ISO 14532:2014
(Main)Natural gas — Vocabulary
Natural gas — Vocabulary
ISO 14532:2014 establishes the terms, definitions, symbols, and abbreviations used in the field of natural gas. The terms and definitions have been reviewed and studied in order to cover all aspects of any particular term with input from other sources such as European Standards from CEN (The European Committee for Standardization), national standards, and existing definitions in the IGU Dictionary of the Gas Industry. The definitive intention of ISO 14532:2014 is to incorporate the reviewed definitions into the ISO/TC 193 source standards.
Gaz naturel — Vocabulaire
L'ISO 14532:2014 a pour objet de donner les définitions, symboles et abréviations utilisés dans le domaine du gaz naturel. Les termes et définitions ont été étudiés et revus de manière à couvrir toutes les acceptations particulières des termes provenant également d'autres sources telles que les normes européennes du CEN (Comité Européen de Normalisation), les normes nationales et les définitions existantes dans le dictionnaire U.I.I.G de l'industrie du gaz. L'intention définitive de ce document est d'intégrer les définitions révisées dans les normes source de l'ISO/TC 193.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 14532
NORME
Second edition
Deuxième édition
INTERNATIONALE 2014-06-15
Natural gas — Vocabulary
Gaz naturel — Vocabulaire
Reference number
Numéro de référence
©
ISO 2014
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
© ISO 2014
The reproduction of the terms and definitions contained in this International Standard is permitted in teaching manuals, in-
struction booklets, technical publications and journals for strictly educational or implementation purposes. The conditions for
such reproduction are: that no modifications are made to the terms and definitions; that such reproduction is not permitted for
dictionaries or similar publications offered for sale; and that this International Standard is referenced as the source document.
With the sole exceptions noted above, no other part of this publication may be reproduced or utilized otherwise in any form or
by any means, electronic or mechanical, including photocopying, or posting on the internet or an intranet, without prior writ-
ten permission. Permission can be requested from either ISO at the address below or ISO’s member body in the country of the
requester.
La reproduction des termes et des définitions contenus dans la présente Norme internationale est autorisée dans les manuels
d’enseignement, les modes d’emploi, les publications et revues techniques destinés exclusivement à l’enseignement ou à la mise
en application. Les conditions d’une telle reproduction sont les suivantes: aucune modification n’est apportée aux termes et
définitions; la reproduction n’est pas autorisée dans des dictionnaires ou publications similaires destinés à la vente; la présente
Norme internationale est citée comme document source.
À la seule exception mentionnée ci-dessus, aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque
forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie, l’affichage sur l’internet ou sur un
Intranet, sans autorisation écrite préalable. Les demandes d’autorisation peuvent être adressées à l’ISO à l’adresse ci-après ou au
comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Published in Switzerland/Publié en Suisse
ii © ISO 2014 – All rights reserved/Tous droits réservés
Contents Page
Foreword .iv
Introduction .v
1 Scope . 1
2 Terms and definitions . 1
2.1 General conditions . 1
2.2 Measurement methods . 4
2.3 Sampling . 6
2.4 Analytical systems . 8
2.5 Analysis.11
2.6 Physical and chemical properties .20
2.7 Interchangeability .24
2.8 Odorization .25
2.9 Thermodynamic properties .26
Annex A (informative) Indices, symbols, and units .27
Annex B (informative) Alphabetical index .30
Bibliography .36
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www.iso.org/directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www.iso.org/patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation on the meaning of ISO specific terms and expressions related to conformity
assessment, as well as information about ISO’s adherence to the WTO principles in the Technical Barriers
to Trade (TBT) see the following URL: Foreword - Supplementary information
The committee responsible for this document is ISO/TC 193, Natural gas.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 14532:2001/Cor. 1:2002).
iv © ISO 2014 – All rights reserved/Tous droits réservés
Introduction
ISO/TC 193 Natural Gas was established in May, 1989, with the task of creating new standards and
updating existing standards relevant to natural gas. This includes gas analysis, direct measurement of
properties, quality designation, and traceability.
In these activities, a comprehensive and uniform review of the definitions, symbols, and abbreviations
used in the standards was not previously systematically pursued. The development of standards
with terminology created to suit specific purposes often resulted in the detriment of uniformity and
cohesiveness between standards.
Thus, there is the need for a work of harmonization of the terminology used in the standards pertaining
to natural gas. The intention of this International Standard is to incorporate the reviewed definitions
into the ISO/TC 193 source International Standard.
As the aim is to create a coherent body of standards which support each other with regard to their
definitions, common and unambiguous terms and definitions used throughout all International
Standards is the starting point for the understanding and application of every International Standard.
The presentation of this International Standard has been arranged to facilitate its use as follows:
— Major headings pertain to specific fields of the natural gas industry. All definitions that fall under
these headings, as gleaned from ISO International Standards issued through ISO/TC 193, are listed
under that heading. A review of the contents will serve to facilitate finding specific terms.
— Notes are given under numerous definitions where it was deemed important to give informative
guidance for a given definition. The Notes are not considered a part of the definition.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 14532:2014(E/F)
Natural gas — Vocabulary
1 Scope
This International Standard establishes the terms, definitions, symbols, and abbreviations used in the
field of natural gas.
The terms and definitions have been reviewed and studied in order to cover all aspects of any particular
term with input from other sources such as European Standards from CEN (The European Committee for
Standardization), national standards, and existing definitions in the IGU Dictionary of the Gas Industry.
The definitive intention of this document is to incorporate the reviewed definitions into the
ISO/TC 193 source standards.
2 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
2.1 General conditions
2.1.1 Natural gas
2.1.1.1
natural gas
NG
complex gaseous mixture of hydrocarbons, primarily methane, but generally includes ethane, propane
and higher hydrocarbons, and some non-combustible gases such as nitrogen and carbon dioxide
Note 1 to entry: Natural gas can also contain components or containments such as sulfur compounds and/or other
chemical species.
2.1.1.2
raw gas
unprocessed gas taken from well heads, through gathering lines, to processing or treating facilities
Note 1 to entry: Raw gas can also be partially processed well-head gas taken from basic upstream processing
,
facilities.
2.1.1.3
substitute natural gas
SNG
gas from non-fossil origin which is interchangeable in its properties with natural gas
2.1.1.4
manufactured gas
synthetic gas
gas which has been treated and can contain components that are not typical of natural gas
Note 1 to entry: Manufactured (synthetic) gases can contain substantial amounts of chemical species that are not
typical of natural gases or common species found in atypical proportions as in the case of wet and sour gases.
Note 2 to entry: Manufactured gases fall into two distinct categories, as follows:
a) those that are intended as synthetic or substitute natural gases, and that closely match true natural gases in
both composition and properties;
b) those that, whether or not intended to replace or enhance natural gas in service, do not closely match natural
gases in composition.
Case b) includes gases such as town gas, coke oven gas (undiluted), and LPG/air mixtures. None of which
is compositionally similar to a true natural gas (even though, in the latter case, it can be operationally
interchangeable with natural gas).
2.1.1.5
lean gas
natural gas having a relatively low energy content, close to or lower than that of pure methane
Note 1 to entry: Lean gas typically contains high amounts of nitrogen and carbon dioxide.
2.1.1.6
rich gas
natural gas having a relatively high energy content, higher than that of pure methane
Note 1 to entry: Rich gas typically contains high amounts of ethane or propane or higher.
2.1.1.7
wet gas
gas which falls short of qualifying as pipeline quality natural gas by the inclusion of undesirable
components such as free water, water vapour and/or high hydrocarbons in such amounts that they can
condense at pipeline conditions
2.1.1.8
sour gas
gas containing significant amount of acid gases such as carbon dioxide and sulphur compounds
Note 1 to entry: The presence of acid compounds is more detrimental in wet gases.
Note 2 to entry: Typically, wet and sour gases can be unprocessed (well head) or partially-processed natural
gases and can also contain condensed hydrocarbons, traces of carbonyl sulphide, and process fluid vapours such
as methanol or glycols.
Note 3 to entry: Carbon dioxide in the presence of free water can be an important cause of corrosion damage to
pipelines.
2.1.1.9
dry natural gas
natural gas containing a mole fraction of water of no more than 0,005 % [50 ppm (molar)] in the vapour
phase
Note 1 to entry: Water vapour content in natural gas can also be expressed in terms of water concentration
(mg/m ).
[17]
Note 2 to entry: The correlation between water content and water dew point is given in ISO 18453.
2.1.1.10
saturated gas
natural gas that at the specified conditions of temperature and pressure is at its water dew-point
2.1.1.11
compressed natural gas
CNG
natural gas that has been compressed after processing for storage and transportation purposes
Note 1 to entry: CNG is mainly used as a fuel for vehicles, typically compressed up to 20 000 kPa in the gaseous
state.
