ГОСТ 20060-83. (СТ СЭВ 3764-82) Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги (42253)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 14 июля 1983 г. № 3256 срок действия установлен

с 01.07.84

до 01.07.89

Снято ограничение срока действия основание ИСУ 1993 №2с

Изменение № 1 ГОСТ 20060—83 Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги

Утверждено и введено в действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 07.12.88 № 3966

Дата введения 01.07.89

Вводную часть изложить в новой редакции: «Настоящий стандарт распространяется на природные углеводородные газы, поступающие с промысловых установок подготовки газа и газоперерабатывающих заводов в газопроводы, газы, транспортируемые по магистральным газопроводам и поставляемые потребителям, и устанавливает три метода определения количества водяных паров и точки росы влаги: конденсационный, электролитический и абсорбционный.

Стандарт не распространяется на природные газы, поступающие с установок, где в качестве абсорбента используется метанол и другие растворимые спирты для конденсационного и электролитического методов».

Пункт 1.3.1. Первый абзац. Исключить слова: «типа 8Ш31».

Пункты 1.3.4. 3.3.3. Заменить слова: «Барометр по ГОСТ 23696—79» на «Барометр мембранный».

Пункт 1.3.5 изложить в новой редакции: «1.3.5. Хладоагент — диоксид углерода сжиженный по ГОСТ 8050—85 или азот сжатый, или сжиженные пропан или пропан-бутановая смесь.

Применяют также охлаждение зеркала при помощи термоэлектрического эффекта (эффекта Пельтье)».

Пункт 1.3.6. Исключить слова: «или углерод четыреххлористый по ГОCТ 20288—74»;

заменить ссылку: ГОСТ 18300—72 на ГОСТ 18300—87.

Пункты 1.3.8, 2.3.11. Исключить ссылку: «по ГОСТ 4161—77».

Пункт 2.3.8. Заменить ссылку: ГОСТ 2768—79 на ГОСТ 2768—84.

Пункт 2.3.10 исключить.

Пункт 3.1. Второй абзац. Заменить слова: «не более» на «более».

Пункт 3.3.1. Второй абзац. Заменить слово: «для» на «на».

Раздел 3 дополнить пунктом — 3.3.19: «3.3.19. Спирт этиловый ректификованный по ГОСТ 18300—87»:

Пункт 3.6.6. Первый абзац я формулу (7) изложить в новой редакции «Массовую концентрацию водяных паров в исследуемом газе (W5) в граммах на кубический метр на условия 0 или 20 °С и давление 101,325 МПа вычисляют по формуле

Экспликация. Исключить слова: «P1 — абсолютное давление газа в точке отбора, кПа».

(ИУС № 2 1989 г.)

Несоблюдение стандарта преследуется по закону

Настоящий стандарт распространяется на горючие природные газы, поступающие с промыслов, установок очистки, осушки, газоперерабатывающих заводов в газопроводы и транспортируемые по магистральным газопроводам потребителям, и устанавливает три метода определения количества водяных паров и точки росы влаги: конденсационный, электролитический и абсорбционный. Метод не распространяется на природные газы, поступающие с установок, где в качестве абсорбента используется метанол и другие растворимые спирты для конденсационного и электролитического методов. Настоящий стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 3764—82.

1. КОНДЕНСАЦИОННЫЙ МЕТОД

1.1. Сущность метода

Метод заключается в измерении температуры равновесия между образованием и испарением росы на поверхности металлического зеркала, контактирующей с анализируемым газом. Метод применяется для определения температуры точки росы влаги в газах, не содержащих капельно жидкости и точка росы углеводородов которых не превышает точки росы влаги более чем на 5°С

1.2. Отбор проб

Пробы отбирают по ГОСТ 18917—82, непосредственно присоединяя прибор к источнику анализируемого газа.

