что относится к горючим газам

Горючие газы

Кислород

Кислород получают из атмосферного воздуха. Принцип получения заключается в следующем: воздух охлаждается и сжижается, а затем кислород выделяется вследствие разницы температур кипения кислорода (-183 o С) и азота (-195,8 o С), благодаря чему азот испаряется из воздуха раньше и быстрее, чем кислород.

Кислород поступает потребителю по трубопроводу под давлением 0,5-3,0 МПа (кгс/см 2 ) от кислородной станции или газификатора, от перепускных разрядных рамп или индивидуальных баллонов под давлением 15 МПа (150 кгс/см 2 ).

На предприятиях используется в основном кислород I сорта. Для чистовой резки допускается применение кислорода II сорта, но при этом значительно возрастает его расход.

При работе с кислородом следует всегда помнить, что кислород при контакте с маслом или жиром образует взрывоопасное соединение, поэтому вся кислородная аппаратура должна подвергаться тщательному обезжириванию. В процессе работы необходимо следить, чтобы грязь, масло и жир не могли попадать на детали аппаратуры.

Ацетилен

Ввиду высокой стоимости ацетилена (С₂Н₂ стоит приблизительно в 4 раза дороже пропанобутановой смеси и в 43 раза дороже природного газа). Кроме того газы-заменители обладают рядом преимуществ перед кислородно-ацетиленовой резкой: более высокое качество поверхности реза; отсутствует оплавление кромок; процесс резки устойчивый, отсутствуют «хлопки» пламени; расстояние между мундштуком и разрезаемым металлом может изменяться в более широких пределах; износоустойчивость мундштуков при применении природного газа в 2-3 раза больше по сравнению с кислородно-ацетиленовой резкой. Газы-заменители подразделяются на две группы: сжиженные и сжимаемые.

В целом, кислородная резка с использованием газов-заменителей ацетилена (особенно природного газа) имеет ряд преимуществ перед ацетилено-кислородной: более низкая себестоимость процесса за счет низкой стоимости пропан-бутановой смеси и природного газа по сравнению со стоимостью ацетилена (в 3,5 и 43 раза соответственно!); более высокое качество поверхности реза (отсутствует оплавление кромок); процесс резки устойчивый, отсутствуют «хлопки» и обратные удары, что в свою очередь увеличивает безопасность и долговечность резака; износоустойчивость мундштуков в 2-3 раза больше у резаков с использованием газов-заменителей, чем у ацетиленовых; расстояние между мундштуком резака и разрезаемым металлом изменяется в более широких пределах.

Основные свойства горючих газов и жидкостей

Жидкое горючее

Карбид кальция

Источник

Газы природные горючие

Га́зы природные горючие

Газообразные углеводороды, образующиеся в земной коре.

Общие сведения и геология. Промышленные месторождения Г. п. г. встречаются в виде обособленных скоплений, не связанных с каким-либо др. полезным ископаемым; в виде газонефтяных месторождений, в которых газообразные углеводороды полностью или частично растворены в нефти или находятся в свободном состоянии и заполняют повышенную часть залежи (газовые шапки) или верхние части сообщающихся между собой горизонтов газонефтяной свиты; в виде газоконденсатных месторождений, в которых газ обогащен жидкими, преимущественно низкокипящими углеводородами.

Г. п. г. состоят из метана, этана, пропана и бутана, иногда содержат примеси легкокипящих жидких углеводородов — пентана, гексана и др.; в них присутствуют также углекислый газ, азот, сероводород и инертные газы. Многие месторождения Г. п. г., залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана с небольшими примесями его гомологов (этапа, пропана, бутана), азота, аргона, иногда углекислого газа и сероводорода; с глубиной содержание гомологов метана обычно растет. В газоконденсатных месторождениях содержание гомологов метана значительно выше, чем метана. Это же характерно для газов нефтяных попутных (См. Газы нефтяные попутные). В отдельных газовых месторождениях наблюдается повышенное содержание углекислого газа, сероводорода и азота. Встречаются Г. п. г. в отложениях всех геологических систем начиная с конца протерозоя (рис. 1) и на различных глубинах, но чаще всего до 3 км. Образуются Г. п. г. в основном в результате катагенетического преобразования органического вещества осадочных горных пород (см. Газы земной коры). Залежи Г. п. г. формируются в природных ловушках на путях миграции газа.

