содержание   ..  60  61  62  63  64  65  66  67  68  69  70  ..

Москва 2010

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ТЕПЛОИЗОЛЯЦИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В ГАЗОИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЯХ

СТО Газпром 5.33-2010

Издание официальное

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Открытое акционерное общество «Газавтоматика» Открытого акционерного общества «Газпром»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

Москва 2010

Предисловие

1. РАЗРАБОТАН

   
    

2. ВНЕСЕН

   
    

3. УТВЕРЖДЕН

   И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

   
    

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Открытым акционерным обществом «Газавтоматика» Открытого акционерного общества «Газпром»

Управлением метрологии и контроля качества газа и жидких углеводородов Департамента автоматизации систем управления технологическими процессами

ОАО «Газпром»

распоряжением ОАО «Газпром» от 22 января 2010 г. № 13

© ОАО «Газпром», 2010

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2010

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

1. Область применения 1

2. Нормативные ссылки 1

3. Термины, определения, обозначения и сокращения 2

   1. Термины и определения 2

   2. Условные обозначения 2

   3. Сокращения 4

4. Общие положения 5

   1. Этапы определения необходимости теплоизоляции

      и достаточности ее толщины 5

   2. Условие, определяющее необходимость теплоизоляции

      и достаточность ее толщины 5

   3. Указания по определению физических параметров 6

5. Расчет абсолютной погрешности измерений температуры,

   обусловленной теплообменом термоприемника 7

6. Расчет погрешности, обусловленной теплообменом стенки

   измерительного трубопровода 9

   1. Методы расчета погрешности, обусловленной теплообменом стенки

      измерительного трубопровода 9

   2. Формулы для расчета коэффициента теплопередачи 11

7. Расчет результирующей дополнительной погрешности

   и определение толщины теплоизоляции 17

8. Требования к оснащению измерительных трубопроводов теплоизоляцией 19

9. Расчет результирующей относительной дополнительной погрешности измерений температуры газа при размещении термоприемника после

   стандартной диафрагмы 20

   1. Основные положения 20

   2. Формулы для расчета погрешности, обусловленной теплообменом

      стенки измерительного трубопровода 22

      Приложение А (справочное) Коэффициенты теплового излучения 25

      Приложение Б (рекомендуемое) Блок-схема алгоритма расчета результирующей дополнительной погрешности и толщины теплоизоляции 26

      Приложение В (справочное) Примеры расчета по алгоритму 32

      Библиография 43

      III

      Введение

      
       

      Основанием для разработки настоящего стандарта «Теплоизоляция измерительных трубопроводов в газоизмерительных станциях» являются пункт 4.1 Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006–2010 гг. (№ 01-106 от 11.10.2005) и Программа научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2008 г. № 01-21 от 14 февраля 2008 г., утвержденная Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером.

      Основной целью разработки данного стандарта является создание методики для определения необходимости теплоизоляции и достаточности ее толщины при измерениях температуры газа на узлах измерений расхода и количества газа.

      Настоящий стандарт устанавливает методику расчета, которая на основе математического моделирования процессов теплообмена и численных расчетов позволяет оценивать величину дополнительной погрешности измерений температуры газа, обусловленную неравенством температур газа и окружающего воздуха, дает возможность определить ее предел и рассчитать толщину теплоизоляции, которая обеспечит значение дополнительной погрешности в установленных пределах для различных условий эксплуатации узла измерений.

      Методика расчета учитывает разность температур газа и окружающего воздуха, скорость потока природного газа, скорость ветра, наличие влаги на наружной поверхности трубопровода (вследствие атмосферных осадков или образования конденсата). Для случаев измерений расхода и количества газа с помощью стандартной диафрагмы при размещении преобразователя температуры после нее методика учитывает положения рекомендации МИ 3130-2008 [1].

      Данная методика может быть использована для узлов измерений расхода и количества газа с помощью стандартных сужающих устройств и осредняющих напорных трубок, а также турбинных, ультразвуковых, вихревых, камерных (ротационных, мембранных и др.) преобразователей расхода.

      В разработке настоящего стандарта участвовал авторский коллектив: В.С. Горбенко, А.А. Личко, В.Я. Суслов, М.В. Петров (ОАО «Газавтоматика»).

      СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

      
       

      

      ТЕПЛОИЗОЛЯЦИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В ГАЗОИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЯХ

      
       

      

      
       

      Дата введения – 2010-12-30

      
       

      1. Область применения

         
          

         1. Настоящий стандарт устанавливает методику расчета дополнительной погрешности измерений температуры природного газа (далее – газа), обусловленной теплообменом природного газа с окружающим воздухом, и, при необходимости ее снижения, толщины теплоизоляции участков наибольшего влияния теплообмена.

         2. Стандарт предназначен для применения при проектировании узлов измерений дочерних обществ ОАО «Газпром».

            
             

      2. Нормативные ссылки

         
          

         В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 8.586.1-2005 Государственная система обеспечения единства измерений.

         Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования

         ГОСТ 21.405-93 Система проектной документации для строительства. Правила выполнения рабочей документации тепловой изоляции оборудования и трубопроводов

         ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема

         ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов переработки

         ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

         ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния

         
          

         

         Издание официальное

         Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

         
          

      3. Термины, определения, обозначения и сокращения

         
          

         1. Термины и определения

            В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

            1. измерительный трубопровод: Участок трубопровода, геометрические характеристики которого, а также размещение на нем средств измерений и вспомогательного оборудования регламентированы нормативными документами, устанавливающими требования к выполнению измерений расхода и объема газа.

            2. термоприемник: Термометр или первичный преобразователь температуры с защитной гильзой (при ее наличии).

            3. участок наибольшего влияния теплообмена: Участок измерительного трубопровода,

               где теплообмен потока газа в трубопроводе с окружающим воздухом оказывает наибольшее влияние на погрешность измерений расхода и количества газа.

               П р и м е ч а н и е – Участок наибольшего влияния теплообмена включает преобразователи расхода и температуры, участок между ними, а также участки, прилегающие к преобразователям расхода и температуры, длиной, равной пяти условным проходам измерительного трубопровода для сужающих устройств и одному условному проходу для других типов преобразователей расхода.

