НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ
ДЛЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И КОТЕЛЬНЫХ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ

МЕТОДИКИ ВЫПОЛНЕНИЯ
ИЗМЕРЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
КАЧЕСТВА ГАЗООБРАЗНОГО
ТОПЛИВА, ПОСТАВЛЯЕМОГО
НА ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

РД 153-34.1-11.320-00

Москва 2002

1 РАЗРАБОТАН АООТ «Всероссийский теплотехнический научно-исследовательский институт» (АООТ «ВТИ»)

РАЗРАБОТЧИК В.Н. Сухова

2 УТВЕРЖДЕН Департаментом научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России» 29.12.2000 г.

Первый заместитель начальника                                А.П. Ливинский

3 ВЗАМЕН РД 34.11.320-87, периодичность проверки - 5 лет

Ключевые слова: природный газ, теплота сгорания, плотность, влажность, калориметры, плотномеры, гигрометры, погрешность измерения

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Срок действия установлен

с 2001-09-01

до 2011-09-01

1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий руководящий документ устанавливает методики выполнения измерений (МВИ) показателей качества природного газа и аналогичных ему газовых смесей, а именно:

- теплоты (энергии) сгорания методом бомбовой калориметрии по ГОСТ 10062 или газовыми калориметрами непрерывного действия;

- плотности по ГОСТ 17310 или автоматическими плотномерами;

- влажности адсорбционным методом по РД 34.09.114 или лабораторными и промышленными гигрометрами.

Данные МВИ могут применяться при выполнении текущих и контрольных измерений качества газообразного топлива, поступающего на ТЭС.

2 ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

Границы предельной суммарной погрешности, определяемые пределами допускаемого значения абсолютной и относительной погрешности измерений, составляют:

- для теплоты сгорания (ТС) в калориметрической бомбе по ГОСТ 10062 при доверительной вероятности Р = 0,95:

- для высшей ТС - не более 0,5 %, для низшей ТС - не более 0,6 %;

- для низшей ТС калориметрическими методами дискретного сжигания в газовой горелке калориметра и непрерывного сжигания газа в проточном газовом калориметре при постоянном давлении при доверительной вероятности Р = 0,95 - не более ±0,8 %;

- для плотности пикнометрическим методом по ГОСТ 17310 при доверительной вероятности 0,95 - не более ±0,004 кг/м³, а в автоматических плотномерах - не более ±0,8 %;

- для влажности газа абсорбционным методом по РД 34.09.114 (приложение 5) при доверительной вероятности Р = 0,95 - не более ±0,3 г/м³;

- для влажности газа допускаемая абсолютная погрешность гигрометров, выражающая концентрацию паров воды через температуру точки росы, в диапазоне значений точки росы от минус 80 °С до минус 20 °С должна быть не более ±2 °С точки росы и в диапазоне значений точки росы от минус 20 °С до плюс 20 °С должна быть не более ±3,0 °С точки росы при доверительной вероятности Р = 0,95.

3 СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ, ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА, МАТЕРИАЛЫ, РАСТВОРЫ

При выполнении измерений теплоты сгорания, плотности и влажности применяют средства измерений и другие технические средства, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

4 МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

4.1 Методы измерения теплоты сгорания

4.1.1 Измерение теплоты сгорания природного газа по ГОСТ 10062 выполняют в изопериболическом калориметре методом дискретного сжигания определенного объема газа в калориметрической бомбе при постоянном объеме в среде сжатого кислорода и измерении количества тепла, выделившегося при сгорании газа, вспомогательных веществ, а также при образовании водных растворов азотной и серной кислот в условиях испытания, способом измерения подъема температуры.

Сущность метода (по МИ 2096) заключается в проведении градуировки калориметра с целью определения его энергетического эквивалента (эффективной теплоемкости) путем сжигания навески образцового вещества (бензойной кислоты) на той же аппаратуре и с теми же реактивами и материалами, что и при определении теплоты сгорания газа.

4.1.2 Повышение температуры может быть измерено калориметрическим термометром постоянного наполнения, метастатическим термометром переменного наполнения или платиновыми термометрами сопротивления.

Измерение температуры платиновыми термометрами проводят с помощью измерительной системы, состоящей из двух платиновых термометров-датчиков, соединенных с измерительным блоком и цифровым вольтметром.

Сигнал от платиновых термометров сопротивления, помещенных в калориметр, усиливается измерительным блоком и передается на вольтметр с цифровым отсчетом.

Исходной температуре воды в калориметрическом сосуде (25 ± 0,2) °С соответствует показание цифрового вольтметра, равное (0,8 ± 0,2) В.

4.1.3 Измерение теплоты сгорания природного газа калориметрическим методом основано на дискретном сжигании газа в газовой горелке калориметра или непрерывном сжигании газа в проточном газовом калориметре при постоянном давлении и отводе тепла с помощью жидких или газообразных теплоносителей, по повышению температуры которых судят о теплоте сгорания.

4.2 Методы измерения плотности

4.2.1 Измерение плотности природного газа по ГОСТ 17310 выполняют взвешиванием стеклянного пикнометра последовательно с осушенным воздухом и осушенным газом при одинаковых температуре и давлении.

