Что такое точка росы природного газа? - VITC33.RU

Что такое точка росы природного газа?

Понятие о температуре точки росы природного газа. Физический принцип определения точки росы конденсационным методом

Точка росы – температура, при которой водяной пар во владном газе, охлаждаемый изобарически (при P=const) становится насыщенным.

Точка росы природного газа — температура (при фиксированном давлении), при которой из газа начинает выделяться конденсированная (жидкая или твердая) фаза. Таким образом, точка росы газа — это минимально возможная температура, когда природная углеводородная система находится в однофазном газообразном состоянии, а при дальнейшем снижении температуры из газа выделяется первая капля (или кристаллик) конденсированной фазы. Применительно к природному газу практический интерес представляют точки росы по углеводородам (углеводородному конденсату) и по водной (неуглеводородной) фазе. Точка росы газа определяется приборами конденсационного типа.

Конденсационный метод – определение влажности газа (метод определения точки росы) основан на измерении температуры начала конденсации влаги на плоской поверхности охлажденного тела при достижении равенства давления насыщенных водяных паров исследуемого газа и рабочего давления.

В гигрометрах, основанных на конденсационном методе определяется температура, до которой необходимо охладить прилегающие к охлаждаемой поверхности слои влажного газа, для того чтобы довести его до состояния насыщения при рабочем давлении.

Важным преимуществом приборов, использующих этот метод, является независимость определяемой температуры точки росы от температуры анализируемого газа.

Зная температуру точки росы и температуру анализируемого газа можно вычислить относительную влажность по формуле: j=P1/P2, где P1 и P2 – соответствующие значения парциальных давлений ненасыщенного водяного пара в газе и насыщенного при постоянной температуре.

Достоинства этих гигрометров: Низкий предел обнаружения влаги (можно мерить точки росы до -100). Погрешность лучших образцов 0,3-0,5 0 С и как правило не >1 0 С. Длительность измерения от нескольких секунд при высокой влажности до десятков минут на нижних пределах измерения.Недостатки: Невозможно определить содержание влаги в газах (парах), температура конденсации которых выше чем измеряемая температура точки росы (например, пропан).

Над поверхностью зеркала внутри корпуса пропускается исследуемый газ от нагретого конца к холодному.

При соответствующих температурах на поверхности зеркала выпадает налет влаги, углеводородного конденсата и кристаллов гидрата, образуя четкие границы. Температура этих границ соответствующим точкам росы и гидратообразования, определяется по 6 установленными в тело прибора термометрам.

Отсчет на шкале зеркальной поверхности осуществляется визуально через предусмотренное для этой цели окно. Давление газа в корпусе контролируется манометром.

Для охлаждения поверхности конденсации может использоваться:

· Эффект расширения струи газа за дросселем

· Испарение жидких веществ с низкой температурой кипения (эфир, сжиженные углеводороды, жидкий азот и др.)

· Обратный термоэлектрический эффект (холодильники Пелтье)

· Охлаждение с помощью вихревой трубы

Фиксация момента начала конденсации может определяться следующим образом:

· Оптически (визуально или с помощью фотоэлементов)

· Кондуктометрически (сопротивление между электродами)

· Радиоактивно (рассеивание пучка радиоактивнывных частиц сконденсированной пленкой влаги)

· Резонансным (изменение резонансной частоты при осаждении влаги в полости резонатора на сверхвысоких частотах)

Важным преимуществом приборов использующих этот метод является независимость определяемой температуры точки росы от температуры анализируемого газа. Зная точки росы и температуры анализируемого газа можно вычислить относительную влажность по формуле:

φ=Р1/Р2, где Р1 – парциальное давление ненасыщенного водяного пара в газе; Р2 – парциальное давление насыщенного водяного пара при той же температуре