            4. наружная поверхность: Наружная поверхность трубопровода или слоя теплоизоляции, которая находится в непосредственном контакте с воздухом.

            5. сухая наружная поверхность: Наружная поверхность при отсутствии атмосферных осадков или конденсата паров воды окружающего воздуха.

            6. влажная наружная поверхность: Наружная поверхность при наличии атмосферных осадков или конденсата паров воды окружающего воздуха.

      1. Условные обозначения

         Основные условные обозначения, применяемые в настоящем стандарте, приведены в таблице 1.

         

         Та б л и ц а 1 – Условные обозначения

         
          

         Условное обозначение	Наименование величины	Единица физической величины
         А	Коэффициент дополнительного теплообмена через опоры трубопровода	1
         ср	Изобарная удельная теплоемкость	Дж/(кг  К)
         d	Диаметр отверстия диафрагмы	м
         Dт	Наружный диаметр термоприемника	м
         D	Внутренний диаметр измерительного трубопровода	м
         DИТ	Наружный диаметр измерительного трубопровода	м
         DN	Условный проход измерительного трубопровода	м
         g	Ускорение свободного падения	м/с2
         Gr	Число Грасгофа	1
         Ктп	Линейный коэффициент теплопередачи	Вт/(м  К)
         К	Коэффициент сжимаемости газа	1
         l т	Глубина погружения термоприемника в измерительный трубопровод	м
         l тч	Длина чувствительного элемента термометра	м
         p	Абсолютное давление	Па
         Pr	Число Прандтля	1
         qс	Объемный расход, приведенный к стандартным условиям по ГОСТ 2939	м3/с
         Re	Число Рейнольдса	1
         Shu	Число Шухова	1
         t	Температура	С
         T	Абсолютная (термодинамическая) температура: Т = 273,15 + t	К
         u	Скорость среды	м/с
         х	Координата вдоль трубопровода, отсчитываемая от места размещения преобразователя расхода в направлении потока газа	м
         w	Средняя линейная плотность теплового потока	Вт/м
         W	Тепловой поток	Вт
         	Коэффициент теплоотдачи	Вт/(м2  К)
         	Относительный диаметр отверстия сужающего устройства	1
         v	Температурный коэффициент объемного расширения	1/К
         	Относительная погрешность результата измерений	%
         Δp	Перепад давления на диафрагме	Па
         н	Коэффициент теплового излучения наружной поверхности	1
         т	Коэффициент теплового излучения наружной поверхности термоприемника	1
         	Коэффициент интенсификации теплообмена	1
         	Теплопроводность материала	Вт/(м2  К)

         Окончание таблицы 1

         
          

         Условное обозначение	Наименование величины	Единица физической величины
         	Динамическая вязкость среды	Па  с
         	Плотность среды при рабочих условиях	кг/м3
         с	Плотность среды при стандартных условиях по ГОСТ 2939	кг/м3
         	Толщина теплоизоляции	м
         т	Толщина стенки термоприемника	м
         	Относительная влажность воздуха	1
         	Показатель адиабаты газа	1
         Примечание – Остальные обозначения указаны непосредственно в тексте.

         Знак « – » (черточка над обозначением величины) означает среднее значение величины либо значение величины, рассчитанное при средних значениях аргументов.

         Индексы, входящие в условные обозначения величин, относят к обозначениям параметров:

         в – окружающего воздуха;

         вн – внутренней поверхности измерительного трубопровода; г – газа;

         гп – газа в месте размещения первичного преобразователя расхода; гт – газа в месте размещения термоприемника;

         и – излучения; из – изоляции;

         ит – стенки измерительного трубопровода; н – наружной поверхности;

         р – температуры, регистрируемой преобразователем температуры; т – термоприемника.

         Остальные индексы поясняются непосредственно в тексте.

         
          

      2. Сокращения

      В настоящем стандарте использованы следующие сокращения: ИТ – измерительный трубопровод;

      НД – нормативная документация;

      ПР – преобразователь расхода газа (расходомер и/или счетчик); СУ – сужающее устройство;

      УНВ – участок наибольшего влияния теплообмена.

      1. Общие положения

         
          

         1. Этапы определения необходимости теплоизоляции и достаточности ее толщины

            Процедура определения необходимости теплоизоляции и достаточности ее толщины включает следующие этапы:

            • установление предела допускаемой относительной дополнительной погрешности измерений температуры, обусловленной разностью температуры газа и окружающего воздуха;

            • расчет погрешности, обусловленной теплообменом стенки ИТ;

            • расчет погрешности, обусловленной теплообменом термоприемника;

            • расчет результирующих абсолютной и относительной дополнительных погрешностей, обусловленных разностью температуры газа и окружающего воздуха;

            • установление необходимости теплоизоляции;

            • определение толщины теплоизоляции (в случае ее необходимости).

              
               

         2. Условие, определяющее необходимость теплоизоляции и достаточность ее толщины

            1. Условие, определяющее возможность использования ИТ без теплоизоляции, а также достаточность толщины рассматриваемой теплоизоляции, которым руководствуются при проведении расчета, имеет следующий вид:

                (4.1)

               где Δт – результирующая абсолютная дополнительная погрешность измерений температуры, обусловленная разностью температуры газа и окружающего воздуха;

               ΔТпп – предел допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений температуры, обусловленной разностью температуры газа и окружающего воздуха.

            2. Значение ΔТпп при измерениях расхода и количества газа с помощью СУ

               и осредняющих напорных трубок на коммерческих узлах измерений принимают равным 0,3 С.

               При измерениях расхода и количества газа значение ΔТпп вычисляют по формулам:

               

               • при применении СУ и осредняющих напорных трубок на технологических узлах измерений

                 (4.2)

               • при применении турбинных, ультразвуковых, вихревых и ротационных ПР

                 
                  

                 

                 (4.3)

                 
                  

                 с

                  

                 где Тг – температура газа, при которой выполняют расчет q .

                 q

                  

                  – предел допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода,

                 пп

                 приведенного к стандартным условиям;

                 q

                  

                  – максимальная относительная погрешность измерений объемного расхода, при-

                 c

                 веденного к стандартным условиям, без учета составляющей погрешности, обусловленной разницей температуры газа и окружающего воздуха.

