この規格 プレビューページの目次
※一部、英文及び仏文を自動翻訳した日本語訳を使用しています。
序文
ISO (国際標準化機構) は、各国の標準化団体 (ISO メンバー団体) の世界的な連合です。国際規格の作成作業は、通常、ISO 技術委員会を通じて行われます。技術委員会が設立された主題に関心のある各会員団体は、その委員会に代表される権利を有します。 ISOと連携して、政府および非政府の国際機関もこの作業に参加しています。 ISO は、電気技術の標準化に関するすべての問題について、国際電気標準会議 (IEC) と緊密に協力しています。
技術委員会によって採択されたドラフト国際規格は、投票のためにメンバー団体に配布されます。国際規格として発行するには、投票するメンバー団体の少なくとも 75% による承認が必要です。
国際規格 ISO 10715 は、技術委員会 ISO/TC 193, 天然ガス、小委員会 SC 1, 天然ガスの分析によって作成されました。
この規格の附属書 A から J は情報提供のみを目的としています。
序章
この国際規格は、処理された天然ガスのサンプリングのすべての側面に関するガイダンスを提供します。特に明記しない限り、この国際規格の 15 MPa までのすべての圧力はゲージ圧として与えられます。
ガスの組成と特性の決定は、サンプリング技術に大きく依存します。また、サンプリング システムの設計、構築、設置、保守、およびサンプルの移送と輸送の条件も非常に重要です。
これらのガイドラインには、サンプリング戦略、サンプリング方法の詳細、サンプリング方法の選択、およびサンプリング装置が含まれます。
この文書は、サンプリングが分析手順の一部として記述されていない場合に使用することを意図しています。
このドキュメントは、サンプリング システムと手順に集中しています。これらのシステムと手順を使用して収集されたサンプルからの分析は、ガス流の発熱量を決定するための計算、ガス流に含まれる汚染物質の識別、およびガス流が満たされているかどうかを決定するための組成情報を含む、さまざまな方法で利用できます。契約仕様。
警告 — この国際規格の使用には、危険な物質、操作、および機器が含まれる場合があります。この規格は、その使用に関連するすべての安全問題に対処することを目的としていません。適切な安全衛生慣行を確立し、使用前に適用可能性または規制上の制限を判断することは、この規格のユーザーの責任です。
すべてのサンプリング活動は、現地の安全規制に準拠するものとします。
1 スコープ
このドキュメントの目的は、処理された天然ガス流の代表的なサンプルの収集、調整、および取り扱いに関する簡潔なガイドラインを提供することです。また、サンプリング戦略、プローブの位置、およびサンプリング装置の取り扱いと設計に関するガイドラインも含まれています。
スポット、コンポジット (インクリメンタル)、および連続サンプリング システムが考慮されます。
この文書では、ガス流中の酸素、硫化水素、空気、窒素、二酸化炭素などの成分が考慮されています。
このドキュメントには、液体の流れまたは多相流の流れのサンプリングは含まれていません。
グリコールやコンプレッサー オイルなどの微量の液体が存在する場合は、侵入性があり、サンプリングされるガスの一部ではないと見なされます。それらの除去は、サンプリングおよび分析機器を汚染から保護するために望ましいものです。
この文書は、保管移転測定システムおよび配分測定システムに使用できます。
2 つの定義
この国際規格の目的のために、次の定義が適用されます。
2.1
直接サンプリング
サンプリング対象の天然ガスと分析装置が直接接続されている状況でのサンプリング。
2.2
フローティングピストンシリンダー
サンプルを緩衝ガスから分離する可動ピストンを備えた容器。圧力はピストンの両側でバランスが取れています。
2.3
流量比例増分サンプラー
サンプリングされたパイプラインの流量に比例した速度で一定期間ガスを収集するサンプラー。
2.4
高圧天然ガス
圧力が 0.2 MPa を超える天然ガス。
注記 1:この国際規格の最大値は 15 MPa です。
2.5
炭化水素露点
特定の圧力で、炭化水素蒸気が凝縮を開始する温度。
2.6
インクリメンタル サンプラー
一連のスポット サンプルを 1 つの複合サンプルに蓄積するサンプラー。
2.7
間接サンプリング
サンプリングする天然ガスと分析装置が直接接続されていない状況でのサンプリング。
2.8
液体分離器
サンプル ラインで、液体の落下を収集するために使用されるユニット。
2.9
低圧天然ガス
圧力が 0 ～ 0.2 MPa の天然ガス。
2.10
パージ時間
サンプルが機器をパージする期間。
2.11
代表的なサンプル
採取された天然ガスを均質な全体とみなした場合に、天然ガスと同じ組成を有するサンプル。
2.12
滞留時間
サンプルが機器を通過するのにかかる時間。
2.13
逆行性結露
逆行性挙動は、天然ガスなどの炭化水素ガス混合物の非理想的な相特性を表します。逆行性凝縮は、特定の圧力と温度での重質炭化水素の液相の生成であり、同じ温度では、ガスは高圧でも低圧でも単相のままです。
2.14
サンプル容器
間接サンプリングが必要な場合にガスサンプルを採取するための容器。
2.15
横断抽出ライン
ガスのサンプルをサンプリング ポイントに移送するために設けられたライン。輸送と分析のためにサンプルを準備するために必要なデバイスが含まれる場合があります。
2.16
サンプルサンプル
サンプリングするガス ラインに挿入され、サンプル ラインが接続されるデバイス。
