CC BY
118опыт реализации методики определения компонентного состава природного газа переменного состава с применением промышленного хроматографа
УДК 662.767.7
С.А. Буцких, ООО Научно-техническая фирма «БАКС» (Самара, РФ), butskih@bacs.ru С.в. прокопов, к.х.н., ООО Научно-техническая фирма «БАКС», proserg87@gmaii.com А.в. Карташев, ООО Научно-техническая фирма «БАКС», prom@bacs.ru
в статье освещены актуальные проблемы анализа компонентного состава природного газа переменного состава. подробно рассмотрен состав природного газа, способы его добычи и особенности измерения содержания компонентов газа, состав которого меняется в период между последовательными определениями. приведены результаты испытания хроматографа газового промышленного «МАГ» согласно Сто Газпром 5.67-2016 «Методика измерений молярной доли компонентов и определения физико-химических показателей природного газа для узлов измерений с переменным составом газа». основное внимание уделено проверке линейности детекторов, входящих в состав хроматографа, приемлемости градуировочной характеристики и оценке расхождения результатов измерения согласно Сто Газпром 5.67-2016 и Гост 31371.7-2008.
ключевые слова: анализ компонентного состава природного газа, природный газ переменного состава, программное обеспечение хроматографической системы.
■ CH4 - 75-98 %
■ СД - 4 %
СЛ - 2 %
■ С4н10 - 1 %
■ С5н12 - 1 %
щ N2 и другие газы - 2 % N2 and other gases - 2 %
Газ горючий природный представляет собой смесь газообразных углеводородов различного состава. По способу добычи горючий газ разделяется на природный, добываемый из чисто газовых месторождений, практически не содержащих нефти; попутный газ, растворенный в нефти и добываемый вместе с нею; и газ газоконденсатных месторождений [1].
Основная часть природного газа - метан, его в химической подземной смеси обычно от 70 до 98 %. Состав природного газа (ПГ) значительно отличается в зависимости от месторождения. Природные и попутные газы состоят из алканов,незначительного количества циклических и ароматических углеводородов, небольших количеств азота и аргона, а также следов гелия и водорода. Кроме того, в газах содержатся серово-
дород, меркаптаны и углекислый газ (рис. 1).
Для геологоразведочных, добывающих, транспортирующих и потребляющих ПГ предприятий очень важен точный и оперативный анализ его компонентного состава наряду с измерением общего количества и теплотворной способности. Поскольку стоимость ПГ определяется его калорийностью, от точности определения компонентного состава зависит экономическая эффективность производства и потребления ПГ.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Каким бы ни был состав газа на том или ином месторождении, в магистральный газопровод должна поступать смесь, требования к которой определены СТО Газпром 089-2010 [2]. В них установлены предельные нормы содержания воды, углекислого газа, тяжелых
Рис. 1. Типовой состав природного газа Fig. 1. Standard composition of natural
gas
S.A. Butskikh, Scientific-Technical Firm BACS LLC (Samara, Russian Federation), butskih@bacs.ru S.V. Prokopov, PhD in Chemistry, Scientific-Technical Firm BACS LLC, proserg87@gmaii.com A.V. Kartashev, Scientific-Technical Firm BACS LLC, prom@bacs.ru
Methodology for identifying the composition of natural gas with variable content using the process chromatograph
This paper highlights the current problems of analyzing the composition of natural gas of variable composition. The authors consider in depth the composition of natural gas, methods of its production and the peculiarities of measuring the content of gas components, the composition of which varies in the period between consecutive measurements. The results of testing MAG process gas chromatograph "MAG" according to STO Gazprom 5.67-2016 Methodology for Measuring the Molar Fraction of Components and Determining the Physical-Chemical Parameters of Natural Gas for Measuring Units with Variable Gas Composition are observed. The main attention is paid to checking the linearity of the detectors that make up the chromatograph, checking the acceptability of the calibration characteristics and assessing the variance of the measurement results according to STO Gazprom 5.67-2016 and GOST 31371.7-2008.
keywords: natural gas composition analysis, natural gas of variable composition, software of the chromatographic system.