2 © ISO 2014 – All rights reserved/Tous droits réservés
2.1.1.12
liquefied natural gas
LNG
natural gas that has been liquefied after processing for storage or transportation purposes
Note 1 to entry: Liquid natural gas is revaporized and introduced into pipelines for transmission and distribution
as natural gas.
2.1.1.13
gas quality
attribute of natural gas defined by its composition and its physical properties
2.1.1.14
biogas
generic term used to refer to gases produced by anaerobic fermentation or digestion of organic matter,
and without further upgrading nor purification
Note 1 to entry: This can take place in a landfill site to produce landfill gas or in an anaerobic digester to produce
biogas. Sewage gas is biogas produced by the digestion of sewage sludge. Biogases comprise mainly methane and
carbon dioxide.
2.1.1.15
biomethane
methane rich gas derived from biogas or from gasification of biomass by upgrading with the properties
similar to natural gas
2.1.1.16
biomass
mass defined from a scientific and technical point of view as material of biological origin excluding
material embedded in geological formations and/or transformed to fossil
Note 1 to entry: Biomass is organic material that is plant-based or animal-based, including but not limited to
dedicated energy crops, agricultural crops and trees, food, feed and fibre crop residues, aquatic plants, alga,
forestry and wood residues, agricultural wastes, processing by-products and other non-fossil organic matter.
Note 2 to entry: See also herbaceous biomass, fruit biomass, and woody biomass.
2.1.2 Pipeline network
2.1.2.1
pipeline grid
system of interconnected pipelines, both national and international that serve to transmit and distribute
natural gas
2.1.2.2
local distribution system
LDS
gas mains and services that supply natural gas directly to consumers
2.1.2.3
custody transfer point
location between two pipeline systems where the quantity of energy of the natural gas has to be
accounted for
Note 1 to entry: At such location a change of pressure regime can also occur.
2.1.2.4
transfer station
system of pipelines, measurement and regulation (pressure control), and ancillary devices at a custody
transfer point necessary to account for the quantity of gases transferred and the adaptation to the
possible different pressure regimes of the networks
2.2 Measurement methods
2.2.1 General definitions
2.2.1.1
absolute measurement
measurement of a property from fundamental metrological quantities
Note 1 to entry: For example, fundamental metrological quantities are length, mass, and time.
Note 2 to entry: For example, the determination of the mass of a gas using certified masses.
2.2.1.2
direct measurement
measurement of a property from quantities that, in principle, define the property
Note 1 to entry: For example, the determination of the calorific value of a gas using the thermometric measurement
of the energy released in the form of heat during the combustion of a known amount of gas.
2.2.1.3
indirect measurement
measurement of a property from quantities that, in principle, do not define the property, but have a
known relationship with the property
Note 1 to entry: For example, the determination of the calorific value from measurements of the air-to-gas ratio
required to achieve stoichiometric combustion that is related linearly to the calorific value.
2.2.1.4
lower range value
lowest value of a quantity to be measured (measurand) that a measuring system or transmitter is
adjusted to measure
2.2.1.5
upper range value
highest value of a quantity to be measured(measurand) that a measuring system or transmitter is
adjusted to measure
2.2.1.6
span
algebraic difference between the upper and lower range values
2.2.1.7
relative measurement
measurement of a property by means of comparison with a value of the property taken from an accepted
standard, for example, reference material
Note 1 to entry: For example, determining gas density from the quotient of the mass of gas contained in a given
volume to that of air contained in the same volume at the same temperature and pressure, and multiplying by the
density of air at that temperature and pressure.
2.2.2 Specific methods
2.2.2.1
gas chromatographic method
method of analysis by which the components of a gas mixture are separated using gas chromatography
Note 1 to entry: The sample is passed in a stream of carrier gas through a column that has different retention
properties relative to the components of interest. Different components pass through the column at different
rates and are detected as they elute from the column at different times.
4 © ISO 2014 – All rights reserved/Tous droits réservés
2.2.2.2
potentiometric method
method of analysis by which a known quantity of gas is first passed through a solution, where a specific
gas component or a group of components is (are) selectively absorbed, then the absorbed analyte(s) in
the solution is (are) evaluated by potentiometric titration
Note 1 to entry: The result is a titration curve showing the potentiometric end points for the components being
sought versus the titration solutions required. From this data, the concentrations of the various components can
be calculated.
2.2.2.3
potentiometric titration
method where the amount of titrant consumed for reaction of the gas component with the titrant is
proportional to the gas component concentration, and the endpoint of reaction is determined by the
variation of potential inside the cell
Note 1 to entry: The volume increments of titrant (titration solution) added determine the difference in potential
to be measured. Different volume increments of titrant, specifically smaller volume increments close to end
points, can permit a better evaluation of the end points.
2.2.2.4
turbidimetric titration
method to determine the content of sulfate ions whereby a barium salt solution is added to an absorption
solution and the turbidity caused by the formation of any insoluble barium sulfate detected
Note 1 to entry: This method is valid for solutions having a total sulfur content below 0,1 mg.
Note 2 to entry: A photometer with galvanometer readout is employed with the titration procedure to determine
the inflection point. From these data, the total sulfur content in mg/m can be calculated.
2.2.2.5
combustion method
method by which a gas sample undergoes total combustion and the specific combustion products are
measured to determine the total concentration of an element in the sample, e.g. sulfur
Note 1 to entry: Wickbold method: the Wickbold combustion method uses the combustion and complete thermal
decomposition of compounds at a high temperature in a hydrogen/oxygen flame. It is performed with a special
[2]
instrument (see ISO 4260 ).
Note 2 to entry: Lingener method: the Lingener combustion method uses air, and it is performed using a special
[8]
instrument (see ISO 6326-5 ).
2.2.2.6
absorption
extraction of one or more components from a mixture of gases when brought into contact with a liquid
Note 1 to entry: The assimilation or extraction process causes (or is accompanied by) a physical or chemical
change, or both, in the sorbent material.
Note 2 to entry: The gaseous components are retained by capillary, osmotic, chemical, or solvent action.
EXAMPLE Removal of water from natural gas using glycol.
2.2.2.7
adsorption
retention, by physical or chemical forces of gas molecules, dissolved substances, or liquids by the surfaces
of solids or liquids with which they are in contact
Note 1 to entry: For example, retention of methane by carbon.
2.2.2.8
desorption
removal of a sorbed substance by the reverse process of adsorption or absorption
2.3 Sampling
2.3.1 Sampling methods
2.3.1.1
direct sampling
sampling in situations where there is a direct connection between the natural gas to be sampled and the
analytical unit
2.3.1.2
indirect sampling
sampling in situations where there is no direct connection between the natural gas to be sampled and
the analytical unit
2.3.1.3
in-line instrument
instrument whose active element is installed inside the pipeline and makes measurements under
pipeline conditions
2.3.1.4
on-line instrument
instrument that samples gas directly from the pipeline, but is installed externally to the pipeline
2.3.1.5
off-line instrument
instrument that has no direct connection to the pipeline
2.3.1.6
spot sample
sample of specified volume taken at a specified place at a specified time from a stream of gas
2.3.2 Sampling devices
2.3.2.1
floating piston cylinder
container that has a moving piston separating the sample from a buffer gas. The pressures are in balance
on both sides of the piston
2.3.2.2
incremental sampler
sampler that accumulates a series of spot samples into one composite sample
2.3.2.3
flow-proportional incremental sampler
sampler that collects a series of spot samples over a period of time with the spot samples taken in such a
manner as to ensure the incremental sample is proportional to the incremental totalised flow
Note 1 to entry: This is normally achieved by varying the frequency of extraction of a constant volume spot sample
(grab).
2.3.2.4
sample container
container that is used to collect a representative sample and maintain the sample in a representative
condition
Note 1 to entry: The sample container should not alter the gas composition in any way or affect the proper
collection of the gas sample. The materials, valves, seals, and other components of the sample container shall be
specified to maintain this principle.
6 © ISO 2014 – All rights reserved/Tous droits réservés
2.3.2.5
sample line
conduit to transfer a sample of gas from the sample place to the analytical unit or sample container
Note 1 to entry: Another word used for sample line is transfer line.
2.3.2.6
sample probe
device inserted into the gas pipeline so that a representative sample of the flowing gas can be taken.
The sample probe will have a conduit to convey the sample from the flowing gas to a point external to
the pipeline
2.3.2.7
hot loop
sampling configuration that returns the sample to the pipeline
Note 1 to entry: The loop requires a pressure differential from collection point to discharge so as to ensure a
constant and steady flowrate through the sampling equipment located in the loop.
