что такое влагосодержание газа

2.2.7 Влагосодержание газа

Влагосодержание газа зависит от состава газа, давления, температуры и физико-химических свойств конденсированной воды, с которой газ находится в термо­динамическом равновесии, оно определяется по формуле

где W_0,6 – влагосодержание газа с относительной плотностью =0,6 с пресной водой; С_с – поправка на соленость воды; С_р – поправка на отклонение плотности данного газа от величины =0,6.

Влагосодержание газа с относительной плотностью 0,6 и поправки на соленость воды и на плотность газа определяются графически из рисунка 2.16. При отрицательных температурах, что связано с условиями подготовки газов на промыслах и газопе­рерабатывающих заводах, необходимо учесть и температурную поправку С_t, исполь­зуя при этом графическую зависимость С_t от температуры Т для различных давлений, показанную на рисунке 2.17.

Величина W_0,6 может быть рассчитана по формуле, полученной путем аппрокси­мации графической зависимости, показанной на рисунке 2.16:

где А – влагосодержание идеального газа; В – коэффициент, зависящий от состава газа; Р – давление.

Значения коэффициентов А и В приведены в таблице 2.8. Эти же коэффициенты могут быть определены аналитическим путем.

Величину А можно определить по формуле:

(2.46)

где Р_вп – давление насыщенного пара воды над конденсированной фазой, которое может быть определено по данным, приведенным в таблицах 2.3 или 2.9 и из рисунка 2.3 для различных температур, или рассчитано приближенно при 203≤Т≤373 К по формуле:

Рисунок 2.16 – Зависимость влагосодержания природного газа W_0,6 с относительной плотностью =0,6 от давления и температуры.

Рисунок 2.17 – Зависимости поправочных коэффициентов на влажность газа от содержания солей (а), температуры (б) и относительной плотности (или молекулярной массыМ) (в).

Таблица 2.8 – Значения коэффициентов А и В в формуле (2.45).

Источник

Документы

ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Вода содержится в природном газе на всем пути его движения, начиная от пласта до потребителя. Особенно нежелательно, чтобы в природном газе при высоких давлениях находилась вода.

Давление способствует образованию соединений воды с природным газом в виде твердых газовых гидратов при положительной температуре. Образование газовых гидратов, напоминающих мокрый снег, должно быть устранено, поскольку они нарушают режим работы трубопроводов.

Для инженера представляют интерес сведения

о равновесном содержании воды в природных газах при различных температурах и давлениях, а также условия, при которых образуются гидраты.

Данные о содержании воды в природных газах позволяют определять количество воды, которое должно быть удалено при обезвоживании газа, чтобы в газопроводах при транспорте газа не наблюдалось конденсации паров воды. Поскольку небольшие количества воды, растворяемые в пропане, бутане и других легких углеводородных жидкостях также должны быть удалены, необходимо знать их влагосодержание.

Понимание физико-химических соотношений, определяющих поведение структур, содержащих углеводороды и воду, помогает инженеру в решении проблем, связанных с контролем содержания влаги в природных газах и легких углеводородных жидкостях.

Количественный анализ содержания воды в газах и углеводородных жидкостях необходим для решения многих инженерных задач. Сведения о природе газовых гидратов и равновесных условиях, при которых они образуются в присутствии воды, позволяют определить для влажных природных газов температуру и давление, при которых не происходит образования гидратов. Поскольку измерения точки росы паров воды и определение абсолютного содержания воды в природных газах имеют большое значение, методика ее определения рассматривается в данной главе и во многих работах Катца, Рзаса (Katz and Rzasa) [1.9] и Дитона и Фроста (Deaton and Frost) [I, 21].

§ I. ОСНОВНЫЕ ФАЗОВЫЕ СООТНОШЕНИЯ СИСТЕМ УГЛЕВОДОРОДЫ —ВОДА

Бинарные системы воды и одного чистого углеводорода представляют собой простейшие фазовые соотношения в системах вода — углеводород. Эти системы при температурах выше 0° С будут рассмотрены перед тем, как перейти к более сложным системам.

