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 =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 =0,95 - не более ±0,8%;
    
    - для плотности пикнометрическим методом по ГОСТ 17310 при доверительной вероятности 0,95 - не более ±0,004 кг/м, а в автоматических плотномерах - не более ±0,8%;
    
    - для влажности газа абсорбционным методом по РД 34.09.114 (приложение 5) при доверительной вероятности =0,95 - не более ±0,3 г/м;
    
    - 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 =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 дискретною 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/м 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/м.
    
    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/м.
    
    7.4 Диапазоны измерений:
    
    - низшей теплоты сгорания природного газа и газовых смесей в калориметрической бомбе от 27210 до 40000 кДж/м;
    
    - низшей теплоты сгорания природного газа и газовых смесей в газовых калориметрах от 20000 до 40000 кДж/м;
    
    - плотности природного газа на автоматических плотномерах от 0,1 до 2,9 кг/м;
    
    - 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 =0,95 и возможной относительной погрешности не более =±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 должна 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 0,61,0 МПа (610 кгс/см).
    
    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 (49,1196,2 кПа) после ГРП из общего газопровода.
    
    7.12 При измерении теплоты сгорания в калориметрической бомбе должны быть соблюдены следующие условия:
    

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

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

    
    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/м при заданной доверительной вероятности =0,95. При получении расхождений более 84 кДж/м проводят третье определение и за окончательный результат принимают среднее арифметическое двух наиболее близких измерений.
    
    9.1.1 Среднее арифметическое значение теплоты сгорания (), кДж/м, вычисляют по формуле
    

,                                                                   (1)

    
где - сумма двух значений , кДж/м;

    =2 - число определений.
    
    9.1.2 Вычисление результата отдельного измерения теплоты сгорания газа в бомбе (), кДж/м, следует выполнять по формуле
    

,                           (2)

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

     - средняя цена деления шкалы термометра, указанная в свидетельстве к термометру;
    
    , - конечная и начальная температуры главного периода, деления шкалы термометра;
    
    , - поправка на калибровку термометра при температурах и , деления шкалы термометра (указывается в удостоверении к термометру);
    
     - поправка на теплообмен калориметрической системы с окружающей средой в делениях шкалы термометра;
    
     - удельная теплота сгорания запальной проволоки, кДж/кг;
    
     - масса сгоревшей проволоки, равная разности масс проволоки до и после сжигания, кг;
    
     - вместимость калориметрической бомбы при температуре и давлении , м.
    
     - коэффициент для приведения объема газа при условии опыта к сухому состоянию и стандартным условиям измерения.
    
    Энергетический эквивалент ( - эффективная теплоемкость) калориметрической системы, кДж/°С, вычисляется по формуле
    

,                                    (3)

    
где - количество теплоты, выделившейся при сгорании бензойной кислоты, кДж;
    
     - удельная теплота сгорания бензойной кислоты, кДж/кг;
    
     - масса бензойной кислоты, кг;
    
     - количество теплоты, выделившейся при сгорании запальной проволоки, кДж;
    
     - количество теплоты, выделившейся при образовании и растворении в воде азотной кислоты, кДж;
    
     - теплота образования 1 см 0,1 моль/дм раствора азотной кислоты, равная 0,0058 кДж/см;
    
     - объем раствора гидроокиси натрия концентрацией 0,1 моль/дм, израсходованного на титрование смыва бомбы, см.
    
    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:

    , - 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;
    
    , - начальное и конечное показания вольтметра (при измерении температуры с помощью вольтметра), в вольтах, пропорциональное начальной и конечной температурам главного периода, в °С;
    
     - число измерений главного периода с быстрым повышением температуры (0,3 °С и более) за 0,5 мин;
    
     - то же, с медленным повышением температуры ();
    
    , - общее число измерений в начальном и главном периодах соответственно.
    
    Значение устанавливают также по таблице 2 в зависимости от критерия
    

,                                                                  (5)

    
где - температура по истечении 2 мин главного периода.


Таблица 2
    

    
    
    Вместимость калориметрической бомбы при температуре и давлении , м, вычисляется по формуле
    

,                                            (6)

    
где - масса бомбы с дистиллированной водой, кг;

     - масса бомбы с воздухом, кг;
    
     - коэффициент для перевода массы воды в объем при температуре опыта, его значения приведены в таблице 3.
    
    
Таблица 3
    

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

,                                         (7)

    
где - барометрическое давление, кПа;
    
     - давление насыщенных паров воды при температуре , кПа;
    
     - 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/м. Окончательные результаты округляют до ближайшего значения, кратного 40 кДж/м.
    
    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/м, вычисляют по формуле
    

,                                           (8)

    
где , - нижняя и верхняя границы интервала, кДж/м;
    
     - суммарная абсолютная погрешность измерения теплоты сгорания, кДж/м;
    
    =2 - число определений.
    
    Суммарную абсолютную погрешность измерения , кДж/м, 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 -ом определении, %;

     - среднее арифметическое значение теплоты сгорания газа в бомбе, кДж/м.
    
