Page 115 - 6239

хунків добре узгоджуються з фактичними даними, що свід-
чить про правомірність використання лінеаризованої ізотер-
мічної моделі в цьому випадку.
Метод оцінки вологості газу ґрунтується на постій-
ному вимірі диспетчерською службою (крім параметрів пере-
качування) температур точки роси на початку і кінці газопро-
воду. Якщо t р,п , t р,к – температури точки роси на початку і на
кінці трубопроводу, то знаючи тиск газу в цих точках, можна
визначити вологовміст газу w , w .
к
п
Кількість рідини, що осідає в газопроводі, розрахову-
ється як різниця внесеного і винесеного потоком газу
W  Q (w  w к ) .
п
Метод вимагає постійного контролю за вологістю газу.
Вихідними даними для реалізації методу є дані диспет-
черської служби про величини витрати газу на початку Q 0 і в
кінці Q ділянки, а також відповідно про тиски Р 0 і Р і точках
роси газу Т ро і Т р. В період експлуатації газопроводу вказані
параметри змінюються в часі, тому перераховані величини
мають бути задані з дискретним кроком у часі у вигляді фун-
кціональних залежностей.
Нехай в деякий момент часу t i значення тисків і точок
роси газу на початку і в кінці ділянки газопроводу відповідно
склали Р 0 ( t i ), P ( t i ), T po ( t i ), T p ( t i ), а об’ємні витрати –
Q 0 ( t i ) i Q ( t i ). За величинами температур точки роси і відпо-
відним тискам на початку і в кінці ділянки може бути визна-
чена величина вологовмісту W 0 i W. При відомих залежностях
температур точки роси і тисків як функцій часу вологовміст
W 0 ( t ) i W ( t ) також можна представити у вигляді функцій
часу. Найбільш раціонально ці залежності побудувати для ко-
жного моменту часу t i за відомими графічними залежностями
W = W ( P, T p ) і апроксимувати ці залежності поліноміальни-
ми функціями

114