Измерение точки росы в газовом трубопроводе

Диагностика и контроль за состоянием микровлажности газовых сред на сегодняшний день для современной промышленности является наиважнейшей задачей. Определение влагосодержания в газе играет значительную роль для качественного осуществления высокотехнологичных операций в различных отраслях промышленного комплекса, особенно в газовой отрасли перед транспортировкой природного газа по газопроводам конечным потребителям. Для диагностики влажности тех­нологических газов самым достоверным показателем яв­ляется коэффициент, показывающий непосредст­венное количество воды в указанном объеме, а именно — абсолютная влажность или влагосодержание, напрямую определяющая потребительские качества газов. Термодинамическим параметром влажного газа выступает температура точки росы, диагностирующая помимо количественного состава воды качество водяного пара в раз­ноплановых термодинамических операциях, таких как: нагрев — охлаждение, сушка — увлажнение. В условиях технологического прогресса, для проведения измерительных процессов и осуществления наблюдений за параметрами влажности в различных газовых средах, используют специализированные приборы – измерители микровлажности (точки росы), различных модификаций: электронный гигрометр, а также стационарные модели.

Газовая промышленность является одной из наиглавнейших отраслей экономики России, и способствует формированию материально-технической базы нашего государства, поэтому руководство РФ создает все условия для ее становления и процветания. Россия обладает самыми крупными запасами природного газа, и входит в тройку мировых лидеров по объему его добычи. На территории нашей огромной страны расположено 24 подземных газохранилища. Протяжённость магистральных газопроводов РФ равна 155 тыс. км. Природный газ — высокоэффективный энергоноситель, поэтому он широко применяется практически во всех циклах промышленного производства.

На сегодняшний день мы переживаем бум развития газопроводного транспорта, связанного с высоким уровнем газодобычи и целесообразностью его поставки непосредственному заказчику самым экономически выгодным методом. Осуществлять поставку газа по трубопроводам менее проблематично и наиболее рентабельно в сравнении с прочими видами транспорта, потому что газ поступает потребителю беспрерывно и почти без потерь напрямую из его залежей или газохранилищ.

Рассмотрим основные достоинства природного газа:

  • низкая стоимость добычи в отличие от иных видов топлива
  • высокая производительность труда во время его добычи
  • высокая теплота сгорания позволяет поставлять газ по магистральным трубопроводам на огромные расстояния
  • в природном газе отсутствует монооксид углерода, тем самым исключается вероятность интоксикации организма человека при его утечках
  • бесспорный экологический эффект от использования природного газа в качестве моторного топлива. Количество вредных выбросов при горении сокращается, тем самым улучшается состояние окружающей среды.

С другой стороны существуют и отрицательные моменты – это взрывопожароопасность природного газа, но это ни в коем случае не умаляет всех его неоспоримых преимуществ относительно других видов топлива.

Природный газ, добываемый из земных глубин, содержит воду и тяжёлые углеводороды. Поэтому природный газ первоначально подвергают процедурам очистки, включающим удаление жидкостей, пойманных газом, с последующим высушиванием для уменьшения содержания паров воды. Только потом очищенный от примесей газ поставляют по трубопроводам для удовлетворения нужд конечных потребителей. Правильная осушка природного газа является наиглавнейшей составляющей частью в общем процессе подготовки газа для его дальнейшей успешной передачи по трубопроводам непосредственным заказчикам. Наличие водяных паров в пределах более нескольких десятых долей ppm несет весьма тяжелые последствия, приводящие к коррозии металла трубопровода и уменьшению его срока службы. Более того, во время газодобычи на стволах скважин и магистральных газопроводах образуются гидраты, которые значительно ограничивают пропускную активность трубопроводов. Для эффективной защиты труб от образования гидратов в регионах газодобычи в скважины и трубопроводы добавляют специальные вещества, замедляющие химические реакции — ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-ный раствор хлорида кальция), а также регулируют температуру газового потока не давая образовываться гидратам. Для этого применяют обогреватели, проводят теплоизоляцию газовых труб, а также осуществляют подбор определенного режима работы, способного обеспечить максимальную температуру газового потока. Одной из самых эффективных мер против образования гидратов служит очистка природного газа от паров воды – газоосушка при помощи специального оборудования – гигрометры.

Читайте также  Какой должна быть вентиляция в погребе?