Миграция происходит в результате статической или динамической нагрузки пород, выжимающих газ, а также при свободной диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Различают внерезервуарную региональную миграцию сквозь мощные толщи пород различной проницаемости по капиллярам, порам, разломам и трещинам и внутрирезервуарную локальную миграцию внутри хорошо проницаемых пластов, коллектирующих газ.

Газовые залежи по особенностям их строения разделяются на две группы: пластовые и массивные (рис. 2). В пластовых залежах скопления газа приурочены к определённым пластам-коллекторам. Массивные залежи не подчиняются в своей локализации определённым пластам. Наиболее распространены среди пластовых сводовые залежи, сохраняемые мощной глинистой или галогенной покрышкой. Подземными природными резервуарами для 85% общего числа газовых и газоконденсатных залежей служат песчаные, песчано-алевритовые и алевритовые породы, нередко переслоённые глинами; в остальных 15% случаев коллекторами газа являются карбонатные породы. Серия залежей, подчинённых единой геологической структуре, составляет отдельные месторождения. Структуры месторождений различны для складчатых и платформенных условий. В складчатых районах выделяются две группы структур, связанные с антиклиналями и моноклиналями. В платформенных районах намечаются 4 группы структур: куполовидных и брахиантиклинальных поднятий, эрозионных и рифовых массивов, моноклиналей, синклинальных прогибов. Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены к тому пли иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Среди них различают 4 группы: приуроченные к внутриплатформенным прогибам (например, Мичиганский и Иллинойсский бассейн Сев. Америки, Волго-Уральская обл. СССР); приуроченные к прогнутым краевым частям платформ (например, Зап.-Сибирский в СССР); контролируемые впадинами возрожденных гор (бассейны Скалистых гор в США, бассейны Ферганской и Таджикской впадин в СССР); связанные с предгорными и внутренними впадинами молодых альпийских горных сооружений (Калифорнийский бассейн в США, сахалинский бассейн в СССР). Всё больше открывается газовых залежей в зоне шельфа и в мелководных бассейнах (например, в Северном море крупные газовые месторождения — Уэст-Сол, Хьюит, Леман-Банк).

СССР обладает огромными ресурсами Г. п. г. Наиболее крупными месторождениями являются: Уренгойское (4 триллиона м 3 ) и Заполярное (1,5 триллиона м 3 ), приуроченные к меловым отложениям Зап.-Сибирского бассейна Вуктыльское (750 млрд. м 3 ) и Оренбургское (650 млрд. м 3 ) в Волго-Уральской обл.; Газли (445 млрд. м 3 ) в Средней Азии; Шебслинское (390 млрд. м 3 ) на Украине; Ставропольское (220 млрд. м 3 ) на Сев. Кавказе. Среди зарубежных стран наиболее крупными запасами Г. п. г. располагают (оценка общих запасов в триллионах м 3 ): США (8,3), Алжир (4,0), Иран (3,1), Нидерланды (2,3); крупнейшими месторождениями за рубежом являются (в триллионах м 3 ): в США — Панхандл-Хьюготон (1,96); в Нидерландах — Слохтерен (Гронинген) (1,65); в Алжире — Хасси-Рмель (около 1).

Применение. Г. п. г. — высокоэкономичное энергетическое топливо, теплота сгорания 32,7 Мдж/м 3 (7800 ккал/м 3 ) и выше, широко применяется как топливо на электростанциях, в чёрной и цветной металлургии, цементной и стекольной промышленности, при производстве стройматериалов и для коммунально-бытовых нужд.

Углеводороды, входящие в состав Г. п. г., — сырьё для производства метилового спирта, формальдегида, ацетальдегида, уксусной кислоты, ацетона и др. органических соединений. Конверсией кислородом или водяным паром из метана — основного компонента Г. п. г. — получают синтез-газ (CO+H₂), широко применяемый для получения аммиака, спиртов и др. органических продуктов. Пиролизом и дегидрогенизацией (см. Гидрогенизация) метана получают ацетилен, сажу и водород, используемый главным образом для синтеза аммиака. Г. п. г. применяют также для получения олефиновых углеводородов, и в первую очередь этилена и пропилена, которые в свою очередь являются сырьём для дальнейшего органического синтеза. Из них производят пластические массы, синтетические каучуки, искусственные волокна и др. продукты.