2.3.2.8
vent line
section of the sampling system that diverts a portion of the sampled gas away from the analyser/instrument
or sample container
Note 1 to entry: The flowrate and pressure loss in the open-ended line need to be controlled so as to ensure that
sample accuracy cannot be affected from any cooling and condensation.
2.3.2.9
fast loop
sampling system that takes more sample from the process than is needed to make the measurement so
as to reduce the residence time
2.3.3 Conditioning device
2.3.3.1
condenser
apparatus used to transform the condensable fraction (consisting of water vapour and/or of the higher
hydrocarbons) of the vapour phase present in natural gas into a liquid phase by cooling
2.3.3.2
liquid separator
unit, in the sample line, used to collect liquid fall-out
2.3.3.3
pressure reducer
device used to reduce gas pressure immediately downstream of its installed position
Note 1 to entry: It has the ability to maintain a near constant outlet pressure within its design parameters
regardless of changes in pressure or flow in other parts of the system.
2.3.3.4
back-pressure regulator
device used to control/maintain gas pressure immediately upstream of its installed position
Note 1 to entry: It has the ability to maintain a near constant inlet pressure within design parameters, regardless
of pressure or flow fluctuations in other parts of the system.
2.3.3.5
heating device
device to ensure that the sample gas remains at a temperature sufficient to avoid a change of its
composition due to condensation of some compounds
Note 1 to entry: Heating elements can be installed on the sample probe and sample lines. In some cases, heating
the sample cylinder is also required. It is particularly important where Joule-Thomson cooling occurs as a result
of pressure reduction.
Note 2 to entry: Heating devices are also used to maintain “wetted surface areas” at near constant temperatures to
avoid changes in gas sorption coefficients when measuring components that are prone to strong sorption effects.
2.3.4 Other definitions
2.3.4.1
purging time
residence time plus the time to insure that the sample in the sampling system is representative of the
gas stream
Note 1 to entry: The purging time can be much longer than the residence time and will be multiples of the residence
time in poorly designed sampling systems.
2.3.4.2
representative sample
sample having the same composition as the natural gas sample when the latter is considered as a
homogeneous whole
2.3.4.3
residence time
time it takes for a sample to flow through a piece of equipment
2.3.4.4
sampling point
point in the gas stream or vessel where a representative sample can be taken
2.3.4.5
sampling place
location of a sampling point along a stream, or the location of the vessel
2.3.4.6
gas sorption effects
physical processes whereby some gases are adsorbed onto or desorbed from the surfaces of a solid
without transformation of the molecules
Note 1 to entry: The force of attraction between some gases and solids is purely physical and depends on the
nature of the participating material. Natural gas can contain several components that exhibit strong sorption
effects. Special care should be taken when determining trace concentrations of heavy hydrocarbons, water, sulfur
compounds, and hydrogen.
2.4 Analytical systems
2.4.1
measuring system
complete set of measuring instruments and other equipment assembled to carry out specified
measurements
Note 1 to entry: System comprising, in general, a sample transfer and introduction unit, a separation unit, a
detector and an integrator or a data processing system.
8 © ISO 2014 – All rights reserved/Tous droits réservés
2.4.2
introduction unit
unit for introducing a constant, or a measured amount of material to be analysed into the analyser
Note 1 to entry: Gas chromatographic analysers are comparative rather than absolute. Therefore, the introduction
of equal quantities of a calibration mixture and of sample allows quantitative measurement of sample components.
Note 2 to entry: In gas analysis, the introduction device is frequently a multi-port valve, in which a fixed volume
of a calibration mixture or sample is isolated, and by operation of the valve, passed into the analyser.
Note 3 to entry: Equimolar quantities can be obtained by controlling the pressure and temperature of the
introduction device.
2.4.3
gas chromatograph
device that physically separates components of a mixture in the gaseous phase and measures them
individually with a detector whose signal is processed
Note 1 to entry: A chromatograph consists of the following main parts: an introduction unit, a separation unit,
and a detector. The separation unit consists of one or more chromatographic columns through which carrier gas
flows and into which samples are introduced. Under defined and controlled operating conditions, components
can be qualitatively identified by their retention time, and quantitatively measured by comparing their detector
response to that of the same or a similar component in a calibration mixture.
Note 2 to entry: In gas analysis, the range of components and their properties frequently cause more than
one separation mechanism to be required. These can be and often are combined in a single separation unit or
chromatograph.
Note 3 to entry: A gas chromatograph capable of temperature programming is a chromatograph whose columns
are placed in an oven whose temperature is programmable in a defined and repeatable manner over the period
of analysis.
2.4.4
carrier gas
pure gas introduced so as to transport a sample through the separation unit of a gas chromatograph for
analytical purposes
Note 1 to entry: Typical carrier gases are hydrogen, nitrogen, helium, and argon.
2.4.5
auxiliary gases
gases required for detector operation, e.g. hydrogen and air for flame detectors
2.4.6
chemiluminescence detector
CD
detector that uses a reducing reaction in which molecules give rise to characteristic luminous emissions
that are measured by a photomultiplier and the associated electronic devices
Note 1 to entry: A chemiluminescence detector is used in gas chromatography mainly to detect components that
contain particular elements, e.g. nitrogen (N) and sulfur (S).
2.4.7
electrochemical detector
ED
detector consisting of an electrochemical cell that responds to certain substances contained in the
carrier gas eluting from the column
Note 1 to entry: The electrochemical process can be an oxidation, reduction, or a change in conductivity. The
detection can be very specific depending on the electrochemical process involved.
2.4.8
flame ionization detector
FID
detector in which hydrocarbons are burned in a hydrogen-air flame and the electrical current caused by
the resulting ions is measured between two electrodes
Note 1 to entry: The flame ionization detector is used in gas chromatography mainly to detect hydrocarbon
compounds.
2.4.9
thermal conductivity detector (TCD)
hot wire detector (HWD)
detector that measures the difference in thermal conductivity between two gas streams when a sample
(gas mixture) passes through the sample channel
Note 1 to entry: The HWD is a dual channel detector, requiring a reference flow of pure carrier gas through the
reference channel.
Note 2 to entry: The use of helium or hydrogen is recommended as carrier gas except when the sample contains
either of these two substances to be measured.
Note 3 to entry: The detector consists of a bridge circuit; the change in resistance in the sample channel during the
passage of the sample produces an out-of-balance signal that is the basis of the detection. The detector responds
to all components except the carrier gas and it is non-destructive.
2.4.10
flame photometric detector
FPD
detector that uses a reducing flame in which individual elements give rise to characteristic colours that
are measured by a photomultiplier
Note 1 to entry: The detector is used in gas chromatography mainly to detect components that contain particular
elements, e.g. phosphorous (P) and sulfur (S).
2.4.11
integrator
device that quantitatively measures the response signal of a detector to a component in a mixture
Note 1 to entry: By comparing the integrator output to the same component in a calibration mixture and in a
sample, the concentration in the sample can be calculated. If the detector response has a temporal dimension, as
in chromatography, then the instantaneous response is integrated with respect to time.
2.4.12
photometry
determination of the concentration of a dissolved substance in a solution by using the absorption of light
by this substance
2.4.13
absorption cell
device put into the light path of the photometer
Note 1 to entry: The lower the concentration of the dissolved substance, the greater path length of the absorption
cell has to be.
10 © ISO 2014 – All rights reserved/Tous droits réservés
2.5 Analysis
2.5.1 Calibration and quality control
2.5.1.1
calibration
operation, that under specified conditions in a first step establishes a relation between the quantity
values with measurement uncertainties provided by measurement standards and corresponding
indications with associated measurement uncertainties and, in a second step uses this information to
establish a relation for obtaining a measurement result from an indication
Note 1 to entry: A calibration can be expressed by a statement, calibration function, calibration diagram,
calibration curve, or calibration table. In some cases, it consists of an additive or multiplicative correction of the
indication with associated measurement uncertainty.
Note 2 to entry: Calibration should not be confused with adjustment of a measuring system, often mistakenly
called “self-calibration”, nor with verification of calibration.
Note 3 to entry: Often, the first step alone in the above definition is perceived as being calibration.
2.5.1.2
adjustment of a measuring instrument
operation of bringing a measuring instrument into a state of performance suitable for its use
Note 1 to entry: Adjustment can be automatic, semi-automatic, or manual.
2.5.1.3
volumetric conversion
determination of the volume at reference conditions from the volume at operating conditions
2.5.1.4
correction
value added algebraically to the uncorrected result of a measurement to compensate for systematic
error
Note 1 to entry: The correction is equal to the negative of the estimated systematic error.
Note 2 to entry: Since the systematic error cannot be known perfectly, the correction cannot be complete.
2.5.1.5
correction factor
numerical factor by which the uncorrected result of a measurement is multiplied to compensate for
systematic error
Note 1 to entry: Since the systematic error cannot be known perfectly, the correction cannot be complete.
