Page 45 - 6747

43
визначається її конструктивним виконанням;  – густина газу за робочих

умов.

Густину газу  обчислюють за відомою формулою:

pT
   С C , (4.11)
p C TK

де  С – густина газу за стандартних умов; p, T – абсолютний тиск і абсолютна

температура газу в трубопроводі відповідно; p C, T С – значення стандартних

умов тиску і температури газу відповідно; K – коефіцієнт стисливості

природного газу.

Таким чином в процесі функціонування напірно-термоанемометричного

вимірювача коефіцієнт тепловіддачі α за робочих умов можна визначати

експериментальним шляхом на базі алгоритму (4.1) таким чином:

2
I R
  Д Д . (4.12)
 d l T  T 
Д Д Д

Для підвищення точності опосередкованого визначення густини

природного газу за стандартних умов шляхом спрощення алгоритму

обчислення за рахунок виключення з нього швидкості потоку робочого

середовища за участю автора запропоновано інше патентозахищене технічне

рішення напірно-термоанемометричного пристрою контролю (рис.4.4).

Напірно-термоанемометричний пристрій контролю складається з

вимірювального трубопроводу 1 з робочим середовищем 2, напірної трубки

Піто 3 з приймачами повного 4 та статичного 5 тисків, стакану з ущільнювачем

6 напірної трубки, пробкового крану 7 для перекривання імпульсних ліній

напірної трубки, локального звужувального пристрою 8, обвідного

трубопроводу 9 з запірними кранами 10 і 11, термоанемометричним давачем 12,

давачами тиску і температури. На рис. 4.4 показані відповідні інформативні

лінії Q (якісна характеристика природного газу), p (абсолютний тиск), T

(абсолютна температура). Пристрій контролю містить також блок 13

вимірювання швидкості потоку, блок 16 визначення інформативних параметрів

пристрою контролю, блок 14 визначення коефіцієнта тепловіддачі

термоанемометричного перетворювача і блок 15 вимірювання енергетичної