Добыча Г. п. г. включает извлечение газов из недр, их сбор, учёт и подготовку к транспортировке потребителю (т. н. разработка газовых месторождений), а также эксплуатацию скважин и наземного оборудования. Особенность добычи Г. п. г. из недр по сравнению с добычей твёрдых полезных ископаемых состоит в том, что весь сложный путь газа от пласта до потребителя герметизирован.

Выходы Г. п. г. из естественных источников (например, «вечные огни» в Дагестане, Азербайджане, Иране и др.) использовались человеком с незапамятных времён. Позже нашёл применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин (например, в 1-м тыс. н. э. в Китае, в провинции Сычуань, при бурении скважин на соль было открыто месторождение Цзылюцзин, газ которого служил для выпаривания соли из растворов). Эпизодическое использование природного газа, добываемого из случайно открытых залежей, продолжалось на протяжении многих столетий. К середине 19 в. относят применение природного газа как технологического топлива (например, на базе месторождения Дагестанские Огни было организовано стекольное производство). Поисками и разработкой газовых залежей не занимались вплоть до 20-х гг. 20 в., когда начинается промышленная разработка чисто газовых месторождений: вначале залегающих на малых (около сотен м), а затем на всё больших глубинах. В этот период разработка месторождений велась примитивно: буровые скважины размещались на залежи по равномерной сетке с расстоянием между ними в среднем в 1 милю (1,6 км). Добыча Г. п. г. из скважины составляла 10—20% от потенциальной производительности скважины (абсолютно свободного её дебита), а в отдельных случаях (при благоприятных геологических условиях и характеристике пласта) рабочие дебиты были большие.

В 30-х гг. благодаря развитию техники бурения (См. Бурение) скважин и переходу на большие глубины (1500—3000 м и более) был открыт новый тип залежи — газоконденсатный; разработка этих залежей потребовала создания новой технологии.

Конец 40-х гг. характеризуется интенсивным развитием отечественной газовой промышленности и внедрением в практику научных методов разработки газовых и газоконденсатных месторождений. В 1948 под руководством сов. учёного Б. Б. Лапука создан первый научно обоснованный проект разработки газового месторождения (Султангулово Куйбышевской обл.). В последующие годы промышленные месторождения Г. п. г. разрабатываются по проектам, составленным на основе последних достижений промысловой геологии, гидродинамики и др. Важным этапом освоения месторождения является его разведка. Детальная разведка газовой залежи требует бурения большого числа глубоких скважин (См. Скважина), часто количество разведочных скважин превышает необходимое число эксплуатационных.

Советскими учёными в послевоенный период созданы и внедрены новые методы разработки месторождений газа. На первой стадии освоения газовой залежи происходит её опытно-промышленная эксплуатация, в ходе которой (2—5 лет) уточняются характеристики залежи — свойства пласта, запасы газа, продуктивность скважин, степень подвижности пластовых вод и т. д. Месторождение подключается к ближайшему газопроводу или служит для газоснабжения местных потребителей. Вторая стадия — промышленная эксплуатация, основанная на достаточно полных сведениях о месторождении, полученных в ходе опытно-промышленной разработки. В этой стадии различают три основных периода — нарастающей, постоянной и падающей добычи. Первый период занимает 3—5 лет. Он связан с бурением скважин и оснащением газового промысла. За это время добывается 10—20% от общих запасов газа. Второй период продолжается около 10 лет, в течение которых из залежи отбирается 55—60% запасов газа. Количество скважин в это время растет, т. к. продуктивность каждой из них в отдельности падает, а общий отбор газа по залежи остаётся неизменным. Когда давление в пласте понижается до 5—6 Мн/м 2 (50—60 кгс/см 2 ), вводится в эксплуатацию дожимная Газокомпрессорная станция, повышающая давление газа, отбираемого из залежей, до значения, при котором обычно работает магистральный газопровод. Третий период — падающей добычи — не ограничен во времени. Разработка газовой залежи происходит в основном 15—20 лет. За это время извлекается 80—90% запасов газа.