                 Температуру Тг принимают равной температуре газа, при которой имеет место максимальная разность температур воздуха и газа | Тв – Тг | (см. 7.1).

                 q

                  

                 Значение 

                 пп

                 должно соответствовать требованиям, указанным в соответствующих

                 технических регламентах, правовых нормативных актах федеральных органов исполнительной власти, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, национальных стандартах, стандартах организации или других НД, содержащих нормы погрешностей измерений расхода газа.

                 q

                  

                 Значение 

                 c

                 давления.

                 рассчитывают при температуре Тг и минимальных значениях расхода и

            3. При расчете значения абсолютной дополнительной погрешности измерений температуры газа ΔТ учитывают следующие составляющие:

               • обусловленную теплообменом термоприемника, ΔТт (см. 5.1);

               • обусловленную теплообменом стенки ИТ, ΔТх (см. 6.1).

1. Значение Δт учитывают при оценке погрешности измерений температуры газа.

1. Указания по определению физических параметров

   Перечень нормативной документации, рекомендуемой для выполнения расчета используемых параметров газа, приведен в таблице 2.

   Та б л и ц а 2 – Рекомендуемые НД для расчета физических параметров газа

   
    

   Наименование параметра	Значение параметра
   Плотность газа г	По ГОСТ 30319.2
   Вязкость газа г	По ГОСТ 30319.1 или ГОСТ 30319.3
   Теплоемкость газа срг	По ГОСТ 30319.3
   Теплопроводность газа г	По ГСССД 195-2001 [2]
   Показатель адиабаты газа 	По ГОСТ 30319.1 или ГОСТ 30319.3

1. Расчет абсолютной погрешности измерений температуры, обусловленной теплообменом термоприемника

   1. Составляющую абсолютной погрешности измерений температуры газа, обусловленную теплообменом термоприемника, представляющую разность температуры газа (Тр), регистрируемой преобразователем температуры, и температуры газа (Тгт) в месте размещения термоприемника:

      
       

      рассчитывают по формуле

      ΔТт = Тр – Тгт, (5.1)

      
       

      ΔТт = ΔТтт – ΔТти, (5.2)

      
       

      где ΔТтг – абсолютная погрешность измерений температуры, обусловленная теплопроводностью термоприемника;

      ΔТти – абсолютная погрешность измерений температуры газа, обусловленная теплообменом между термоприемником и стенкой ИТ за счет излучения.

   2. Значение ΔТтт вычисляют по формуле

      
       

       (5.3)

      
       

      где sh(blтч), ch(blт) – гиперболические синус и косинус от произведений blтч и blт соответственно;

      l т– глубина погружения термоприемника в ИТ;

      lтч – длина чувствительного элемента термометра, м;

      T0 – температура термоприемника в месте контакта со стенкой ИТ.

      Если чувствительный элемент сосредоточен на конце термометра и имеет малые размеры (lтч  0), то в формуле (5.3) принимают sh(blтч)/blтч = 1.

      Температуру Т0 определяют согласно 5.4.

      Коэффициент b определяют по формуле

      
       

       (5.4)

      где т – коэффициент теплоотдачи термоприемника, Вт/(м2  К);

      т – теплопроводность материала термоприемника, Вт/(м  К).

      Коэффициент т определяют по одной из следующих формул:

      
       

      при 5 < Reт  103  (5.5)

      при 103 < Reт  2  105,  (5.6)

      при 2  105 <Reт  2  106,  (5.7)

      где  – число Рейнольдса для термоприемника;

       – число Прандтля;

       – скорость потока газа в месте размещения термоприемника, м/с;

       – поправочный коэффициент, учитывающий влияние наклона термоприемника при его установке к потоку под углом отличным от 90.

      ,

       

      Значения величин г, г, срг

      г, входящих в формулы (5.5) – (5.7) определяют в соот-

      ветствии с требованиями НД, приведенных в таблице 2 (см. (4.3)), при температуре (см. 7.1) и минимальном значении давления.

      Коэффициент  определяют по формуле

       = 1 0,54  cos2 , (5.8)

      
       

      где  – угол наклона термоприемника относительно горизонтали ( = 90 – соответствует вертикальному расположению термоприемника),  (градус).

   3. Значение ΔТти определяют по формуле

       (5.9)

      где С = 5,67  10-8 Вт/(м2  К4) – постоянная Стефана – Больцмана;

      т – коэффициент теплового излучения наружной поверхности термоприемника (см. приложение А).

      

   4. Значение температуры Т0 рассчитывают по формуле

      
       

      (5.10)

      где ИТ – толщина стенки ИТ;

      Tвн – температура внутренней поверхности ИТ;

      с1, с2 – коэффициенты, определяемые по формулам

      
       

      

      
       

      

      где ИТ – теплопроводность материала стенки ИТ, Вт/(м  К); th(blт) – гиперболический тангенс от произведения blт;

      Rк – термическое сопротивление в месте контакта термоприемника со стенкой ИТ, м2  К /Вт.

      Толщину стенки ИТ ИТ полагают равной (Dит – D)/ 2. Температуру Tвн определяют согласно 6.2.10.

      Термическое сопротивление Rк принимают равным 0,0017 м2  К /Вт.

      
       

2. Расчет погрешности, обусловленной теплообменом стенки измерительного трубопровода

   
    

   1. Методы расчета погрешности, обусловленной теплообменом стенки измерительного трубопровода

      1. Составляющую абсолютной погрешности измерений температуры газа, обусловленную теплообменом стенки ИТ, представляющую разность температуры газа (Тгт) в месте

         расположения термоприемника и температуры газа в месте расположения ПР (Тгп):

         ΔТх = Тгт – Тгп, (6.1)

         рассчитывают в зависимости от типа ПР и того, где установлен термоприемник: до или после него.