2.17
サンプリングポイント
代表的なサンプルを収集できるガス流のポイント。
2.18
スポットサンプル
気体の流れから指定された時間に指定された場所で採取された指定された量のサンプル。
2.19
移送ライン
分析するサンプルをサンプルポイントから分析ユニットまで運ぶために設けられたライン。
2.20
水露点
特定の圧力で、水蒸気が凝縮を開始する温度。
附属書 J
参考文献
| [1] | ISO 7504:1984, ガス分析 - 語彙。 |
| [2] | キャンベル JM, 「ガスの調整と処理」、第 1 巻、キャンベル石油シリーズ、1984 年、p.81, 8 |
| [3] | Cornish DC, Jepson G.、および Smurthwaite MJ, : 「プロセス アナライザーのサンプリング システム」。 |
| [4] | API: 手動石油測定基準、第 14 章 — 天然ガス流体測定 — セクション 1: 「保管輸送のための天然ガス サンプルの収集と取り扱い」。 |
| [5] | GPA 規格 2261:「ガスクロマトグラフィーによる天然ガスおよび類似の気体混合物の分析方法」。 |
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.
Draft International Standards adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
International Standard ISO 10715 was prepared by Technical Committee ISO/TC 193, Natural gas, Subcomittee SC 1, Analysis of natural gas.
Annexes A to J of this International Standard are for information only.
Introduction
This International Standard provides guidance on all aspects of the sampling of processed natural gas. Unless otherwise stated, all pressures up to 15 MPa in this International Standard are given as gauge pressures.
The determination of the composition and the properties of the gas is highly dependent on the sampling technique. Also of great importance are the design, construction, installation and maintenance of the sampling system as well as the conditions of sample transfer and transport.
These guidelines cover sampling strategy, details of sampling methods, the choice of sampling method and sampling equipment.
This document is intended for use in those cases where sampling is not described as part of the analytical procedure.
This document concentrates on sampling systems and procedures. Analyses from the samples collected using these systems and procedures may be utilized in many different ways, including calculations to determine the calorific value of the gas stream, identification of contaminants contained in the gas stream, and compositional information to determine whether or not the stream meets contractual specifications.
WARNING — The use of this International Standard may involve hazardous materials, operations and equipment. This standard does not purport to address all of the safety problems associated with its use. It is the responsibility of the user of this standard to establish appropriate safety and health practices and determine the applicability or regulatory limitations prior to use.