2.5.1.6
calibration interval
period between routine calibrations over which the performance of the analyser meets specified
requirements
2.5.1.7
working range
range of parameters for which the calibration function has been developed and validated
2.5.1.8
extended working range
range of parameters for which the correlation has been developed, but outside the range for which the
calibration function has been validated
2.5.1.9
single-point calibration
establishment of the calibration function using one (only) calibration point
Note 1 to entry: This is a calibration in which the response of the analyser to a measured component maintains an
exact proportion to the concentration of the component over the entire working range.
Note 2 to entry: The response can be described as being linear through the origin. A plot of the analyser response
against the concentration of the component would show a straight line intercepting the (0,0) point of the plot. In
such circumstances, the use of a single calibration mixture containing the component at a concentration within
the working range (single-point calibration) is appropriate, as the ratio of response to concentration remains
constant at all points.
Note 3 to entry: Where a more complex response function, first order not passing through the origin or second or
third order polynomial, has been defined by the use of multiple calibration mixtures, and the different elements
of this function, e.g. the coefficient of the polynomial, have been shown to maintain a constant relationship to each
other, then a single-point calibration can be used to adjust all the elements of the function on a short-term basis
(for example, daily).
2.5.1.10
bracketing
method consisting in principle in reducing the interval over which the linearity of the calibration
function is assumed as much as possible
Note 1 to entry: This leads to surrounding the value of the unknown quantity by two values of reference materials
(RMs) as tightly as possible (or bracketing).
2.5.1.11
multi-point calibration
establishment of a calibration function using more than two calibration points
Note 1 to entry: In multi-point (also called “multi-level”) calibrations, the response curves of the detector are
determined for each component over the ranges to be analysed using a series of certified reference gas mixtures.
Note 2 to entry: To define the response curves, it is necessary to obtain results at a number of different concentration
levels for each component. The number of concentration levels needed depends on the order of the polynomial
(response curve) that has to be fitted. For first order, the minimum number of concentration levels needed is
three, for second order is five, and for third order is seven. In most cases, the order of fit of the response curves is
unknown beforehand, in which cases; it is advisable to perform the analysis of at least seven concentration levels
so as to detect third order detector behaviour with a high degree of detection sensitivity. Where the order of fit
is known, then the corresponding number of concentration levels can be used. For polynomical order one, these
concentration levels should be equally spaced across the specified working range of each component. The lowest
concentration level should be slightly below the lowest concentration level of the working range, and the highest
concentration level should be slightly higher than the highest concentration level of the working range.
2.5.1.12
verification
provision of objective evidence that a given item fulfils specified requirements
EXAMPLE Confirmation that performance properties or legal requirements of a measuring system are
achieved.
Note 1 to entry: When applicable, measurement uncertainty should be taken into consideration.
Note 2 to entry: The item can be, e.g. a process, measurement procedure, material, compound, or measuring
system.
Note 3 to entry: The specified requirements can be, e.g. that a manufacturer’s specifications are met.
[20]
Note 4 to entry: Verification in legal metrology as defined in VIM 2007 and in conformity assessment in general,
pertains to the examination and marking and/or issuing of a verification certificate for a measuring system.
Note 5 to entry: Verification should not be confused with calibration; not every verification is a validation.
12 © ISO 2014 – All rights reserved/Tous droits réservés
Note 6 to entry: In chemistry, verification of the identity of the entity involved, or of activity, requires a description
of the structure or properties of that entity or activity.
2.5.1.13
analytical quality control
monitoring of the measurement system on a regular basis so as to detect quickly when the method has
deteriorated, or the calibration shifted, or both
2.5.1.14
control chart
plot in which component mole fraction values from each analysis of the control gas are compared with
the mean value and the lines for ±2 standard deviations and ±3 standard deviations obtained from the
results of the initial analyses of the control gas
2.5.2 Gas analysis
2.5.2.1 General definitions
2.5.2.1.1
mass (volume)
(mole) fraction
quotient of the mass [volume (under specified conditions of pressure and temperature)] (amount of
substance) of a component A to the sum of the masses [sum of the volumes (intended prior to mixing
under specified conditions of pressure and temperature)] (sum of the amounts of substances) of all
components of the gas mixture
2.5.2.1.2
mass (molar)(volume)
concentration
quotient of the mass [volume (under specified conditions of pressure and temperature)] (amount of
substance) of each component to the volume of the gas mixture under specified conditions of pressure
and temperature
Note 1 to entry: The mass, molar, and volume concentrations depend on the pressure and temperature of the gas
mixture.
2.5.2.1.3
gas composition
fractions or concentrations of all the components determined from natural gas analysis
2.5.2.1.4
gas analysis
measurement methods and techniques for determining the gas composition
2.5.2.1.5
direct measurement of components
measurement in which individual components or group of components are determined by comparison
with identical components in the reference gas mixture
Note 1 to entry: Main and associated components are usually determined using direct measurement.
2.5.2.1.6
indirect measurement of components
measurement in which individual components or groups of components are determined using relative
response factors to a reference component in the reference gas mixture
Note 1 to entry: Trace components are mostly determined using indirect measurement.
2.5.2.2 Analysed components
2.5.2.2.1
main component
major component
component whose content influences physical properties
Note 1 to entry: Main components of natural gases generally include: nitrogen, carbon dioxide, and saturated
hydrocarbons from methane through pentane.
2.5.2.2.2
associated component
minor component
component whose content does not significantly influence physical properties
Note 1 to entry: Associated components generally include: helium, hydrogen, argon, and oxygen.
2.5.2.2.3
trace component
trace constituent
component present at very low levels
Note 1 to entry: Trace components generally include hydrocarbons or groups of hydrocarbons above n-pentane
and the components listed in 2.5.2.3.
2.5.2.2.4
group of components
components with similar properties whose mole fractions are so low, that their measurement as
individuals would be difficult or require excessive time, and measured as a group
Note 1 to entry: The property of the group, rather than each individual property, is used to evaluate the properties
of the mixture.
Note 2 to entry: The group can be physically combined as a result of the analytical procedure, as with backflushing
in chromatography, or individually measured and combined by calculation. If they a
...
МЕЖДУНАРОДНЫЙ ISO
СТАНДАРТ 14532
Второе издание
2014-06-15
Газ природный. Словарь
Natural gas — Vocabulary
Ссылочный номер
©
ISO 2014
R/E
ДОКУМЕНТ ЗАЩИЩЕН АВТОРСКИМ ПРАВОМ
© ISO 2014
Воспроизведение терминов и определений, содержащихся в данном Международном Стандарте, разрешается в учебных
руководствах, инструкциях технических изданиях и журналах, с исключительно образовательными целями или целями
внедрения. Условия такого воспроизведения следующие: термины и определения не подвергаются никакой модификации;
воспроизведение не допускается для словарей или других подобных изданий, предлагаемых на продажу; данный
Международный стандарт указывается как источник
За единственным указанным выше исключением, никакая часть этой публикации не может быть воспроизведена или
использована в какой бы то ни было форме, как электронными, так и механическими средствами, в том числе
фотокопированием или на микрофильмах, без письменного согласия либо со стороны ISO, расположенного по указанному ниже
адресу, либо со стороны органа-члена ISO в стране, где находится подающий заявку
ISO copyright office
Case postale 56 CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Опубликовано в Швейцарии
ii © ISO 2014 – Все права сохраняются
R/E
Содержание Страница
Предисловие .iv
Введение .vi
1 Область применения .1
2 Термины и определения .1
2.1 Общие положения .1
2.2 Методы измерения .4
2.3 Отбор проб .7
2.4 Аналитические системы . 10
2.5 Анализ . 13
2.6 Физические и химические свойства . 24
2.7 Взаимозаменяемость. 29
2.8 Одорирование . 30
2.9 Термодинамические свойства . 31
Приложение А (информативное) Подстрочные индексы, обозначения и единицы . 33
Приложение В (информативное) Алфавитный указатель. 36
Библиография . 42
R/E
Предисловие
Международная организация по стандартизации (ISO) всемирная федерация национальных органов
по стандартизации (комитеты-члены ISO). Работа по подготовке международных стандартов обычно
ведется через технические комитеты ISO. Каждый комитет-член ISO, проявляющий интерес к
тематике, по которой учрежден технический комитет, имеет право быть представленным в этом
комитете. Международные организации, государственные и негосударственные, имеющие связи с ISO,
также принимают участие в работе. ISO тесно сотрудничает с Международной электротехнической
комиссией (IEC) по всем вопросам стандартизации в области электротехники.