На рис. V. 1 показаны фазовые соотношения системы пропан—вода при температуре выше 0° С. При положительной температуре пропан как чистое вещество будет в виде пара при низком давлении и в виде жидкости при высоком давлении или же как равновесная смесь пара и жидкости на протяжении кривой упругости паров ВСь

Для системы вода—углеводород применяются следующие обозначения: G — газ; L\—жидкая вода;

Z.2 — жидкий углеводород; Н — гидрат; / — лед; М — твердый метан; Р — твердый пропаи; X — концентрация компонента; V—паровая фаза.

По правилу фаз согласно уравнению (III. 1) определяется степень свободы (см. таблицу).

Таким образом, фазовые соотношения пропана и воды с фазами пар V, жидкость — вода L\, жидкость — пропан Z.2 представляется кривой ЕВС₂, иногда называемой трехфазной кривой упругости пара. Эта кривая представляет проекцию на плоскость р—Т при дан

Изображение на диаграмме

Пары пропана и жидкая вода образуют гидраты г/ри 0°С п абсолютном давлении, равном 1,65 (точка А). При увеличонии давления температура образования гидратов также повышается, пока кривая не пересечет кривую V—L\—Z.2 в точке В.

Рис. V. 1. Фазозое состояние пропано-водвой системы при температуре выше 0° С.

/ — фаза пропан — жидкость, насыщенная парами: // —точка четырехфазного состояния; /// — давление паров чистой воды: IV — насыщенный пар с фазой вода—жидкости; V — насыщенный пао 1 равновесии (рис. V. 2).

Фазовые соотношения для системы метан—вода показаны на рис. V. 3 и V. 4, а фазовые соотношения для системы пропан—вода приведены на рис. V. 5 и V. 6. Рис. V. 3 и V. 5 представляют собой проекцию давления— температуры при ‘равновесных условиях, которые возникают в системах.

Рис. V, 2. Фазовое состояние метано-водной системы при температуре выше 0° С.

Рис, V. 3. Фазовая диаграмма метано-водной системы для условий гетерогенного равновесия [V. 42].

Я — гидрат; Li — вода; L₂ — жидкий углеводород: G — газ; I — лед, I — два компонента: 2 — один компонент;

3 — критическая кривая; 4 — критическая точка метана; 5 — критическая точка воды; 6 — точка равновесия четы* рех фаз; 7 — трехфазная критическая точка.

Рис. V. 5. Фазовое состояние пропано-водной системы при гетерогенном равновесии.

/—.два компонента; 2— один компонент; 3—критическая кривая; 4 — критическая точка пропана; 5 — крити-ческая точка воды; 6 — трехфазная критическая точка; / — точка равновесия четырех фаз.

Поскольку общая растворимость углеводородов и веды обычно незначительна, не было сделано попытки представить рис. V. 4 и V. 6 при соизмеримом масштабе. Рис. V. 4 является схематической диаграммой зависимости температура — состав системы метан—вода, взятой при давлении, несколько превышающем критическое давление чистого метана, которое встречается в газопроводах. Подобная диаграмма (рис, V. 6) была построена для системы вода—пропан, для давления несколько ниже критического давления чистого пропана. Это давление было выбрано для иллюстрации условий, при которых сосуществуют две жидкие и одна газовая фазы.

При однородном состоянии фазовый состав и состав смеси идентичны и имеют одно и то же значение. При двухфазном состоянии до стабилизации давления и температуры задается состав фаз. Все негоризонтальные сплошные линии на рис. V. 4 и V. 6 отражают эти составы. Трехфазное состояние системы определяется пограничными линиями, так как в этом случае правило фаз дает одну степень свободы, что приводит к един-

Рис. V. 6. Фазовая диаграмма пропано-вод-ной системы при давлениях ниже критического давления пропана [V. 39]

ственио возможной функциональной связи между давлением и температурой. Для указанных на рис. V. 4 и V. 6 точек, в которых одновременно присутствуют четыре фазы, значения давления, температуры и состава зависят от конкретных условий.

По рис. V. 4 для системы метан—вода можно определять фазовые превращения, происходящие во время охлаждения смеси А при постоянном давлении. Смесь находится в однофазном газовом состоянии до достижения точки 1. Фазовая граница, на которой находится точка 1, является точкой росы паров воды. При этой температуре однофазное состояние в виде жидкости достигается в точке 4. Дальнейшее охлаждение газожидкостной смеси до точки 2 вызывает образование дополнительной фазы — гидрата СН₄ • 5 3 /4Н₂0 [V. 14].