углеводородов, сероводорода, кислорода и требования по теплоте сгорания.
Для непрерывного контроля качества и количества транспортируемого по трубопроводу ПГ используются коммерческие узлы учета газа, в которых, как правило, непрерывно измеряется расход, давление и температура газа, а также его компонентный состав. Анализ состава газа может проводиться с различными временными интервалами. На практике состав ПГ (смеси газов с нескольких месторождений) в трубопроводе может изменяться постоянно.
С точки зрения анализа компонентного состава ПГ, содержание компонентов в котором изменяется за период между последовательными измерениями более чем на допускаемое относительное отклонение значений молярной доли компонента в градуировоч-ном газе и пробе, нормированное для методик измерений с использованием метода абсолютной градуировки «в точке», называется ПГ переменного состава [3].
Основные стандарты для проведения анализа ПГ: ГОСТ 31371.7-2008 [4], ГОСТ 31369-2008 [5], ГОСТ 31370-2008 [6], Методика выполнения измерений (МВИ) компонентного состава попутного
нефтяного газа методом газовой хроматографии (для конкретного средства измерения), МВИ молярной доли компонентов природного газа переменного состава (для конкретного средства измерения).
Важно, чтобы при проведении градуировки разность между значениями молярной доли компонентов в градуировоч-ной смеси и в анализируемом газе не превышала допустимых величин.
Действующие в настоящее время требования к градуиро-вочной смеси в соответствии с ГОСТ 31371.6-2008 [7] приведены в табл. 1.
В новой редакции ГОСТ 31371.7-2008 [4], которая в настоящее время обсуждается, требования к допустимым отклонениям были несколько смягчены, но по-прежнему остались довольно жесткими (см. табл. 2).
Проблема при анализе ПГ переменного состава заключается в том,что при постоянном изменении состава газа необходимо использовать для градуировки несколько баллонов с проверочной газовой смесью (ПГС) и периодически проводить дополнительную градуировку, что ведет за собой экономические и временные затраты.
Таблица 1. Допускаемое относительное отклонение значений молярной доли компонента в градуировочном газе и пробе согласно ГОСТ 31371.6-2008 [7] Table 1. Acceptable relative deviation of the molar fraction of the component in the calibration gas and sample under GOST 31371.6-2008 [7]
Значение молярной доли компонента в пробе, % Component molar fraction in the sample, % относительное отклонение значений молярной доли компонента в градуировочной газовой смеси и пробе, % Relative deviation of the component molar fraction in the calibration gas mixture and sample, %
От 0,001 до 0,1 включ. From 0.001 to 0.1 inclusive ±100
Св. 0,1 " 1 " Over 0.1 " 1 " ±50
" 1 " 10 " ±10
" 10 " 50 " ±5
" 50 " 100 " ±3
Таблица 2. Допускаемое относительное отклонение значений молярной доли компонента в градуировочном газе и пробе согласно ГОСТ 31371.7 (нов. ред.) Table 2. Acceptable relative deviation of the molar fraction of the component in the calibration gas and sample under GOST 31371.7 (new revision)
Допускаемое отклонение значения
Значение молярной доли компонента в анализируемом газе, % Component molar fraction in the analyzed gas, % молярной доли компонента
в градуировочной смеси от его значения
в анализируемом газе, % Acceptable deviation of the component molar fraction in the calibration gas mixture from its value in the analyzed gas, %
От 0,0010 до 0,010 включ. From 0.0010 to 0.010 inclusive От 0,5х до 3х From 0.5-х. to 3-х i i
Св. 0,010 до 1,0 включ. Over 0.010 to 1.0 inclusive От 0,5-х до 2-х From 0.5-х. to 2-х.
Св. 1,0 до 15 включ. Over 1.0 to 15 inclusive От 0,5-х до 1,5-х From 0.5-х. to 1.5-х.
Св. 40 до 75 включ. Over 40 to 75 inclusive От 0,8-х до 1,2-х From 0.8-х to 1.2-х. / /
Св. 75 до 90 включ. Over 75 to 90 inclusive От 0,9-х до 1,1х From 0.9-х. to 1.1-х.
