерений молярной доли /-го компонента (фракции) по значению расхождения г) для двух последовательных измерений, которое вычисляют по формуле

n=\xn-xi2\,    (?)

где х(1 и х/2 — полученные значения молярной доли /-го компонента (фракции) ПНГ, %.

13.11    Результаты измерений молярной доли /-го компонента (фракции) ПНГ считают приемлемыми, если значение расхождения не превышает допускаемых значений г*, которые вычисляют по формуле

П =U(xi),    (8)

где U(xj) — приписанная расширенная абсолютная неопределенность измерений по настоящему методу для значения молярной доли /-го компонента, равного значению его молярной доли в градуировочной смеси, % (см.таблицу 3).

За результат измерений принимают среднеарифметическое значение двух последовательных единичных измерений, удовлетворяющих условию по 13.11.

13.12    При несоответствии полученных результатов измерений молярной доли компонентов (фракций) ПНГ требованиям приемлемости проводят дополнительные измерения (не более трех). Проверяют приемлемость результатов двух последовательных измерений, удовлетворяющих условиям по (7) и (8).

13.13    Если в серии из пяти измерений удовлетворительные результаты не получены, но совокупность последовательно полученных значений молярной доли /-го компонента не имеет вид монотонно убывающего или возрастающего ряда значений, допускается за результат измерений принимать среднеарифметическое значение пяти текущих результатов без проверки приемлемости и рассматривать его как измеренное (ненормализованное) значение х*.

ГОСТ P 57975.1—2017

13.14    Для представления углеводородного состава ПНГ в компонентно-фракционном виде проводят разметку хроматограммы по одному из вариантов, приведенных ниже.

13.14.1    Представление углеводородного состава ПНГ в компонентно-фракционном виде с фракциями, ранжированными по числу атомов углерода

13.14.1.1    Углеводородный состав ПНГ представляют в компонентно-фракционном виде с выделением углеводородов С1—С5 (до циклопентана) в виде индивидуальных компонентов, углеводородов от С6 и выше — в виде фракций, ранжированных по числу атомов углерода в молекулах, входящих в эти фракции н-алканов.

13.14.1.2    Определяют площадь пиков индивидуальных углеводородов С1—С5. Общую площадь пиков, соответствующую компонентам от С6 до С10, размечают на фракции по числу атомов углерода в молекулах, входящих в эти фракции н-алканов. За границу каждой фракции принимают минимальное значение сигнала детектора после выхода соответствующего н-алкана, например последним пиком во фракции С6 является н-С6, во фракции С7 — н-С7 и т.д.

Примечание — Поскольку зависимость времени выхода пиков и числа атомов углерода для отдельных углеводородов на разных хроматографических колонках при заданных условиях анализа может не совпадать с используемой для разметки хроматограммы зависимостью времени выхода от числа атомов углерода для н-алканов, в состав фракции, ранжированной по числу атомов углерода, могут входить индивидуальные компоненты, находящиеся по времени удерживания в данной фракции, но не соответствующие ей по числу атомов углерода.

13.14.2    Представление углеводородного состава ПНГ в компонентно-фракционном виде с фракциями, ранжированными по температуре кипения

13.14.2.1    Углеводородный состав ПНГ представляют в компонентно-фракционном виде с выделением углеводородов С1 — н-С5 в виде индивидуальных компонентов, углеводородов от С6 и выше — в виде фракций, ранжированных по температуре кипения.

Примечание — Диапазоны значений температуры кипения для фракций выбирают в зависимости от дальнейшего использования компонентно-фракционного состава пробы ПНГ и степени его детализации. Как правило, для первой температурной фракции 45 °С — 60 °С применяют шаг температурного диапазона 15 °С, а для последующих фракций 60 °С — 180 °С — 10 °С.

13.14.2.2    Определяют площадь пиков индивидуальных углеводородов С1 —н-С5. Общую площадь пиков, соответствующую компонентам от С6 до С10, размечают на фракции, соответствующие диапазонам температуры кипения. Для разметки хроматограммы используют установленную по 12.3.23 зависимость времени выхода углеводорода от его температуры кипения. Границы температурной фракции по времени выхода определяют методом линейной интерполяции по времени выхода и температурам кипения ближайших н-алканов.