С конца 60-х гг. в СССР впервые в мировой практике пробурены сверхмощные скважины с диаметром эксплуатационной колонны 8—12 дюймов (200—300 мм).

Разработка газоконденсатных месторождений осуществляется тремя основными способами. Первый, широко применяемый в США, состоит в том, что в пласте посредством обратной закачки в него газа, из которого на поверхности выделены тяжёлые углеводороды, поддерживается достаточно высокое давление (т. н. сайклинг-процесс); благодаря этому конденсат не выпадает в пласте и подаётся на поверхность в газообразном состоянии. Извлечение конденсата и обратная закачка тощего (с содержанием тяжёлых углеводородов — не больше 10%) газа в пласт продолжается, пока большая часть конденсата из залежи не извлечена. При этом запасы газа консервируются в течение длительного времени. Второй способ состоит в том, что для поддержания пластового давления в газоносные пласты закачивается вода. Это позволяет использовать извлекаемый газ немедленно после выделения из него конденсата. Однако закачка воды может привести к потерям как газа, так и конденсата вследствие т. н. защемления газа (неполное вытеснение газа водой). Этот способ применяется редко. По третьему способу газоконденсатные месторождения разрабатываются как чисто газовые. Этот способ используется в тех случаях, когда содержание конденсата в газе невелико или если общие запасы газа в месторождении малы.

Способ выделения конденсата зависит от температуры, давления, состава газа и от того, обрабатывается ли газ чисто газового месторождения или газоконденсатного. Поступающий из залежи природный газ всегда содержит некоторое количество воды; соединяясь с углеводородами, она образует снеговидное вещество — гидраты углеводородов (см. Гидратообразование). Гидраты осложняют добычу и транспорт газа.

Прежде чем транспортировать Г. п. г. к местам потребления, их подвергают переработке, имеющей целью удаление из Г. п. г. механических примесей, вредных компонентов (H₂S), тяжёлых углеводородных газов (пропана, бутана и др.) и водяных паров. Для удаления механических примесей применяются сепараторы различной конструкции. Удаление влаги из газов осуществляется низкотемпературной сепарацией, т. е. конденсацией водяных паров при низких температурах (до — 30 °С), развивающихся в сепараторах вследствие дросселирования газа (снижение давления газа в 2—4 раза), или поглощением водяных паров твёрдыми (см. Адсорбция) или жидкими (см. Абсорбция) веществами. Такими же способами выделяются из газов и тяжёлые углеводородные газы с получением сырого газового бензина, который затем разделяется (см. Ректификация) на стабильный газовый бензин и товарные лёгкие углеводороды (технический пропан, технический бутан, пропан-бутановая смесь и др. фракции). При необходимости из Г. п. г. удаляются и вредные вещества, главным образом сероводород. Для удаления серы из газов используется ряд твёрдых и жидких веществ, связывающих серу. Газ после обработки на промысле под давлением 4,5—5,5 Мн/м 2 (45—55 кгс/см 2 ) подаётся по коллектору для осушки на промысловый газосборный пункт или на головные сооружения магистрального газопровода. Г. п. г. чисто газовых месторождений обычно подвергаются лишь осушке и очистке от твёрдых примесей.

Переход к комплексному проектированию разработки газовых месторождений, интенсификация притока газа к скважинам, автоматизация установок на газовых промыслах позволили значительно увеличить рабочие дебиты скважин, улучшить подготовку газа к транспортировке и снизить себестоимость природного газа.

Лит.: Газовые месторождения СССР. Справочник, 2 изд., М., 1968; Еременко Н. А., Геология нефти и газа, М., 1968; Смирнов А. С., Ширковский А. И., Добыча н транспорт газа, М., 1957; Коротаев Ю. П., Полянскии А. П., Эксплуатация газовых скважин, 2 изд., М., 1961: Шмыгля П. Т., Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (теория и практика), М., 1967; Базлов М. Н., Жуков А. И., Алексеев Т. С., Подготовка природного газа и конденсата к транспорту, М., 1968; Разработка газового месторождения системой неравномерно расположенных скважин, М., 1968; Гудков С. ф., Переработка углеводородов природных и попутных газов, М., 1960.

Рис. 1. Приуроченность газов природных горючих к различным геологическим системам (по горизонтали — буквенные обозначения геологических систем, по вертикали — объём газа в млрд. м 3 ).

Рис. 2. Типы залежей газа. Пластовые: I — сводные ненарушенные; II — тектонически экранированные; III — литологически ограниченные. Массивные: IV — сводные; V — смещённые; 1 — песчаники; 2 —- алевролиты; 3 — глины; 4 — известняки и доломиты; 5 — ангидриты; 6 — газ.

Рис. 3. Схема группового размещения скважин на газовом промысле.

Источник

Что относится к горючим газам

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗ ГОРЮЧИЙ ПРИРОДНЫЙ. КАЧЕСТВО

Термины и определения

Combustible natural gas. Quality. Terms and definitions

Дата введения 2018-04-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным бюджетным образовательным учреждением высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М.Губкина» [РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина]

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 «Природный и сжиженные газы»

5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Сентябрь 2019 г.

Введение

Установленные в стандарте термины расположены в систематизированном порядке, отражающем систему понятий в области качества природного газа.

Для каждого понятия установлен один стандартизованный термин.

Нерекомендуемые к применению термины-синонимы приведены в круглых скобках после стандартизованного термина и обозначены пометой «Нрк».

Заключенная в круглые скобки часть термина может быть опущена при использовании термина в документах по стандартизации, при этом не входящая в круглые скобки часть термина образует его краткую форму.

В алфавитном указателе данные термины приведены отдельно с указанием номера статьи.

Помета, указывающая на область применения многозначного термина, приведена в круглых скобках светлым шрифтом после термина. Помета не является частью термина.

Приведенные определения можно при необходимости изменить, вводя в них произвольные признаки, раскрывая значения используемых в них терминов, указывая объекты, входящие в объем определяемого понятия. Изменения не должны нарушать объем и содержание понятий, определенных в настоящем стандарте.

В случаях, когда в термине содержатся все необходимые и достаточные признаки понятия, определение не приводится и вместо него ставится прочерк.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает термины и определения понятий в области физико-химических свойств подготовленного к транспортированию, использованию и хранению природного газа, средств и методов их определения.

Термины, установленные настоящим стандартом, рекомендуются для применения во всех видах документации и литературы в области качества природного газа, входящих в сферу действия работ по стандартизации и (или) использующих результаты этих работ.

2 Термины и определения

1 природный (горючий) газ; ПГ: Газообразная смесь, состоящая из метана и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода, водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов.

2 Природный газ обычно содержит также незначительные количества других компонентов.

4 компримированный природный (горючий) газ; КПГ: Природный газ, прошедший подготовку и сжатый до рабочих давлений хранения и потребления с целью значительного снижения его объема, используемый в качестве газового моторного топлива.

5 сжиженный природный (горючий) газ; СПГ: Природный газ, переведенный после специальной подготовки в жидкое состояние с целью его транспортирования, хранения и использования.

1 СПГ регазифицируют и подают в газопроводы для транспортирования и распределения.

2 СПГ используют в качестве газового моторного топлива.

6 качество (природного газа): Соответствие значений физико-химических показателей природного газа установленным требованиям.

7 физико-химический показатель (природного газа): Компонент, группа компонентов или физико-химическое свойство природного газа, необходимость определения и нормы содержания или численного значения которого устанавливают в технических условиях или спецификациях на данный вид природного газа.

8 стандартные условия измерений (природного газа): Установленные температура и давление, при которых измеряют или к которым приводят объем и связанные с ним физико-химические свойства природного газа.

1 Стандартные условия измерений:

— температура = 293,15 К (20,0°С);

— абсолютное давление =101,325 кПа (760 мм рт.ст.).

2 При определении физико-химических свойств природного газа необходимо учитывать молярную долю паров воды, если ее значение превышает 0,0002.