Процедуры, используемые для разработки данного документа, и процедуры, предусмотренные для его
дальнейшего ведения, описаны в Директивах ISO/IEC Directives, Part 1. В частности, следует отметить
различные критерии утверждения, требуемые для различных типов документов ISO. Проект данного
документа был разработан в соответствии с редакционными правилами Директив ISO/IEC Directives,
Part 2 (см. www.iso.org/directives ).
Необходимо обратить внимание на возможность того, что ряд элементов данного документа могут
быть предметом патентных прав. Международная организация ISO не должна нести ответственность
за идентификацию таких прав, частично или полностью. Сведения о патентных правах,
идентифицированных при разработке документа, будут указаны во Введении и/или в перечне
полученных ISO объявлениях о патентном праве (см. www.iso.org/patents ).
Любое торговое название, использованное в данном документе, является информацией,
предоставляемой для удобства пользователей, а не свидетельством в пользу того или иного товара
или той или иной компании.
Для пояснения значений конкретных терминов и выражений ISO, относящихся к оценке соответствия, а
также информация о соблюдении Международной организацией ISO принципов ВТО по техническим
барьерам в торговле (TБT), см. следующий унифицированный локатор ресурса (URL): Foreword -
Supplementary information
Технический комитет, несущий ответственность за данный документ, ISO/TC 193, Природный газ.
Настоящее второе издание отменяет и заменяет первое издание (ISO 14532:2001/Cor.1:2002).
iv © ISO 2013– Все права сохраняются
R/E
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are described
in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the different types of
ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the editorial rules of the
ISO/IEC Directives, Part 2 (see www.iso.org/directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of any patent
rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or on the ISO list of
patent declarations received (see www.iso.org/patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation on the meaning of ISO specific terms and expressions related to conformity assessment,
as well as information about ISO's adherence to the WTO principles in the Technical Barriers to Trade (TBT)
see the following URL: Foreword - Supplementary information
The committee responsible for this document is ISO/TC 193, Natural gas.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 14532:2001/Cor. 1:2002).
R/E
Введение
Технический комитет ISO 193, Природный газ, был создан в мае 1989 года, в его задачу входила
подготовка новых и актуализация существующих стандартов, относящихся к природному газу. Сюда
входят анализ газа, прямое измерение свойств, определение качества и прослеживаемость.
В данной области ранее не проводилось исчерпывающей и единой систематизации определений,
обозначений и сокращений, используемых в стандартах. Разработка стандартов с терминологией,
приспособленной к конкретным нуждам, часто приводила к нарушению единообразия и
согласованности между разными стандартами.
Таким образом, возникла необходимость в гармонизации терминологии, используемой в стандартах,
касающихся природного газа. Цель данного Международного стандарта — включить пересмотренные
определения в первичный международный стандарт ISO/TC 193.
Была поставлена задача создать серию гармонизированных стандартов, поддерживающих друг друга
в том, что касается определений. Отправной точкой для понимания и применения любого
международного стандарта являются общепринятые и не допускающие двойного толкования термины
и определения, использованные во всех международных стандартах.
Структура данного международного стандарта разрабатывалась со следующими целями:
— Разбиение на основные главы сделано в соответствии с конкретными отраслями газовой
промышленности. Подходящие под такое разбиение определения, встречающиеся в
международных стандартах ISO, выпущенных ISO/TC 193, объединены в этих главах.
Содержание облегчает поиск конкретных терминов.
— Ко многим определениям даются примечания — там, где было сочтено необходимым дать
справочное руководство по данному определению. Примечания не считаются частью
определения.
vi © ISO 2013– Все права сохраняются
R/E
Introduction
ISO/TC 193 Natural Gas was established in May, 1989, with the task of creating new standards and updating
existing standards relevant to natural gas. This includes gas analysis, direct measurement of properties,
quality designation, and traceability.
In these activities, a comprehensive and uniform review of the definitions, symbols, and abbreviations used in
the standards was not previously systematically pursued. The development of standards with terminology
created to suit specific purposes often resulted in the detriment of uniformity and cohesiveness between
standards.
Thus, there is the need for a work of harmonization of the terminology used in the standards pertaining to
natural gas. The intention of this International Standard is to incorporate the reviewed definitions into the
ISO/TC 193 source International Standard.
As the aim is to create a coherent body of standards which support each other with regard to their definitions,
common and unambiguous terms and definitions used throughout all International Standards is the starting
point for the understanding and application of every International Standard.
The presentation of this International Standard has been arranged to facilitate its use as follows:
— Major headings pertain to specific fields of the natural gas industry. All definitions that fall under these
headings, as gleaned from ISO International Standards issued through ISO/TC 193, are listed under that
heading. A review of the contents will serve to facilitate finding specific terms.
— Notes are given under numerous definitions where it was deemed important to give informative
guidance for a given definition. The Notes are not considered a part of the definition.
R/E
МЕЖДУНАРОДНЫЙ СТАНДАРТ ISO 14532:2014( )
Газ природный. Словарь
1 Область применения
Данный международный стандарт устанавливает термины, определения, обозначения и аббревиатуры,
которые используются в области природного газа.
Термины и определения пересмотрены и изучены с целью охватить все аспекты любого конкретного
термина, используя данные из других источников, например, европейских стандартов, подготовленных
комитетом CEN (Европейский комитет по стандартизации), национальных стандартов, и определения
из Словаря по газовой промышленности (IGU Dictionary of the Gas Industry.
Данный документ имеет определенное намерение включить пересмотренные определения в
исходные стандарты ISO/TC 193.
2 Термины и определения
В данном международном стандарте применяются следующие термины и определения.
2.1 Общие положения
2.1.1 Природный газ
2.1.1.1
природный газ
ПГ
natural gas
NG
сложная газообразная смесь углеводородов; включает, главным образом, метан, а также, в
большинстве случаев, этан, пропан и высшие углеводороды в гораздо меньшем количестве, плюс
некоторые негорючие газы,— например, азот и диоксид углерода
Примечание 1 к статье: Природный газ также может содержать компоненты или составляющие, такие как
соединения серы и/или другие химические вещества.
2.1.1.2
неочищенный (пластовый) газ
raw gas
необработанный газ, отбираемый с устья скважин, поступает по газосборной линии к технологическому
оборудованию и очистным сооружениям
Примечание 1 к статье: Неочищенным газом может также называться частично очищенный попутный газ,
отбираемый из главного приемного технологического оборудования.
2.1.1.3
заменитель природного газа
ЗПГ
substitute natural gas
SNG
неископаемый газ, который по своим свойствам может заменить природный газ
R/E
2.1.1.4
коммунально-бытовой газ
синтез-газ
manufactured gas
synthetic gas
газ, подвергшийся переработке, может содержать компоненты, нехарактерные для природного газа
Примечание 1 к статье: Коммунально-бытовые (синтез-) газы могут содержать значительные количества
химических веществ, которые нетипичны для природных газов, или вещества типичные, но в необычных
пропорциях (как в жирных и высокосернистых газах).
Примечание 2 к статье: Коммунально-бытовые газы делятся на следующие две отдельные категории:
a) те, которые предполагается использовать как синтез-газы или заменители природного газа, и которые весьма
схожи с истинными природными газами по составу и свойствам,
b) те, которые, независимо от того, предполагается их использовать для замены или же дополнения природного
газа в эксплуатации, не строго соответствуют природным газам по составу.
Под случай (b) подпадают газы, такие как коммунальный газ, (неразбавленный) коксовый газ и
СНГ(LPG)/воздушные смеси, ни одна из которых по составу не похожа на истинный природный газ (хотя в
последнем случае они могут функционально заменять природный газ).
2.1.1.5
тощий газ
lean gas
природный газ, имеющий относительно низкое энергосодержание, близкое к энергосодержанию
чистого метана или ниже метана
Примечание 1 к статье: Тощий газ обычно содержит большое количество азота и диоксида углерода.
2.1.1.6
богатый газ
rich gas
природный газ, имеющий достаточно высокое энергосодержание, выше энергосодержания чистого
метана
Примечание 1 к статье: Богатый газ обычно содержит большое количество этана или пропана или более высоких
углеводородов.
2.1.1.7
влажный (жирный) газ
wet gas
газ, не соответствующий требованиям, предъявляемым к природному газу, транспортируемому по
трубопроводу, поскольку содержит нежелательные компоненты, такие, как пары воды, капельную влагу
и/или жидкие углеводороды, в таких количествах, которые могут сконденсироваться в трубе
2.1.1.8
(высоко)сернистый нефтяной газ
sour gas
газ, содержащий значительное количество кислых газов, таких как диоксид углерода и
соединения серы
Примечание 1 к статье: Присутствие кислых соединений более вредно во влажных (жирных) газах.
Примечание 2 к статье: Обычно жирные и высокосернистые газы представляют собой необработанный (попутный)
или частично обработанные природные газы, и могут также содержать конденсированные углеводороды, следы
карбонилсульфида и пары технологических жидкостей, таких, как метанол или гликоли.