Примечание — Поскольку соотношение времени выхода пиков и температуры кипения отдельных углеводородов на разных хроматографических колонках при заданных условиях анализа может не совпадать с используемой для разметки хроматограммы зависимостью времени выхода от температуры кипения для нормальных алканов, в состав фракции, ранжированной по температуре кипения, могут входить индивидуальные компоненты, находящиеся по времени удерживания в данной фракции, но не соответствующие ей по температуре кипения.

13.15    Обработку и оформление полученных результатов измерений проводят по разделу 15.

13.16    Контроль точности измерений проводят по разделу 16.

14 Метрологические характеристики (показатели точности) измерений

14.1    В настоящем стандарте в качестве показателя точности измерений принята расширенная абсолютная неопределенность измерений (при коэффициенте охвата к=2).

14.2    Расширенная абсолютная неопределенность измерений молярной доли компонентов и фракций в анализируемой пробе ПНГ U(x) в процентах (при коэффициенте охвата к=2) не должна превышать значений, вычисляемых по формулам, приведенным в таблице 3.

14.3    Метрологические требования к градуировочным смесям для градуировки хроматографов, предназначенных для анализа попутного нефтяного газа, приведены в приложении Б (таблица Б.1).

15

Таблица 3 — Значения расширенной абсолютной неопределенности измерений молярной доли компонентов и фракций ПНГ

Наименование компонента, фракции

Измеренное значение молярной доли х,, %

Расширенная абсолютная неопределенность (У(х,), % (при к= 2)

Метан

По анализу

От 5 до 10 вкпюч.

0,039x4-0,06

Св. 10 до 20 вкпюч.

0,027x4-0,18

Св. 20 до 50 вкпюч.

0,016х,-Ю,4

Св. 50,0 до 99,7 вкпюч.

0,006x4-0,9

По разности

От 50,0 до 99,7 вкпюч.

См. формулу (11)

Этан,

пропан,

изобутан,

н-Бутан,

неопентан,

изопентан,

н-Пентан

От 0,001 до 0,005 включ.

0,29-х,4-0,00006

Св. 0,005 до 0,01 включ.

0,1 х,+0,001

Св. 0,01 до 0,10 включ.

0,14х,+0,0006

Св. 0,10 до 1,00 включ.

0,094х,+0,0056

Св. 1 до 10 включ.

0,039х,+0,06

Св. 10 до 20 включ.

0,027х,+0,18

Св. 20 до 30 включ.

0,016х,+0,4

Циклопентан, углеводороды С6—С10, углеводороды С6+, углеводороды С7+, углеводороды С8+

От 0,001 до 0,005 включ.

0,34х,+0,00006

Св. 0,005 до 0,010 включ.

0,15х,+0,001

Св. 0,01 до 0,10 включ.

0,194х,+0,0006

Св. 0,1 до 1,0 включ.

0,14х,+0,006

Св. 1 до 2 включ.

0,05-ХН-0,1

Азот,

диоксид углерода, кислород

От 0,005 до 0,010 включ.

0,15x4-0,001

Св. 0,01 до 0,10 включ.

0,194x4-0,0006

Св. 0,1 до 1,0 включ.

0,117x4-0,008

Св. 1 до 10 включ.

0,047x4-0,08

Св. 10 до 20 включ.

0,035х,+0,2

Св. 20 до 40 включ.

0,005х,+0,8

Гелий,

водород

От 0,001 до 0,005 включ.

0,29х,+0,00006

Св. 0,005 до 0,010 включ.

0,1x4-0,001

Св. 0,01 до 0,10 включ.

0,14x4-0,0006

Св. 0,1 до 1,0 включ.

0,094x4-0,0056

Сероводород

От 0,1 до 1,0 включ.

0,14х,+0,006

Св. 1 до 10 включ.

0,05х,+0,1

Метанол

От 0,002 до 0,005 включ.

0,34x4-0,00006

Св. 0,005 до 0,010 включ.

0,15x4-0,001

Св. 0,01 до 0,10 включ.