В пробоотборных линиях не должно быть конденсации паров и их десорбции со стенок пробоотборных линий. Для этого температура на пробоотборной линии должна быть не менее чем на 3°С выше предполагаемой температуры точки росы газа. Перед анализом пробоотборную линию и линию прибора продувают осушенным газом. При необходимости пробоотборную линию теплоизолируют или нагревают.

1.3. Аппаратура, материалы и реактивы

1.3.1. Гигрометр конденсационный типа 8Ш31, позволяющий измерять температуру точки росы при фактических давлениях газа в пункте измерения и удовлетворяющий следующим требованиям:

пределы измерения температуры точки росы должны быть от минус 40 до плюс 20°С;

возможность эксплуатации и транспортирования прибора при температуре окружающей среды от плюс 40 до минус 40°С;

взрывобезопасное исполнение;

охлаждение зеркала от плюс 30 до минус 50°С не более 15 мин;

нагрев зеркала от минус 50 до плюс 30°С не более 15 мин;

точность измерения температуры зеркала ±0,5°С.

Примечание. Для измерения температуры точки росы выше 0°С допускается применять гигрометры, работающие при давлении, близком к атмосферному.

1.3.2. Манометр образцовый с пределом измерения 10 МПа классом точности не ниже 0,6.

1.3.3. Термометр с диапазоном измерения от плюс 20 до минус 60°С и ценой деления шкалы 0,5°С.

1.3.4. Барометр по ГОСТ 23696—79 или ртутный чашечный типа СРА.

1.3.5. Хладагент — двуокись углерода сжиженная по ГОСТ 8050—76 или азот газообразный по ГОСТ 9293—74, или пропан-бутановые смеси.

1.3.6. Растворитель — дихлорэтан по ГОСТ 1942—74 или спирт этиловый ректификованный технический по ГОСТ 18300—72, или углерод четыреххлористый по ГОСТ 20288—74.

1.3.7. Сита молекулярные (цеолиты) 4 Å или силикагель.

1.3.8. Кальций хлористый гранулированный безводный по ГОСТ 4161—77 или магний хлорнокислый (ангидрон).

1.3.9. Патрон осушительный.

1.3.10. Вата стеклянная.

1.4. Подготовка к испытанию

1.4.1. Гигрометры для стационарных измерений устанавливают в отапливаемом помещении. Переносные гигрометры допускается устанавливать вне помещения.

1.4.2. Газовые линии гигрометра и пробоотборной системы проверяют на герметичность

3.4.9. По окончании опыта закрывают входной вентиль и оставшийся в аппаратуре газ пропускают до прекращения работы газового счетчика. Записывают показания счетчика, барометрическое давление, среднюю температуру газа в газовом счетчике, температуру газа и рабочее давление.

3.4.10. Поглотительный раствор выдерживают в абсорбционном сосуде в течение 10—15 мин и сливают в сухую колбу с притертой пробкой, изолировав от атмосферы.

3.5. Проведение испытания

3.5.1. Определение содержания воды в диэтиленгликоле после абсорбции газа проводят методом титрования раствором Карла Фишера или хроматографическим методом.

3.5.2. Определение содержания воды в диэтиленгликоле методом Карла Фишера проводят по СТ СЭВ 1489—79, причем определяют и содержание воды в исходном диэтиленгликоле до абсорбции.

3.5.3. Определение содержания воды в диэтиленгликоле хроматографическим методом

3.5.3.1. Разделительную колонку заполняют адсорбентом и в течение 24 ч стабилизируют продувкой газом-носителем при температуре 150°С.

3.5.3.2. В зависимости от содержания воды в диэтиленгликоле и чувствительности детектора вводят от 2 до 5 мкл пробы в испаритель и хроматографируют в следующих условиях:

3.5.3.3. В условиях, аналогичных п. 3.5.3.2, хроматографируют пробу исходного диэтиленгликоля до абсорбции и эталонного раствора воды в диэтиленгликоле.

3.5.3.4. После проведения около 20 анализов проводят регенерацию адсорбента путем продувки газом-носителем при температуре колонки 200°С.