Примечание 3 к статье: Диоксид углерода в присутствии несвязной воды также может стать одним из важных
факторов, вызывающих коррозию трубопроводов.
2 © ISO 2014 – Все права сохраняются
R/E
2.1.1.9
сухой природный газ
dry natural gas
природный газ, который содержит мольную долю воды, составляющую не более 0,005% [(50 частей на
миллион (молярных))] в паровой фазе
Примечание 1 к статье: Содержание водяного пара в природном газе может выражаться в терминах концентрации
воды (мг/м ).
[17]
Примечание 2 к статье: Корреляция между содержанием воды и точкой росы по воде приведена в ISO 18453.
2.1.1.10
насыщенный газ
saturated gas
природный газ, который в установленных условиях температуры и давления находится в точке росы по
воде
2.1.1.11
компримированный (сжатый) природный газ
КПГ
compressed natural gas
CNG
природный газ, который после очищения подвергают сжатию (компрессии) для удобства хранения и
транспортирования
Примечание 1 к статье: КПГ используют, главным образом, в качестиве автомобильного топлива, обычно сжатый
до 20 000 kПa он остается в газообразном состоянии .
2.1.1.12
сжиженный природный газ
СПГ
liquefied natural gas
LNG
природный газ, который после очищения подвергают сжижению для удобства хранения и
транспортирования
Примечание 1 к статье: Жидкий природный газ заново испаряют и вводят в трубопроводы для передачи и
распределения в качестве природного газа.
2.1.1.13
качество газа
gas quality
показатели природного газа, определяемые его составом и физическими свойствами
2.1.1.14
биогаз
biogas
обобщенный термин, используемый для ссылки на газы, получаемые в процессе биологического
разложения (брожения) органического вещества в анаэробных условиях без дальнейшей очистки или
повышения качества
Примечание 1 к статье: Этот процесс может происходить в местах скопления растительных (органических)
остатков (на свалках), где образуется газ из органических остатков (свалочный газ).
2.1.1.15
биометан
biomethane
богатый метаном газ, полученный из биогаза или при газификации биомассы за счет улучшения
свойств, аналог природного газа
R/E
2.1.1.16
биомасса
biomass
масса, определенная с научной и технической точки зрения, как материал биологического
происхождения, за исключением материалов, залегающих в геологических образованиях и/или
превратившихся в ископаемые остатки
Примечание 1 к статье: Биомасса является органическим материалом, животного или растительного
происхождения, включая, но этим не ограничиваясь, специальные энергетические и сельскохозяйственные
культуры и деревья, остатки пищевых, кормовых, волокнистых прядильных культур, водные растения, водоросли,
остатки лесоматериалов и древесины, сельскохозяйственные отходы, отходов обработки и другие неископаемые
органические вещества.
Примечание 2 к статье: См. также термины «травяная биомасса», «фруктовая биомасса» и «древесная биомасса».
2.1.2 Сеть трубопроводов
2.1.2.1
система трубопроводов
pipeline grid
система взаимосвязанных трубопроводов, как национальных, так и международных, служащих для
передачи и распределения природного газа
2.1.2.2
местная распределительная система
МРС
local distribution system
LDS
газовые магистрали и службы, обеспечивающие подачу природного газа непосредственно
потребителю
2.1.2.3
пункт приема-сдачи
custody transfer point
место между двумя трубопроводными системами, в котором должно учитываться количество энергии
природного газа
Примечание 1 к статье: В таком месте может также происходить смена режима давления.
2.1.2.4
переключающая станция
transfer station
cистема трубопроводов, измерительно-регулирующих (контроль давления) и вспомогательных
устройств в пункте приема-сдачи, предназначенных для учета количества передаваемых газов и
адаптирования к возможным других режимам давления в сетях
2.2 Методы измерения
2.2.1 Общие определения
2.2.1.1
абсолютное измерение
absolute measurement
измерение показателя с использованием фундаментальных метрологических величин
Примечание 1 к статье: Например, фундаментальными метрологическими величинами являются длина, масса и
время.
4 © ISO 2014 – Все права сохраняются
R/E
Примечание 2 к статье: Например, определение массы газа с использованием аттестованных масс.
2.2.1.2
прямое измерение
direct measurement
измерение показателя по параметрам, которые, в принципе, определяют этот показатель
Примечание 1 к статье: Например, определение теплоты сгорания газа термометрическим измерением энергии,
выделенной в виде тепла при сжигании известного количества газа.
2.2.1.3
косвенное измерение
indirect measurement
определение показателя по параметрам, которые, в принципе, не определяют этого показателя, но
определенным образом с ним связаны
Примечание 1 к статье: Например, определение теплоты сгорания по замерам отношения воздух/газ,
необходимого для достижения стехиометрического сгорания и связанного с теплотой сгорания линейно
2.2.1.4
значение нижней границы диапазона
lower range value
самое низкое значение измеряемой величины (параметра), на измерение которого настроены
измерительная система или датчик
2.2.1.5
значение верхней границы диапазона
upper range value
самое высокое значение измеряемой величины (параметра) на измерение которого настроены
измерительная система или датчик
2.2.1.6
интервал
span
разность между значениями верхней и нижней границ диапазона
2.2.1.7
относительное измерение
relative measurement
измерение показателя путем сравнения со значением этого показателя, измеренного на принятом
стандартном образце
Примечание 1 к статье: Например, определение плотности газа по отношению массы газа, содержащегося в
данном объеме, к массе воздуха, содержащегося в том же объеме при той же температуре и давлении,
умноженному на плотность воздуха при этих температуре и давлении.
2.2.2 Конкретные методы
2.2.2.1
метод газовой хроматографии
gas chromatographic method
метод анализа газа, который использует разделение компонентов газовой смеси с помощью газовой хроматографии
Примечание 1 к статье: Образец проходит в потоке газа-носителя через колонку, которая по-разному удерживает
представляющие интерес компоненты. Разные компоненты проходят колонку с разной скоростью и определяются
по мере элюирования из колонки в разные моменты времени.
R/E
2.2.2.2
потенциометрический метод
potentiometric method
метод анализа газа, в котором известное количество газа сначала пропускают через раствор,
селективно абсорбирующий определенный газовый компонент или группу компонентов. Затем
аналит(ы) в растворе определяют потенциометрическим титрованием
Примечание 1 к статье: Результатом является кривая титрования, показывающая конечные точки напряжения для
искомых компонентов по отношению к необходимым количествам растворов для титрования. По этим данным
может быть вычислена концентрация различных компонентов.
2.2.2.3
потенциометрическое титрование
potentiometric titration
метод, в котором количество титранта, потребляемого в реакции компонента газа с титрантом,
пропорционально концентрации этого компонента, а конечная точка реакции определяется
изменением потенциала внутри ячейки
Примечание 1 к статье: Добавление титранта (раствора для титрования) объемными порциями определяет
измеряемую разность потенциалов. Конечные точки титрования могут быть точнее определены при добавлении
объемов титранта дискретно и уменьшении объемов добавляемых порций вблизи конечных точек.
2.2.2.4
нефелометрическое титрование
turbidimetric titration
метод определения содержания сульфат-ионов путем добавления раствора соли бария к
абсорбирующему раствору с последующим измерением помутнения, вызванного образованием
нерастворимого сульфата бария
Примечание 1 к статье: Этот метод применим в случаях, когда общее содержание серы в растворе меньше 0,1 мг.
Примечание 2 к статье: Для определения точки перегиба при титровании применяется фотометр с индикатором-
гальванометром. По этим данным затем можно рассчитать общее содержание серы в мг/м .
2.2.2.5
метод сжигания
combustion method
метод, по которому образец полностью сжигается и проводится измерение конкретных продуктов
горения для определения общей концентрации элемента (например, серы) в образце
Примечание 1 к статье: Метод Викбольда (Wickbold):Метод сжигания по Викбольду использует сжигание и полное
термическое разложение соединений при высокой температуре водородно-кислородного пламени. Эта операция
[2]
[ ]
осуществляется при помощи специального прибора (см. ISO 4260 ).
Примечание 2 к статье: Метод Лингенера (Lingener): В методе сжигания по Лингенеру используется воздух,
[8]
[ ]
операция осуществляется при помощи специального прибора (см. ISO 6326-5 ).
2.2.2.6
абсорбция
absorption
извлечение одного или нескольких компонентов из смеси газов при пропускании через жидкость
Примечание 1 к статье: Процесс ассимиляции или экстракции вызывает (или сопровождается) физическое либо
химическое изменение в материале сорбента.
Примечание 2 к статье: Компоненты газа удерживаются в результате капиллярных или осмотических эффектов,
химической реакции или растворения.