В действительности применяют несколько вариантов осушки природного газа перед его поставкой клиентам:

  • Осушка газа методом абсорбции с помощью химических реагентов – поглотителей влаги (растворы диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ)), которые впитывают в себя излишнюю влагу, находящуюся в газе при непосредственном контакте реагента и газа внутри осушительной системы.
  • Осушка газа методом его охлаждения при постоянном давлении. В течение процедуры газоохлаждения излишняя влага конденсируется и выводится из системы, при этом микровлажность уменьшается. Данный способ практикуется для осушки и сжижения газов, а также для выделения конденсата из газа газоконденсатных месторождений в комплексах низкотемпературной сепарации, в том числе для синтеза отдельных составляющих элементов газа и уникальных газов, представляющих особую ценность, таких как гелий.
  • Осушка газа методом адсорбции, путем поглощения влаги твердыми пористыми веществами – адсорбентами (различные виды активированного угля и цеолитов, силикогели). Пропитанные водой и конденсатом адсорбирующие элементы подвергаются процессу восстановления для дальнейшего использования посредством удаления поглощенной влаги — десорбцией. Адсорбционную осушку газовой смеси производят на адсорбционных комплексах, включающих несколько колонн — адсорберов. Возможность повторного применения адсорбента можно узнать, определив микровлажность природного газа после процедуры осушки с помощью высокоточных приборов — измерителей точки росы, в широком ассортименте производимые компанией «ЭКСИС».

Это незаменимые приборы для подготовки природного газа к транспортировке по трубопроводам. Существует большое количество исключительных факторов, характерных для природного газа, которым необходимо уделять особое внимание, в некоторых случаях, они могут влиять на надежность прибора и точность его показаний. Поэтому при заказе гигрометра требуется обсуждать все нюансы применения прибора, чтобы найти наилучший вариант, удовлетворяющий технологическому процессу, для контроля которого он приобретается.

Анализаторы влажности с продуманным функционалом для каждого этапа технологии добычи и транспортировки природного газа

Точка росы природного газа входит во все отраслевые, государственные и межгосударственные стандарты, как основной контролируемый параметр на этапах добычи, транспортировки, переработки и распределения природного газа. Каждый из перечисленных этапов имеет свои технологические особенности, которые необходимо учитывать для эффективного контроля влажности газа.

Участки добычи и подготовки газа

Точка росы газа при добыче близка к его температуре из-за насыщенности парами воды. Высокая точка росы в газопроводе может привести к образованию гидратных пробок и, как следствие, к возникновению аварийных ситуаций. Поэтому для успешного и безаварийного транспорта газ предварительно проходит этап осушки. Контролировать эффективность технологии на данном участке позволяет датчик точки росы, который монтируется после осушительных колонн. Сложность работы для измерительной аппаратуры в данной зоне заключается в том, что в газе после осушки может содержаться повышенное количество гликолевого тумана, который приводит к загрязнению датчика влажности и необходимости частого проведения профилактических работ.

Специально для эффективного измерения точки росы в условиях повышенной сложности инженеры фирмы «Вымпел» разработали систему подготовки газа «Модель 003» (СПГ «Модель 003»), комплектуемую поточным влагомером и запатентованной системой фильтрации. Инерционно-гравитационный фильтр позволяет эффективно очищать пробу газа от механических примесей и гликолевого тумана, сохраняя ее стопроцентную представительность. При этом фильтр долговечен — не требует чистки и частой замены, в отличие от механических и мембранных аналогов. Влажность пробы газа измеряет поточный влагомер КОНГ-Прима-2М. Оптическая система прибора может регистрировать точку росы или температуру конденсации углеводородов. При этом она четко идентифицирует конденсат по составу, что крайне важно для достоверности измерений в среде постоянно конденсирующихся примесей. СПГ «Модель 003» тестировалась и доказала свою высокую эффективность применения не только на выходе со станции первичной осушки, но и на выходе непосредственно из сорбционных колонн.

Рис.1. Система подготовки газа Модель 003

Участки транспортировки газа

Температура точки росы природного газа – параметр, от которого напрямую зависит стоимость газового сырья.