Св. 90 Over 90 От 0,95-х до 1,05-х From 0.95-х. to 1.05-х.
Для решения этой проблемы был разработан стандарт СТО Газпром 5.67-2016 [3].
Применение СТО Газпром 5.67-2016 решает задачи:
- обеспечения возможности проведения измерений молярной доли компонентов ПГ переменного состава на узлах измерений газа ПАО «Газпром» с помощью лабо-
раторных и потоковых аппаратно-программных хроматографиче-ских комплексов с применением градуировочной характеристики, охватывающей весь рабочий диапазон;
- проведения достоверного контроля физико-химических показателей ПГ переменного состава, подготовленного к транспортированию, транспортируемого и поставляемого потребителю.
Для проведения анализа по данному стандарту используются промышленные газовые хроматографы, отвечающие определенным требованиям. К ним относятся: широкий линейный динамический диапазон, высокая точность и воспроизводимость результатов измерения.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАнныЕ
В декабре 2018 г. на базе филиала ООО «Газпром трансгаз Москва» «Инженерно-технический центр» испытан промышленный газовый
Определяемый компонент Диапазон молярной доли компонентов, % Component molar fraction Номинальное значение молярной доли компонента в контрольных точках, % Component rated molar fraction in check points, %
Analyte range, % № 1 № 2 № 3 № 4 № 5
Этан Ethane 0,005-15 0,005 0,05 1,0 5 15
Пропан Propane 0,005-6 0,005 0,025 0,10 1,0 6
Изобутан, н-бутан Iso-butane, n-butane 0,005-4 0,005 0,025 0,10 1,0 4
Неопентан Neopentane 0,005-0,05 0,005 0,010 0,015 0,025 0,05
Изопентан,н-пентан Iso-pentane, n-pentane 0,005-2,0 0,005 0,015 0,05 0,5 2,0
Гексаны Hexanes 0,005-1,0 0,005 0,010 0,05 0,10 1,0
Углекислый газ Carbon dioxide 0,005-10 0,005 0,025 0,10 1,0 10
Кислород Oxygen 0,005-2,0 0,005 0,010 0,025 0,10 2,0
Азот Nitrogen 0,005-15 0,005 0,025 0,10 1,0 15
Метан Methane 40-99,97 98 90 80 70 60
Таблица 3. Требования к метрологическим характеристикам ГСО-ИПГ, используемым для проверки линейности сигнала детектора Table 3. Requirements for metrological parameters of state standard samples - natural gas simulators used to check the detector linearity
хроматограф «МАГ» на соответствие требованиям СТО Газпром 5.67-2016.
Испытания осуществлялись в несколько этапов:
- проверка линейности сигнала детектора хроматографа в рабочем диапазоне измерений молярной доли компонентов ПГ переменного состава;
- построение градуировочной характеристики и проверка приемлемости градуировочной характеристики;
- контроль градуировочной характеристики;
- контроль стабильности градуировочной характеристики;
- проверка приемлемости двух последовательных измерений;
- контроль правильности результатов измерений;
- расхождение результатов измерений по СТО Газпром 5.67-2016 и ГОСТ 31371.7-2008.
Для подтверждения линейности детекторов при первичной настройке использовались пять государственных стандартных образцов (ГСО) состава ПГ. Согласно СТО, применяемые хроматографы должны иметь протокол, подтверждающий линейность градуировочной характеристики в рабочих диапазонах, с приведением фактических уравнений градуировочных характеристик для каждого определяемого компонента с коэффициентом корреляции не менее 0,999.
Для проверки линейности сигнала детектора хроматографа в рабочем диапазоне измерений молярной доли компонентов ПГ переменного состава устанавливают градуировочную характеристику для каждого компонента с использованием пяти градуировочных смесей ГСО-имитато-ров ПГ (ГСО-ИПГ) с содержанием компонентов во всем диапазоне измерения (табл. 3).