Дальнейший отвод тепла при постоянной температуре определяемой точки 2 приводит к исчезновению жидкой воды в точке 6, которая переходит в шдраты в точке 5, над которыми в равновесном состоянии находятся пары (точка 7). При низкой температуре равновесие М—L₂—Н может наступить в точке 3.

Метано-водная смесь другого состава вызовет фазовый переход при других условиях. Хотя такая фазовая диаграмма не может полностью представлять систему природный газ — вода, основные закономерности поведения такой системы сохраняются. Три фазы существуют в определенном диапазоне температур, но для данного газа при данном давлении равновесная температура может быть определена для начала двухфазных условий пар—жидкость. Подобным же образом трехфазные граничные условия для возникновения равновесия пар—жидкость — твердое вещество могут быть определены для данного газа [V. 21, V. 90]

§ 2. РАСТВОРИМОСТЬ ВОДЫ В ПРИРОДНЫХ ГАЗАХ И ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ В ВОДЕ

Здесь рассмотрены количественные данные по взаимной растворимости воды и углеводородов в растворах, вода в газе, вода в жидких углеводородах и углеводороды в воде.

Диапазон экспериментальных данных систем вода— углеводороды приведен в табл. V. 1. При определении фазового состояния необходимым условием является гермодинамическая непрерывность поведения в различных фазах, хотя все три растворителя рассматриваются отдельно. Определение содержания воды в газах является довольно сложным процессом, и поэтому вначале будут рассмотрены методы определения влаго-содержания.

1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

В настоящее время разработано большое количество методов определения влагосодержания природных газов. Каждый из методов применим в определенных условиях. Единого метода определения влагосодержания для любых условий пока не существует. В табл. V. 2 приведены некоторые методы, применяемые на практике. Из методов, перечисленных в табл. V. 2, будут рассмотрены следующие: 1) метод для определения точки росы паров воды при помощи прибора; 2) метод адсорбции твердыми поглотителями; 3) абсорбция жидкостью с последующим титрованием реагентом Карла Фишера (Karl Fischer),

Прибор для определения точки росы, созданный Горным бюро, широко применяется со времени его создания в 1938 г. [V. 22]. Прибор позволяет визуально определять температуру, при которой вода конденсируется из газа на посеребренное зеркало (рис. V. 7), что важно, поскольку при этом отражается фактическая равновесная температура насыщения газа для температур выше температуры гидратообразования. При температурах, не соответствующих равновесным условиям гидратообразования, прибор отражает условия мета-сгабильного равновесия между газом и жидкой водой.

На рис. V. 7 показан поперечный разрез прибора (без подводящих линий и источников охлаждения). Газ, входящий в аппарат через клапан А, отклоняется соплом В таким образом, что поток газа ударяется об охлажденное зеркало С. Зеркало охлаждается через медную охлаждающую штангу F путем испарения хладагента (пропана, углекислого газа и др.) в холодильнике G. Манометр и термометр используются для регистрации давления и температуры начала конденсации и образования тумана на посеребренном зеркале.

При отсутствии взаимодействующих веществ точность замеров температуры составляет от ±0,1 ниже 0°С и ±0,2 от 0 до —17° С (IV. 2). Прибор рассчитан на давление до 175 ат и температуру до —50° С при применении в качестве охладителя смеси сухого льда и ацетона [V. 78].

Дитон и Фрост (Deaton and Frost) с помощью этого прибора определили точку росы для нескольких природных газов при давлениях До 42 ат и температурах

Этилен — вода Пропан — вода

И зо бутан Бутан — вода

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Содержания водяных паров в природных газах

Природный газ газовых и газоконденсатных месторождений при пластовой температуре и давлении, наличии пластовой и связанной воды полностью насыщен парами влаги.

Извлечение газа из пласта в процессе эксплуатации месторождений приводят к снижению давления и температуры на всем пути движения газа:

Изменение термодинамических свойств в процессе эксплуатации ведет к выпадению из природного газа капельной влаги. Капельная влага снижает пропускную способность трубопроводов и промысловых сооружений, ведет к образованию гидратов, накоплению их и даже полному перекрытию проходного сечения труб и арматуры, интенсифицирует процессы коррозии в присутствии агрессивных компонентов.