Поточные влагомеры газа линейки КОНГ-Прима позволяют не только эффективно контролировать качество газа на этапе его транспортировки, но и своевременно предупреждать возможность гидратообразования и возникновения выноса в поток углеводородной аэрозоли. В зависимости от степени очистки газа на различных участках газопровода предлагается использовать влагомеры разной модификации – поточный в составе СПГ, поточно-погружной с системой фильтрации или без нее. Последние две модели могут монтироваться непосредственно на трубу.
Для контроля показаний автоматических гигрометров, фирма «Вымпел» предлагает использовать переносные анализаторы серии HYGROVISION с уникальными техническими возможностями:

  • регистрировать конденсацию воды или углеводородов с чувствительностью, измеряемую нанометрами;
  • выполнять функции арбитражного прибора, за счет встроенного микроскопа, увеличивающего картинку в десятки раз;
  • производить измерения в максимально сжатые сроки, благодаря удобному интерфейсу, компактным габаритам и малому весу (менее 4 кг).

Помимо контроля показаний автоматического анализатора, переносные гигрометры серии HYGROVISION незаменимы при запуске оборудования, для отслеживания параметров влажности на участках трубопроводов после опрессовки их водой и т.п.
Таким образом, разработке модельного ряда конденсационных гигрометров фирмы «Вымпел» предшествовало глубокое изучение проблем и задач газовой отрасли, чтобы предложить газодобывающим предприятиям лучшие решения для обеспечения высоких показаний качества газа на всех технологических участках.

Что такое точка росы природного газа?

Gas temperature, °C

Рисунок 1. Расчётные кривые конденсации жидкой и твердой фаз при охлаждении газа ( метан ), равновесного при 6 МПа и 15 о С с раствором ДЭГ — вода при концентраци воды 2,5 % мас .

Fig. 1. Simulation of the liquid and solid phase condensation during a cooling of a gas (methane) in equilibrium (under 6MPa and 15°C ) with water-DEG solution (water concentration 2.5% by weight)

Как видно, при медленном, таком, чтобы в каждый момент времени в системе устанавливалось термодинамическое равновесие, охлаждении газового потока (что и происходит, очевидно, в газопроводе при транспорте газа) «лед» начинает образовываться при более высокой температуре.

It can be seen that during slow cooling (when in every moment of time the system is in equilibrium state) of a gas flow (this condition seems to be fulfilled in the pipeline) , “ice” starts to form at the higher temperature.

При этом данная твердая фаза содержит около 55 мас.% воды и 45 мас.% ДЭГ .

In this case, the solid phase contains some 55% of water by weight, and 45% of DEG by weight.

Еще раньше (при минус 16,6 о С) начинается процесс гидратообразования.

Hydrate formation starts to form even earlier (at -16.6°C ).

На наш взгляд для газовой отрасли, наибольший интерес представляет не «ТТР по воде», характеризующая метастабильное состояние переохлажденной воды, а та «точка росы», которая характеризует потенциальные явления, затрудняющие транспорт газа, и в первую очередь – образование твердых фаз (лед, гидраты).

We believe that the most interesting parameter for the gas industry is not Water Dew Point, which characterizes the metastable state of supercooled water, but the dew point corresponding to those phenomena which actually prevent the gas transportation, mainly the solid phase formation (ice and hydrates).

Читайте также  Какое сопротивление должно быть у конденсатора?

Только эта «точка росы» будет характеризовать «качество газа» с точки зрения его безопасного транспорта.

Only this dew point will indeed characterize the “gas quality” as far as the safe gas transportation is concerned.

Такую точку росы правильнее назвать «ТТР по водной фазе».

That dew point should be more properly called Water Phase Dew Point.

Под определением «водная фаза» в первую очередь следует понимать воду и полностью растворимые в ней компоненты природного газа (метанол, ДЭГ, ТЭГ).

“Water Phase” here should be understood as water and water-soluble components of a natural gas (methanol, DEG, TEG).

Потенциально, все конденсированные фазы, содержащие воду, в результате могут образовывать твердые вещества.

Potentially, all condensed phases which contain water, can form solids.

Причем, твердая фаза «лед» кроме воды может содержать также и растворенные в ней гликоли и/или метанол.