0,194x4-0,0006


Примечания

1    Значения расширенной абсолютной неопределенности (при коэффициенте охвата к= 2) соответствуют значениям границ абсолютной погрешности измерений молярной доли компонента или фракции ПНГ при доверительной вероятности Р = 0,95.

2    Приведенные значения молярной доли компонента или фракции ПНГ с соответствующей расширенной абсолютной неопределенностью ограничены соответствующими диапазонами молярной доли компонента или фракции ПНГ в таблице 1.


ГОСТ P 57975.1—2017

Содержание

1    Область применения................................................................ 1

2    Нормативные ссылки................................................................ 2

3    Термины и определения............................................................. 3

4    Обозначения и сокращения.......................................................... 4

5    Требования безопасности ........................................................... 5

6    Требования охраны окружающей среды................................................ 5

7    Требования к квалификации персонала................................................ 6

8    Метод измерений................................................................... 6

9    Условия выполнения измерений...................................................... 7

10    Требования к средствам измерений, вспомогательному оборудованию, материалам

и реактивам....................................................................... 7

11    Отбор проб....................................................................... 10

12    Подготовка к выполнению измерений................................................. 10

13    Выполнение измерений............................................................. 14

14    Метрологические характеристики (показатели точности) измерений........................ 15

15    Обработка и оформление результатов измерений....................................... 17

16    Контроль точности результатов измерений.............................................21

Приложение А (справочное) Примеры конфигурации основных узлов хроматографа

и параметры его работы..................................................23

Приложение Б (обязательное) Требования к метрологическим характеристикам

градуировочных смесей ..................................................26

Приложение В (справочное) Химические формулы, значения молярной массы и температуры

кипения компонентов попутного нефтяного газа...............................27

Приложение Г (справочное) Примеры вычисления значений температуры кипения,

молярной массы и градуировочных коэффициентов углеводородных фракций

попутного нефтяного газа.................................................29

Приложение Д (справочное) Пример зависимости температуры кипения алканов от времени

их выхода на хроматограмме.............................................. 32

Приложение Е (справочное) Типовая хроматограмма углеводородов С1 — С5, азота,

диоксида углерода, метанола и сероводорода в попутном нефтяном газе......... 33

Приложение Ж (справочное) Типовые хроматограммы углеводородов С4 — Сд и С3 — С10

в попутном нефтяном газе.................................................34

Приложение И (справочное) Типовые хроматограммы гелия, водорода, кислорода и азота

в попутном нефтяном газе.................................................36

Приложение К (справочное) Пример представления компонентно-фракционного состава

попутного нефтяного газа.................................................39

Приложение Л (справочное) Примеры расчета физико-химических свойств попутного нефтяного

газа на основе компонентно-фракционного состава............................44

Библиография.......................................................................45

ГОСТ P 57975.1—2017

15 Обработка и оформление результатов измерений

15.1    Вычисляют значение молярной доли компонента или фракции хг %, в пробе ПНГ по формуле

х,пр = K;paflS,np,    (9)

где х(пр — молярная доля /-го компонента или фракции в пробе ПНГ, %;

—град

Kj — значение градуировочного коэффициента для /-го компонента или фракции ПНГ;

S(np — площадь пика /-го компонента или фракции ПНГ в анализируемой пробе, единицы счета.

Примечания

1    При измерении молярной доли компонентов (фракций) в анализируемой пробе ПНГ анализы могут выполняться на одном или нескольких хроматографах с последующим объединением результатов измерений.

2    При определении содержания индивидуальных углеводородов и углеводородных фракций, молярная доля которых более 1,0 %, рекомендуется использовать данные, полученные с использованием ДТП, если молярная доля индивидуальных углеводородов и углеводородных фракций менее 1,0 %, используют ПИД.

3    Для определения содержания сероводорода в анализируемой пробе ПНГ рекомендуется использовать данные, полученные на хроматографе с ДТП при значениях молярной доли сероводорода более 0,1 % и на хроматографе с ПФД при молярной доле сероводорода менее 0,1 % по ГОСТ Р 57975.2.

15.2    Для представления углеводородного состава ПНГ в виде компонентов и фракций размечают хроматограмму одним из способов по 13.14.

15.3    При определении содержания метана по разности за результат измерений молярной доли неуглеводородных компонентов (водорода, кислорода, гелия, азота, диоксида углерода), углеводородов (кроме метана), фракций углеводородов, метанола и сероводорода (при его молярной доле более 0,10 %) принимают промежуточное (ненормализованное) значение, т. е. х,- = х*.

При этом молярную долю метана хСН4, %, вычисляют по формуле

п    I    т

хСн4 =100-2>, -!>“- 1Хр    (10)

/= 1    у=1    к= 1    ’

где Xj

—    значение молярной доли /-го компонента [водорода, кислорода, гелия, азота, диоксида углерода, индивидуальных углеводородов (С2—С5), фракций углеводородов (С6—С10) или компонентов (Сп+), сероводорода (если его молярная доля более 0,1 %) и метанола], %;

п

И'

7=1

/

т

1>Г

к= 1

т

—    общее количество компонентов и фракций ПНГ, определяемых по настоящему стандарту;

—    сумма значений молярной доли серосодержащих соединений (за исключением сероводорода, если его содержание определяли по настоящему стандарту), определяемых по ГОСТ Р 57975.2, %;

—    общее число серосодержащих соединений ПНГ, определяемых по ГОСТ Р 57975.2;

—    сумма значений молярной доли прочих компонентов ПНГ, определяемых с использованием других методов измерений, которая не должна превышать 5,0, %;

—    общее число прочих компонентов ПНГ, определяемых с использованием других методик (методов) измерений.

Значение абсолютной расширенной неопределенности измерений содержания метана по разности вычисляют по формуле

I п    I    I    т    г    Г

"(*сн4)=,№(*/ )2]+)2]+Z Ыр)2 ],    (id

\i=1    7=1    к=1

где U(x) — значения расширенных абсолютных неопределенностей измерений молярной доли компонентов (фракций) ПНГ, вычисляемые в зависимости от значений их молярной доли по формулам таблицы 3, при коэффициенте охвата к=2, %;

1/(х“)— значения расширенных абсолютных неопределенностей измерений молярной доли серосодержащих соединений ПНГ при коэффициенте охвата к=2, %, рассчитываемые из данных о погрешности измерений по ГОСТ Р 57975.2 по формуле (24).

17

Введение

При добыче, подготовке и переработке нефти в результате изменения термобарических условий в системе образуется попутный нефтяной газ. При этом выброс попутного нефтяного газа в атмосферу или его факельное сжигание нежелательны по экологическим и экономическим соображениям.

Попутный нефтяной газ является ценным сырьем для дальнейшей переработки, например для производства сжиженных углеводородных газов (СУГ). Попутный нефтяной газ предприятия используют для собственных нужд в качестве топливного газа или подготавливают к транспортированию по магистральным газопроводам для поставки потребителям. При этом требуется учет его количества и определение качественных характеристик (например, числа Воббе, плотности и объемной теплоты сгорания), для чего необходимо определение его компонентно-фракционного состава. Компонентно-фракционный состав попутного нефтяного газа необходим при моделировании и проектировании процессов его переработки, для планирования и прогнозирования балансов материальных потоков переработки и качества получаемых продуктов.

Комплекс национальных стандартов «Газ нефтяной попутный. Определение состава методом газовой хроматографии» устанавливает газохроматографический метод определения компонентнофракционного состава попутного нефтяного газа и состоит из двух частей:

-    Часть 1. Определение содержания углеводородов С1—С8+ и неорганических газов с использованием пламенно-ионизационного детектора и детектора по теплопроводности;

-    Часть 2. Определение содержания серосодержащих соединений с использованием пламеннофотометрического детектора.

Часть 1 комплекса национальных стандартов устанавливает газохроматографический метод определения молярной доли неорганических газов (водорода, кислорода, гелия, азота, диоксида углерода, сероводорода), индивидуальных углеводородов С1—С5 совместно с фракциями углеводородов

С6—сю-

Часть 2 комплекса национальных стандартов устанавливает газохроматографический метод определения молярной и/или массовой доли индивидуальных легко- и среднелетучих серосодержащих соединений (сероводорода, карбонилсульфида, сероуглерода, меркаптанов С1—С4, алкилсульфидов, алкилдисульфидов, тетрагидротиофена, бензотиофена, тиофена и его производных) в попутном нефтяном газе.