ПРИМЕР Удаление воды из природного газа с использованием гликоля.
6 © ISO 2014 – Все права сохраняются
R/E
2.2.2.7
адсорбция
adsorption
удерживание физическими или химическими силами, молекул газов, растворенных веществ или
жидкостей поверхностями твердых тел или жидкостей, с которыми они находятся в контакте
Примечание 1 к статье: Например, удерживание метана углеродом.
2.2.2.8
десорбция
desorption
удаление сорбированного вещества с помощью процесса, обратного адсорбции или абсорбции
2.3 Отбор проб
2.3.1 Методы пробоотбора
2.3.1.1
прямой пробоотбор
direct sampling
отбор проб в ситуациях, когда есть непосредственное соединение между природным газом,
проба которой берется, и аналитическим устройством
2.3.1.2
опосредованный пробоотбор
indirect sampling
отбор в ситуациях, когда нет непосредственного соединения между природным газом, проба которой
берется, и аналитическим устройством
2.3.1.3
поточный анализатор, устанавливаемый в трубе
in-line instrument
прибор, активный элемент которого установлен внутри трубопровода и производит измерения в
условиях трубопровода
2.3.1.4
поточный анализатор, устанавливаемый на трубе
on-line instrument
прибор, получающий пробу газа напрямую из трубопровода, но при этом установленный снаружи
трубопровода
2.3.1.5
лабораторный анализатор
off-line instrument
прибор, который не имеет прямого соединения с трубопроводом
2.3.1.6
точечная проба
spot sample
проба установленного объема, взятая при рабочих условиях в определенном месте в определенный
момент времени из потока газа
2.3.2 Пробоотборные устройства
2.3.2.1
цилиндр с плавающим поршнем
floating piston cylinder
контейнер, который имеет подвижный поршень, отделяющий пробу от буферного газа. По обе стороны
поршня давление одинаково
R/E
2.3.2.2
накопительный пробоотборник
incremental sampler
пробоотборник, который накапливает серию точечных проб и объединяет их в одну составную пробу
2.3.2.3
пропорциональный накопительный пробоотборник
proportional-flow incremental sampler
устройство для отбора проб, отбирающее точечные пробы газа в течение определенного периода
времени со скоростью, пропорциональной скорости потока в трубопроводе
Примечание 1 к статье: Это обычно достигается изменением частоты извлечения точечной пробы постоянного объема (захват).
2.3.2.4
контейнер для проб
sample container
контейнер, применяемый в случае, когда необходимо произвести отбор представительной пробы и
поддерживать эту пробу в представительном состоянии
Примечание 1 к статье: Контейнер для проб не должен изменять состав газа или влиять на правильный отбор газовой пробы.
Материалы, клапаны, уплотнения и другие детали контейнера для проб должны создаваться с учетом этого принципа.
2.3.2.5
пробоотборная линия
sample line
трубопровод, предназначенный для передачи пробы газа от точки отбора проб к анализатору или контейнеру для проб
Примечание 1 к статье: Другими словами пробоотборную линию называют передающей линией.
2.3.2.6
пробоотборный зонд
sample probe
устройство, вставляемое в газопровод, чтобы отобрать представительную пробу проходящего газа.
Пробоотборный зонд должен оснащаться линией для отвода пробы из потока газа в точку вне газопровода
2.3.2.7
горячий контур
hot loop
конфигурация при пробоотборе, которая возвращает пробу в трубопровод
Примечание 1 к статье: Этот контур требует давления, отличающегося от давления на газосборочном пункте,
чтобы при нагнетании газа обеспечивать постоянную скорость газового потока через пробоотборное
оборудование, установленное в контуре.
2.3.2.8
отводная линия
vent line
часть пробоотборной системы, которая отводит часть отобранного газа из анализатора/прибора или
контейнера для проб
Примечание 1 к статье: Скорость потока и потерю давления в линии в открытым концом необходимо
контролировать, чтобы обеспечить отсутствие влияния на точность пробы охлаждения или конденсации.
2.3.2.9
байпас
fast loop
пробоотборная система, которая отбирает больше проб из процесса, чем необходимо для выполнения
замера, чтобы сократить время контакта
8 © ISO 2014 – Все права сохраняются
R/E
2.3.3 Устройство для кондиционирования проб
2.3.3.1
конденсатор
condenser
аппарат для преобразования конденсируемой части (водяных паров и/или высших углеводородов),
находящейся в паровой фазе, представленной в природном газе, в жидкую фазу путем охлаждения
2.3.3.2
жидкостный сепаратор
liquid separator
устройство в пробоотборной линии, используемое для сбора отделяющейся жидкости
2.3.3.3
редуктор (давления)
pressure reducer
устройство, используемое для уменьшения давления газа в трубе ниже точки установки этого
устройства
Примечание 1 к статье: Редуктор обладает способностью поддерживать практически постоянное выходное
давление независимо от колебаний входного давления или скорости потока в пределах его расчетных параметров.
2.3.3.4
регулятор (клапан) противодавления
back-pressure regulator
устройство, используемое для контроля/поддерживания давления газа в трубе ниже точки установки
этого устройства
Примечание 1 к статье: Регулятор поддерживает давление на впуске перед клапаном практически на постоянном
уровне в пределах расчетных параметров, не взирая на изменения в скорости потока и в других частях системы.
2.3.3.5
нагреватель
heating device
устройство, обеспечивающее поддержание температуры газовой пробы на уровне, достаточном, чтобы
избежать изменения ее состава в результатое конденсации некоторых соединений
Примечание 1 к статье: Нагревательные элементы могут устанавливаться на пробоотборной линии. В некоторых
случаях также требуется нагрев пробоотборного баллона. Особое значение нагрев пробы имеет в случае, когда
она охлаждается в результате дросселирования благодаря эффекту Джоуля – Томсона (Joule-Thomson).
Примечание 2 к статье: Нагреватели таже используются для поддержания ―участков увлажненной поверхности»
при температурах, близких к постоянным, чтобы избежать изменений коэффициентов сорбции газов при
измерении компонентов, которые склонны к сильным эффектам сорбции.
2.3.4 Другие определения
2.3.4.1
время продувки
purging time
время пребывания плюс время, необходимое для гарантии, что проба в пробоотборной системе
остается представительной для газового потока
Примечание 1 к статье: Время продувки может значительно, а в некачественных пробоотборных системах
многократно превышать время пребывания.
R/E
2.3.4.2
представительная проба
representative sample
проба, имеющая тот же состав, что и проба природного газа, если считать этот природный газ
полностью однородным
2.3.4.3
время пребывания
residence time
интервал времени, необходимый для того, чтобы проба газа прошла через данный прибор
2.3.4.4
точка пробоотбора
sampling point
точка в потоке газа или в сосуде, где в которой можно отобрать представительную пробу
2.3.4.5
место пробоотбора
sampling location
место, в котором находится точка пробоотбора, или место в сосуде
2.3.4.6
эффекты сорбции газа
gas sorption effects
физические процессы, посредством которых некоторые газы адсорбируются на поверхностях или
десорбируются с поверхностей твердого вещества без превращения молекул
Примечание 1 к статье: Сила притяжения между некоторыми газами и твердыми веществами чисто физическая и
зависит от природы участвующих веществ. Природный газ может содержать различные компоненты, которые
проявляют значительные эффекты сорбции. Особое внимание нужно уделять этим эффектам в случае
определения следовых концентраций тяжелых углеводородов, воды, сернистых соединений и водорода.
2.4 Аналитические системы
2.4.1
измерительная система
measuring system
полный набор измерительных приборов и другого оборудования, необходимого для выполнения
необходимых измерений
Примечание 1 к статье: Система, обычно включающая передающую линию и устройство для ввода пробы,
устройство для разделения, детектор и интегратор или систему обработки данных.
2.4.2
устройство для ввода (пробы)
introduction unit
устройство для ввода в анализатор постоянного или измеренного количества вещества, которое
должно анализироваться
Примечание 1 к статье: Газохроматографические анализаторы используют относительные, а не абсолютные,
измерения. Таким образом, введение равных количеств калибровочной смеси и пробы позволяет количественно
измерить компоненты пробы.
Примечание 2 к статье: При анализе газа блоком ввода часто является многоходовой кран, в котором
фиксированный объем калибровочной смеси или пробы сначала изолируется, а затем, за счет действия клапана,
вводится в анализатор.
Примечание 3 к статье: Для того, чтобы вводить в анализатор равные молярные количества веществ, требуется
контролировать давление и температуру устройства для ввода.