These solids («ice») may be composed not only of water, but of methanol and/or glycols.

Газовые гидраты – кристаллические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях из воды и газа с низкой молекулярной массой.

Gas hydrates are the crystal compounds formed under thermobaric conditions from water and low-molecular-weight gas.

Эти соединения относятся к нестехиометрическим и описываются общей формулой M · nH 2 O , где M – молекула газа-гидратообразователя, n – число, характеризующее состав и зависящее от термобарических условий образования гидратов.

These compounds are non-stoichiometric, with overall formula M·nH2O, where M is the gas which forms the hydrate, and n characterizes the composition of the hydrate and depends on temperature and pressure.

Поскольку значение n может меняться в широких пределах от 6 до 19, гидраты также как и водные растворы гликолей и метанола с полным основанием можно отнести к «водной фазе».

Since n can change considerably, from 6 to 19, hydrates—as well as water solutions of glycols and methanol, can be rightly referred to as «water phase.»

2 Измерение ТТР по водной фазе

2. Measuring Water Phase Dew Point

Как было показано, определение «ТТР по воде», или концентрации водяного пара в газе недостаточно для установления условий его однофазного транспорта.

As was explained above, the definition “Water Dew Point”, or “water vapor concentration in gas”, is insufficient to provide for the smooth one-phase gas transportation.

Нахождение температуры точки росы газа по «водной фазе» в данных обстоятельствах могло бы быть осуществлено расчетным способом по следующей схеме:

Water Phase Dew Point could, under these conditions, be rated through the following scheme:

· Определяют полный компонентный состав природного газа, включая метанол и ДЭГ (ТЭГ). Это потребует применение дополнительного дорогостоящего оборудования.

· The full gas composition is determined, incl. methanol and DEG (TEG). This would require sophisticated and expensive devices.

· Рассчитывают ТТР по «водной фазе» по какой-либо математической модели, используя данные полного анализа и величину давление газа.

· The Water Phase Dew Point is calculated using one of the mathematical models, taking into account the results of the comprehensive gas analysis, and gas pressure.

Однако, в зависимости от точности определения полного компонентного состава газа, а главное — от применяемого метода расчета, можно получить значения ТТР, отличающиеся друг от друга на величины, превышающие погрешность любого конденсационного прибора.

However, depending on the precision of full gas component analysis, and what is even more important—the method of calculation used, the values of Dew Point may be obtained which deviate widely from the truth. Any condensational appliance can provide a better precision.

В настоящее время нет расчетной термодинамической методики, учитывающий полный состав природного газа, включая примеси и которая имела бы статус нормативного документа; стандарт ISO 18453:2000 содержит способ расчета температуры точки росы по «воде» для природного газа, не содержащего в качестве примесей метанол и гликоли.

Presently, there is no thermodynamic rating method which would take into account the full natural gas composition, incl. contaminations, and would be recognized as a standard method; ISO 18453:2000 provides for the calculation of “water” dew point for the natural gas in the absence of methanol or glycol contaminations only.

Кроме того, весьма затруднительным будет проводить такие расчеты в автоматическом режиме.

Moreover, such calculations would be difficult to carry on in an automatic mode.

Учитывая, что при измерении «точки росы» определяется температура начала выделения жидких или твердых фаз, предпочтение следует отдать приборам конденсационного типа.

Thus, taking into account the dew point rightly implies the temperature at which liquid or solid phases start to precipitate, it is better to use condensational devices.

Безусловно, такой прибор должен быть автоматическим и иметь определенные характеристики, которые учитывали бы специфику процесса конденсации.

It is clear that such a device should be automatic, and has to comply with certain criteria which would take into account the particularities of condensation process.

Среди автоматических приборов конденсационного типа наиболее широкое применение в России нашли гигрометры «КОНГ-Прима-2», « Bovar ».

Among the automatic devices of condensational type, Russia widely uses the hygrometers KONG-Prima-2 and Bovar .

Практически во всех случаях контрольных замеров проведенных на различных объектах (добыча, транспорт, коммерческие пункты передачи) наблюдалось занижение ТТР газа по водной фазе автоматическими гигрометрами конденсационного типа.