Разработка настоящего комплекса национальных стандартов обусловлена необходимостью установления единого общепринятого на национальном уровне метода определения компонентно-фракционного состава попутного нефтяного газа для решения задач технологического моделирования процессов его переработки и расчета его физико-химических показателей. Компонентно-фракционный состав попутного нефтяного газа является важной характеристикой, позволяющей принимать обоснованные технологические решения при утилизации попутного нефтяного газа, повышая тем самым энергетическую и экологическую эффективность процессов его добычи, подготовки, хранения и переработки.

IV

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗ НЕФТЯНОЙ ПОПУТНЫЙ Определение состава методом газовой хроматографии Часть 1

Определение содержания углеводородов С1—С8+ и неорганических газов с использованием пламенно-ионизационного детектора и детектора по теплопроводности

Associated oil gas. Determination of composition by gas chromatography method. Part 1. Determination of hydrocarbons C1—C8+ and inorganic gases content by flame ionization detector and thermal conductivity detector

Дата введения — 2019—01—01

1 Область применения

1.1    Настоящий стандарт распространяется на попутный нефтяной газ, образующийся в процессе добычи, подготовки и переработки нефти, а также на другие виды газов, которые по перечню компонентов и фракций и по диапазонам молярной доли этих компонентов и фракций соответствуют таблице 1.

1.2    Настоящий стандарт устанавливает метод определения молярной доли индивидуальных углеводородов С1—С5 совместно с фракциями углеводородов С6—С10 или различными суммарными компонентами с6+, с7+, с8+, метанола и неорганических газов (водорода, кислорода, гелия, азота, диоксида углерода, сероводорода) в попутном нефтяном газе в диапазонах, приведенных в таблице 1.

1.3    Настоящий стандарт применяют в химико-аналитических (испытательных) лабораториях, а также при использовании промышленных аналитических систем на узлах учета количества газа нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих организаций, контролирующих физико-химические свойства попутного нефтяного газа.

Таблица 1 — Диапазоны измерений молярной доли компонентов и фракций попутного нефтяного газа

Наименование компонента, фракции*

Диапазон измерений молярной доли компонента или фракции, %

Метан

От 5 до 99,7 вкпюч.

Этан

От 0,1 до 30 вкпюч.

Пропан

От 0,1 до 30 вкпюч.

Изобутан

От 0,01 до 10 вкпюч.

н-Бутан

От 0,01 до 10 вкпюч.

Неопентан

От 0,001 до 0,1 вкпюч.

Изопентан

От 0,001 до 5 вкпюч.

н-Пентан

От 0,001 до 5 вкпюч.

Цикпопентан

От 0,001 до 0,1 вкпюч.

Углеводороды С6

От 0,001 до 1 вкпюч.

Углеводороды С7

От 0,001 до 0,5 вкпюч.

Углеводороды С8

От 0,001 до 0,1 вкпюч.

Издание официальное

Окончание таблицы 1

Наименование компонента, фракции*

Диапазон измерений молярной доли компонента или фракции, %

Углеводороды Сд

От 0,001 до 0,05 вкпюч.

Углеводороды С10

От 0,001 до 0,01 вкпюч.

Углеводороды С6+

От 0,001 до 2 вкпюч.

Углеводороды С7+

От 0,001 до 1 вкпюч.

Углеводороды С8+

От 0,001 до 0,2 вкпюч.

Диоксид углерода

От 0,005 до 15 вкпюч.

Гелий

От 0,001 до 1 вкпюч.

Водород

От 0,001 до 1 вкпюч.

Кислород+аргон**

От 0,005 до 0,1 вкпюч.

Азот

От 0,005 до 40 вкпюч.

Сероводород

От 0,1 до 10 вкпюч.

Метанол

От 0,002 до 0,1 вкпюч.