4.2.2 Непрерывное измерение плотности автоматическим плотномером «Гадилит» основано на непрерывном измерении разности статического давления двух одинаковых по высоте столбов испытуемого и контрольного газа - воздуха. Результаты непрерывно записываются самописцем в кг/м³ с приведением измеряемого значения к температуре 20 °С и давлению 101,325 кПа.

4.3 Методы измерения влажности

4.3.1 Измерение влажности по РД 34.09.114 основано на пропускании определенного количества газа через трубки с поглотителями влаги и определении количества поглощенной влаги по увеличению массы поглотителя.

4.3.2 Лабораторные и промышленные гигрометры измеряют изменение электрической емкости измерительного элемента с влагочувствительным слоем в зависимости от влажности окружающей среды или могут быть основаны и на других принципах измерения.

5 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

При выполнении измерений теплоты сгорания, плотности и влажности природного газа соблюдают требования, изложенные в нормативных документах:

1) РД-34.03.201 «Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей»

2) ПБ 12-245 «Правила безопасности в газовом хозяйстве»

3) ПБ 10-115 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». (С изменениями и дополнениями).

4) МИ 2096 «ГСИ. Калориметры сжигания с бомбой (жидкостные). Методика поверки».

5) ОСТ 51.40 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы».

6) ГОСТ 12.1.019 «ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты».

7) ГОСТ 12.1.030 «ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление».

8) ГОСТ 12.2.007.0 «ССБТ. Изделия электрические. Общие требования безопасности».

9) ГОСТ 12.1.007 «ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности».

6 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПЕРСОНАЛА

К выполнению измерений теплоты сгорания, плотности, влажности и обработке их результатов допускают лиц, ознакомившихся с инструкцией по эксплуатации средства измерения, вспомогательных устройств и прошедших обучение работе на калориметрах, плотномерах, гигрометрах.

7 УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ И ОТБОРА ПРОБ

7.1 Смесь природных и попутных газов с искусственными при использовании калориметрической бомбы должна содержать горючих газов не менее 70 % и иметь низшую теплоту сгорания смеси не менее 27210 кДж/м³.

7.2 Газы и газовые смеси при измерении плотности не должны изменять своего состава в условиях опыта, а газы, насыщенные влагой, не должны иметь температуру, превышающую 40 °С.

7.3 Газы и газовые смеси при измерении влажности не должны содержать углеводороды в жидкой фазе и механических примесей более 0,001 г/м³.

7.4 Диапазоны измерений:

- низшей теплоты сгорания природного газа и газовых смесей в калориметрической бомбе от 27210 до 40000 кДж/м³;

- низшей теплоты сгорания природного газа и газовых смесей в газовых калориметрах от 20000 до 40000 кДж/м³;

- плотности природного газа на автоматических плотномерах от 0,1 до 2,9 кг/м³;

- относительной влажности на лабораторных и промышленных гигрометрах от 5 до 98 %.

Нижний предел измерения плотности пикнометрическим методом и влажности по РД 34.09.114 ограничен только чувствительностью весов.

7.5 При периодическом контроле лабораторными методами нормы отбора представительных проб газа для измерения теплоты сгорания, плотности и влажности установлены в РД 34.09.114 (п. 4.2).

Нормы отбора проб газа и частота их анализа приняты при доверительной вероятности Р = 0,95 и возможной относительной погрешности не более d = ±0,3 % среднемесячных отчетных данных по основному показателю качества сухого природного газа - низшей теплоте сгорания ().

7.6 При коэффициенте неоднородности газа более 0,8 % отбор большого числа порций в среднюю пробу осуществляют автоматическим отборником.

Цикличность работы отборника устанавливают с расчетом отбора числа порций в среднюю пробу за требуемый период не менее предусмотренного РД 34.09.114 (таблица 3).

Для отборников с переменным объемом порций допускается нарушение пропорциональности порций до ±20 % от коэффициента неоднородности, если оно носит случайный двухсторонний характер. Для отборников с переменным числом порций постоянство отбираемого объема порции должно соблюдаться в пределах ±20 % от коэффициента неоднородности, а частота отбора - с отклонением не более ±3 % от рассчитываемой по расходу.

7.7 При измерении плотности газа пикнометрическим методом пробу отбирают непосредственно в пикнометр способом сухой продувки. Если газопровод удален более чем на 1 км от лабораторного помещения, пробу отбирают по ГОСТ 18917.

Давление в пробоотборной линии должно превышать атмосферное примерно на 10 кПа.

Температура газа в пробоотборных линиях не должна быть ниже температуры в газопроводе. При необходимости пробоотборную линию теплоизолируют или подогревают. Пикнометры должны быть герметичны.

7.8 При измерении влажности газа пробу отбирают, присоединяя измерительную установку непосредственно к источнику анализируемого газа, без промежуточного отбора проб способом продувки.

В пробоотборных линиях не должно быть конденсации паров и их десорбции со стенок.