3 Допускается применение температуры =288,15 К (15,0°С) в качестве температуры измерений физико-химических свойств природного газа, если это предусмотрено соответствующими договорами или соглашениями на поставку природного газа на экспорт.

9 стандартные условия сгорания (природного газа): Установленные температура и давление, при которых, как принимается, происходит сгорание природного газа.

— температура = 298,15 К (25,0°С);

— абсолютное давление = 101,325 кПа (760 мм рт.ст.).

Отбор проб природного газа

10 отбор пробы (природного газа): Процедура получения представительной пробы природного газа, выполняемая в соответствии с требованиями соответствующего документа по стандартизации.

11 представительная проба (природного газа): Проба, имеющая компонентный состав и физико-химические свойства, идентичные составу и свойствам отбираемого природного газа, если последний считается полностью однородным.

12 объединенная проба (природного газа): Проба природного газа, формируемая из серии точечных проб или отбираемая непрерывно в течение заданного интервала времени в определенном месте отбора проб, характеризующая свойства партии природного газа.

13 точечная проба (природного газа): Проба природного газа известного объема, отобранная единовременно в определенном месте отбора проб.

14 точка отбора пробы (природного газа): Точка в газопроводе, аппарате или емкости, где может быть отобрана представительная проба природного газа.

15 место отбора пробы (природного газа): Объект, в пределах которого располагается точка отбора пробы природного газа и имеется возможность свободного доступа персонала и подключения пробоотборной системы.

16 прямой отбор пробы (природного газа): Отбор пробы природного газа при наличии прямого соединения между точкой отбора пробы и средством измерений.

17 косвенный отбор пробы (природного газа): Отбор пробы природного газа при отсутствии прямого соединения между точкой отбора пробы и средством измерений.

18 накопительный отбор проб (природного газа): Отбор серии последовательных точечных проб или непрерывный отбор пробы природного газа в течение заданного интервала времени в определенном месте отбора проб для получения объединенной пробы.

19 накопительный отбор проб, пропорциональный расходу (природного газа): Накопительный отбор проб, при котором скорость накопления пробы пропорциональна расходу исследуемого природного газа в газопроводе или аппарате, из которого отбирают пробу.

20 непрерывный отбор проб СПГ: Постоянный отбор проб из потока СПГ с последующей его регазификацией и накоплением в газгольдере для получения объединенной пробы регазифицированного СПГ.

21 периодический отбор проб СПГ: Отбор точечных проб из потока предварительно регазифицированного СПГ с равномерными интервалами времени или из равных объемов потока.

22 пробоотборная система (для природного газа): Совокупность приспособлений, используемых для передачи представительной пробы природного газа из точки отбора пробы в средство измерений или пробоотборник.

23 пробоотборное устройство (для природного газа): Приспособление, используемое для передачи представительной пробы природного газа из точки отбора пробы в пробоотборную линию.

24 пробоотборный зонд (для природного газа): Приспособление, введенное в полость газопровода, аппарата или емкости для отбора представительной пробы природного газа и передачи ее через последующие элементы пробоотборного устройства в пробоотборную линию.

25 пробоотборник (для природного газа): Сосуд для отбора, транспортирования и хранения представительной пробы природного газа.

26 пробоотборник с подвижным поршнем (для природного газа): Пробоотборник, в котором имеется движущийся поршень, отделяющий пробу природного газа от буферного газа, при этом давление по обе стороны поршня одинаково.

27 пробоотборная линия (для природного газа): Приспособление, предназначенное для передачи пробы природного газа от пробоотборного устройства в средство измерений или пробоотборник.

28 система пробоподготовки (природного газа): Совокупность приспособлений, используемых для придания пробе природного газа качеств, необходимых для корректного измерения его компонентного состава и физико-химических свойств.

Компонентный состав и физико-химические свойства природного газа

29 компонентный состав (природного газа): Совокупность компонентов и их количественное содержание в природном газе.

30 группа компонентов (природного газа): Компоненты, молярная доля которых в природном газе настолько незначительна, что измерение их содержания по отдельности нецелесообразно, и которые вследствие этого измеряются как группа.

Источник