*Под углеводородами С„ (п = 6—10) понимают органические соединения (включая алканы, нафтены и арены) с числом атомов углерода п в молекуле углеводорода и соответствующие им по диапазонам температур кипения фракции.

**В состав большинства хроматографов входят насадочные колонки с молекулярными ситами, на которых кислород и аргон, как правило, не разделяются и регистрируются на детекторе суммарным пиком. Указанный совместный пик в настоящем стандарте условно именуется «кислород». При необходимости селективного определения кислорода следует использовать методы измерений, основанные на иных принципах, например электрохимический метод по ГОСТ Р 56834.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

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 12.1.044 (ИСО 4589—84) Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

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

ГОСТ 3022 Водород технический. Технические условия ГОСТ 4328 Реактивы. Натрия гидроокись. Технические условия

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

ГОСТ 6709 Вода дистиллированная. Технические условия

ГОСТ 13861 (ИСО 2503—83) Редукторы для газопламенной обработки. Общие технические условия ГОСТ ИСО/МЭК 17025 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий

2

ГОСТ P 57975.1—2017

ГОСТ 17433 Промышленная чистота. Сжатый воздух. Классы загрязненности ГОСТ 17567 Хроматография газовая. Термины и определения

ГОСТ 28498 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний

ГОСТ 30852.0 (МЭК 60079-0:1998) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования

ГОСТ 30852.1 (МЭК 60079-1:1998) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка»

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

ГОСТ 30852.10 (МЭК 60079-11:1999) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь i

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

ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава

ГОСТ 31370 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб ГОСТ Р 12.1.019 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

ГОСТ Р ИСО 5725-1 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения

ГОСТ Р ИСО 5725-6-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике

ГОСТ Р ИСО 7870-2 Статистические методы. Контрольные карты. Часть 2. Контрольные карты Шухарта

ГОСТ Р 51673 Водород газообразный чистый. Технические условия ГОСТ Р 55598 Попутный нефтяной газ. Критерии классификации ГОСТ Р 56834 Газ горючий природный. Определение содержания кислорода ГОСТ Р 57975.2 Газ нефтяной попутный. Определение состава методом газовой хроматографии. Часть 2. Определение содержания серосодержащих соединений с использованием пламенно-фотометрического детектора

СП 5.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования

СП 30.13330.2012 Внутренний водопровод и канализация зданий (актуализированная редакция СНиП 2.04.01—85)

СП 31.13330.2012 Водоснабжение. Наружные сети и сооружения (актуализированная редакция СНиП 2.04.02—84)

СП 60.13330.2012 Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха (актуализированная редакция СНиП 41-01—2003)

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и сводов правил в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 31370, ГОСТ 17567, ГОСТ Р ИСО 5725-1, рекомендациям [1], а также следующие термины с соответствующими определениями:

3

3.1_

попутный нефтяной газ; ПНГ: Газообразная смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов, добываемая совместно с нефтью через нефтяные скважины и выделяющаяся из нефти в процессе ее промысловой подготовки.

3.2

состав (попутного нефтяного газа): Характеристика попутного нефтяного газа как многокомпонентной смеси, содержащей в себе различные углеводороды в газообразном состоянии, нежелательные компоненты, твердые механические и жидкие примеси.

Примечания

1    Компонентный состав попутного нефтяного газа зависит от состава пластовой смеси, а также условий добычи и подготовки нефти, в связи с чем может существенно меняться.

2    К нежелательным компонентам относятся серосодержащие вещества (сероводород и меркаптаны) и примеси, снижающие потребительские свойства газа (диоксид углерода, пары ртути и т. д.).

[ГОСТ Р 54973, статья 2]


[ГОСТ Р 54973, статья 1]

3^_

стандартные условия: Температура 293,15 К (20 °С); давление 101325 Па (760 мм рт. ст.). [ГОСТ Р 56333, статья 4.1]

4    Обозначения и сокращения

4.1    В настоящем стандарте используют следующие обозначения:

4.1.1    Основные символы

U — расширенная неопределенность, %; и — стандартная неопределенность, %; х — молярная доля, %; w — массовая доля, %;

М — молярная масса, г/моль;

К — градуировочный коэффициент;

5    — площадь пика (сигнал детектора);

RK — относительный размах градуировочных коэффициентов, %; г — расхождение, %;

С — массовая концентрация, г/м3;

т — время удерживания пиков компонентов ПНГ на хроматограмме, с; X — ширина пика компонента ПНГ на хроматограмме, с.