7.9 При измерении теплоты сгорания в калориметрической бомбе должны быть соблюдены следующие условия:

- изменение температуры окружающего воздуха за время работы калориметра не должно быть более 1 °С в течение 30 мин;

- помещение должно быть защищено от прямого действия солнечных лучей;

- в помещении не должно быть установок, интенсивно излучающих тепло и создающих сильный поток воздуха;

- калориметрический сосуд и оболочка должны быть герметичными для воды;

- калориметрическая бомба должна быть герметичной при давлении газа 2,9 МПа;

- время установления теплового равновесия в калориметрическом сосуде после сжигания топлива не должно превышать 15 мин;

- температура воды в оболочке калориметра при изменении температуры воздуха на 1 °С должна быть постоянной в течение 30 мин с погрешностью ±0,05 °С;

- давление кислорода перед сжиганием должно быть 0,6 ¸ 1,0 МПа (6 ¸ 10 кгс/см²).

7.10 Перечень влияющих на показания средств измерений величин, номинальные значения которых указаны с пределами допускаемых отклонений, приведен в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации средств измерений.

7.11 При непрерывном измерении автоматическими калориметрами, автоматическими плотномерами и гигрометрами газоотборную линию необходимо оборудовать при среднем давлении (49,1 ¸ 196,2 кПа) после ГРП из общего газопровода.

7.12 При измерении теплоты сгорания в калориметрической бомбе должны быть соблюдены следующие условия:

температура окружающего воздуха, °С........................................ от 18 до 35

относительная влажность окружающего воздуха, %.................. от 25 до 95

атмосферное давление, кПа........................................................... от 93,0 до 104,6

Калориметрический сосуд и оболочка должны быть заполнены дистиллированной водой по ГОСТ 6709. Параметры электрического питания:

напряжение переменного тока....................................................... 220 (+22 ... -33) В

частота............................................................................................... 50 (+1 ... -1) Гц

7.13 При автоматическом измерении теплоты сгорания, плотности и влажности должны быть соблюдены следующие условия.

- рабочие параметры измеряемой среды:

давление........................................................................ 0,1 ¸ 4,0 МПа,

температура................................................................... (20 ... +35) °С;

- параметры воздуха в помещении:

температура................................................................... (10 ¸ 35) °С,

относительная влажность............................................ до 90 %.

Окислителем при горении газообразного топлива должен быть кислород воздуха.

8 ПОДГОТОВКА И ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ

8.1 При подготовке к измерениям теплоты сгорания, плотности и влажности должны быть выполнены операции, изложенные в ГОСТ 10062 (п. 2) или ГОСТ 27198 (п. 4), ГОСТ 17310 (п. 3), РД 34.09.114 (приложение 5), соответственно.

8.2 При измерениях теплоты сгорания, плотности и влажности должны быть выполнены операции, изложенные в ГОСТ 10062 (п. 3) или ГОСТ 27193 (п. 5), ГОСТ 17310 (п. 4), РД 34.09.114 (приложение 5), соответственно.

9 ОБРАБОТКА (ВЫЧИСЛЕНИЕ) РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ И ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПОГРЕШНОСТИ

Обработку результатов измерений теплоты сгорания, плотности и влажности природного газа выполняют приведенными ниже способами:

9.1 Теплота сгорания

За результат измерения теплоты сгорания природного газа в калориметрической бомбе принимают среднее арифметическое двух измерений, проведенных в течение смены. Максимально допустимое расхождение между результатами двух измерений, проведенных в одной и той же лаборатории, одним лаборантом, на одной и той же установке, с использованием одной и той же пробы, не должно превышать 84 кДж/м³ при заданной доверительной вероятности Р = 0,95. При получении расхождений более 84 кДж/м³ проводят третье определение и за окончательный результат принимают среднее арифметическое двух наиболее близких измерений.

9.1.1 Среднее арифметическое значение теплоты сгорания (), кДж/м³, вычисляют по формуле

                                                             (1)

где  - сумма двух значений Н_i, кДж/м³;

n = 2 - число определений.

9.1.2 Вычисление результата отдельного измерения теплоты сгорания газа в бомбе (), кДж/м³, следует выполнять по формуле

                                   (2)

где С - энергетический эквивалент (эффективная теплоемкость) калориметрической системы, кДж/°С;

Z - средняя цена деления шкалы термометра, указанная в свидетельстве к термометру;

t_n, t₀ - конечная и начальная температуры главного периода, деления шкалы термометра;

,  - поправка на калибровку термометра при температурах t_n и t₀, деления шкалы термометра (указывается в удостоверении к термометру);

Dh - поправка на теплообмен калориметрической системы с окружающей средой в делениях шкалы термометра;

q - удельная теплота сгорания запальной проволоки, кДж/кг;

m - масса сгоревшей проволоки, равная разности масс проволоки до и после сжигания, кг;

V_б - вместимость калориметрической бомбы при температуре t_г и давлении p, м³;

F - коэффициент для приведения объема газа при условии опыта к сухому состоянию и стандартным условиям измерения.