      2. При использовании турбинных, ультразвуковых, вихревых, камерных ПР и осредняющих напорных трубок, СУ независимо от места расположения термоприемника относительно ПР, за исключением случая, когда термоприемник размещен после стандартной диафрагмы, ΔТх определяют по формуле

         ΔТх = (Тгт – Тв)(1 – еShu), (6.2)

         где Тгт – температура газа в месте расположения термоприемника, К;

         Тв– температура окружающего воздуха, К;

         
          

         

         – число Шухова;

         
          

         хт– координата положения термоприемника относительно ПР, м1);

         Kтп – линейный коэффициент теплопередачи (далее – коэффициент теплопередачи), Вт/(м  К).

      3. При установке термоприемника после стандартной диафрагмы ΔТx определяют в

         соответствии с алгоритмом, изложенным в разделе 9. Расчетная область условно поделена на 3 участка: с отрывным течением и вихревой областью до диафрагмы, с отрывным течением и вихревой областью после диафрагмы и с развитым турбулентным течением. На участках с отрывным течением и вихревой областью до и после диафрагмы методика учитывает положения рекомендации МИ 3130-2008 [1].

         На участке с развитым турбулентным течением расчет ΔТx выполняют по формуле (6.2).

      4. Если ПР находится в помещении, а термоприемник на открытом воздухе или под

навесом или наоборот, то расчет ΔТx выполняют в следующем порядке:

а) рассчитывают погрешность, обусловленную теплообменом стенки ИТ, считая, что УНВ расположен целиком в помещении;

б) рассчитывают погрешность, обусловленную теплообменом стенки ИТ, считая, что УНВ расположен целиком на открытом воздухе или под навесом;

в) вычисляют ΔТx по формуле

 (6.3)

где ΔТxа – погрешность, обусловленная теплообменом стенки ИТ, при условии, что УНВ расположен целиком в помещении;

ΔТxб – погрешность, обусловленная теплообменом стенки ИТ, при условии, что УНВ расположен целиком на открытом воздухе или под навесом;

lа – длина участка ИТ между ПР и термоприемником, расположенного в помеще-

нии;

lб – длина участка ИТ между ПР и термоприемником, расположенного на открытом

воздухе или под навесом.

1) Если х1< 0, то термоприемник расположен до ПР, если х1 > 0 – после ПР.

1. Формулы для расчета коэффициента теплопередачи

   

   1. Коэффициент теплопередачи определяют по формуле

      
       

      (6.4)

      
       

      
       

      где А – коэффициент дополнительного теплообмена, зависящий от вида крепления ИТ;

      *

       

      вн – коэффициент теплоотдачи, определяющий теплообмен между внутренней поверхностью ИТ и газом с учетом интенсификации теплообмена, вызванной искажением кинематической структуры потока в ПР, Вт/(м2  К);

      н – коэффициент теплоотдачи, определяющий теплообмен между наружной поверхностью ИТ и воздухом, Вт/(м2  К);

      ИТ – теплопроводность материала стенки ИТ, Вт/(м  К);

      из – теплопроводность материала теплоизоляции, Вт/(м  К).

      Значения ИТ углеродистой и нержавеющей сталей принимают равными, соответственно, 47 Вт/(м  К) и 17 Вт/(м  К).

      Примечание — Дополнительный теплообмен, обусловленный наличием на УНВ дренажных или продувочных отверстий и дополнительного термоприемника, расположенного между ПР и основным термоприемником, ввиду его малости формула (6.4) не учитывает.

   2. Значения коэффициента дополнительного теплообмена А в зависимости от вида крепления ИТ на УНВ в соответствии с требованиями СП 41-103-2000 [3] приведены в таблице 3.

      Та блица 3 – Коэффициент дополнительного теплообмена в зависимости от вида крепления ИТ на УНВ

      
       

      Вид крепления УНВ			Коэффициент А
      Подвесные опоры			1,05
      Опоры	D	< 150 мм	1,20
      	D	 150 мм	1,15
      Отсутствие подвесок или опор на УНВ			1,00

      
       

      вн

       

   3. Величину коэффициента теплоотдачи *

      определяют по формуле

      *

       

      вн = вн, (6.5)

      где  – коэффициент интенсификации теплообмена, вызванной искажением кинематической структуры потока в ПР;

      вн – коэффициент теплоотдачи, определяющий теплообмен между внутренней поверхностью ИТ и газом при его равномерном течении, Вт/(м2  К).

      Значения коэффициента  при использовании наиболее распространенных типов ПР приведены в таблице 4.

      Та блица 4 – Значения коэффициента интенсификации теплообмена

      
       

      Преобразователь расхода	Коэффициент  при установке термоприемника
      	перед ПР	после ПР
      С диафрагмой	1	*
      С соплами ИСА 1932		1,5
      С эллипсными соплами
      С соплами Вентури
      Врезной турбинный
      Врезной вихревой
      Ротационный
      С трубами Вентури		1,2
      С осредняющей трубкой		1
      Ультразвуковой
      * Интенсификация теплообмена после диафрагмы учитывается методом, изложенным в разделе 9.

      
       

   4. Коэффициент вн рассчитывают по формуле

      вн = 0,021Re0,8  Pr0,43  г / D, (6.6)

      

      где  – число Рейнольдса;  – число Прандтля;

      – скорость потока газа в ИТ, м/с.

      
       

      ,

       

      Значения величин г, г, срг

      г определяют при температуре Тг (см. 7.1) и мини-

      мальном значении давления в соответствии с требованиями НД, приведенных в таблице 2 (см. (4.3)).

   5. Коэффициент теплоотдачи н в случае сухой наружной поверхности определяют по формуле

      н = нк + ни, (6.7)

      где нк – коэффициент теплоотдачи, определяющий теплообмен между наружной поверхностью ИТ и воздухом, обусловленной конвекцией и теплопроводностью, Вт/(м2  К);

      ни – коэффициент обусловленной излучением теплоотдачи, определяющий теплообмен между наружной поверхностью ИТ и воздухом, Вт/(м2  К).

      Формулы для расчета нк и ни приведены в 6.2.6 и 6.2.9.