Точность количественного анализа устанавливается формой зависимости между концентрацией и сигналом детектора. Анализ тем точнее, чем ближе эта
Рис. 2. Графики линейности градуировочной характеристики пропана и этана Fig. 2. Propane and ethane calibration curves
0,03
0,025
0,015
0,005
Молярная доля, % мол. Molar fraction, % mol.
i-Бутан R2 = 0,9999 i-butane R2 = 0,9999
i-Пентан R2 = 0,9996 i-pentane R2 = 0,9996
Рис. 3. Графики линейности градуировочной характеристики изобутана и изопентана Fig. 3. I-butane and i-pentane calibration curves
0
2
3
4
5
Таблица 4. Протокол проверки линейности градуировочной характеристики сигналов детекторов ДТП 1 (детекторами по теплопроводности) и ДТП 2 хроматографа газового промышленного «МАГ», модель КС 50.310-000, в соответствии с СТО Газпром 5.67-2016
Table 4. Protocol for checking the detector calibration linearity for thermal conductivity detector 1 and thermal conductivity detector 2 of MAG process gas chromatograph, KS 50.310-000 model under STO Gazprom 5.67-2016
Наименование вещества Substance name Диапазон молярной доли компонентов, % Component molar fraction range, % Коэффициент b, мВ*с/мол. % Coefficient b, mV*s/% mol. Коэффициент корреляции, R2, безразмерный Correlation coefficient, R2, non-dimensional
Канал ДТП 1: Thermal conductivity detector 1 channel:
Азот Nitrogen 0,005-15 87,67039 0,999917
Углекислый газ Carbon dioxide 0,005-10 87,10224 0,999547
Этан Ethane 0,005-15 96,81541 0,999906
Канал ДТП 2: Thermal conductivity detector 2 channel
Гексаны Hexanes 0,005-1,0 108,4145 0,999988
Пропан Propane 0,005-6 70,51714 0,999942
Изобутан Iso-butane 0,005-4 81,35076 0,999845
Н-бутан N-butane 0,005-4 85,10629 0,999988
Неопентан Neopentane 0,005-0,05 88,68951 0,999546
Изопентан Isopentane 0,005-2,0 91,35072 0,99995
Н-пентан N-pentane 0,005-2,0 92,69888 0,999908
зависимость к линейной. Линейность показаний можно определить по тангенсу угла наклона кривой зависимости сигнала детектора от концентрации, построенной в логарифмической шкале. В случае идеальной линейности этот наклон равен 1,00.
Примеры графиков градуиро-вочных характеристик хроматографа «МАГ» для углеводородов приведены на рис. 2, 3.
Далее проводилось построение градуировочной характеристики и проверка ее приемлемости. Из табл. 4 видно, что линейность хроматографа «МАГ» удовлетворяет требованиям СТО Газпром 5.67-2016.
Градуировочную характеристику выявляли для каждого компонента в рабочем диапазоне с исполь-
зованием двух градуировочных смесей - ГСО-ИПГ.
В процессе эксплуатации контроль градуировочной характеристики выполняли ежедневно с помощью одной из газовых смесей ГСО, которая использовалась при ее установлении. Пример протокола контроля градуировочной характеристики, полученный с помощью программного обеспечения «Анализатор», анализ градуировочной смеси № 18 от 18.12.2018 (10:22), калибровочная смесь: И-6133, приведен в табл. 5.
Градуировка успешно осуществлена встроенным программным обеспечением (ПО) хроматографа в автоматическом режиме за пять вводов градуировочных смесей.
Далее проводилась проверка приемлемости градуировочной
характеристики. Отклонение результата измерения молярной доли ]-го компонента в каждой из двух градуировочных смесей от паспортного значения не превышало величины, вычисленной по формуле (5) СТО Газпром 5.67-2016.
Контроль правильности результатов измерений молярной доли компонентов ПГ выполняли с применением шести контрольных проб ГСО, не использовавшихся при построении градуировочной характеристики. Контроль правильности проводили в отношении компонентов, молярная доля которых превышает 0,01 % (табл. 6).
Результат контроля признан удовлетворительным для всех компонентов.
В рамках испытаний оценивались расхождения результатов измерений, произведенных по СТО Газпром 5.67-2016 на испытуемом хроматографе и по ГОСТ 31371.7-2008 на контрольном хроматографе. Результаты оценки по данным анализа № 15 от 19.12.2018 приведены в табл. 7.