Энергетический эквивалент (С - эффективная теплоемкость) калориметрической системы, кДж/°С, вычисляется по формуле

                                          (3)

где q₁×m₁ - количество теплоты, выделившейся при сгорании бензойной кислоты, кДж;

q₁ - удельная теплота сгорания бензойной кислоты, кДж/кг;

m₁ - масса бензойной кислоты, кг;

q×m - количество теплоты, выделившейся при сгорании запальной проволоки, кДж;

q₂×V - количество теплоты, выделившейся при образовании и растворении в воде азотной кислоты, кДж;

q₂ - теплота образования 1 см³ 0,1 моль/дм³ раствора азотной кислоты, равная 0,0058 кДж/см³;

V - объем раствора гидроокиси натрия концентрацией 0,1 моль/дм³, израсходованного на титрование смыва бомбы, см³.

Поправка на теплообмен калориметрической системы с окружающей средой в делениях шкалы термометра или показаниях вольтметра (при измерении температуры с помощью вольтметра) вычисляется по формуле

                                                   (4)

где

и  - средние скорости измерения температуры (температурный ход) в начальном и конечном периодах, соответственно, за полуминутный промежуток, °С, или выраженные в вольтах:

t¢, t² - начальное показание начального периода и конечное показание конечного периода вольтметра (при измерении температуры с помощью вольтметра), в вольтах, пропорциональное начальной и конечной температурам, в °С, соответственно;

t₀, t_n - начальное и конечное показания вольтметра (при измерении температуры с помощью вольтметра), в вольтах, пропорциональное начальной и конечной температурам главного периода, в °С;

n₁ - число измерений главного периода с быстрым повышением температуры (0,3 °С и более) за 0,5 мин;

n₂ - то же, с медленным повышением температуры (n₂ = n - n₁)

n₀, n - общее число измерений в начальном и главном периодах соответственно.

Значение n₁ устанавливают также по таблице 2 в зависимости от критерия а

                                                            (5)

где t_a - температура по истечении 2 мин главного периода.

Таблица 2

Вместимость калориметрической бомбы при температуре t_г и давлении р, м³, вычисляется по формуле

V_б = K_t(m_б - m_в)×10^-3,                                                    (6)

где m_б - масса бомбы с дистиллированной водой, кг;

m_в - масса бомбы с воздухом, кг;

K_t - коэффициент для перевода массы воды в объем при температуре опыта, его значения приведены в таблице 3

Таблица 3

Коэффициент для приведения объема газа (F) при условии опыта (р, t_г) к сухому состоянию и стандартным условиям измерения (температуре T_с = 293 К (20 °С), давлению р_с = 101,325 кПа) вычисляют по формуле

                                                (7)

где р - барометрическое давление, кПа;

p_t - давление насыщенных паров воды при температуре t_г, кПа;

t_г - температура газа в момент окончания наполнения бомбы, °С;

273 - абсолютная температура, °С;

101,325 - стандартное атмосферное давление, кПа.

9.1.3 Высшую теплоту сгорания () и низшую теплоту сгорания () вычисляют по ГОСТ 10062 (пп. 4.2, 4.3).

9.1.4 Результаты отдельных определений высшей и низшей теплоты сгорания газа округляют до ближайшего значения, кратного 4 кДж/м³. Окончательные результаты округляют до ближайшего значения, кратного 40 кДж/м³.

9.1.5 При использовании калориметра с регистратором обработка результатов аналогична обработке результатов измерения температур с помощью ртутных термометров. Поправки на калибр термометра (, ) не вводятся. Начальная и конечная температуры определяются по показаниям цифрового вольтметра. Коэффициент перевода температуры в °С в диапазоне измерений 0 - 5 В равен 1 °С/В.

9.1.6 Оценку погрешности измерения теплоты сгорания конкретной пробы природного газа проводят, исходя из метрологических характеристик применяемых средств измерений, вспомогательных устройств и материалов.

9.1.7 Доверительные границы погрешности результата измерения теплоты сгорания природного газа, кДж/м³, вычисляют по формуле

                                                     (8)

где D_н¢, D_в¢ - нижняя и верхняя границы интервала, кДж/м³;

D_H - суммарная абсолютная погрешность измерения теплоты сгорания, кДж/м³;

n = 2 - число определений.

Суммарную абсолютную погрешность измерения D_H, кДж/м³, вычисляют расчетным путем, исходя из метрологических характеристик применяемых средств измерения, вспомогательных устройств и материалов, по формуле

                                                          (9)

где  - суммарная относительная погрешность измерения теплоты сгорания в i-ом определении, %;

 - среднее арифметическое значение теплоты сгорания газа в бомбе, кДж/м³.

Суммарная относительная погрешность измерения теплоты сгорания выражается формулой

                           (10)

где d_с = ±0,1 - предел допустимой погрешности измерения энергетического эквивалента (погрешность градуировки), %;

 - относительная погрешность измерения исправленного подъема температуры в опыте, %;

 - относительная погрешность измерения вместимости калориметрической бомбы, %;

,  - дополнительные относительные погрешности измерения энергии сгорания за счет отклонения влияющих факторов (соответственно давления и температуры) от области стандартных значений, приведенных в НД на средства измерения, %.