However, in most cases the control checks at the various units (gas production, commercial transportation stations) show that the automatic condensational hygrometers underestimate the Water Phase Dew Point.

Данное обстоятельство может быть вызвано несколькими причинами.

There can be few reasons for this:

2.1 Автоматическими гигрометрами измерение ТТР проводят достаточно быстро.

2.1. The automatic hygrometers make the measurement very quickly.

Весь цикл «измерение — исходное состояние» занимает нескольких минут, а скорость охлаждения конденсационной поверхности достигает десятков градусов в минуту.

The whole cycle measurement-returning-to-the-initial-state takes but a few minutes, while the temperature of the cooled surface may fall with a rate of dozens degrees per minute.

При таком охлаждении газа вероятнее всего фиксируется ТТР по переохлажденному водогликолевому раствору (рис. 1)

Such quick cooling means that the dew point measured by the supercooled water-glycol solution (see Fig. 1).

2.2 В состав практически любого пластового газа и газа после установок подготовки входит некоторое количество углеводородных компонентов высококипящих фракций (вплоть до 350 о С).

2.2. Any raw gas or gas after preparation unit contains some amount of high-boiling hydrocarbons (up to 350°C ).

В частности, при исследовании верхнего продукта системы регенерации ТЭГа на одном из газовых промыслов оказалось, что он на 30% состоит из конденсата.

For instance, the samples taken from the upper part of TEG fractionator at one of the gas fields show 30% of hydrocarbon condensate.

Читайте также  Как проверить есть ли утечка газа в квартире?

Плотность конденсата при 20 о С составила 0,886 г/м 3 .

Condensate density at 20° С was 0.886 g/cm 3 .

Результаты разгонки углеводородного конденсата, отделённого от воды представлены в таблице.

The results of the condensate rectification are shown in Table 1.

В ней также указаны температуры кипения некоторых углеводородов.

It also mentions the boiling points of some of the hydrocarbons.

Результаты разгонки конденсата

Condensate rectification results

Температуры кипения некоторых углеводородов

ГОСТ 20061-84 Газы горючие природные. Метод определения температуры точки росы углеводородов

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ

МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ТОЧКИ РОСЫ
УГЛЕВОДОРОДОВ

ГОСТ 20061-84

(СТ СЭВ 4491-84)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ

РАЗРАБОТАН Министерством газовой промышленности

ИСПОЛНИТЕЛИ

А.И. Гриценко, А.К. Карпов, В.П. Булычев, А.М. Сучкова, Г.С. Павлова

ВНЕСЕН Министерством газовой промышленности

Член коллегии А.Д. Седых

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 19 декабря 1984 г. № 4721

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ

Метод определения температуры
точки росы углеводородов

Combustible natural gases.

Method for determination of
hydrocarbon dew point temperature

ГОСТ
20061-84

( CT СЭВ 4491-84)

Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 19 декабря 1984 г. № 4721 срок действия установлен

Несоблюдение стандарта преследуется по закону

Настоящий стандарт устанавливает метод определения точки росы углеводородов в природных газах, не содержащих капельных взвесей углеводородов и гликолей.

Сущность метода заключается в измерении температуры начала конденсации углеводородов на поверхности охлаждаемого металлического зеркала при непрерывном потоке над ним предварительно осушенного анализируемого газа при фиксированном давлении.

Стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 4491-84.

1. МЕТОД ОТБОРА ПРОБ

Пробу отбирают по ГОСТ 18917-82 из пробоотборной линии непосредственно в измерительный конденсационный прибор.

Температура пробоотборной линии при измерении должна быть не ниже температуры газа в месте его отбора.

2. АППАРАТУРА, РЕАКТИВЫ И МАТЕРИАЛЫ

Прибор измерительный конденсационный, позволяющий измерять температуру точки росы газа при фактическом давлении анализируемого газа в пределах допускаемых расхождений по данному методу.

Манометр с пределом измерения до 15 МПа, класса точности не ниже 1,0.

Емкость для осушки газа из нержавеющей стали (черт. 1).

Вентиль запорный игольчатый по ГОСТ 23230-78.