4.1.2    Нижние индексы

п — число атомов углерода в молекуле углеводорода;

/    — обозначение компонента пробы ПНГ или градуировочной смеси;

min — минимальное значение; max — максимальное значение; о    — относительное значение;

ср    — среднеарифметическое значение.

4.1.3    Верхние индексы

пр — обозначение компонента анализируемой пробы ПНГ; град — обозначение компонента градуировочной смеси;

*    — ненормализованное или допускаемое значение.

Примечание — Остальные обозначения приведены в тексте стандарта.

4

ГОСТ P 57975.1—2017

4.2 В настоящем стандарте используют следующие сокращения:

ГСО — государственный стандартный образец;

ДТП — детектор по теплопроводности;

ПДК — предельно допустимая концентрация;

ПИД — пламенно-ионизационный детектор;

ПНГ — попутный нефтяной газ;

ПФД — пламенно-фотометрический детектор;

СИ — средство измерений.

5    Требования безопасности

5.1    Попутный нефтяной газ является малотоксичным пожаровзрывоопасным продуктом. По токсикологической характеристике углеводородные компоненты ПНГ относятся к веществам 4-го класса опасности, серосодержащие компоненты — ко 2-му и 3-му классам опасности по ГОСТ 12.1.007.

5.2    При работе с ПНГ учитывают ПДК вредных веществ ПНГ в воздухе рабочей зоны, установленные в ГОСТ 12.1.005 и в гигиенических нормативах [2].

5.3    Концентрацию вредных веществ в воздухе рабочей зоны при работе с ПНГ определяют газоанализаторами по ГОСТ 12.1.005.

5.4    Попутный нефтяной газ образует с воздухом взрывоопасные смеси. Концентрационные пределы воспламенения ПНГ в смеси с воздухом, выраженные в процентах объемной доли метана, составляют: нижний — 4,4, верхний — 17,0 по ГОСТ 30852.19. Для ПНГ конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют по ГОСТ 12.1.044. Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей для смеси ПНГ с воздухом — НА и Т1 по ГОСТ 30852.5 соответственно.

5.5    При работе с ПНГ соблюдают требования безопасности по ГОСТ 12.1.004, федеральным нормам и правилам [3] и техническому регламенту [4].

5.6    При отборе проб ПНГ и проведении испытаний соблюдают требования ГОСТ Р 12.1.019.

5.7    Работающие с ПНГ должны быть обучены правилам безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

5.8    Все работы с ПНГ проводят в зданиях и помещениях, обеспеченных вентиляцией, отвечающей требованиям ГОСТ 12.4.021 и СП 60.13330.2012, соответствующих требованиям пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004 и имеющих средства пожаротушения по ГОСТ 12.4.009.

5.9    Искусственное освещение и электрооборудование зданий и помещений должны соответствовать требованиям взрывобезопасности по ГОСТ 30852.0. В зданиях и помещениях также должен быть предусмотрен комплекс противопожарных мероприятий в соответствии с СП 30.13330.2012, СП 31.13330.2012 и СП 5.13130.2009.

5.10    При выполнении измерений содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны, а также уровни электромагнитных излучений и прочие вредные производственные факторы не должны превышать установленные санитарные нормы.

5.11    Электронные блоки СИ, находящиеся во взрывоопасной зоне, должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении по ГОСТ 30852.1, ГОСТ 30852.10. Уровень и вид взрывозащиты СИ, вспомогательных и дополнительных устройств должны соответствовать классу взрывоопасных зон, категории и группе взрывоопасных смесей.

5.12    В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов техники безопасности, связанных с его применением. Пользователь настоящего стандарта несет ответственность за установление соответствующих правил охраны труда и охраны здоровья персонала, а также определяет целесообразность применения законодательных ограничений перед его использованием.