      В случае влажной наружной поверхности трубопровода коэффициент теплоотдачи определяют по формуле

       (6.8)

      где c – безразмерный коэффициент, зависящий от ориентации ИТ;

      l – характерный размер ИТ, м;

      к – плотность воды, кг/м3;

      к – коэффициент теплопроводности воды, Вт/(м  К);

      к – динамическая вязкость воды, Па  с;

      tн – температура наружной поверхности ИТ, C;

      t*

       

      н – температура конденсата, C;

      рнп – давление насыщенных водяных паров при температуре tв, кПа;

      ра – атмосферное давление, кПа.

      Коэффициент c для горизонтального трубопровода принимают равным 0,72, для вертикального – 1,15.

      Для горизонтального трубопровода l = DИТ + 2 , для вертикального l = h, где h – высота вертикального участка трубопровода в помещении, м.

      При расчетах н по формуле (6.8) допускается принимать:

      к = 1000 кг/м3;

      к = 0,58 Вт/(м  К);

      к = 0,001 Па  с.

      Температуру tн рассчитывают согласно (6.2.10).

      
       

      

      
       

      Температура конденсата и условие его наличия на наружной поверхности ИТ приводится в 6.2.11.

   6. Коэффициент теплоотдачи нк вычисляют по следующим формулам:

      для горизонтальных участков ИТ, расположенных в закрытом помещении, при 103 < GrPrв < 109

      

      (6.9)

      

      при GrPrв  109

      
       

      (6.10)

      
       

      

      для вертикальных участков ИТ, расположенных в закрытом помещении, при 103<GrPrв<109

      
       

      

      при GrPrв  109

      (6.11)

      
       

      (6.12)

      
       

      

      для участков ИТ, расположенных на открытом воздухе или под навесом в любом положении, при 5 <Reн  103

      
       

      
       

      

      при 103 <Reн  2  

      
       

      

      при 2   <Reн  106

      (6.13)

      
       

      (6.14)

      
       

      (6.15)

      
       

      где Dн = DИТ + 2 – наружный диаметр трубопровода;

      
       

      

      v= 1/Тв;

      в = 353,085/Тв;

      в = (32,694+0,5065Тв)  10-7;

      срв = 1006;

      в = (1,667+ 0,0816Тв)  10-3;

      

      
       

      

      uв– расчетная скорость ветра (определяют согласно 6.2.8), м/с.

   7. Расчетную температуру воздуха tв определяют по СНиП 23-01-99 [4]: для холодного периода года – по столбцу 2 таблицы 1, для теплого – по столбцу 4 таблицы 2. Для пунк-

      тов, не указанных в СНиП 23-01-99 [4], tв либо принимается на основании данных метеорологических станций, либо, при отсутствии таких данных, берется для теплого периода

      на 2 С выше, а для холодного периода на 2 С ниже, чем в ближайшем из указанных в СНиП 23-01-99 [4] населенных пунктов.

   8. Скорость uв и для холодного, и для теплого периодов года берется по данным, приведенным в столбце 19 таблицы 1 СНиП 23-01-99 [4]. Для пунктов, не указанных в

      СНиП 23-01-99 [4], скорость uв либо принимается на основании данных метеорологических

      станций, либо, при отсутствии таких данных, берется на 1 м/с больше, чем в ближайшем из указанных в СНиП 23-01-99 [4] населенном пункте.

   9. Коэффициент теплоотдачи излучением ни вычисляют по формулам

      • при размещении ИТ на открытом воздухе

        
         

         (6.16)

        

      • при размещении ИТ в помещении

        
         

        (6.17)

        где н – коэффициент теплового излучения наружной поверхности ИТ на УНВ (см. приложение А);

        Тн – температура наружной поверхности ИТ, К;

        Тмп – среднеэффективная температура мирового пространства, значение которой принимают равной 220 К.

   10. При проведении расчетов значения температур tвн и tн рассчитывают по формулам

        (6.18)

        (6.19)

   11. Условие наличия конденсата на поверхности ИТ имеет следующий вид:

       н

        

       0  tн  t* , (6.20)

       где tн – температура наружной поверхности ИТ (см. формулу (6.19));

       t*

        

       н – точка росы (температура наружной поверхности ИТ, при охлаждении ниже которой на поверхности образуется конденсат).

       н

        

       Температуру t* определяют по формуле

       
        

       

       где а1 = 237,7 C;

       а2 = 17,27;

       tв – температура окружающего воздуха, C;

        – относительная влажность окружающего воздуха в долях (0 <  < 1,0). Формула (6.21) может быть использована при выполнении следующих условий:

       
        

       (6.21)

       
        

       
        

       t*

        

       н = 0.

       0 C < tв < 60 C;

       0,01 <  < 1,0;

       н

        

       0 C < t* < 50 C.

       
        

       При наличии влаги на наружной поверхности ИТ в случае, когда tв   полагают, что

       
        

       Относительную влажность воздуха при размещении ИТ в помещении принимают рав-

       ной 0,6. При размещении ИТ вне помещений относительную влажность воздуха определяют по СНиП 23-01-99 [4].

   12. Номера формул, по которым проводят вычисления коэффициентов теплоотдачи

н, приведены в таблице 5 в зависимости от места размещения ИТ и условий эксплуатации узла измерений.

Таблица 5 – Номера формул для расчета н, нк, ни при различных условиях эксплуатации

1. Расчет результирующей дополнительной погрешности и определение толщины теплоизоляции

   1. Расчет толщины теплоизоляции и дополнительной погрешности предусмотрен для самых неблагоприятных условий (с точки зрения возрастания дополнительной погрешности) эксплуатации узла измерений. Расчет проводят отдельно для холодного и теплого периодов года при максимальной разнице температур воздуха и газа ⏐Тв – Тг⏐ и минимальных значениях расхода. При этом в случае необходимости теплоизоляции ИТ толщину теплоизоляционного покрытия принимают равной наибольшему из полученных значений.

      Значения Тв определяется согласно 6.2.7, Тг – согласно проектной документации узла измерений.

   2. Результирующую дополнительную погрешность ΔТ определяют следующим образом:

      • при размещении термоприемника перед ПР погрешность ΔТ принимают равной большей по абсолютному значению из погрешностей ΔТх и ΔТт;

      • при размещении термоприемника после ПР результирующую дополнительную погрешность ΔТ определяют по формуле

      ΔТ = ΔТх + ΔТт. (7.1)

      

      

      Взаимосвязь температур и погрешностей, используемых в стандарте, иллюстрируется на рисунке 1.

      
       

       

      
       

      
       

      

      
       

      Тг – температура газа; Тв – температура окружающего воздуха; Тр – температура, регистрируемая преобразователем температуры; Тгп – температура газа в месте размещения первичного преобразователя расхода; Тгт – температура газа в месте размещения термоприемника; ΔТт – погрешность, обусловленная теплообменом термоприемника; ΔТx – погрешность, обусловленная теплообменом стенки ИТ; хт – координата положения термоприемника относительно ПР

      Рисунок 1 – Изменение температуры газа вдоль трубопровода при Тв < Тгт

   3. Результат расчета результирующей абсолютной дополнительной погрешности измерений температуры, обусловленной разностью температуры газа и окружающего воздуха ΔТ в отсутствии теплоизоляции, округляют до 0,05 С в меньшую сторону по абсолютному

      значению, и округленное значение ⏐ΔТ⏐ используют для проверки выполнения условия (4.1).

      Если условие выполняется, то изоляция УНВ не требуется. В противном случае проверяют выполнение условия

      ⏐ΔТх⏐  ΔТпп, (7.2)

      где ΔТпп – предел допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений температуры, обусловленной разностью температуры газа и окружающего воздуха (см. формулы (4.2) и (4.3)).

      Если условие (7.2) выполняется, то теплоизолируют только термоприемник.

      Теплоизоляция термоприемника производится согласно разделу 8 настоящего стандарта.

      Если условие (7.2) не выполняется, то необходима теплоизоляция УНВ, включая термоприемник. Необходимую минимальную толщину теплоизоляции следует определять согласно 7.4. УНВ теплоизолируют в соответствии с требованиями раздела 8.

      При проверке условий (4.1) или (7.2) используют значение ΔТпп, округленное до двух значащих цифр.

   4. Расчет необходимой минимальной толщины слоя теплоизоляции рекомендуется проводить путем последовательного дискретного увеличения толщины слоя с шагом 5 мм и расчета соответствующей ей погрешности ΔТ.

      При этом наружный диаметр Dн определяют по формуле

      
       

      Dн = DИТ + i  10 мм, (7.3)

      где i – номер очередного шага увеличения толщины слоя теплоизоляции и вычисления погрешности ΔТ.

      После каждого шага вычисления погрешности ΔТ проверяют выполнение условия (4.1).

      Вычисления заканчивают при выполнении условия (4.1). Минимальную необходимую толщину слоя теплоизоляции (min) определяют по формуле

      min = N  5 мм, (7.4)

      где N – номер шага, при котором начинает выполняться условие (4.1).

      При выборе толщины теплоизоляции должно быть выполнено требование

      
       

        min. (7.5)

2. Требования к оснащению измерительных трубопроводов теплоизоляцией

   
    

   1. Материалы и конструкция теплоизоляции должны удовлетворять требованиям СНиП 41-03 (разделы 4 и 5) [5].

   2. Теплоизолируют все прямолинейные участки ИТ на УНВ, т.е. прямолинейные участки между преобразователями расхода и температуры, а также участки, прилегающие к преобразователям расхода и температуры, длиной, равной пяти условным проходам измерительного трубопровода для СУ (см. ГОСТ 8.586.1) и одному условному проходу для других типов ПР, как показано на рисунке 2.

      Пример теплоизоляционной конструкции термоприемника представлен на рисунке 3.

      
       

      

      
       

      Рисунок 2 – Пример теплоизоляционной конструкции УНВ

      
       

      

      
       

      Рисунок 3 – Пример теплоизоляционной конструкции термоприемника

      
       

      Совместно с прямолинейными участками ИТ теплоизолируют фланцевые соединения, люки, расположенные на УНВ, и выступающую часть термоприемника.

      В зависимости от конструкции ПР и способа крепления его к ИТ, а также от условий их эксплуатации допускается применение различных вариантов конструкции теплоизоляции и способов размещения ее на корпусе ПР и прямолинейных участках ИТ на УНВ:

      • теплоизолирующий материал располагается непосредственно на поверхности трубопровода, фланцев и корпуса ПР;

      • теплоизолирующий материал отделен от поверхности ИТ, фланцев и корпуса ПР, обеспечивая воздушный зазор между указанными поверхностями и внутренним слоем теплоизоляции.

      Для защиты теплоизолирующего материала от воздействий атмосферных осадков, порывов ветра, солнечной радиации, пыли, песка и прочего в конструкции теплоизоляции должна быть предусмотрена наружная обшивка, обеспечивающая защиту от указанных факторов.

      Для возможности проведения регламентных работ на ПР, а также периодического осмотра поверхностей ИТ, корпуса ПР, сварных швов, фланцевых соединений, гильз термоприемников и прочего теплоизоляция в пределах УНВ должна быть легкосъемной и иметь секционную конструкцию. В теплоизоляции элементов, к которым систематически требуется доступ, должно быть предусмотрено наличие лючков или съемных панелей.

      Во избежание коррозии металла ИТ и корпуса ПР из-за образования конденсата в конструкции теплоизоляции должно быть предусмотрено наличие дренажных отверстий в местах расположения кольцевых сварных швов и фланцевых соединений.

   3. Рабочую документацию тепловой изоляции выполняют в соответствии с ГОСТ 21.405.

   4. Нанесение изоляционных покрытий, контроль качества работ, транспортировку и хранение изоляционных материалов и изолированных труб выполняют в соответствии с требованиями ВСН 008-88 [6].

   5. При подготовке и выполнении работ с тепловой изоляцией должны выполняться требования СНиП 12-04-2002 [7] по обеспечению безопасности работ.

      
       

3. Расчет результирующей относительной дополнительной погрешности измерений температуры газа при размещении термоприемника после стандартной диафрагмы

   
    

   1. Основные положения

      Алгоритм расчета применим как в отсутствие, так и при наличии теплоизоляции. При отсутствии теплоизоляции значение  принимают равной нулю.

      Конечным результатом выполнения расчета является определение абсолютной допол-

      нительной погрешности измерений температуры газа ΔТ при размещении термоприемника после стандартной диафрагмы.

      Для проведения расчетов, как показано на рисунке 4, область УНВ условно поделена на три участка:

      • «0» – между сечениями 0–0 и 1–1 с отрывным течением и вихревой областью до диафрагмы;

      • «1» – между сечениями 1–1 и 2–2 с отрывным течением и вихревой областью после диафрагмы;

      • «2» – между сечениями 2–2 и 3–3 с развитым турбулентным течением.

      
       

      
       

      

      
       

      Tг0, Tг1, Tг2 и Tг3 – температура газа в сечениях 0–0, 1–1, 2–2 и 3–3 соответственно; Tн0, Tн1, Tн2 и

      Tн – температура на наружной поверхности ИТ в сечениях 0–0, 1–1, 2–2 и 3–3 соответственно;

      ⎯ ⎯

      Tвн – температура внутренней поверхности стенки ИТ в сечении 3–3; Tг0 и Tг1 – осредненные

      ⎯ ⎯

      значения температуры газа на участках 0 и 1 соответственно; Тн0, Тн1 – осредненные значения

      температуры наружной поверхности ИТ на участках 0 и 1 соответственно; Tр – температура, регистрируемая преобразователем температуры

      
       

      Рисунок 4 – Распределение температуры при измерении расхода газа с помощью стандартной диафрагмы в случае Tв > Тгт, xт > 0

      На каждом из участков применяются различные зависимости для расчета коэффици-

      ента теплоотдачи  .

      вн

      Далее для удобства изложения алгоритма для температуры газа в месте расположения ПР наряду с Тгп применено обозначение Тг0, а для температуры газа в месте расположения

      термоприемника наряду с Тгг – обозначение Тг3.

   2. Формулы для расчета погрешности, обусловленной теплообменом стенки измерительного трубопровода

      1. Учет вклада участков в общую погрешность

         Абсолютную погрешность, обусловленную теплообменом стенки ИТ с воздухом, с учетом вклада участков «0», «1» и «2» определяют по формуле

          (9.1)

         где ΔТхi – абсолютная погрешность, обусловленная теплообменом стенки ИТ с воздухом на i-м участке.

         Связь погрешности ΔТхi с температурой газа на границах i-го участка выражается фор-

         мулой

         
          

         

         
          

         где Тгi, Тri+1 – температуры газа на границах i-го участка.

      2. Формулы, применяемые на участках «0» и «1»

         Погрешность ΔТхi определяется в итерационном процессе по формуле

         
          

         

         
          

         где Wi – поток тепла, выделяемого по всей длине i-го участка (i = 0, 1);

         uгi – скорости потока газа в сечениях на границах i-го участка.

         Скорость потока газа uгj в сечениях на границах участков вычесляют по формуле

         
          

         

         
          

         где j – номер сечения (см. рис. 4);

         гj – плотность газа в сечении j–j;

         d j – одно из следующих значений диаметра: d0 = d2 = D, d1 = d.

         
          

         (9.2)

         
          

         (9.3)

         
          

         (9.4)

         Плотность газа гj в сечении j–j рассчитывают по формулам

         г0 = г; (9.5)

          (9.6)

         г2 = г. (9.7)

         Тепловой поток между газом и воздухом на i-м участке определяют по формуле

         
          

         
          

         i

          

         где w⎯

         

         – средняя линейная плотность теплового потока газа на i-м участке;

         (9.8)

         li – длина i-го участка.

         Длину участка «0» l0 принимают равной 0,01D.

         Длину участка «1» определяют в соответствии с МИ 3130-2008 [1] по формуле

         
          

         l1 = 4  (D – d). (9.9)

         Среднюю линейную плотность теплового потока между газом и воздухом на i-м участке вычисляют по формуле

         
          

         

         где Kтпi – коэффициент теплопередачи на i-м участке;

         ⎯

         Тгi – средняя температура газа на i-м участке.

         ⎯

         Температуру газа Тгi на i-м участке вычисляют по формуле

         
          

         

         
          

         Коэффициент теплопередачи на участках определяют по формуле

         (9.10)

         
          

         (9.11)

         
          

         (9.12)

         
          

         

         внi

          

         где *

         – коэффициент теплоотдачи, определяющий теплообмен между внутренней

         поверхностью ИТ и газом на i-м участке с учетом интенсификации теплообмена, вызванной искажением кинематической структуры потока в ПР;

         ⎯

         нi – коэффициент теплоотдачи, определяющий теплообмен между наружной поверх-

         ⎯

         ностью ИТ и воздухом на i-м участке, рассчитываемый (см. 6.2.5) при температуре Тнi.

         нi

          

         При расчете коэффициента теплоотдачи ⎯

         ⎯

         нкi

          

         его составляющие ⎯

         и 

          

         ⎯

         ниi

         (см. форму-

         лы (6.7) – (6.17)) определяют при температуре Т нi с учетом условий, указанных в таблице 5.

         ⎯

         Температуру Т нi наружной поверхности i-го участка уточняют на каждом шаге итера-

         ционного процесса по формуле

         
          

         

         (9.13)

         
          

         внi

          

         На i-м участке коэффициент теплоотдачи *

         находят в соответствии с

         МИ 3130-2008 [1] по формуле

         
          

         

         
          

         где число Рейнольдса определяют по формуле

         
          

         

         Величину диаметра d отверстия диафрагмы полагают равной произведению D.

         
          

         (9.14)

         
          

         (9.15)

         
          

      3. Формулы, применяемые на участке «2»

         Абсолютную погрешность, обусловленную теплообменом стенки ИТ с воздухом на участке «2», определяют по формуле

          (9.16)

         где – число Шухова, рассчитываемое по длине участка (l2) .