Погрешность результата измерения энергетического эквивалента, %, вычисляется по формуле

                                           (11)

где t - коэффициент Стьюдента, который при n = 6 и доверительной вероятности Р = 0,95 равен 2,6;

C_i - i-ый результат измерения;

 - среднее арифметическое результатов шести измерений энергетического эквивалента, кДж/°С;

                                                          (12)

n - число определений;

 - сумма шести значений С_i.

Погрешность результата измерения вместимости калориметрической бомбы, %, вычисляется по формуле

                                             (13)

где V_i - i-ый результат измерения;

 - среднее арифметическое результатов шести измерений вместимости бомбы, м³.

                                                              (14)

( - сумма шести значений V_бi).

Относительная погрешность  не должна превышать ±0,1 %.

9.1.8 Пример расчета и форма записи погрешности измерения теплоты сгорания природного газа калориметрическим методом приведены в рекомендуемом приложении В.

9.2 Плотность

За результат измерения плотности природного газа пикнометрическим методом принимают среднее арифметическое значение двух измерений, проведенных в течение смены, расхождение между которыми (с 95 %-ной доверительной вероятностью) не должно превышать 0,004 кг/м³. При получении расхождений более 0,004 кг/м³ проводят третье определение и за окончательный результат принимают среднее арифметическое двух наиболее близких измерений.

9.2.1 Среднее арифметическое значение плотности (), кг/м³, вычисляют по формуле

                                                              (15)

где  - сумма двух значений r_i, кг/м³;

n = 2 - число определений.

9.2.2 Вычисление результата отдельного измерения плотности газа при температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа (r₂₀), кг/м³, пикнометрическим методом следует выполнять по формуле

                                                 (16)

где m_г - масса пикнометра с газом, г;

m_в - масса пикнометра с сухим воздухом, г;

V - вместимость пикнометра, дм³;

1,2047 - плотность сухого воздуха при стандартных условиях (температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа), кг/м³;

K - коэффициент для приведения объема газа (воздуха) при условии опыта (р, t) к стандартным условиям (температуре 293 К (20 °С) и давлению 101,325 кПа) находят по ГОСТ 17310 (таблица приложения Б) или вычисляют по формуле

                                                (17)

где t - температура окружающей среды (около весов) при взвешивании пикнометра с газом (с сухим воздухом), °С;

р - барометрическое давление, кПа;

293 - стандартная температура, К;

                                                      (18)

где m - масса пикнометра с дистиллированной водой, г;

r - плотность дистиллированной воды при температуре опыта, кг/м³, определяется по ГОСТ 17310 (приложение А).

9.2.3 Результаты отдельных определений плотности природного газа вычисляют до 0,0001 кг/м³ и округляют до 0,001 кг/м³.

9.2.4 Оценку погрешности измерения плотности природного газа проводят, исходя из метрологических характеристик применяемых средств измерений, вспомогательных устройств и материалов.

9.2.5 Доверительные границы погрешности результата измерения плотности природного газа, кг/м³, вычисляют по формуле

                                                  (19)

где D_н, D_в - нижняя и верхняя границы интервала, кг/м³;

 - суммарная абсолютная погрешность измерения плотности, кг/м³;

n - число определений.

Суммарная абсолютная погрешность измерения , кг/м³, вычисляется расчетным путем, исходя из метрологических характеристик применяемых средств измерения, вспомогательных устройств и материалов по формуле

                                                      (20)

где  - суммарная относительная погрешность измерения плотности в i-ом определении, %.

Суммарная относительная погрешность измерения плотности выражается формулой

                                         (21)

где  - относительная погрешность измерения разности массы пикнометра с осушенным газом и осушенным воздухом, %,

d_V - относительная погрешность измерения вместимости пикнометра, %,

d_p, d_273+t - дополнительные относительные погрешности измерения плотности за счет отклонения влияющих факторов (соответственно давления и температуры) от области стандартных значений, приведенных в НД на средства измерения, %;

                                              (22)

где  - относительная погрешность измерения разности массы пикнометра с дистиллированной водой и осушенным воздухом, %.

Для определения составляющей (d_V) рассчитывают среднее арифметическое влияющей величины по формуле

                                                         (23)

где  - среднее арифметическое результатов двух измерений вместимости пикнометра, дм³, допускаемое расхождение между которыми не должно превышать 0,001 дм³;

 - сумма двух значений V_i;

9.2.6 Пример расчета и форма записи погрешности измерения плотности природного газа пикнометрическим методом приведены в приложении Д.

9.3 Влажность

За результат измерения влажности природного газа абсорбционным методом принимают среднее арифметическое значение двух измерений, проведенных в течение смены, расхождение между которыми (с 95 %-ной доверительной вероятностью) не должно превышать 0,3 г/м³. При получении расхождений более 0,3 г/м³ проводят третье определение и за окончательный результат принимают среднее арифметическое двух наиболее близких измерений.

9.3.1. Среднее арифметическое значение абсолютной влажности (), г/м³, рассчитывают по формуле

                                                           (24)

где  - сумма двух значений, г/м³;

n - число определений.