    Суммарная относительная погрешность измерения теплоты сгорания выражается формулой
    

,           (10)

    
где - 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 - коэффициент Стьюдента, который при =6 и доверительной вероятности =0,95 равен 2,6;
    
     - -ый результат измерения;
    
     - среднее арифметическое результатов шести измерений энергетического эквивалента, кДж/°С;
    

,                                                   (12)

    
     - число определений;
    
     - сумма шести значений .
    
    Погрешность результата измерения вместимости калориметрической бомбы, %, вычисляется по формуле

,                                    (13)

    
где - -ый результат измерения;
    
     - среднее арифметическое результатов шести измерений вместимости бомбы, м
    

                                                            (14)

    
( - сумма шести значений ).
    
    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 пикнометритеским 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/м. При получении расхождений более 0,004 кг/м проводят третье определение и за окончательный результат принимают среднее арифметическое двух наиболее близких измерений.
    
    9.2.1 Среднее арифметическое значение плотности (), кг/м, вычисляют по формуле
    

,                                                                     (15)

    
где - сумма двух значений , кг/м;
    
    =2 - число определений.
    
    9.2.2 Вычисление результата отдельного измерения плотности газа при температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа (), кг/м, пикнометрическим методом следует выполнять по формуле
    
    

,                                        (16)

    
где - масса пикнометра с газом, г;
    
     - масса пикнометра с сухим воздухом, г;
    
     - вместимость пикнометра, дм;
    
    1,2047 - плотность сухого воздуха при стандартных условиях (температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа), кг/м;
    
     - коэффициент для приведения объема газа (воздуха) при условии опыта (, ) 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 - температура окружающей среды (около весов) при взвешивании пикнометра с газом (с сухим воздухом), °С;
    
     - барометрическое давление, кПа;
    
    293 - стандартная температура, К;
    

,                                                      (18)

    
где - масса пикнометра с дистиллированной водой, г;
    
     - плотность дистиллированной воды при температуре опыта, кг/м, определяется по ГОСТ 17310 (приложение А).
    
    9.2.3 Результаты отдельных определений плотности природного газа вычисляют до 0,0001 кг/м и округляют до 0,001 кг/м.
    
    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/м, вычисляют по формуле
    

,                                            (19)

    
где , - нижняя и верхняя границы интервала, кг/м;
    
     - суммарная абсолютная погрешность измерения плотности, кг/м;
    
     - число определений.
    
    Суммарная абсолютная погрешность измерения , кг/м, вычисляется расчетным путем, исходя из метрологических характеристик применяемых средств измерения, вспомогательных устройств и материалов по формуле
    

,                                                              (20)

    
где - суммарная относительная погрешность измерения плотности в -ом определении, %.
    
    Суммарная относительная погрешность измерения плотности выражается формулой
    

,                            (21)

    
где - относительная погрешность измерения разности массы пикнометра с осушенным газом и осушенным воздухом, %;
    
     - относительная погрешность измерения вместимости пикнометра, %;
    
    , - 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 () рассчитывают среднее арифметическое влияющей величины по формуле
    

,                                                                         (23)

    
где - среднее арифметическое результатов двух измерений вместимости пикнометра, дм, допускаемое расхождение между которыми не должно превышать 0,001 дм;
    
     - сумма двух значений .
    
    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/м. При получении расхождений более 0,3 г/м проводят третье определение и за окончательный результат принимают среднее арифметическое двух наиболее близких измерений.
    
    9.3.1 Среднее арифметическое значение абсолютной влажности (), г/м, рассчитывают по формуле
    

,                                                                       (24)

    
где - сумма двух значений г/м;
    
     - число определений.
    
    9.3.2 Результат отдельного измерения абсолютной влажности природного газа () при 20 °С и 101,325 кПа, г/м, вычисляют по формуле
    

,                                                                  (25)

    
где - увеличение массы водопоглотителей, г;
    
     - объем испытуемого газа, измеренный аспиратором или газовым счетчиком, дм;
    
     - коэффициент для приведения объема испытуемого газа при условии опыта [давлении () и температуре ] к стандартным условиям (температуре =293 К, давлению 101,325 кПа и влажности, равной нулю) вычисляют по формуле
    

,                                        (26)

    
где - барометрическое давление, кПа;
    
     - давление газа в аспираторе или газовом счетчике, кПа;
    
     - давление водяных паров при температуре , кПа (РД 34.09.114, таблица 6);
    
     - температура испытуемого газа, °С.
    
    9.3.3 Результаты отдельных определений влажности вычисляют до 0,01 г/м и округляют до 0,1 г/м.
    
    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/м, вычисляют по формуле
    

,                                          (27)

    
где , - нижняя и верхняя границы интервала, г/м;
    
     - суммарная абсолютная погрешность измерения влажности газа, г/м;
    
    =2 - число определений.
    
    Суммарная абсолютная погрешность измерения (), г/м, вычисляется расчетным путем, исходя из метрологических характеристик применяемых средств измерения, вспомогательных устройств и материалов по формуле
    

,                                                                   (28)

    
где - суммарная относительная погрешность измерения влажности в -ом определении, %.
    