         Коэффициент теплопередачи K на участке «2» вычисляют по формуле (6.4), руководствуясь следующими положениями:

         вн

          

         а) коэффициент теплоотдачи на участке *

         определяют по формулам (6.5) и (6.6) при

         коэффициенте интенсификации  = 2, где 2 рассчитывают в соответствии с МИ 3130-2008 [1] по формуле

          (9.17)

         где l2 = xT – l1 – длина участка;

         б) коэффициенты нi, нкi и ниi определяют по формулам (6.7) – (6.17) при температуре Тн с учетом условий, указанных в таблице 5. Температуру наружной поверхности Тн уточняют на каждом шаге итерационного процесса по формуле (6.19).

         Приложение А

         (справочное)

         
          

         Коэффициенты теплового излучения

         
          

         В таблице А.1 приведены коэффициенты теплового излучения ряда материалов.

         
          

         Та блица А.1 – Коэффициенты теплового излучения

         
          

         Металл	Коэффициент теплового излучения (степень черноты) 
         Алюминий	0,05–0,07
         Асбестовая бумага	0,94
         Асбестовая ткань	0,9
         Асбестовый картон	0,96
         Краска алюминиевая	0,27–0,31
         Краска бронзовая	0,5–0,55
         Краска масляная, различных цветов	0,90–0,96
         Лак светлый	0,82
         Рубероид	0,91
         Сталь нержавеющая	0,66
         Сталь окисленная	0,74–0,96
         Сталь оцинкованная новая	0,27
         Толь	0,91

         Приложение Б

         (рекомендуемое)

         
          

         Блок-схема алгоритма расчета результирующей дополнительной погрешности и толщины теплоизоляции

         Б.1 Комментарии к схеме алгоритма

         Б.1.1 При описании алгоритма применены следующие сокращения: ТУ – тип узла;

         РИТ – размещение ИТ; ПИТ – положение ИТ;

         КРИТ – способ крепления ИТ; ТПР – тип ПР;

         УТП – установка термоприемника.

         Б.1.2 В алгоритме применяются следующие исходные параметры конфигурации узла измерения, которые указывают на его тип и конструктивные особенности:

         • тип узла (ТУ):

           1. – коммерческий,

           2. – технологический;

• размещение ИТ (РИТ): 1 – на воздухе,

  2 – в помещении, 3 – под навесом;

• положение ИТ (ПИТ): 1 – горизонтальное,

  1. – вертикальное;

• способ крепления ИТ (КРИТ): 1 – без подвесок или опор, 2 – опоры,

  1. – подвески;

• тип ПР (ТПР):

  1. – диафрагма,

  2. – сопло ИСА1932,

  3. – усредняющие напорные трубки, 4 – турбинный,

  1. – ультразвуковой,

  2. – вихревой,

  3. – ротационный,

  4. – эллипсное сопло, 9 – сопло Вентури, 10 – труба Вентури;

• установка термоприемника (УТП): 1 – перед ПР,

  2 – за ПР.

  Присвоение значений параметров конфигурации рекомендуется проводить из раскрывающихся списков.

  Кроме исходных параметров при расчете определяется условный параметр наличия влаги на наружной поверхности трубопровода (НВП). Этот параметр указывает на состояние наружной поверхности трубопровода на УНВ и определяет необходимость учета влаги по формуле (6.8). Параметр определяется из таблицы 5 и может принимать значения:

  0 – сухая поверхность трубопровода;

  1 – влажная поверхность трубопровода.

  Б.1.3 Полный перечень исходных данных, используемых при проведении расчетов, с примером присвоения вводимым параметрам конкретных значений приведен в приложении В.

  Б.1.4 При описании блок-схемы алгоритма приведены ссылки:

• на пункты стандарта – в круглых скобках, например (6.2.6);

• на параметр включенный в исходные данные (см. приложение В) – в квадратных скобках, например [3.1] – ссылка на строку с номером 3.1 таблицы В приложения В;

• на формулы стандарта – в фигурных скобках, например {6.2} – ссылка на формулу (6.2). Б.1.5 Для обозначения округленных значений величин |ΔT| и ΔТпп (см. 7.3) исполь-

зуются символы [ΔT] и [ΔTпп] соответственно.

Б.2 Блок-схема

Приложение В

(справочное)

Примеры расчета по алгоритму

В.1 Пример 1

В.1.1 Исходные данные

Исходные данные приведены в таблице В.1.

Та блица В.1 – Исходные данные

Окончание таблицы В.1

В.1.2 Результаты расчета

Результаты расчета по исходным данным приведены в таблице В.2.

Та блица В.2 – Результаты расчета

Продолжение таблицы В.2

Продолжение таблицы В.2

Продолжение таблицы В.2

Окончание таблицы В.2

Результат: Толщина требуемой теплоизоляции не менее 15 мм.

В.2 Пример 2

В.2.1 Исходные данные

Та блица В.3 – Исходные данные

Окончание таблицы В.3

В.2.2 Результаты расчета

Результаты расчета по исходным данным приведены в таблице В.4.

Продолжение таблицы В.4

Продолжение таблицы В.4

Окончание таблицы В.4

Результат: Теплоизоляция не требуется.

Библиография

[1] Рекомендация по метрологии МИ 3130-2008

Определение действительного значения температуры в сечении сужающего устройства

[2] Государственная служба стандартных справочных данных о физических константах и свойствах веществ и материалов

ГСССД 195-2001

Метан жидкий и газообразный. Термодинамические свойства, коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 91…700 К и давлениях 0,1…100 МПа

[3] Свод правил по проектированию и строительству СП 41-103-2000

Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов

[4] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП 23-01-99

Строительная климатология

[5] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП 41-03-2003

Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов

[6] Ведомственные строительные нормы. Миннефтегазстрой ВСН 008-88

Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция

[7] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП 12-04-2002

Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство

ОКС 17.020

Ключевые слова: теплоизоляция, измерительный трубопровод, газоизмерительная станция, толщина теплоизоляции, погрешность измерения температуры

Корректура Е.М. Петровой

Компьютерная верстка C.Н. Демьяновой

Подписано в печать 12.10.2010 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 220 экз. Уч.-изд. л. 4,8. Заказ 1567.

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.

Отпечатано в ООО «Макспринт»