Основные физические свойства газа

Рaсчет свойств природного гaзa

В нaстоящее время для гaзоснaбжения используются в основном природные гaзы. Природные гaзы имеют сложный многокомпонентный состaв. В соответствии с условиями обрaзовaния природного гaзa его месторождения подрaзделяют нa три группы:

-гaзы добывaемые из чисто гaзовых месторождений, состоящих в основном из метaнa (82……98%);

-гaзы гaзоконденсaтных месторождений, содержaщих80…95% метaнa ипaров конденсaтa (тяжелых углеводородов);

-гaзы нефтяных месторождений (попутные гaзы) содержaт 30…70% метaнa и знaчительное количество углеводородов.

Для выполнения гидрaвлического и теплового рaсчетa гaзопроводов и рaсчетa режимов рaботы компрессорных стaнций необходимо знaть основные свойствa природных гaзов: плотность, вязкость, гaзовую постоянную, псевдокритические темперaтуру и дaвление, коэффициент сжимaемости, теплоемкость, эффект Джоуля-Томпсонa.

Метaн СН4 — 98,241 Об %;

Этaн С2Н6 — 0,456 Об %;

Пропaн С3Н8 — 0,180 Об %;

Изобутaн iС4Н10 — 0,035 Об %;

Нормaльный бутaн nС4Н10 — 0,043 Об %;

Изопентaн iС5Н12 — 0,011 Об %;

Нормaльный пентaн nС5Н12 — 0,008 Об %;

Двуокись углеродa СО2 — 0,030 Об %;

Aзот N2 — 0,986 Об %.

Определяем молярную мaссу по формуле:

М = a1 . М1 + a2 . М2 +… + an . Мn = 0,98241 . 16,04 + 0,00456 . 30,07 + 0,00180 . .44,09 + 0,00035 . 58,12 + 0,00043 . 58,12 + 0,00011 . 72,15 + 0,00008 . 72,15 + 0,0003 . 64,07 + 0,00986 . 28,02 = 16,329 кг/кмоль, (1.6)

где a1, a2 … an — объёмные концентрaции компонентов смеси;

М1, М2 … Мn — молярные мaссы компонентов смеси.

Определяем гaзовую постоянную природного гaзa по формуле:

где — универсaльнaя гaзовaя постояннaя;

=8314,3 Н .м/(кмоль.К).

Определяем плотность природного гaзa при 0оС и дaвлении 0,1013 МПa (нормaльные условия) по формуле:

где 22,41 — объём одного моля любого гaзa при нормaльных условиях.

Определяем относительную плотность природного гaзa по формуле:

где =1,293 кг/м3 — плотность воздухa при нормaльных условиях.

Определяем плотность природного гaзa при стaндaртных условиях по формуле:

где z=z1=1; Р=Р1=0,1013 МПa; Т1=273,15 К, Т2=293,15 К,

где Р и Р1 — aбсолютные дaвления гaзa;

Т и Т1 — aбсолютные темперaтуры гaзa;

z и z1 — коэффициенты сжимaемости гaзa соответственно при двух состояниях;

— плотность гaзa при нормaльных условиях (Т1=273,15 К, Р1=0,1013 МПa).

Определяем псевдокритическую темперaтуру и дaвление природного гaзa по фомулaм:

Тпк = a1 . Ткр1 + a1 . Ткр2 +… + an . Ткрn= 0,98241 . 190,68 + 0,00456 . 305,75 + 0,00180 . .370,0 + 0,00035 . 407,15 + 0,00043 . 425,17 + 0,00011 . 460,9 + 0,00008 . 460,9 + +0,0003 . 133,0 + 0,00986 . 126,26 = 191,083 К

Рпк = a1 . Ркр1 + a1 . Ркр2 +… + an . Ркрn= 0,98241 . 4,52 + 0,00456 . 4,88 + 0,00180 . 4,34+ + 0,00035 . 3,77 + 0,00043 . 3,75 + 0,00011 . 3,29 + 0,00008 . 3,29 + 0,0003 . 7,28 + +0,00986 . 3,45 = 4,51 Мпa

где Ткр1 и Ркр1 — aбсолютные критические темперaтуры и дaвления компонентов смеси.

В соответствии с ОНТП 51-1-85 псевдокритические пaрaметры природного гaзa могут быть определены по формулaм:

где — плотность гaзa (кг/м3) при стaндaртных условиях.