    Суммарная относительная погрешность измерения влажности природного газа вычисляется по формуле
    

,                         (29)

    
где - 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 и 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 (=0,6681 кг/м) или азота (=1,1649 кг/м) 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 () в делениях шкалы термометра или в вольтах вычисляют по формуле (4) настоящего документа
    
    
    
    
    
    
    
    Б.2 Коэффициент для приведения объема газа при условии опыта (, ) к сухому состоянию и стандартным условиям измерения (температуре =293 К (20 °С), давлению =101,325 кПа) вычисляют по формуле (7) настоящего документа
    
    
    
    Б.3 Теплоту сгорания газа в бомбе (), кДж/м, вычисляют по формуле (2) настоящего документа
    
    
    
    Б.4 Массовую концентрацию азотной кислоты в смыве бомбы , г/м, рассчитывают по формуле (2) ГОСТа 10062
    
    
    
    Б.5 Массовую концентрацию серной кислоты в смыве бомбы , г/м, вычисляют по формуле (3) ГОСТа 10062
    
    
    
    Б.6 Поправку на теплоту образования и растворения азотной и серной кислот , кДж/м, вычисляют по формуле (4) ГОСТа 10062
    
    
    
    Б.7 Высшую объемную теплоту сгорания сухого природного газа , кДж/м, вычисляют по формуле (8) ГОСТа 10062
    
    
    
    Б.8 Низшую объемную теплоту сгорания сухого газа, кДж/м 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
    
    
    
__________________________________________________________________________
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

    
    В.1 Абсолютная погрешность исправленного подъема температуры
    
°С.
    
    Погрешностями , , , пренебрегаем.
    
    Относительная погрешность исправленного подъема температуры
    
    %.
    
    Принимаем погрешность =0.
    
    В.2 Абсолютная погрешность вместимости калориметрической бомбы
    
     м.
    
    Принимаем погрешность =0.
    
    Относительная погрешность вместимости калориметрической бомбы
    
    %.
    
    В.3 Относительная погрешность давления сухого газа ()
    
    %.
    
    Принимаем погрешность =0.
    
    В.4 Относительная погрешность (273+)
    
    %.
    
    В.5 Относительная погрешность
    
    %.
    
    
    Абсолютная погрешность
    
     кДж/м.
    
    В.6 Теплота сгорания сухого природного газа, вычисленная по формуле (2) настоящего документа, равна
    
     кДж/м.
    
    Аналогично проводится второе определение , которое равно 34249 кДж/м (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
    
     кДж/м.
    
    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/м или от 8188 до 8154 ккал/м.
    
__________________________________________________________________________
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 (, ) к стандартным условиям (температуре =293 К (20 °С) и давлению =101,325 кПа) вычисляют по формуле (17) настоящего документа
    
    
    
    Г.2 Плотность газа () 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 измерения (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
    
     г.
    
    Относительная погрешность разности массы пикнометра с осушенным газом и воздухом

    
    %.
    
    Д.2 Относительная погрешность
    
    %.
    
    Д.3 Относительная погрешность (273+)
    
    %.
    
    Д.4 Абсолютная погрешность разности массы пикнометра с дистиллированной водой и осушенным воздухом
    
     г.
    
    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
    
     кг/м.
    
    Д.6 Плотность природного газа, вычисленная по формуле (16) настоящего документа равна
    
     кг/м.
    
    Аналогично проводится второе определение , которое равно 0,862 кг/м (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
    
     кг/м.
    
    Д.8 Доверительные границы погрешности и измерения плотности вычисляют по формуле (19) настоящего документа
    
     кг/м.
    
    Значение измеряемой плотности находится в интервале от 0,859 кг/м до 0,863 кг/м.
    
__________________________________________________________________________
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 () и температуре ) к стандартным условиям (температуре =293 К (20 °С) и давлении =101,325 кПа) рассчитывают по формуле (25) настоящего документа
    
    
    
    Е.2 Абсолютную влажность природного газа при температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа, г/м, 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:

    
    Ж.1 Абсолютная погрешность увеличения массы двух водопоглотителей

    
     г.
    
    Относительная погрешность увеличения массы двух водопоглотителей
    
    %.
    
    Ж.2 Относительная погрешность измерения объема испытуемого газа, проводимого градуированным аспиратором
    
    %.
    
    Ж.3 Относительная погрешность ()
    
   %.
         
    Ж.4 Относительная погрешность (273+)
    
    %.
    
    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
    
     г/м.
    
    Ж.6 Влажность природного газа вычисляют по формуле (25) настоящего документа
    
    =2,3 г/м.
    
    Аналогично проводится второе определение W, которое равно 2,4 г/м (исходные данные для ее расчета не приводятся).
    
    Ж.7 Среднее арифметическое результатов измерений влажности по результатам двух определений рассчитывают по формуле (24) настоящего документа
    
     г/м.
    
    Ж.8 Доверительные границы погрешности измерения влажности вычисляют по формуле (27) настоящего документа
    
     г/м.
    
    Значение измеряемой влажности находится в интервале от 2,31 г/м до 2,39 г/м.
    
__________________________________________________________________________
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

    
    
    
Текст документа сверен по:
официальное издание
М.: АООТ "ВТИ", 2002