3.6. Обработка результатов

3.6.1. Массовую долю воды (W) в исходном диэтиленгликоле и диэтиленгликоле после абсорбции, определенную методом Карла Фишера, в процентах вычисляют по формуле

(3)

где Т — титр реактива Карла Фишера, мг/см3;

V— объем реактива Карла Фишера, израсходованный на

титрование соответствующего диэтиленгликоля, см3;

m — масса соответствующего диэтиленгликоля, взятая для титрования, г.

3.6.2. Массовую долю воды (W) в исходном диэтиленгликоле и диэтиленгликоле после абсорбции, определенную хроматографическим методом, в процентах вычисляют по формуле

(4)

где S —площадь пика воды в соответствующем диэтиленгликоле, измеренная электронным интегратором или планиметром или рассчитанная как произведение высоты пика и его ширины, измеренной на половине высоты, мм2;

W1—массовая доля воды в эталонном растворе диэтиленгликоля, %;

S1—площадь пика воды в эталонном растворе диэтиленгли-коля, измеренная электронным интегратором или планиметром или рассчитанная как произведение высоты пика и его ширины, измеренной на половине высоты, мм2.

3.6.3. Массовая доля воды (W2), абсорбированной из газа, в процентах вычисляют по формуле

W2 = W — W0, (5)

где W— массовая доля воды в диэтиленгликоле после абсорбции, %;

W0— массовая доля воды в исходном диэтиленгликоле, %.

3.6.4. Среднюю концентрацию воды (W3) в диэтиленгликоле во время абсорбции в процентах вычисляют по формуле

(6)

3.6.5. Концентрацию водяных паров, уходящих с газом (W4) после абсорбции диэтиленгликоля, определяют на основании среднего содержания воды (W3) в диэтиленгликоле и температуры газа во время абсорбции по табл. 3 обязательного приложения. Промежуточные значения, не указанные в табл. 3, вычисляют путем интерполяции.

3.6.6. Концентрацию водяных паров в исследуемом газе (W5) при рабочих температуре и давлении в г/м3 вычисляют по формуле

(7)

где W4— концентрация водяных паров, уходящих с газом после абсорбции диэтиленгликолем, г/м3;

V1 — объем испытуемого газа, замеренный газовым счетчиком, дм3;

Р — абсолютное давление в абсорбционной аппаратуре, кПа; Р —абсолютное давление газа в точке отбора, кПа;

W2 — массовая доля воды, абсорбированной из газа, %;

m1 — масса диэтиленгликоля, взятая на абсорбцию в абсорбционную аппаратуру, г;

V2 — объем испытуемого в дм3 газа, замеренный газовым счетчиком и пересчитанный на условия 0 или 20°С и 101,325 кПа по следующим формулам:

где V1—объем испытуемого газа, замеренный газовым счетчиком, дм3;

Рб — барометрическое давление, кПа;

Рг — давление газа в газовом счетчике, кПа;

Pw—давление насыщенного водяного пара при температуре t, кПа (при применении камерного (сухого) счетчика Pw = 0);

t—температура газа в газовом счетчике, °C.

3.6.7. За результат испытания принимают среднее арифметическое результатов двух параллельных определений, допускаемые расхождения которых не должны превышать ±10% относительных при содержании водяных паров от 0,025 до 0,2 .г/м3 (20°С, 101,325 кПа) и ±0,02 г/м3 при содержании водяных паров более 0,2 г/м3.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Обязательное

ТАБЛИЦЫ ДЛЯ РАСЧЕТА КОНЦЕНТРАЦИИ ВОДЯНЫХ ПАРОВ И ТОЧКИ РОСЫ ВЛАГИ

Таблица 1

Значения коэффициентов А и В для природных газов средней плотности 0,7 кг/м3

Таблица 2

Определение температуры точки росы влаги

Таблица 3

Концентрация водяных паров, уходящих с газом