Количественное содержание паров влаги в природном газе характеризуется следующими параметрами.

В практике определения влагосодержания природных газов используются следующие методы: конденсационный, электролитический, абсорбционный, массовый.

КОНДЕНСАЦИОННЫЙ МЕТОД

Определение содержания водяных паров в природных газах проводится в соответствии с ГОСТ 20060-83.

Для проведения замеров, например, гигрометром 8Ш 31 в измерительную камеру гигрометра направляют поток испытуемого газа со скоростью 1-3 л/мин, измеренный при атмосферном давлении при полностью открытом впускном вентиле гигрометра. При помощи хладоагента (двуокись углерода, азот, пропан-бутановая смесь) снижают температуру металлического зеркала со скоростью не выше 2°С/мин. По мере приближения к предполагаемой температуре точки росы, скорость охлаждения снижают до 0,5 О С/мин. Наблюдая за поверхностью зеркала, определяют температуру начала конденсации паров воды визуально по его помутнению. Затем отключают охлаждение и при нагреве зеркала в момент его прояснения определяют температуру испарения росы. Измерения температур начала конденсации и испарения росы повторяют не менее 3-х раз, при этом также определяют давление в измерительной камере гигрометра. На основании этих замеров рассчитывают средние значения температур конденсации и испарения по формулам:

Если расхождение полученных значений не превышает 3°С, вычисляют точку росы влаги:

t р = ( t к ср + t и ср ) / 2. (4.8.)

W 0,6 = 101,325 А / Р + В, (4.9)

Значения коэффициентов А и В для природных газов относительной плотности 0.6

Источник

Влажность природного газа. Точка “росы” газа по влаге.

Количество влаги в МГП зависит от качества подготовки газа к транспорту.

В МГП транспортируемый газ может насыщаться влагой, оставшейся в ГП после гидравлических испытаний или ремонтных работ на ГП.

Содержание влаги в газе характеризуется относительной и абсолютной влажностью.

Точкой росы по влаге является температура ( о С), выше которой при определённом давлении не происходит конденсация паров воды из газа.

Равновесное влагосодержание газа может определяться по уравнению Бюкачека:

А – влагоёмкость идеального газа при Рат, г/м 3 ;

11.Определение зоны образования гидратов в ГП.

Для образования гидратов необходимо наличие капельной воды и определённый термодинамический режим внутри ГП. Наличие воды в жидкой фазе хотя и является обязательным условием, но не достаточным для образования гидратов.

Условия гидратообразования можно рассчитать по следующим уравнениям:

1) при положительных температурах гидратообразования: t_г=18,47*lgP – B + 18,65

где t_г-равновесная температура гидратообразований, о С; Р-равновесное давление гидратообразований (ГО), МПа; В, В ₁-эмпирические коэффициенты, значения которых зависят от приведенной плотности газа.

График определения зоны возможного гидратообразования в МГП

Зону возможного гидратообразования в МГП определяют след. образом:

Для данного участка ГП строят кривые изменения давления (1), кривую изменения температуры (2), и используют формулы или график гидратообразования зависимости температуры от давления, наносят на этот график линию равновесной температуры гидратообразования (3) для данного участка ГП.

Кроме основных условий гидратообразования существуют и побочные: турбулентность движения газа; повороты Гп; сужения ГП и т.д.(т.е. те факторы, которые приводят к перемешиванию потока).

12. Методы предупреждения и борьбы с гидратообразованием.

Гидраты углеводородов газов являются неустойчивыми хим. соединениями углеводородов с водой, существующими при определенных давлениях и температурах, при отсутствии хотя бы одного из условий, гидраты самопроизвольно разрушаются.

Методы предупреждения образования гидратов:

1) Осушка газа на промыслах.

2) Поддержание температуры газа выше температуры гидратообразования, путём предварительного подогрева газа;

3) Снижение давления газа в ГП ниже равновесного давления образования гидратов.

4) Добавление ингибиторов в ГП гидратообразования (метиловый спирт, хлористый кальций). Введение в поток газа ингибиторы гидратообразования частично поглощают водяные паря и переводят их в раствор, не образующий гидратов или образующий его при более низких температурах.