Силикагель или молекулярные сита NaA (4 A ), N аХ (13Х); при использовании в качестве охлаждающего газа двуокиси углерода молекулярные сита не применяются.

Магний хлорнокислый безводный (ангидрон), х. ч., или кальций хлористый гранулированный безводный, х. ч., по ГОСТ 4460-77

Вата из стекловолокна.

Растворители: четыреххлористый углерод или этиловый спирт ректификованный технический по ГОСТ 18300-72 или спирт этиловый технический по ГОСТ 17299-78.

Хладагенты: двуокись углерода жидкая по ГОСТ 8050-76 или газы углеводородные сжиженные, или термический охлаждающий элемент.

3. ПОДГОТОВКА К ИСПЫТАНИЮ

3.1. Собирают аппаратуру по схеме (черт. 2).

3.2. При необходимости на линии охлаждающего газа устанавливают емкость для осушки, заполненную молекулярными ситами или силикагелем, а на линии контролируемого газа — емкость, заполненную безводным хлористым кальцием, который применяют в качестве осушителя, если температура точки росы углеводородов не ниже минус 10 °С, или хлорнокислым магнием при измерении более низких значений температуры точки росы углеводородов (до минус 30 °С).

3.3. Емкость для осушки промывают растворителем, сушат, затем заполняют осушителем.

Снизу и сверху осушителя помещают металлическую сетку и вату из стекловолокна.

3.4. При проверке степени насыщения осушителя влагой точка росы инертного газа или воздуха, пропущенного через осушитель, не должна быть ниже измеряемой температуры точки росы углеводородов.

3.5. Для повторного использования хлористый кальций регенерируют прокаливанием.

Хлорнокислый магний после насыщения влагой заменяют новым.

Повторное использование его не допускается.

1 — термометр; 2, 5, 7, 8, 9, 10, 14, 18, 21 — вентили; 3, 13, 17 — манометры; 4, 20 — фильтры; 6, 19 — осушители; 11 — измерительная камера; 12 — измерительное зеркало; 15 — ротаметр; 16 — указатель температуры зеркала

3.6. Перед измерением газовые линии прибора и пробоотборные линии проверяют на герметичность способом мыльной пленки или по падению давления. Система считается герметичном, если на каждые 1000 кПа давления при закрытых вентилях на входе и выходе падение давления газа на манометре по истечении 10 мин не превышает 20 кПа.

3.7. Промывают поверхность измерительного зеркала растворителем.

3.8. Готовят прибор к измерениям в соответствии с правилами по эксплуатации прибора, утвержденными в установленном порядке.

3.9. Продувают газовые линии испытуемым газом в течение 5 — 10 мин при расходе газа не более 3 дм 3 /мин.

3.10. Измеряют температуру и давление газа в месте его отбора.

4. ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ

4.1. В соответствии с правилами по эксплуатации прибора, утвержденными в установленном порядке, устанавливают расход испытуемого газа через измерительную камеру при давлении в измерительной камере, соответствующем давлению газа и точке отбора.

4.2. Постепенно охлаждают измерительное зеркало так, чтобы понижение температуры ее поверхности не превышало 1 °С/мин, а в зоне предполагаемой температуры точки росы 0,5 °С/мин.

4.3. Наблюдают визуально или фиксируют автоматически момент начала конденсации углеводородов на поверхности зеркала.

Записывают температуру и давление газа в измерительной камере.

4.4. Отключают охлаждение, увеличивают расход газа и подогревают зеркало для полного испарения с его поверхности конденсата, затем отключают подогрев.

После охлаждения зеркала до начальной температуры прибор готов к повторным измерениям.

4.5. Температуру начала конденсации углеводородов (точку росы) измеряют не менее трех раз.

4.6. Допускается определять температуру точки росы углеводородов без предварительной осушки газа одновременно с определением температуры точки росы воды.

5. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ

5.1. За результат измерения точки росы углеводородов принимают среднее арифметическое трех измерений. Конечный результат округляют до 0,5 °С.

5.2. Отклонения отдельных значений от среднего не должны превышать значений, приведенных в таблице.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: