Kama

уважаемый JBalla! хотелось уяснить некоторые детали данного стандарта: таблица 2 указывает неопределнность опеределения в молярных долях выраженных в %? далее, в том же стандарте на странице 15 есть такой пункт как Детекторы должны обеспечивать предел обнаружения молярной доли компонентов: - по кислороду, азоту и диоксиду углерода - не более 0,0010%, - по углеводородам: не более 0,00005% - для ПИД и не более 0,0005% - для ДТП, - по гелию и водороду - не более 0,0005%; как это понять?

спасибо за ответ и разъяснения по данную вопросу. Да согласен, в настоящий момент метод ультразвуковой лишь разрекламирован и раздут.хотя и по вихревым то же самое.

Всё правильно, но выбор метода вычислений - это настройка вычислителя, расходомер здесь не при чем. Метод измерений с помощью СУ имеет и недостатки - ограниченный измерительный диапазон, большие потери давл Что-то я не пойму- тема - выбор метода- а не вычисления. Будет метод- а программа все равно будет считать коэфф. сжимаемости. СУ очень современен на сегоднейший день, пока новые методы проходят практику- ультразвук, вихревой, электромагничный и т.д. если есть практика по замене СУ- прошу изложить.

Добрый день коллеги! Комп состав известен. парафина в данном случае нет, больше содержания жидкости,в основном конденсата. Касающихся выбора метода вычисления коэффициента сжимаемости, реализуемого в вычислителях узла учета газа СИКГГК и сопоставления принятых решений требованиям нормативных документов, образовались следующие выводы, которыми считаю необходимым поделиться с вами: 1. При использовании уравнений состояния ВНИЦСМВ и AGA8-92DC сумма концентраций компонентов «метан, пропан, азот, сероводород, этан, бутаны, диоксид углерода» должна составлять не менее 99%, а прочие компоненты должны составлять в сумме не более 1% (п.3.2.1. ГОСТ 30319.2-96). У нашего сырого газа, сумма прочих компонентов «пентан, гексан, гептан» составляет 1,18%, т.е. превышает 1%. Таким образом, напрашивается вывод, что наш природный газ не входит в область применения уравнений состояния ВНИЦСМВ и AGA8-92DC. 2. Модифицированный метод NX19мод. имеет область применения в части высшей удельной теплоты сгорания от 32 до 40МДж/м3 (п.3.2.1. ГОСТ 30319.2-96). При выполнении расчета данного показателя для сырого газа с использованием компонентного состава, результат составил 40,2 МДж/м3, что не входит в область применения метода NX19мод. 3. Изучение метода GERG 91mod показало, что по рассмотренным выше показателям сырой газ удовлетворяет его области применения. Вместе с тем, погрешность расчета коэффициента сжимаемости природного газа для смесей с H2S у данного метода составляет 2,10%, что на фоне 0,15-0,36% у остальных трех методов выглядит очень высокой. Кроме того, данный метод не относится к рекомендованным для применения при добыче и переработке газа. Надеюсь, что данная информация окажется полезной при выборе и реализации в вычислителях расхода газа правильного метода вычисления коэффициента сжимаемости газа. Для информации сообщаю, что в Российской Федерации, наряду с комплексом стандартов ГОСТ 30319, широко применяется методика ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263…500 К при давлениях до 15 МПа.» При вычислении СУ с помощью программы "Расходомер ИСО" у нас получается погрешность узла 0,7%.

Коммерческое Измерение сырого газа. Выбор метода: ультразвук, вихревой или методом перепада давления. Прошу поделиться опытом.