Расхождения измеренных значений концентраций компонентов не превысили суммы неопределенностей результатов измерений испытуемого и контрольного хроматографов, что свидетельствует о корректной работе испытуемого хроматографа в соответствии с требованиями СТО.
ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
Один из наиболее важных компонентов современной хромато-графической системы - ПО, и зачастую именно оно определяет функциональность и метрологическую достоверность измерительной системы.
В настоящее время все чаще возникают вопросы о гарантиях правильности результатов, полученных с помощью соответствующего ПО, о степени влияния используемого программного продукта на метрологические характеристики средств измерений (СИ) и о степени доверия к полученным таким образом
Таблица 5. Протокол контроля градуировочной характеристики хроматографа «МАГ» Table 5. Protocol for checking MAG Chromatograph calibration properties
Наименование вещества Substance name C ПГС, Площадь пика, мВ*с Peak response, mV*s Расчет среднего Допуск СКО по S, Зачет по S Passed for S
мол. % Concentration in calibration gas, % mol. Проба 1 Sample 1 Проба 2 Sample 2 Проба 3 Sample 3 Проба 4 Sample 4 Проба 5 Sample 5 Среднее Mean квадратического отклонения по S, отн. % Calculation of mean square deviation for S, rel. % отн. % Acceptable mean square deviation for S, rel. %
Этан Ethane 8,16 460,99 461,25 461,07 460,87 460,67 460,97 0,048 2,021 да yes
Пропан Propane 3,53 201,82 201,70 202,22 201,69 201,74 201,83 0,109 2,576 да yes
Изобутан Iso-butane 2,23 147,40 147,33 147,69 147,31 147,34 147,41 0,107 2,732 да yes
Н-бутан N-butane 2,57 175,50 175,37 175,78 175,33 175,38 175,47 0,104 2,692 да yes
Изопентан Iso-pentane 1,03 78,04 77,97 78,20 77,95 77,93 78,02 0,140 2,876 да yes
Н-пентан N-pentane 1,02 80,41 80,28 80,60 80,29 80,32 80,38 0,168 2,878 да yes
Неопентан Neopentane 0,0203 1,767 1,760 1,752 1,767 1,761 1,761 0,347 9,188 да yes
Гексаны Hexanes 0,613 53,78 53,77 53,85 53,77 53,73 53,78 0,085 4,161 да yes
Азот Nitrogen 8,03 363,56 363,84 363,65 363,47 363,37 363,58 0,050 2,036 да yes
Углекислый газ Carbon dioxide 7,21 373,86 373,99 373,81 373,69 373,54 373,78 0,045 2,135 да yes
Таблица 6. Протокол контроля правильности результатов измерений молярной доли компонентов природного газа Table 6. Protocol for checking the natural gas components molar fraction measurements
Концентрация Концентрация Абсолютное отклонение Absolute deviation
№ п/п Наименование вещества в смеси, мол. % Content в контрольной смеси, мол. % Допускаемое отклонение Вывод Conclusion
No. Substance name in the mixture, % mol. Content in the control mixture, % mol. Acceptable deviation
1 Этан Ethane 1,9496 1,92 0,0296 0,079 норма norm
2 Пропан Propane 0,6122 0,613 0,0008 0,0377 норма norm
3 Изобутан Iso-butane 0,0967 0,097 0,0003 0,0068 норма norm
4 Н-бутан N-butane 0,0941 0,0946 0,0005 0,0066 норма norm
5 Изопентан Iso-pentane 0,0181 0,0179 0,0002 0,0022 норма norm
6 Н-пентан N-pentane 0,0124 0,0126 0,0002 0,0018 норма norm
7 Неопентан Neopentane 0,0012 0,0015 0,0003 0,0009 норма norm
8 0,0091 0,0109 0,0018 0,0019 норма norm
9 Азот Nitrogen 0,645 0,662 0,017 0,0718 норма norm
10 Углекислый газ Carbon dioxide 0,1349 0,135 0,0001 0,0248 норма norm
Таблица 7. Протокол оценки расхождения результатов измерений по СТО Газпром 5.67-2016 и ГОСТ 31371.7-2008 Table 7. Protocol of evaluation of measurement deviations under STO Gazptom 5.67-2016 and GOST 31371.7-2008
X , % mol. i Концентрация,
измеренная испытуемым Сумма
хроматографом, - неопределенностей
концентрация, результатов измерений
измеренная испытуемого Результат сравнения (да/нет) Result of comparison (yes/no)
Компонент Component Испытуемый хроматограф Контрольный хроматограф контрольным хроматографом, % Content measured и контрольного хроматографа, % The sum of uncertainty
Tested Reference by the tested of measurement results
chromatograph chromatograph chromatograph -content measured by the reference chromatograph, % of the tested and reference chromatograph, %
Этан Ethane 1,9139 1,89 0,0239 0,1175 да yes
Пропан Propane 0,5929 0,594 0,0011 0,0546 да yes
Изобутан Iso-butane 0,094 0,0935 0,0005 0,0095 да yes
Н-бутан N-butane 0,0914 0,0914 0 0,0093 да yes
Изопентан Isopentane 0,0173 0,0172 0,0001 0,0027 да yes
Н-пентан No-pentane 0,012 0,0122 0,0002 0,0021 да yes
Неопентан Neopentane 0,0012 0,00153 0,00033 0,00103 да yes
Гексаны Hexanes 0,0085 0,0083 0,0002 0,0023 да yes
Азот Nitrogen 0,6566 0,666 0,0094 0,0862 да yes
Углекислый газ Carbon dioxide 0,1307 0,136 0,0053 0,0281 да yes
зованием некачественного ПО. Указанными выше соображениями руководствовались разработчики ПО «Анализатор», на базе которого создавался расчетный модуль согласно СТО Газпром 5.67-2016 [8].
Программа «Анализатор» предназначена для проведения качественного и количественного анализа компонентов исследуемой смеси и выполняет следующие функции:
- сбор хроматографических данных с осуществлением контроля условий проведения анализа;
- обработка хроматограмм, полученных при анализах;
- хранение результатов проведенных анализов;
- ведение отчетной документации по результатам анализов.
Программа «Анализатор» имеет свидетельство об аттестации ПО № П0-2022-001-2012.
Рис. 4. Протокол результатов расчета калибровочной смеси ПО «Анализатор» Fig. 4. Protocol of the results of calibration mixture calculation by Analyser software
результатам. Необходимость оценки качества ПО СИ подчеркивается в ряде международных и отечественных рекомендаций. Сказанное напрямую относится и к ПО хроматографических изме-
рений. Известно также, что в связи с возрастающими объемами хроматографических измерений соответственно возрастает и цена всякого рода ошибок, в том числе и ошибок, обусловленных исполь-
Расчетный модуль ПО «Анализатор» полностью соответствует требованиям СТО Газпром 5.67-2016, что позволяет в автоматическом режиме проводить градуировку с оценкой ее приемлемости, контроль градуировки, измерения с контролем приемлемости и производить все остальные расчеты, предусмотренные данным стандартом. Пример автоматически сформированного протокола оценки приемлемости градуировочной характеристики программного обеспечения «Анализатор» показан на рис. 4.
выводы
Применение СТО Газпром 5.67-2016 для измерения молярной доли компонентов ПГ переменного состава с использованием градуировочной характеристики, охватывающей весь рабочий диапазон, позволяет
использовать для регулярных измерений всего один баллон с ПГС для контроля градуировочной характеристики, при этом нет необходимости в проведении дополнительных градуировок, экономятся время и материальные затраты на обеспечение анализа.
В ходе испытаний промышленного газового хроматографа «МАГ» подтверждена линейность сигнала детекторов в рабочем диапазоне измерений молярной доли компонентов ПГ переменного состава, построена градуировочная характеристика и проверена ее приемлемость, проведены контроль градуировочной характеристики, контроль стабильности градуировочной характеристики,контроль правильности результатов измерений и расхождение результатов измерений по СТО Газпром 5.67-2016 и ГОСТ 31371.7-2008.