All sampling activities shall comply with local safety regulations.
1 Scope
The purpose of this document is to provide concise guidelines for the collection, conditioning and handling of representative samples of processed natural gas streams. It also contains guidelines for sampling strategy, probe location and the handling and design of sampling equipment.
It considers spot, composite (incremental) and continuous sampling systems.
This document gives consideration to constituents such as oxygen, hydrogen sulfide, air, nitrogen and carbon dioxide in the gas stream.
This document does not include sampling of liquid streams or streams with multiphase flow.
Traces of liquid, such as glycol and compressor oil, if present, are assumed to be intrusive and not a part of the gas to be sampled. Their removal is desirable to protect the sampling and analytical equipment from contamination.
This document can be used for custody transfer measurement systems and allocation measurement systems.
2 Definitions
For the purposes of this International Standard, the following definitions apply:
2.1
direct sampling
Sampling in situations where there is a direct connection between the natural gas to be sampled and the analytical unit.
2.2
floating-piston cylinder
A container which has a moving piston separating the sample from a buffer gas. The pressures are in balance on both sides of the piston.
2.3
flow-proportional incremental sampler
A sampler which collects gas over a period of time and at a rate that is proportional to the flow rate in the sampled pipeline.
2.4
high-pressure natural gas
Natural gas with a pressure exceeding 0,2 MPa.
Note 1 to entry: The maximum for this International Standard is 15 MPa.
2.5
hydrocarbon dew point
The temperature, at a given pressure, at which hydrocarbon vapour condensation begins.
2.6
incremental sampler
A sampler which accumulates a series of spot samples into one composite sample.
2.7
indirect sampling
Sampling in situations where there is no direct connection between the natural gas to be sampled and the analytical unit.
2.8
liquid separator
A unit, in the sample line, used to collect liquid fall-out.
2.9
low-pressure natural gas
Natural gas having a pressure between 0 and 0,2 MPa.
2.10
purging time
The period of time during which a sample purges a piece of equipment.
2.11
representative sample
A sample having the same composition as the natural gas sampled when the latter is considered as a homogeneous whole.
2.12
residence time
The time it takes for a sample to flow through a piece of equipment.
2.13
retrograde condensation
Retrograde behaviour describes the non-ideal phase properties of hydrocarbon gas mixtures, such as natural gas. Retrograde condensation is the production of a liquid phase of heavy hydrocarbons at a particular pressure and temperature where, at that same temperature, the gas stays in a single phase at a higher pressure as well as at a lower pressure.
2.14
sample container
A container for collecting the gas sample when indirect sampling is necessary.
2.15
sample line
A line provided to transfer a sample of the gas to the sampling point. It may include devices which are necessary to prepare the sample for transportation and analysis.
2.16
sample probe
A device inserted into the gas line to be sampled and to which a sample line is connected.
2.17
sampling point
A point in the gas stream where a representative sample can be collected.
2.18
spot sample
A sample of specified volume taken at a specified place at a specified time from a stream of gas.
2.19
transfer line
A line provided to carry the sample to be analysed from the sample point to the analytical unit.
2.20
water dew point
The temperature, at a given pressure, at which water vapour condensation begins.
Annex J
Bibliography
| [1] | ISO 7504:1984, Gas analysis — Vocabulary. |
| [2] | Campbell J.M.,"Gas conditioning and processing", volume 1, Campbell petroleum series, 1984, p.81, 82. |
| [3] | Cornish D.C., Jepson G., and Smurthwaite M.J.,:"Sampling Systems for Process Analyzers". |
| [4] | API: Manual Petroleum Measurement Standard, Chapter 14 — Natural gas fluid measurement — Section 1:"Collecting and handling of natural gas samples for custody transfer". |
| [5] | GPA Standard 2261:"Methods of analysis for natural gas and similar gaseous mixtures by gas chromatography". |