Отличие результaтов рaсчётов по точным и эмпирическим формулaм состaвляет 0,7% для псевдокритических дaвления и темперaтуры, что вполне приемлемо для технических рaсчётов.

Определяем коэффициент сжимaемости природного гaзa z по формуле:

Определяем коэффициент динaмической вязкости для природного гaзa по формуле:

Определяем теплоёмкость природного гaзa по формуле:

Определяем коэффициент Джоуля-Томсонa по формуле:

Определяем теплотворную способность влaжного гaзa. Определим теплотворную способность сухого гaзa по формуле:

где — молярнaя доля первого компонентa в состaве сухого гaзa;

Qн1 — низшaя теплотa сгорaния первого компонентa.

Влaгосодержaние природного гaзa имеющего точку росы Тт.р.=270 К

при дaвлении Р=5,5 Мпa по гaфику в зaвисимости от дaвления и темперaтуры рaвно .

Основные физические свойства газа

При расчете некоторых свойств газов, а также производительности и пропускной способности газопроводов различают следующие условия состояния газа:

— нормальные условия: температура — 0 0 С, давление — 0,101325 МПа (760 мм рт. ст.);

— стандартные условия 20 о С: температура – 20 0 С, давление — 0,101325 МПа (760 мм рт. ст.);

— стандартные условия 15 о С: температура – 15 0 С, давление — 0,101325 МПа (760 мм рт. ст.).

Например, плотность воздуха при различных условиях равна:

r_В0 =1,293 кг/м 3 ( 0 0 С, 760 мм рт. ст.);

r_В20 =1,206 кг/м 3 ( 20 0 С, 760 мм рт. ст.);

r_В15 =1,225 кг/м 3 ( 15 0 С, 760 мм рт. ст.).

В расчетах достаточно часто пользуются понятием относительной плотности, т.е. отношением плотности газа к плотности воздуха при одних и тех же условиях

(1.1)

Плотность газа при нормальных условиях может быть определена по его молярной массе М

, (1.2)

где М — молярная масса, кг/кмоль; 22,41 — объем, который занимаемый 1 кмоль газа при нормальных условиях, м 3 /кмоль.

Приведение плотности, объема и расхода газа к стандартным условиям выполняется по следующим зависимостям

;;,

где Р и Р_ст – абсолютные давления; Т и Т_ст – абсолютные температуры газа; Z и Z_ст – коэффициенты сжимаемости газа соответственно при двух состояниях.

Плотность смеси газов подчиняется закону аддитивности

, (1.6)

где — молярная (мольная @ объемная) концентрация, r_i — плотность I— го компонента (табл. 1.3).

Газовая постоянная зависит от состава газовой смеси и определяется по формуле( н×м/(кг×К) )

, (1.7)

где — универсальная газовая постоянная,

Средние псевдокритические температура и давление смеси также подчиняются закону аддитивности

(1.8) (1.9)

где Т_{кр i} и Р_{кр i} — абсолютные критические температура и давление компонентов смеси.

Критическим давлением называется такое давление, при котором и выше которого повышением температуры нельзя испарить жидкость.

Критическая температура – это такая температура, при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Способ оперативного определения плотности природного газа, транспортируемого по газопроводу

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано на замерных узлах газотранспортных предприятий, узлах коммерческого учета поставляемого газа, участках первичной переработки газа и других объектах, где проводятся измерения объемного или массового расхода газа, обусловливающие необходимость измерения (вычисления) плотности газа в рабочих или стандартных условиях. Способ оперативного определения плотности природного газа, транспортируемого по газопроводу, включает в себя отбор пробы природного газа из газопровода. Также способ включает организацию отобранной пробы прохода через специальный измерительный канал, содержащий измеритель объемного расхода газа и ротаметр. При этом плотность природного газа определяют с помощью предварительно прокалиброванного по газам с известной плотностью ротаметра по высоте подъема поплавка при фиксированном объемном расходе природного газа. Причем фиксированный объемный расход природного газа обеспечивают с помощью регулируемых вентилей и измерителя объемного расхода газа. Техническим результатом изобретения является возможность измерения в реальном масштабе времени важнейшего параметра транспортируемого газа — его плотности в рабочих p(t) или стандартных ρ_c(t) условиях, а также понижение погрешности измерения расхода при использовании расходомеров на сужающих устройствах. 2 ил.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано на замерных узлах газотранспортных предприятий, узлах коммерческого учета поставляемого газа, участках первичной переработки газа и других объектах, где проводятся измерения объемного или массового расхода газа, обусловливающие необходимость измерения (вычисления) плотности газа в рабочих или стандартных условиях.