9.3.2 Результат отдельного измерения абсолютной влажности природного газа (W) при 20 °С и 101,325 кПа, г/м³, вычисляют по формуле

                                                         (25)

где m - увеличение массы водопоглотителей, г;

V_t/p - объем испытуемого газа, измеренный аспиратором или газовым счетчиком, дм³;

K - коэффициент для приведения объема испытуемого газа при условии опыта [давлении (р_б + р_г - р_w) и температуре t] к стандартным условиям (температуре Т_с = 293 К, давлению 101,325 кПа и влажности, равной нулю) вычисляют по формуле

                                               (26)

где р_б - барометрическое давление, кПа;

р_г - давление газа в аспираторе или газовом счетчике, кПа;

p_w - давление водяных паров при температуре t, кПа (РД 34.09.114, таблица 6);

t - температура испытуемого газа, °С.

9.3.3 Результаты отдельных определений влажности вычисляют до 0,01 г/м³ и округляют до 0,1 г/м³.

9.3.4 Оценку погрешности измерения влажности природного газа проводят, исходя из метрологических характеристик применяемых средств измерений, вспомогательных устройств и материалов.

9.3.5 Доверительные границы погрешности результата измерения влажности природного газа, г/м³, вычисляют по формуле

                                                   (27)

где D_н, D_в - нижняя и верхняя границы интервала, г/м³;

D_w - суммарная абсолютная погрешность измерения влажности газа, г/м³;

n = 2 - число определений.

Суммарная абсолютная погрешность измерения (D_w), г/м³, вычисляется расчетным путем, исходя из метрологических характеристик применяемых средств измерения, вспомогательных устройств и материалов по формуле

                                                        (28)

где  - суммарная относительная погрешность измерения влажности в i-ом определении, %.

Суммарная относительная погрешность измерения влажности природного газа вычисляется по формуле

                                     (29)

где d_m - относительная погрешность измерения массы водопоглотителей, %;

 - относительная погрешность измерения объема испытуемого газа, %;

,  - дополнительные относительные погрешности измерения влажности за счет отклонения влияющих факторов (соответственно давления и температуры) от области стандартных значений, приведенных в НД на средства измерения, %.

Погрешностью р_г и p_w пренебрегаем.

9.3.6 Пример расчета и форма записи погрешности измерения влажности природного газа абсорбционным методом приведены в приложении Ж.

10 КОНТРОЛЬ ТОЧНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

Обеспечение единства измерений при передаче размера единицы теплоты сгорания калориметрическим методом осуществляют в соответствии с Государственной поверочной схемой по ГОСТ 8.026.

10.1 Поверка калориметров сжигания с бомбой осуществляется по МИ 2096.

10.1.1 Калориметры сжигания с бомбой 1 раз в год проходят обязательную государственную поверку.

10.1.2 Через квартал после государственной поверки и далее ежеквартально до следующей поверки (т.е. минимум 3 раза в год) метрологическая служба предприятия проводит контрольные определения эквивалента.

10.1.3 Нормируемая погрешность энергетического эквивалента не более 0,1 %.

10.1.4 Внеочередные контрольные определения энергетического эквивалента проводят при замене частей бомбы, сосуда, термометров и т.д., при изменении температуры помещения более чем на 5 °С.

10.2 Контроль погрешности измерения теплоты сгорания природного газа газовыми калориметрами осуществляется с помощью поверочной газовой смеси в виде чистого метана, аттестованного по теплоте сгорания, с относительной суммарной погрешностью, не превышающей 0,3 %.

10.3 Контроль погрешности измерения плотности газа осуществляется с помощью проб метана или азота чистотой не менее 99,5 % мол.

Испытания проводят по методике ГОСТ 17310.

Значения показателя погрешности измерений определяют по разности результатов измерений плотности проб метана или азота, полученных по методике ГОСТ 17310, и установленными значениями плотности метана (r₂₀ = 0,6681 кг/м³) или азота (r₂₀ = 1,1649 кг/м³) чистотой не менее 99,5 % мол. При этом показатели погрешности измерений не должны превышать норму погрешности по ГОСТ 17310.

10.4 Для градуировки лабораторных и промышленных (потоковых) гигрометров применяют эталонные динамические генераторы влажного газа типа «Полюс-1» П9Л.000.000.

Автономная калибровка датчика абсолютной влажности осуществляется по значению абсолютной влажности с помощью патронов, содержащих насыщенный раствор соответствующей соли, со справочным значением абсолютной влажности при определенных температуре и давлении.

11 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

Результаты измерений оформляют записью в журнале по форме, приведенной в приложениях Б, Г, Е.