Методы борьбы с гидратами:

1) Снижение давления газа в ГП ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применяют в качестве аварийного, при закупорке ГП гидратной пробкой. Ликвидация гидратов путём снижения давления связана с выбросом газа в атмосферу или снижением пропускной способности ГП. При ликвидации гидратной пробки участок ГП отключают, освобождают от газа, перепуская его в соседний ГП, либо стравливают в атмосферу, давление снижают до тех пор, пока температура гидратообразования не станет ниже температуры газа, в результате чего гидратная пробка разрушится;

2) Наиболее широко, в качестве метода борьбы с гидратообразованием, применяют ввод в ГП ингибиторов, т.е. веществ, препятствующих гидратообразованию.

13.Определение количества метанола для предотвращения образования гидратов.

Точка росы газа t_тр ; производительность ГП q; среднее давление в ГП Р_ср; минимальная температура в ГП t_мин ; относительная плотность газа по воздуху D.

1) определение влагосодержания газа в₁ (г/м 3 ), поступающего в МГ при Р_ср и t_тр

2) определение в₂ (г/м 3 ), при Р_ср и t_мин.

3) определяем количества воды, выпавшей в ГП за сутки: q_в=(в₁-в₂)*q

4) определяем равновесную температуру гидратообразования (по Рср и D) t_г:

4.1) при положительных температурах гидратообразования: t_г=18,47*lgP – B + 18,65

где t_г-равновесная температура гидратообразований, о С; Р-равновесное давление гидратообразований (ГО), МПа; В, В ₁-эмпирические коэффициенты, значения которых зависят от приведенной плотности газа.

Вводимый в МГ ингибитор гидратообразования (метанол) расходуется на насыщение газовой фазы и растворяется в водном растворе и углеводородном конденсате, образовавшихся в ГП при изменении термодинамических параметров. Отсюда необходимое количество ингибитора равно: Gм = Gв + Gг + Gк, где Gм – удельный расход закачиваемого в ГП метанола; Gв – удельное количество метанола насыщенного водного раствора; Gг – удельное количество метанола для насыщения газовой фазы; Gк – удельное количемство метанола для растворения в жидкой углеводородной фазе.

6) по графику определяем содержание метанола в воде для понижения температуры гидратообразования М_ж (D t_г);

7) определяем кол-во метанола для насыщения водного раствора:

8) определяем кол-во метанола для насыщения газа G_г = 0,001·а·М_ж, где а – отношение содержания метанола в газе, необходимое для насыщения газа к концетрации метанола в жидкости.

9) Общий удельный расход метанола

G_м = Gв + Gг и суточный расход G_м сут = Gм*q.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Источник

Что такое влагосодержание газа

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ

Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги

Natural combustible gases. Methods for determining water vapour content and dew-point of moisture

Дата введения 1984-07-01

1. РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством газовой промышленности СССР

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 14.07.83 N 3256

4. Соответствует СТ СЭВ 3764-82

5. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

Обозначение НТД, на который дана ссылка

Номер пункта, подпункта

6. Ограничение срока действия снято по протоколу Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (ИУС 2-93)

7. ИЗДАНИЕ с Изменением N 1, утвержденным в декабре 1988 г. (ИУС 2-89)

Настоящий стандарт распространяется на природные углеводородные газы, поступающие с промысловых установок подготовки газа и газоперерабатывающих заводов в газопроводы, газы, транспортируемые по магистральным газопроводам и поставляемые потребителям, и устанавливает три метода определения количества водяных паров и точки росы влаги: конденсационный, электролитический и абсорбционный.

Стандарт не распространяется на природные газы, поступающие с установок, где в качестве абсорбента используется метанол и другие растворимые спирты для конденсационного и электролитического методов.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1. КОНДЕНСАЦИОННЫЙ МЕТОД

1.1. Сущность метода

Метод заключается в измерении температуры равновесия между образованием и испарением росы на поверхности металлического зеркала, контактирующей с анализируемым газом. Метод применяется для определения температуры точки росы влаги в газах, не содержащих капельной жидкости и точка росы углеводородов которых не превышает точки росы влаги более чем на 5 °С.

Пробы отбирают по ГОСТ 18917, непосредственно присоединяя прибор к источнику анализируемого газа.

В пробоотборных линиях не должно быть конденсации паров и их десорбции со стенок пробоотборных линий. Для этого температура на пробоотборной линии должна быть не менее чем на 3 °С выше предполагаемой температуры точки росы газа. Перед анализом пробоотборную линию и линию прибора продувают осушенным газом. При необходимости пробоотборную линию теплоизолируют или нагревают.

1.3. Аппаратура, материалы и реактивы

1.3.1. Гигрометр конденсационный, позволяющий измерять температуру точки росы при фактических давлениях газа в пункте измерения и удовлетворяющий следующим требованиям:

пределы измерения температуры точки росы должны быть от минус 40 °С до плюс 20 °С;

возможность эксплуатации и транспортирования прибора при температуре окружающей среды от плюс 40 °С до минус 40 °С;

охлаждение зеркала от плюс 30 °С до минус 50 °С не более 15 мин;

нагрев зеркала от минус 50 °С до плюс 30 °С не более 15 мин;

точность измерения температуры зеркала ±0,5 °С.

Примечание. Для измерения температуры точки росы выше 0 °С допускается применять гигрометры, работающие при давлении, близком к атмосферному.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1.3.2. Манометр образцовый с пределом измерения 10 МПа, классом точности не ниже 0,6.

1.3.3. Термометр с диапазоном измерения от плюс 20 °С до минус 60 °С и ценой деления шкалы 0,5 °С.

1.3.4. Барометр мембранный или ртутный чашечный типа СРА.

Применяют также охлаждение зеркала при помощи термоэлектрического эффекта (эффекта Пельтье).

1.3.4-1.3.6. (Измененная редакция, Изм. N 1).

1.3.7. Сита молекулярные (цеолиты) 4 или силикагель.

1.3.8. Кальций хлористый гранулированный безводный или магний хлорнокислый (ангидрон).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1.3.10. Вата стеклянная.

1.4. Подготовка к испытанию

1.4.1. Гигрометры для стационарных измерений устанавливают в отапливаемом помещении. Переносные гигрометры допускается устанавливать вне помещения.

1.4.2. Газовые линии гигрометра и пробоотборной системы проверяют на герметичность измерением падения давления в замкнутой системе.

1.4.3. Поверхность измерительного зеркала гигрометра тщательно промывают растворителем.

1.4.4. Пробоотборную линию не менее 10 мин продувают испытуемым газом.

1.4.6. На линии охлаждающего газа устанавливают емкость с активированным нагревом до температуры 300 °С молекулярными ситами или силикагелем.

1.4.7. Включение и подготовку прибора к работе проводят в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации.

1.4.8. Для регулирования скорости охлаждения и испарения рекомендуется перед испытанием проводить ориентировочные измерения.

1.5. Проведение измерения

1.5.1. В измерительную камеру гигрометра направляют поток испытуемого газа со скоростью 1-3 дм /мин, измеренной при атмосферном давлении при полностью открытом впускном вентиле гигрометра. Скорость регулируют выпускным вентилем так, чтобы давление в измерительной камере соответствовало давлению в контролируемой системе.

1.5.2. Впускают хладагент и снижают температуру зеркала со скоростью, не превышающей 2 °С в мин. По мере приближения к предполагаемой температуре точки росы скорость охлаждения снижают до 0,5 °С в мин. Наблюдая за поверхностью зеркала, определяют температуру начала конденсации воды визуально или автоматически в зависимости от конструкции прибора.

1.5.3. Отключают охлаждение и при нагреве зеркала определяют температуру испарения росы с поверхности зеркала.

1.5.4. Измерение температур начала конденсации и испарения росы повторяют не менее трех раз. Одновременно определяют давление газа в измерительной камере.

1.6. Обработка результатов

1.6.1. На основании трех измерений вычисляют средние значения температур конденсации и испарения. Если расхождения полученных значений не превышают 3 °С, вычисляют точку росы влаги. В противном случае определение точки росы данным методом не проводят.

1.6.2. Точку росы ( ) в градусах Цельсия вычисляют по формуле

, (1)

— среднее значение температуры испарения, °С.

1.6.3. Концентрацию водяных паров в газе ( ) при температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа в г/м вычисляют по формуле

(2)

— абсолютное давление испытуемого газа в измерительной камере, кПа;

— коэффициент зависимости содержания воды от температуры точки росы влаги и состава газа.

Коэффициенты и определяют по табл.1 приложения. Промежуточные значения коэффициентов находят интерполяцией.

Источник