Благодаря расчетному модулю ПО «Анализатор», специально разработанному для хроматографа «МАГ» согласно требованиям СТО Газпром 5.67-2016, работа хроматографа «МАГ» в полевых условиях проходит в полностью автономном режиме без потери точности при обработке хромато-графического сигнала и расчете ключевых характеристик товарного ПГ переменного состава - удельной теплоты сгорания, числа Воб-бе, относительной и абсолютной плотности.
В результате испытаний можно сделать вывод,что метрологические характеристики хроматографа «МАГ» и расчетного модуля ПО «Анализатор» соответствуют требованиям СТО Газпром 5.67-2016 [3] и данный хроматограф может быть использован для контроля качества ПГ переменного состава. ■
литература
1. Астахов А. Анализ физико-химических свойств природного газа // Аналитика. 2013. № 1 (8). С. 40-45.
2. СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. М.: ОАО «Газпром», 2011. 12 с.
3. СТО Газпром 5.67-2016. Методика измерений молярной доли компонентов и определения физико-химических показателей природного газа для узлов измерений с переменным составом газа [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/437196203
(дата обращения: 07.06.2019).
4. ГОСТ 31371.7-2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068105 (дата обращения: 07.06.2019).
5. ГОСТ 31369-2008. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.meta-chrom.ru/files/filer/files/gost/gost_31369-2008.pdf (дата обращения: 07.06.2019).
6. ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997). Газ природный. Руководство по отбору проб [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/ document/1200068112 (дата обращения: 07.06.2019).
7. ГОСТ 31371.6-2008 (ИСО 6974-6:2 0 0 2). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов С(1)-С(8) с использованием трех капиллярных колонок [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068106 (дата обращения: 07.06.2019).
8. Кудеяров Ю.А., Мосолов А.Ю., Тихонов П.В., Фаткудинова Ш.Р. Аттестация программного обеспечения хроматографических измерений -программы «Анализатор» // Главный метролог. 2005. № 6. С. 23-28.
references
(1) Astakhov A. Analysis of Physical-Chemical Properties of Natural Gas. Analytics (Analitika). 2013; 1 (8): 40-45. (In Russian)
(2) STO Gazprom 089-2010. Combustible Natural Gas Supplied and Transported via Trunk Pipelines. Specifications. Moscow: Gazprom JSC. 2011; 12. (In Russian)
(3) STO Gazprom 5.67-2016. Methodology for Measuring the Molar Fraction of Components and Determining the Physical-Chemical Parameters
of Natural Gas for Measuring Units with Variable Gas Composition. Available from: http://docs.cntd.ru/document/437196203 [Accessed 7th June 2019]. (In Russian)
(4) GOST 31371.7-2008. Natural Gas. Determination of Composition with Defined Uncertainty by Gas Chromatography Identifying the Composition using Gas Chromatography. Part 7. Methodology for Measuring the Molar Fraction of Components. Available from: http://docs.cntd.ru/ document/1200068105 [Accessed 7th June 2019]. (In Russian)
(5) GOST 31369-2008. Natural Gas. Calculating the Combustion Heat, Density, Relative Density and Wobbe Index based on the Composition. Available from: https://www.meta-chrom.ru/files/filer/files/gost/gost_31369-2008.pdf [Accessed 7th June 2019]. (In Russian)
(6) GOST 31370-2008 (ISO 10715:1997). Natural Gas. Sampling Guidelines. Available from: http://docs.cntd.ru/document/1200068112 [Accessed 7th June 2019]. (In Russian)
(7) GOST 31371.6-2008 (ISO 6974-6:2002). Natural Gas. Determination of Composition with Defined Uncertainty by Gas Chromatography. Part 6. Determination of Hydrogen, Helium, Oxygen, Nitrogen, Carbon Dioxide and C1-C8 Hydrocarbons using Three Capillary Columns. Available from: http://docs.cntd.ru/document/1200068106 [Accessed 7th June 2019]. (In Russian)
(8) Kudeyarov YuA, Mosolov AYu, Tikhonov PV, Fatkhudinova ShR. Certification of Chromatographic Measurement Software - Analyser. Chief Metrologist (Glavniy Metrolog). 2005; 6: 23-28. (In Russian)