ПРИЛОЖЕНИЕ А
(справочное)

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(справочное)

ФОРМА ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ТЕПЛОТЫ СГОРАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА КАЛОРИМЕТРИЧЕСКИМ МЕТОДОМ

Б.1 Поправка на теплообмен калориметрической системы с окружающей средой (Dh) в делениях шкалы термометра или в вольтах вычисляют по формуле (4) настоящего документа

Б.2 Коэффициент для приведения объема газа при условии опыта (р, t_г) к сухому состоянию и стандартным условиям измерения (температуре T_c = 293 К (20 °С), давлению р_с = 101,325 кПа) вычисляют по формуле (7) настоящего документа

Б.3 Теплоту сгорания газа в бомбе (), кДж/м³, вычисляют по формуле (2) настоящего документа

Б.4 Массовую концентрацию азотной кислоты в смыве бомбы Х₁, г/м³, рассчитывают по формуле (2) ГОСТа 10062

Б.5 Массовую концентрацию серной кислоты в смыве бомбы Х₂, г/м³, вычисляют по формуле (3) ГОСТа 10062

Б.6 Поправку на теплоту образования и растворения азотной и серной кислот åq, кДж/м³, вычисляют по формуле (4) ГОСТа 10062

åq = 0,950×X₁ + 3,086×X₂ =

Б.7 Высшую объемную теплоту сгорания сухого природного газа , кДж/м³, вычисляют по формуле (8) ГОСТа 10062

Б.8 Низшую объемную теплоту сгорания  сухого газа, кДж/м³, вычисляют:

Б.8.1 Для природного газа по формуле (10) ГОСТа 10062

Б.8.2 Для попутного газа по формуле (11) ГОСТа 10062

Б.9 Парциальное давление водяных паров в газе при 20 °С и 101,325 кПа вычисляют по формуле

p_п = 135,33×W =

____________________________________________________________________

Подпись лица, проводившего измерения (Ф. И. О.)

Дата измерений «___»___________200 г.

ПРИЛОЖЕНИЕ В
(рекомендуемое)

ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕПЛОТЫ СГОРАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА КАЛОРИМЕТРИЧЕСКИМ МЕТОДОМ

Исходные данные:

Сжигаемое топливо - природный газ

Энергетический эквивалент С, кДж/°С.......................................................... 13,965

Цена деления шкалы термометра Z, °С/деление............................................ 1,001

Начальная температура главного периода t0, делений.................................. 2,017

Поправка на калибр термометра  при температуре t0, делений............. +0,008

Конечная температура главного периода tn, делений................................... 2,796

Поправка на калибр термометра  при температуре tn, делений............. +0,001

Поправка к показаниям термометра, учитывающая теплообмен калориметра с окружающей средой, Dh, делений................................................................................................................... 0,0083

Удельная теплота сгорания запальной проволоки q, кДж/кг....................... 3140

Масса проволоки, взятая для запала, m, кг …………………………………0,0094×10-3

Масса бомбы с водой mб, кг............................................................................. 2,90

Масса бомбы с воздухом mв, кг....................................................................... 2,57

Температура воды в бомбе tб, °С...................................................................... 25

Коэффициент Кt для перевода массы воды в объем при tб........................... 1,0041

Вместимость калориметрической бомбы Vб, м3............................................. 0,331×10-3

Барометрическое давление р, кПа................................................................... 101,55

Давление насыщенных паров воды pt, кПа, при температуре tг.................. 2,91

Температура газа в момент окончания наполнения бомбы tг, °С................ 23,6

Предел допустимой погрешности энергетического эквивалента dc, %...... ±0,1

Погрешность отсчета по метастатическому термометру  °С....... ±0,0015

Допустимая погрешность взвешивания на весах ВЛР-10, кг...................... ±0,1×10-3

Предел допустимой погрешности лабораторного термометра, °С.............. 0,1

Погрешность измерения давления, кПа......................................................... ±0,013

В.1 Абсолютная погрешность исправленного подъема температуры

Погрешностями Z, , , Dh пренебрегаем.

Относительная погрешность исправленного подъема температуры

Принимаем погрешность D_qm = 0.

В.2 Абсолютная погрешность вместимости калориметрической бомбы

Принимаем погрешность

Относительная погрешность вместимости калориметрической бомбы

В.3 Относительная погрешность давления сухого газа (p - p_t)

Принимаем погрешность

В.4 Относительная погрешность (273 + t)

В.5 Относительная погрешность

Абсолютная погрешность

В.6 Теплота сгорания сухого природного газа, вычисленная по формуле (2) настоящего документа, равна

Аналогично проводится второе определение , которое равно 34249 кДж/м³ (исходные данные для его расчета не приводятся).

В.7 Среднее арифметическое результатов измерений теплоты сгорания по результатам двух определений вычисляется по формуле (1) настоящего документа

В.8 Границы доверительного интервала измерения теплоты сгорания вычисляются по формуле (8) настоящего документа

Значение измеряемой теплоты сгорания находится в интервале от 34282 до 34136 кДж/м³ или от 8188 до 8154 ккал/м³.

______________________________________________________________________

Подпись лица, проводившего измерения (Ф. И. О.)

Дата измерений «___» __________200__г.

ПРИЛОЖЕНИЕ Г
(справочное)

ФОРМА ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ПЛОТНОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПИКНОМЕТРИЧЕСКИМ МЕТОДОМ

Г.1 Коэффициент для приведения объема газа при условии опыта (р, t) к стандартным условиям (температуре T = 293 К (20 °С) и давлению р = 101,325 кПа) вычисляют по формуле (17) настоящего документа

Г.2 Плотность газа (r₂₀) при температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа в килограммах на кубический метр вычисляют по формуле (16) настоящего документа

Г.3 Среднее арифметическое значение плотности () в килограммах на кубический метр вычисляют по формуле (15) настоящего документа

____________________________________________________________________

Подпись лица, проводившего измерение (Ф. И. О.)

