. (Б.2)

Формула (Б.1) с учетом формулы (Б.2) имеет вид:

. (Б.3)

Объемный расход сухой части влажного газа, приведенный к стандартным условиям , рассчитывают по одной из следующих формул:

; (Б.4)

. (Б.5)

Плотность влажного газа рассчитывают в соответствии с действующими нормативными документами [см. #M12291 1200047566ГОСТ 8.586.1#S (пункт 5.4.1)], регламентирующими методы вычисления плотности газа с учетом содержания в нем водяных паров.

Плотность влажных газов, для которых отсутствуют методы, аттестованные в качестве стандартных справочных данных, допускается рассчитывать по формуле

. (Б.6)

Плотность сухой части влажного газа рассчитывают по формуле

. (Б.7)

В формуле (Б.7) коэффициент сжимаемости рассчитывают без учета влажности газа.

Если рабочая температура газа не превышает температуру насыщения водяного пара , соответствующую рабочему давлению , то плотность принимают равной плотности насыщенного водяного пара , а давление - давлению насыщенного пара.

Если рабочая температура превышает температуру насыщения водяного пара , соответствующую рабочему давлению , то плотность принимают равной плотности перегретого водяного пара , а давление - давлению газа .

Относительную влажность газа рассчитывают по формулам:

- при известной абсолютной влажности , выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м сухого газа,

; (Б.8)

- при известной абсолютной влажности , выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м сухого газа в нормальных условиях,

; (Б.9)

- при известной абсолютной влажности , выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м влажного газа,

. (Б.10)

Значения и в формулах (Б.2), (Б.3) и (Б.5) рассчитывают для числа Рейнольдса, вычисленного для влажного газа, по формуле

, (Б.11)

где - динамическая вязкость влажного газа.

Значение динамической вязкости и показателя адиабаты влажного газа допускается определять без учета влажности газа.

Приложение В

(справочное)

Схемы установок разделительных сосудов

В.1 Схемы установок разделительных сосудов при верхнем и нижнем присоединении трубок

В.1.1 Схемы установок разделительных сосудов при измерении расхода жидкости, которая легче разделительной, приведены на рисунках В.1 и В.2.

а) ППД расположен ниже СУ

1 - ППД; 2 - разделительный сосуд; 3 - разделительная жидкость;

4 - измеряемая жидкость; 5 - кран; 6 - СУ; 7 - уравнительный вентиль; 8 - продувочный вентиль

Рисунок В.1

б) ППД расположен выше СУ

1 - уравнительный вентиль; 2 - разделительная жидкость; 3 - измеряемая жидкость;

4 - кран; 5 - СУ; 6 - продувочный вентиль; 7 - газосборник; 8 - ППД; 9 - разделительный сосуд

Рисунок В.2

В.1.2 Схемы установок разделительных сосудов при измерении расхода жидкости, которая тяжелее разделительной, приведены на рисунках В.3 и В.4.

а) ППД расположен ниже СУ

1 - измеряемая жидкость; 2 - разделительная жидкость; 3 - разделительный сосуд;

4 - газосборник; 5 - СУ; 6 - кран; 7 - уравнительный вентиль; 8 - продувочный вентиль; 9 - ППД

Рисунок В.3

б) ППД расположен выше СУ

1 - разделительный сосуд; 2 - измеряемая жидкость; 3 - разделительная жидкость;

4 - кран; 5 - СУ; 6 - ППД; 7 - продувочный вентиль; 8 - газосборник; 9 - уравнительный вентиль

Рисунок В.4

В.1.3 Схемы установок разделительных сосудов при измерении расхода газа приведены на рисунках В.5 и В.6.

а) ППД расположен ниже СУ

1 - ППД; 2 - СУ; 3 - кран; 4 - разделительный сосуд; 5 - уравнительный вентиль;

6 - измеряемый газ; 7 - разделительная жидкость; 8 - продувочный вентиль

Рисунок В.5

б) ППД расположен выше СУ

1 - СУ; 2 - кран СУ; 3 - разделительный сосуд; 4 - уравнительный вентиль;

5 - измеряемый газ; 6 - разделительная жидкость; 7 - продувочный вентиль; 8 - ППД

Рисунок В.6

В.2 Схемы установок разделительных сосудов при боковом присоединении трубок

В.2.1 Схемы установок разделительных сосудов при измерении расхода жидкости, которая легче разделительной, приведены на рисунках В.7 и В.8.

а) ППД расположен ниже СУ

1 - ППД; 2 - продувочный вентиль; 3 - уравнительный вентиль; 4 - разделительный сосуд;

5 - измеряемая жидкость; 6 - кран; 7 - СУ; 8 - разделительная жидкость

Рисунок В.7

б) ППД расположен выше СУ

1 - уравнительный вентиль; 2 - разделительная жидкость; 3 - измеряемая жидкость;

4 - кран; 5 - газосборник; 6 - продувочный вентиль; 7 - ППД; 8 - СУ; 9 - разделительный сосуд

Рисунок В.8

В.2.2 Схемы установок разделительных сосудов при измерении расхода жидкости, которая тяжелее разделительной, приведены на рисунках В.9 и В.10.

а) ППД расположен ниже СУ

1 - измеряемая жидкость; 2 - разделительный сосуд; 3 - уравнительный вентиль;

4 - СУ; 5 - газосборник; 6 - кран; 7 - продувочный вентиль; 8 - ППД; 9 - разделительная жидкость

Рисунок В.9

б) ППД расположен выше СУ

1 - уравнительный вентиль; 2 - разделительный сосуд; 3 - измеряемая жидкость;

4 - разделительная жидкость; 5 - кран; 6 - ППД; 7 - продувочный вентиль; 8 - газосборник; 9 - СУ

Рисунок В.10

В.2.3 Схемы установок разделительных сосудов при измерении расхода газа приведены на рисунках В.11 и В.12.

а) ППД расположен ниже СУ

1 - ППД; 2 - продувочный вентиль; 3 - СУ; 4 - кран; 5 - измеряемый газ;

6 - разделительная жидкость; 7 - уравнительный вентиль; 8 - разделительный сосуд

Рисунок В.11

б) ППД расположен выше СУ

1 - СУ; 2 - кран; 3 - уравнительный вентиль; 4 - измеряемый газ;

5 - разделительная жидкость; 6 - разделительный сосуд; 7 - продувочный вентиль; 8 - ППД

Рисунок В.12

Приложение Г

(справочное)

Схемы присоединения измерительного преобразователя перепада давления

или дифманометра

Чистый сухой газ

Рисунок Г.1 - ППД над трубопроводом

Чистый сухой газ

Рисунок Г.2 - ППД под трубопроводом

Чистый сухой газ

Рисунок Г.3 - ППД выше отверстий для отбора давления. Вертикальный трубопровод

Чистый сухой газ

Рисунок Г.4 - ППД ниже отверстий для отбора давления. Вертикальный трубопровод

Водяной пар и конденсирующийся газ

Рисунок Г.5 - ППД под трубопроводом

Водяной пар и конденсирующийся газ

Рисунок Г.6 - ППД под трубопроводом (вариант)

Конденсирующийся газ

Примечание - Наклон двух соединительных трубок одинаков.

Рисунок Г.7 - ППД над трубопроводом

Конденсирующийся газ

Рисунок Г.8 - ППД ниже отверстий для отбора давления. Вертикальный трубопровод

Чистый влажный газ

Рисунок Г.9 - ППД под трубопроводом

Чистый влажный газ

Рисунок Г.10 - ППД под трубопроводом (вариант)

Чистый влажный газ

Рисунок Г.11 - ППД над трубопроводом (два варианта)

Чистый влажный газ

Примечания

1 Наклон двух соединительных трубок одинаков.

2 При измерении потока чистого влажного газа в вертикальных трубопроводах следует принимать во внимание опасность засорения отверстий для отбора давления.

Рисунок Г.12 - ППД ниже отверстий для отбора давления. Вертикальный трубопровод

Чистый влажный газ

Рисунок Г.13 - ППД выше отверстий для отбора давления. Вертикальный трубопровод (вариант)

Чистый влажный газ

Примечание - Наклон двух соединительных трубок одинаков.

Рисунок Г.14 - ППД выше отверстий для отбора давления. Вертикальный трубопровод (вариант)

Холодная жидкость

Рисунок Г.15 - ППД под трубопроводом

Холодная жидкость

Рисунок Г.16 - ППД над трубопроводом

Очень горячая жидкость

Рисунок Г.17 - Вертикальный трубопровод

1 - измерительный трубопровод; 2 - СУ; 3 - датчик температуры; 4, 5 - отсечные вентили;

6, 7 - соединительные линии; 8 - кабель для соединения датчика температуры с вычислителем;

9 - дренажные вентили; 10 - конденсатосборники; 11 - заглушка; 12 - датчик давления;

13 - вентильный блок; 14 - штуцер со съемной резьбой; 15 - основной дифманометр;

16 - вычислитель; 17 - дополнительный дифманометр

Рисунок Г.18 - Пример подключения двух дифманометров

Приложение Д

(справочное)

Примеры расчета расхода и количества среды

Д.1 Пример расчета расхода природного газа для диафрагмы с угловым способом отбора давления

Исходные данные, расчет значений промежуточных величин и расчет расхода природного газа приведены в таблицах Д.1.1-Д.1.3.

Таблица Д.1.1 - Исходные данные

#G0Наименование величины

Условное обозначение

Единица величины

Значение

1 Диаметр отверстия диафрагмы при температуре 20 °С

м

0,084

2 Внутренний диаметр ИТ при температуре 20 °С

м

0,15

3 Среднее арифметическое отклонение профиля шероховатости ИТ (новая, бесшовная, холоднотянутая)

м

0,00001

4 Материал, из которого изготовлена диафрагма

сталь марки 12Х18Н9Т

5 Материал, из которого изготовлен ИТ

сталь марки 20

6 Начальный радиус входной кромки диафрагмы

м

0,00004

7 Текущее время эксплуатации диафрагмы с момента определения значения начального радиуса входной кромки диафрагмы

год

0,495

8 Содержание углекислого газа в природном газе

1

0,002

9 Содержание азота в природном газе

1

0,01

10 Плотность природного газа при стандартных условиях

кг/м

0,68

11 Относительная влажность природного газа

%

0

12 Перепад давления на диафрагме

Па

16000

13 Избыточное давление

Па

1200000

14 Атмосферное давление

Па

100500

15 Температура природного газа

°С

2

Таблица Д.1.2 - Расчет значений промежуточных величин

#G0Рассчитываемые величины

Условное обозначение

Единица величины

Обозначение стандарта и номер формулы или пункта

Значение

1 Коэффициент, учитывающий изменение диаметра отверстия диафрагмы, вызванное отклонением температуры природного газа от 20 °С

-

#M12291 1200047566ГОСТ 8.586.1#S [формула (5.6)]

0,999719

2 Диаметр отверстия диафрагмы при рабочей температуре

м

#M12291 1200047566ГОСТ 8.586.1#S [формула (5.4)]

0,0839764

3 Коэффициент, учитывающий изменение диаметра ИТ, вызванное отклонением температуры природного газа от 20 °С

-

#M12291 1200047566ГОСТ 8.586.1#S [формула (5.7)]

0,999800

4 Внутренний диаметр ИТ при рабочей температуре природного газа

м

#M12291 1200047566ГОСТ 8.586.1#S [формула (5.5)]

0,149970

5 Относительный диаметр отверстия диафрагмы

-

#M12291 1200047566ГОСТ 8.586.1#S [формула (3.1)]

0,559955

6 Коэффициент скорости входа

-

#M12291 1200047566ГОСТ 8.586.1#S [формула (3.6)]

1,05311

7 Поправочный коэффициент, учитывающий притупление входной кромки диафрагмы

-

#M12291 1200047567ГОСТ 8.586.2#S [формула (5.13)]

1,00309

8 Абсолютное давление природного газа перед диафрагмой

Па

ГОСТ 8.586.5 [формула (6.2)]

1300500

9 Термодинамическая температура природного газа

К

ГОСТ 8.586.5 [формула (6.3)]

275,15

10 Фактор сжимаемости природного газа при стандартных условиях

-

#M12291 1200002061ГОСТ 30319.1#S [формула (24)]

0,998095

11 Фактор сжимаемости природного газа при рабочих условиях

-

#M12291 1200002059ГОСТ 30319.2#S [формула (6)]

0,969849

12 Коэффициент сжимаемости природного газа

-

#M12291 1200002061ГОСТ 30319.1#S [формула (7)]

0,971700

13 Плотность природного газа

кг/м

#M12291 1200002061ГОСТ 30319.1#S [формула (6)]

9,56954

14 Динамическая вязкость природного газа

Па·с

#M12291 1200002061ГОСТ 30319.1#S [формулы (44) и (45)]

1,04961·10

15 Показатель адиабаты природного газа

-

#M12291 1200002061ГОСТ 30319.1#S [формула (28)]

1,31174

16 Коэффициент расширения

-

#M12291 1200047567ГОСТ 8.586.2#S [формула (5.7)]

0,996382