6    Требования охраны окружающей среды

6.1    Правила установления допустимых выбросов ПНГ в атмосферу — по ГОСТ 17.2.3.02.

6.2    При проведении работ с ПНГ соблюдают гигиенические требования к охране атмосферного воздуха населенных мест, регламентированные санитарными правилами и нормами [5].

5

7    Требования к квалификации персонала

7.1    Отбор проб проводят лица, имеющие квалификацию не ниже оператора 3-го разряда в соответствии со справочником [6].

7.2    Подготовку к измерениям, их выполнение и обработку результатов измерений в соответствии с настоящим стандартом проводят лица, имеющие квалификацию не ниже лаборанта химического анализа 4-го разряда в соответствии со справочником [7], изучившие руководства по эксплуатации используемых СИ, а также требования настоящего стандарта.

7.3    Лица, указанные в 7.2, должны пройти обучение методам анализа и обработки результатов измерений, изложенным в настоящем стандарте, а также должны пройти обязательный инструктаж по охране труда и, при необходимости, промышленной безопасности, иметь допуск к работе с пожаровзрывоопасными веществами, газовыми баллонами и иными сосудами, находящимися под давлением.

8    Метод измерений

8.1    Сущность метода

8.1.1    Определение компонентно-фракционного состава ПНГ проводят методом газовой хроматографии, который основан на газоадсорбционном или газоадсорбционном и газожидкостном разделении компонентов, с последующей идентификацией и количественным определением их на соответствующем детекторе.

8.1.2    Для определения компонентно-фракционного состава ПНГ можно использовать лабораторные и промышленные хроматографы.

8.1.3    Рекомендации по комплектации хроматографических систем для обеспечения измерений молярной доли компонентов и фракций ПНГ приведены в приложении А. Оптимальные условия хроматографического разделения устанавливают при внедрении методики измерений для конкретных хроматографических систем и составов ПНГ.

8.1.4    При определении компонентно-фракционного состава ПНГ измеряют молярную долю:

-    неорганических газов (азота, кислорода, гелия, водорода, диоксида углерода, сероводорода);

-    индивидуальных углеводородов С1 — С5, фракций углеводородов С6 — С10 или суммы компонентов с6+, с7+, с8+ (далее — Сп+);

-    метанола.

8.1.4.1    Молярную долю углеводородных компонентов и фракций ПНГ измеряют от метана до декана. Состав ПНГ представляют в компонентно-фракционном виде:

-    указывают содержание индивидуальных неуглеводородных компонентов, углеводородов С1 — С5, сероводорода и метанола;

-    содержание углеводородов С6 — С10 приводят в виде фракций, ранжированных по числу атомов углерода или температур кипения по 8.2.

8.1.4.2    В зависимости от цели анализа и возможностей хроматографического оборудования допускается на лабораторных и промышленных приборах после выхода углеводородных компонентов (фракций) С5, С6 или С7 определять оставшиеся фракции ПНГ в виде какого-либо из суммарных компонентов Сп+ с использованием обратной продувки колонки потоком газа-носителя.

8.1.4.3    Молярную долю метана измеряют прямым методом (далее — метан по анализу) или определяют по разности между 100 % и суммой измеренных значений молярной доли всех компонентов и фракций ПНГ (далее — метан по разности).

8.1.4.4    При определении метана по анализу проводят нормализацию измеренных значений молярной доли компонентов и фракций ПНГ. Нормализацию допускается проводить, если сумма измеренных значений молярной доли компонентов и фракций ПНГ отличается от 100 не более чем на 5 %.

8.1.5    На промышленных хроматографах определяют содержание индивидуальных углеводородов от С1 до С5, для более тяжелых компонентов определяют общее содержание С6+ с использованием обратной продувки колонки потоком газа-носителя.

8.1.6    Градуировку хроматографа проводят методом абсолютной градуировки с использованием градуировочной газовой смеси по 10.4.5.

Примечание — Для обработки хроматографической информации и вычисления компонентно-фракционного состава ПНГ рекомендуется использовать специальное программное обеспечение, входящее в состав аппаратно-программных комплексов хроматографов.

6