Дата измерений «___» ________200__г.

ПРИЛОЖЕНИЕ Д
(рекомендуемое)

ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ПЛОТНОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПИКНОМЕТРИЧЕСКИМ МЕТОДОМ

Исходные данные:

Сжигаемое топливо - природный газ

Д.1 Абсолютная погрешность разности массы пикнометра с осушенным газом и осушенным воздухом

Относительная погрешность разности массы пикнометра с осушенным газом и воздухом

Д.2 Относительная погрешность р

Д.3 Относительная погрешность (273 + t)

Д.4 Абсолютная погрешность разности массы пикнометра с дистиллированной водой и осушенным воздухом

Относительная погрешность разности массы пикнометра с дистиллированной водой и осушенным воздухом

Относительная погрешность вместимости пикнометра по формуле (22) настоящего документа

Д.5 Относительная погрешность плотности природного газа при температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа по формуле (21) настоящего документа

Абсолютная погрешность плотности природного газа при температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа по формуле (20) настоящего документа

Д.6 Плотность природного газа, вычисленная по формуле (16) настоящего документа равна

r₂₀ = 0,860 кг/м³.

Аналогично проводится второе определение r₂₀ которое равно 0,862 кг/м³ (исходные данные для ее расчета не приводятся).

Д.7 Среднее арифметическое значение результатов измерений плотности по результатам двух определений вычисляют по формуле (15) настоящего документа

Д.8 Доверительные границы погрешности и измерения плотности вычисляют по формуле (19) настоящего документа

Значение измеряемой плотности находится в интервале от 0,859 кг/м до 0,863 кг/м³.

______________________________________________________________________

Подпись лица, проводившего измерения (Ф. И. О.)

Дата измерений « «___________200___г.

ПРИЛОЖЕНИЕ Е
(справочное)

ФОРМА ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ВЛАЖНОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА АБСОРБЦИОННЫМ МЕТОДОМ

Е.1 Коэффициент для приведения объема испытуемого газа при условии опыта (давлении (р_б + р_г - p_w) и температуре t) к стандартным условиям (температуре Т_с = 293 К (20 °С) и давлении р = 101,325 кПа) рассчитывают по формуле (25) настоящего документа

Е.2 Абсолютную влажность природного газа W при температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа, г/м³, рассчитывают по формуле (25) настоящего документа

Е.3 Среднее арифметическое значение результатов двух (трех) измерений абсолютной влажности рассчитывают по формуле (24) настоящего документа

_____________________________________________________________________

Подпись лица, проводившего измерения (Ф. И. О.)

Дата измерений «__» ___________200 _ г.

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж
(рекомендуемое)

ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА АБСОРБЦИОННЫМ МЕТОДОМ

Исходные данные:

Увеличение массы водопоглотителей m, г....................................................... 0,0201

Объем испытуемого газа, замеренный аспиратором, Vt/p, дм3........................ 9,01

Барометрическое давление рб, кПа.................................................................... 99,992

Давление газа в аспираторе рг, кПа................................................................... 0,000

Давление водяных паров pw, кПа, при температуре t...................................... 2,253

Температура испытуемого газа t, °C.................................................................. 24,0

Допустимая погрешность взвешивания на аналитических весах D, г.......... ±0,0002

Цена деления пяти делений миллиметровой линейки градуированного аспиратора D, дм3.................................................. ±0,17

Погрешность

Погрешность измерения давления, кПа............................................................ ±0,013

Предел допустимой погрешности лабораторного термометра, °С................ ±0,1

Ж.1 Абсолютная погрешность увеличения массы двух водопоглотителей

Относительная погрешность увеличения массы двух водопоглотителей

Ж.2 Относительная погрешность измерения объема испытуемого газа, проводимого градуированным аспиратором

Ж.3 Относительная погрешность (р_б + р_г - р_w)

Ж.4 Относительная погрешность (273 + t)

Ж.5 Относительная погрешность измерения влажности природного газа при температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа по формуле (29) настоящего документа

Абсолютная погрешность измерения влажности природного газа при температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа по формуле (28) настоящего документа

Ж.6 Влажность природного газа вычисляют по формуле (25) настоящего документа

W = 2,3 г/м³.

Аналогично проводится второе определение W, которое равно 2,4 г/м³ (исходные данные для ее расчета не приводятся).

Ж.7 Среднее арифметическое результатов измерений влажности по результатам двух определений рассчитывают по формуле (24) настоящего документа

Ж.8 Доверительные границы погрешности измерения влажности вычисляют по формуле (27) настоящего документа

Значение измеряемой влажности находится в интервале от 2,31 г/м³ до 2,39 г/м³.

_____________________________________________________________________

Подпись лица, проводившего измерения (Ф. И. О.)

Дата измерений «__» __________200__г.

ПРИЛОЖЕНИЕ К
(справочное)

ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, НА КОТОРЫЕ ДАНЫ ССЫЛКИ В РД 153-34.1-11.320-00

СОДЕРЖАНИЕ