На подавляющем большинстве газодобывающих, газотранспортных и газоперерабатывающих предприятий для измерений расхода газа используются расходомеры на сужающих устройствах (СУ). При этом основное уравнение для вычисления объемного расхода [1] имеет вид:

где А — интегральный коэффициент, учитывающий форму СУ («коэффициент расхода»), поправку на сжимаемость газа, площадь отверстия СУ и пр.;

ΔР — перепад давления на СУ;

ρ — плотность газа в рабочих условиях (т.е. плотность газа, протекающего в данный момент по трубопроводу).

На сегодня в практике почти всех газовых предприятий непрерывное измерение плотности газа в рабочих условиях не проводят и значение ρ в соотношении (1) получают путем вычисления, исходя из плотности газа в стандартных условиях ρ_с, рабочей температуры Т, давления Р и коэффициента сжимаемости Z по соотношению [1], [2]:

Здесь Р_с=0,10332 кг/м 3 , Т_с — 293,15 К — стандартные значения давления и температуры.

Причем коэффициент сжимаемости Z природного газа также получают вычислением по полуэмпирическим формулам, имеющим разные коэффициенты на отдельных интервалах давлений и температур [3]. Исходными величинами при этом являются: состав газа и критические температуры компонентов.

Величина ρ_с либо также вычисляется, исходя из состава газа и плотностей его компонент в стандартных условиях, либо ее измеряют [4], взвешивая газ на аналитических весах («метод пикнометра»). Эту процедуру выполняют один раз в день. Данные по составу газа берут от хроматографа с такой же периодичностью. Недостатком существующего метода определения плотности в стандартных условиях ρ_с является отсутствие возможности непрерывного слежения за ее величиной, т.е. невозможность осуществления текущего контроля. Кроме того, проведение лабораторного анализа с помощью аналитических весов — операция трудоемкая, требующая достаточно высокой квалификации и специально оборудованного помещения.

Вычисленные значения плотности газа в рабочих условиях ρ, входящие в формулу (1), определяются с суммарной погрешностью измерения рабочей температуры, давления, погрешностью определения ρ_с, погрешностью определения молярного состава смеси и погрешностью исходных расчетных формул для нахождения Z.

Так обстоит дело с чистым газом. Реально в газопроводе газ нередко засорен пылью, парами компрессорного масла, по трубе в отдельные моменты времени может лететь гидратный снег, микрокапли воды или углеводородного конденсата и пр. Все это не учитывается в расчетах и, в конечном счете, приводит к неконтролируемой погрешности при вычислениях расхода по соотношению (1).

Техническим результатом является возможность измерения в реальном масштабе времени важнейшего параметра транспортируемого газа — его плотности в рабочих ρ(t) или стандартных ρ_c(t) условиях и, как следствие этого, понижение погрешности измерения расхода при использовании расходомеров на сужающих устройствах.

Технический результат достигается тем, что в способе оперативного определения плотности природного газа, транспортируемого по газопроводу, включающего в себя отбор пробы природного газа из газопровода и организацию ее прохода через специальный измерительный канал, содержащий измеритель объемного расхода газа и ротаметр, плотность природного газа определяют с помощью предварительно прокалиброванного по газам с известной плотностью ротаметра по высоте подъема поплавка при фиксированном объемном расходе природного газа, причем фиксированный объемный расход природного газа обеспечивают с помощью регулируемых вентилей и измерителя объемного расхода газа.

На фиг.1 изображена схема, поясняющая суть предложенного способа. На ней изображено: 1 — газопровод; 2 — поток газа; 3 — наконечник заборного устройства; 4 регулятор расхода газа; 5 — термометр; 6 — манометр; 7 — устройство для изокинетического отбора пробы; 8 — регулятор расхода газа устройства 7; 9, 10 — запорные вентили; 1 — измеритель объемного расхода газа; 12 — термометр; 13 — манометр; 14 — ротаметр, используемый далее как плотномер газа; 15 — регулятор расхода газа; 16 — выкидная трубка; т.А — место подсоединения системы калибровки (см. фиг.2).

На фиг.2 показано оборудование для первоначальной калибровки ротаметра 14 в единицах плотности. На ней изображено: 17. 20 — баллоны с газовыми смесями различной плотности («калибровочные смеси»); 21…24 — запорные вентили; 25 — редуктор; 26, 27 — манометры, показывающие давление до и после редуктора; 28 — термостат; 29 — термометр, показывающий температуру газа на выходе установки калибровки; т.А — место присоединения устройства системы калибровки к измерительной схеме (см. фиг.1).

Дадим пояснения отдельным элементам, изображенным на фиг.1 и 2. Устройство для изокинетического отбора пробы 7 совместно с регуляторами расхода газа 4 и 8 обеспечивают подачу в наконечник заборного устройства 3 невозмущенного потока газа. Такие устройства описаны в литературе (см., например, [5]). Практика показывает, что в большинстве случаев введение в схему этого устройства необязательно (оно используется только для работы с газами, содержащими высокий объемный процент жидкого аэрозоля).

Измеритель объемного расхода газа 11 может выбираться в широких пределах. Основные требования к нему — независимость показаний от плотности, давления и температуры газа при сохранении малой погрешности измерений (~0,1-0,3%). Этим требованиям удовлетворяют тахометрические, турбинные, барабанные и др. счетчики объема газа Q. При больших давлениях могут быть использованы вихревые расходомеры. Основное назначение измерителя объемного расхода газа 11 — обеспечение и контроль стабильности заданного для измерения значения расхода газа.

Требование к ротаметру: он должен иметь высокую чувствительность, т.е. малую конусность (~0,001). Следствием этого будет высокая точность отсчета измеряемых плотностей при постоянном расходе газа.

Между пределами измерений ротаметра 14 и измерителя объемного расхода 11 должно выполняться следующее приближенное соотношение: верхняя граница расхода, регистрируемая измерителем объемного расхода 11, должна быть близка к нижнему пределу измерений расхода ротаметром 14 для случая, когда газ является чистым метаном (немного его превышать).

Баллоны 17. 20 содержат или чистые газы, или (что проще) специально приготовленные калибровочные смеси.

Они должны содержать газы с равномерно нарастающей плотностью, начиная с плотности чистого метана (т.е. от плотности ρ_min) до плотности максимально ожидаемой на этом участке газопровода ρ_max. Так, если ρ_max составляет 1,3 ρ_min, то диапазон плотностей газов в баллонах может быть от 0,67 до 0,81 кг/м 3 (приводим плотность в стандартных условиях).

Термостат 28 (это может быть как термостат-нагреватель, так и термостат холодильник) предназначен для выравнивания температуры газа при калибровке и температуры газа, забираемого из газопровода. Постановка этого элемента оправдана только при измерениях плотностей ρ при высоких рабочих давлениях (~5÷10 МПа); при измерениях плотности ρ_с, ввиду того, что коэффициент сжимаемости для метана (основного компонента природного газа) можно принять за 0,9980, пересчет плотности на любую температуру легко осуществляется.

Суть предложения состоит в следующем.

Уравнение расхода для ротаметра может быть записано [6] в виде:

где А — коэффициент, определяемый параметрами поплавка (в том числе и его формой);

S_K — площадь кольцевого сечения (площадь зазора между трубкой ротаметра и поплавком).

Соотношение (3) можно представить как

где h — высота подъема поплавка, a k(h) — корректирующая функция, слабо отличающаяся от 1.

Уравнение (4) можно использовать и для определения плотности ρ; действительно из (4) найдем:

Отсюда, если расход Q зафиксировать, т.е. выполнить условие

Q=Q₀=Const, то из (5) получим

Метод можно использовать как для определения плотности в рабочих условиях, так и в стандартных. Опишем далее последовательность операций для измерения плотности в стандартных условиях ρ_с.

Измерение плотности ρ_с начинается с калибровки ротаметра 14 (она выполняется один раз и может быть повторена, если появляются основания для поверки ротаметра 14). Для этого закрывают запорные вентили 9 и 10 и подсоединяют систему калибровки (фиг.2) к точке А измерительного тракта, т.е. совмещают точку А на фиг.1 и фиг.2. После этого открывают запорный вентиль 10 и запорный вентиль 21, редуктором 25 и регулятором расхода 15 добиваются установки определенного расхода Q₀ (допустим Q₀=0,060 м 3 /ч) при стандартном давлении Р_с. При этом с помощью термостата 28 устанавливают на входе в ротаметр 14 стандартную температуру. Таким образом, через ротаметр 14 протекает поток газа при давлении Р_с, с температурой Т_с и расходом Q₀. Плотность газа известного состава, соответствующая этим термобарическим параметрам, известна. Так, если в качестве калибровочных смесей брать смесь метана с азотом (объемные содержания a ₁ и a ₂ соответственно), то получим для смеси в 1-м баллоне (a ₁=1,0, a ₂=0) ρ_ct=0,6682 кг/м 3 , во втором баллоне (a ₁=0,9, a ₂=0,1) ρ_c2=0,7179 кг/м 3 ; в третьем баллоне (a ₁=0,8, a ₂=0,2) ρ_с3=0,7675 кг/м и в четвертом баллоне (a ₁=0,7, a ₂=0,3) ρ_с4=0,8172 кг/м 3 .

Соответственно при работе с первым баллоном при пропускании объема Q₀ отметим положение поплавка отметкой ρ_c1=0,6682 кг/м 3 ; при работе со вторым баллоном поплавок поднимается до отметки ρ_с2=0,7179 кг/м; при работе с третьим баллоном против положения поплавка отметим ρ_с3=0,7675 кг/м 3 ; при работе с четвертым баллоном поплавок встанет на отметке, которую обозначим как ρ_с4=0,8172 кг/м 3 .

Калибровка шкалы в промежуточных точках осуществляется методом интерполяции.

Конструкция ротаметра (его конусность и длина) должна быть выполнена таким образом, чтобы обеспечивать приемлемую точность отсчета плотности газа. Если, например, задаться длиной ротаметра l=1000 мм и такой конструкцией, что плотности ρ=0,6682 кг/м 3 соответствует отметка h=0, а плотности ρ=0,8172 кг/м 3 — отметка h=1000 мм, то цена деления шкалы ротаметра составит:

Таким образом, погрешность определения плотности, если брать ее равной ±1 мм, будет значительно ниже погрешности, даваемой пикнометром (0,5%).

Разумеется, в полную погрешность метода войдет погрешность обеспечения постоянства расхода Q₀, температуры Т_с и давления Р₀, но во всяком случае при использовании в качестве расходомера 7 турбинных счетчиков с относительной погрешностью измерения расхода ≤0,25% она может быть сделана сравнимой с пикнометрической.

После калибровки ротаметра 14 переходят к измерению плотности реального газа, протекающего по газопроводу. Для этого закрывают запорный вентиль 10 и отсоединяют калибровочную систему. Затем с помощью регулятора расхода газа 4, регулятора расхода газа 8 устройства для изокинетического отбора пробы 7 и запорного вентиля 9 организовывают проток газа с расходом Q₀ через измеритель объемного расхода газа 11 и ротаметр 14. При этом давление газа, измеряемое манометром 13, должно быть равно стандартному — Р_с. Температура, показываемая термометром 12, фиксируется; пусть она равна T₁. После установления стационарного состояния по положению поплавка ротаметра 14 фиксируется плотность ρ₁ (T₁). Плотность газа при стандартных условиях ρ_с находится из соотношения

При измерении плотности в рабочих условиях суть способа остается прежней. Отличие определяется главным образом величиной давления. Процедура измерений не изменяется, однако все элементы измерительной схемы, включая устройство для изокинетического отбора пробы 7, измеритель объемного расхода 11 и ротаметр 14 должны быть рассчитаны на рабочее давление; калибровка также должна проводиться при рабочем давлении.

1. ГОСТ 8.586.5-2005. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью сужающих устройств. М., Изд. стандартов, 2005, 88 с.

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

3. ГОСТ 30319.2-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости. М., Изд. стандартов, 1997, 54 с.

4. Плотников В.М., Подрешетников В.А., Тетеревятников Л.Н. Приборы и средства учета природного газа и конденсата. Л., Недра, 1989, 238 с.

5. Байбаков Ф.Б., Шарапов В.М. Контроль примесей в сжатых газах. М.: Химия, 1989, 158 с.

6. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества веществ. Справочник: кн2/Под общ. ред. Е.А.Шорникова, 5-е изд., перераб. и доп. СПб.: Политехника, 2004 — 412 с.: ил.

Способ оперативного определения плотности природного газа, транспортируемого по газопроводу, включающий в себя отбор пробы природного газа из газопровода и организацию ее прохода через специальный измерительный канал, содержащий измеритель объемного расхода газа и ротаметр, отличающийся тем, что плотность природного газа определяют с помощью предварительно прокалиброванного по газам с известной плотностью ротаметра по высоте подъема поплавка при фиксированном объемном расходе природного газа, причем фиксированный объемный расход природного газа обеспечивают с помощью регулируемых вентилей и измерителя объемного расхода газа.

Изобретение относится к измерительной системе для измерения плотности протекающей по технологической магистрали, изменяющейся вдоль воображаемой оси течения измерительной системы в отношении термодинамического состояния, в частности, по меньшей мере, частично сжимаемой среды посредством датчика температуры, датчика давления, а также, по меньшей мере, временно связанного с датчиками температуры и давления измерительного электронного блока, который, по меньшей мере, временно формирует, по меньшей мере, одно измеренное значение плотности, максимально точно представляющее локальную плотность протекающей среды.

Изобретение относится к устройствам для исследования газового потока и может быть использовано для определения массового или объемного содержания в нем взвешенной жидкости.

Изобретение относится к устройству и служит для определения концентрации азотной кислоты, тяжелых элементов и других веществ в технологических растворах радиохимического производства в аппаратах без избыточного давления при переработке отработанного ядерного топлива по значению измеренной плотности раствора.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для покомпонентного измерения потока нефти, который, как правило, дополнительно содержит свободный газ и воду, а также может быть использовано при измерениях газовых потоков в магистральных газопроводах, двухфазных потоков в различных областях промышленности, для замера трудно учитываемых жидкостей, например глинистые и цементные растворы.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в системах управления технологическими процессами. .

Изобретение относится к области измерительной техники, в частности к пневматическим способам измерения плотности твердой фазы гетерогенных систем, например, сыпучих материалов и твердых тел неправильной формы, и может найти применение в различных отраслях промышленности.

Изобретение относится к области измерительной техники, в частности к пневматическим способам измерения плотности твердой фазы гетерогенных систем (сыпучие материалы, тканые и нетканые материалы, пористая фильтрующая керамика, газонаполненные пластмассы (поропласты) и др.), и может найти применение в различных отраслях промышленности.

Изобретение относится к стройиндустрии, в частности к способам оценки качества твердых неорганических материалов, преимущественно имеющих мелкопористую структуру, и может быть использовано в строительстве, геологии и минералогии.

Изобретение относится к испытаниям в полевых или лабораторных условиях различных немодифицированных или модифицированных сыпучих сорбентов разного фракционного состава (простых абсорбентов, адсорбентов или хемосорбентов, а также сложных по их смесям конгломератов) на малых пробах при оценке их качества по емкости, скорости поглощения, поглотительной способности и другим показателям качества сорбентов.

Изобретение относится к способу детектирования собранного количества вещества в виде твердых частиц и устройству детектирования собранного количества

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано для измерения уровня и плотности жидкости в замкнутых объемах, в частности топлива для двигателей внутреннего сгорания железнодорожного транспорта

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для обеспечения измерений плотности преимущественно буровых и тампонажных растворов, используемых в процессе строительства скважин

Изобретение относится к измерительной технике, в частности к способу определения плотности и (или) массового расхода жидкостей (газов)

Изобретение относится к измерительной системе для измерения плотности среды, являющейся изменяющейся в отношении термодинамического состояния, в частности, по меньшей мере, частично сжимаемой, протекающей в технологическом трубопроводе, таком как технологическая магистраль или труба, вдоль оси потока в измерительной системе

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для определения плотности жидких сред в различных резервуарах, в том числе в аппаратах под давлением

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения плотности жидкостей в нефтяной, химической, пищевой промышленности и в других областях

Источник https://studwood.net/1628840/nedvizhimost/raschet_svoystv_prirodnogo_gaza

Источник https://vunivere.ru/work18143

Источник https://findpatent.ru/patent/242/2426093.html