10 © ISO 2014 – Все права сохраняются
R/E
2.4.3
газовый хроматограф
gas chromatograph
устройство, физически разделяющее компоненты смеси в газообразном состоянии (методом газовой
хроматографии) и измеряющее их по отдельности детектором, сигнал которого затем обрабатывается
Примечание 1 к статье: Хроматограф состоит из следующих основных частей: устройство для ввода, устройство
для разделения и детектор. Устройство для разделения состоит из одной или нескольких хроматографических
колонок, через которые проходит газ-носитель, и в которые вводятся пробы газа. При определенных и
контролируемых условиях работы компоненты могут быть определены качественно по времени удерживания и
измерены количественно при сравнении сигнала детектора с сигналом на аналогичный или подобный компонент в
калибровочной смеси.
Примечание 2 к статье: При анализе газа диапазон компонентов и их свойства часто столь широк, что требуется
использовать несколько механизмов разделения. Такие разделительные блоки могут при желании быть
объединены в едином устройстве для разделения или в хроматографе.
Примечание 3 к статье: Газовый хроматограф с программированием температуры — это хроматограф, колонки
которого устанавливаются в термостат, температура которого программируется определенным повторяемым
образом на период анализа.
2.4.4
газ-носитель
carrier gas
чистый газ, вводимый в газовый хроматограф для транспортирования пробы через устройство для
разделения для аналитических целей
Примечание 1 к статье: Типичными газами-носителями являются водород, азот, гелий и аргон.
2.4.5
вспомогательные газы
auxiliary gases
газы, необходимые для работы детектора, например, водород и воздух для пламенных детекторов
2.4.6
хемилюминесцентный детектор
ХЛД
chemiluminescence detector
CD
детектор, использующий восстановительную реакцию, при которой у молекулы возрастает характеристическое
излучение, которое измеряется фотоумножителем и сопутствующим электронным оборудованием
Примечание 1 к статье: Хемилюминесцентный детектор используется в газовой хроматографии, в основном, для
определения компонентов, которые содержат определенные элементы, например азот (N) и серу (S).
2.4.7
электрохимический детектор
ЭХД
electrochemical detector
ED
детектор, состоящий из электрохимической ячейки, реагирующей на определенные вещества в газе-
носителе, элюирующем из колонки
Примечание 1 к статье: Электрохимическим процессом может быть окисление, восстановление или изменение
проводимости. Обнаружение может быть очень специфичным, в зависимости от происходящего
электрохимического процесса.
R/E
2.4.8
пламенно-ионизационный детектор
ПИД
flame ionization detector
FID
детектор, в котором углеводороды сгорают в водородно-воздушном пламени, а образующиеся ионы
создают электрический ток, измеряемый между двумя электродами
Примечание 1 к статье: Пламенно-ионизационный детектор используется в газовой хроматографии, главным
образом, для определения углеводородных компонентов.
2.4.9
детектор по теплопроводности
thermal conductivity detector (TCD)
детектор с термоэлементом
hot wire detector (HWD)
детектор, измеряющий различие в теплопроводности двух потоков газа, когда проба (газовая смесь):
проходит по каналу для пробы
Примечание 1 к статье: HWD является двухканальным детектором, требующим контрольного (для сравнения)
потока чистого газа-носителя по контрольному каналу.
Примечание 2 к статье: В качестве газа-носителя рекомендуется использовать гелий или водород, за
исключением случаев, когда проба содержит один из этих газов и их количество необходимо измерить.
Примечание 3 к статье: Детектор по теплопроводности имеет мостовую электрическую схему; изменение
сопротивления в рабочем канале во время прохождения исследуемой пробы приводит к разбалансировке моста,
на чем и основан принцип работы детектора. Детектор реагирует на все компоненты, за исключением газа-
носителя, и не разрушает их.
2.4.10
пламенно-фотометрический детектор
ПФД
flame photometric detector
FPD
детектор, который использует восстановительное пламя, в котором отдельные элементы дают
характеристические цвета, измеряемые фотоумножителем
Примечание 1 к статье: Такой детектор используется в газовой хроматографии для определения, в основном,
компонентов, содержащих определенные элементы, например, фосфор (P) и серу (S).
2.4.11
интегратор
integrator
устройство, которое количественно измеряет ответный сигнал детектора на компонент в смеси
Примечание 1 к статье: Концентрацию компонента в пробе можно рассчитать путем сравнения показаний
интегратора для одного и того же компонента в калибровочной смеси и пробе. Если кривая отклика детектора
строится относительно времени, как в хроматографии, то мгновенный отклик детектора интегрируется по времени.
2.4.12
фотометрия
photometry
определение концентрации вещества в растворе с помощью поглощения света этим веществом
2.4.13
кювета
absorption cell
емкость, помещаемая на пути луча в фотометре
12 © ISO 2014 – Все права сохраняются
R/E
Примечание 1 к статье: Чем ниже концентрация растворенного вещества, тем больше должно быть
расстояние между рабочими стенками кюветы (оптический путь).
2.5 Анализ
2.5.1 Калибровка и контроль качества
2.5.1.1
калибровка
calibration
операция, которая в установленных условиях на первом этапе устанавливает соотношение между
значениями величины с неопределенностями измерений, получаемыми от эталонов (стандартов
измерения), и соответствующими показаниями со связанными с ними неопределенностями измерений,
а на втором этапе использует эту информацию для установления соотношения для получения
результата измерения из показания
Примечание 1 к статье: Калибровку можно представить в виде заявления, калибровочной функции, диаграммы,
калибровочной кривой или таблицы калибровки. В некоторых случаях она состоит в дополнительном или
многократном исправлении индикации с соответствующей неопределенностью измерения.
Примечание 2 к статье: Калибровку не следует путать с настройкой системы измерения, которую часто ошибочно
называют «самокалибровкой» или с проверкой (верификацией) калибровки.
Примечание 3 к статье: Зачастую только первый этап описанной выше операции воспринимают как калибровку.
2.5.1.2
настройка измерительного прибора
adjustment of measuring instrument
операция приведения параметров измерительного прибора в подходящее для его использования
состояние
Примечание 1 к статье: Настройка может производиться автоматически, полу-автоматически или вручную.
2.5.1.3
преобразование объема
volumetric conversion
определение объема в нормированных (стандартных) условиях из объема в рабочих условиях
2.5.1.4
поправка
correction
значение, прибавляемое алгебраически к нескорректированному результату измерения, чтобы
компенсировать систематическую погрешность
Примечание 1 к статье: Поправка равна оцененной систематической погрешности со знаком ―минус‖.
Примечание 2 к статье: Поскольку систематическая погрешность может быть в точности неизвестна, поправка
может оказаться неполной.
2.5.1.5
поправочный коэффициент
correction factor
числовой множитель, на который умножают нескорректированный результат измерения для
компенсации систематической погрешности
Примечание 1 к статье: Поскольку систематическая погрешность может быть в точности неизвестна, поправка
может оказаться неполной.
R/E
2.5.1.6
периодичность калибровок
calibration interval
период между плановыми калибровками, в течение которого характеристики анализатора
удовлетворяют установленным требованиям
2.5.1.7
рабочий диапазон
working range
диапазон параметров, для которого выведена и подтверждена калибровочная функция
2.5.1.8
расширенный рабочий диапазон
extended working range
диапазон параметров, для которого выведена корреляция, который лежит вне диапазона, для которого
подтверждена калибровочная функция
2.5.1.9
одноточечная калибровка
калибровка по одной точке
single-point calibration
вывод калибровочной функции, используя только одну калибровочную точку
Примечание 1 к статье: Это калибровка, при которой отклик анализатора на измеряемый компонент поддерживает
точную пропорцию к концентрации этого компонента на всем рабочем диапазоне.
Примечание 2 к статье: Отклик можно описать как линейный, проходящий через начало координат. График
отклика анализатора против концентрации рассматриваемого компонента дает прямую линию, пересекающую
точку (0,0). В таких обстоятельствах уместно применение одной калибровочной смеси, содержащей
рассматриваемый компонент в концентрации в рамках рабочего диапазона (одноточечная калибровка), поскольку
отношение отклика анализатора на концентрацию остается постоянным во всех точках.
Примечание 3 к статье: Если более сложная функция отклика (функция первого порядка, не проходящая через
начало координат, функция, описываемая полиномом второго или третьего порядка) определяется
использованием многокомпонентных калибровочных смесей, и показано, что различные элементы такой функции,
например, коэффициент многочлена, поддерживают постоянное соотношение друг с другом, то можно
использовать одноточечную калибровку для регулирования элементов функции на краткосрочной основе
(например, ежедневно).
2.5.1.10
метод заключения в скобки
ограничивание
bracketing
метод, состоящий, в принципе, в максимально возможном сокращении интервала, по которому
предполагается линейность калибровочной функции
Примечание 1 к статье: Это ведет к окружению значения неизвестной величины двумя значениями стандартных
образцов (СО), максимально к нему
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.
Loading comments...