Rais

Lena597, можете привести компонентный состав газа и сообщить какой метод расчета коэф. сжимаемости применяется на обоих узлах учета. А так же значение температуры и давления.

Если эти фракции не определяются хроматографом, то соответственно они не учитываются при расчете коэф. сжимаемости, плотности в р.у. и в с.у. Это в свою очередь привод к неверным результатам расчета объемного расхода, приведенного к стандартным условиям, как на узле учета на СУ так и на у/з. Кроме того, наличие конденсата перед диафрагмой так же вносит свою погрешность. В целом наличие жидкости приводит к уменьшению проходного сечения трубопровода, что сказывается и на результатах у/з расходомера и расходомера на базе СУ. Попробуйте открыть конденсационные краны непосредственно перед СУ или в камере диафрагмы. Сделайте анализ газа на точку росы по углеводородам, желательно не расчетный, т.к. компонентный состав определен не верно, а инструментально. Сравните со значением температуры газа. Если температура т. росы выше или равна температуре газа, то из газа конденсируются тяжелые углеводороды. Нет ли какой-нибудь связи с увеличением расхождений в показаниях с изменением давления и температуры газа? После слива конденсата, показания нормализовались?

ФР №102 от 26.06.2008 "Об обеспечении единства измерений": Статья 5: Измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны выполняться по аттестованным методикам (методам) измерений, за исключением методик (методов) измерений, предназначенных для выполнения прямых измерений, с применением средств измерений утвержденного типа, прошедших поверку.

Возможно будет полезно: ГОСТ Р ИСО 8756-2005 "Качество воздуха. Обработка данных по температуре, давлению и влажности" ГОСТ Р ИСО 8756

Давление насыщенного пара не зависит от внешнего давления, а только от температуры. При 100°С оно равно 101359,8 Па. В описываемой вами ситуации при 84 кПа вода будет кипеть, пока не выкипит, а в закрытом сосуде пока давление не поднимется до указанного. Прочитай те сообщение №15.

Да, интересная задачка. Если рассчитывать в полном соответствии с РМГ, то знаменатель у меня получился 56,8% = Nнп/(Nг+Nнп) = 32,69/(32,69+24,85)*100%. fi = 8,2 / 56,8 = 14.4% Что не совпадает, если относительную влажность рассчитывать через давления: 6895/101325*100% = 6,8%. Возможно при расчете молярных долей, количество вещества (в данном случае пара или насыщенного пара) необходимо делить на одну и туже сумму: (Nг+Nнп) или (Nг+Nв). Тогда получим: 1 вариант. Хв = Nв/(Nг+Nнп) = 2,22/(24,85+32,69)*100% = 3,86% Хнп = Nнп/(Nг+Nнп) = 32,69/ (24,85+32,69) * 100% = 56,8% fi = 3.86 / 56.8 = 6.8% 2 вариант. Хв = Nв/(Nг+Nв) = 8,2% Хнп = Nнп/(Nг+Nв) = 120,7% fi = 6.8% Второй вариант несколько не физичен, т.к. доля получается больше 100%. Как то так. И все же не пойму почему во всем мире (судя по википедии и ссылкам на HandBook) все считают через давления, а в этом РМГ через молярные доли. Попробуйте написать разработчикам данного документа, думаю, имея 25 летний опыт работы, они смогут Вам помочь. Не забудьте поделится с нами полученной информацией. Да, и не забудьте еще об одном: О Единстве измерений. Т.е. если Ваше устройство будет выдавать значение относительной влажности, то все кто использует в дальнейшем это значение должны его понимать так же как и Вы. Примечание: г - газ, воздух, в - вода, водяной пар; нп - насыщенный пар.

В определении приведенном в РМГ смущает фраза "... над водой [льдом]", хотя в английском (и др. яз.) этой добавки нет. Как думаете зачем ее приписали? Или это отечественное ноу-хау. У Вас в исходном сообщении 4 вопроса не понятно на какой отвечать. Как я понимаю этот термин: относительная влажность это отношение того сколько сейчас водяного пара в газе, к максимально возможному количеству водяного пара в этом газе при тех же самых давлениях и температурах. А максимальное количество будет тогда, когда водяной пар будет находится в насыщенном состоянии. То же самое получится если вместо количеств применять парциальные давления. P.S. Термин RH есть, только он на английском языке (см. РМГ п.35).

http://ru.wikipedia.org/wiki/Относительная_влажность

А что именно нужно доказать? Что при изменении плотности при с.у. изменяется расход или цифры изменения расхода?

Какие именно МС и какие участки перед ними? С такими длинами будет проблемно подобрать расходомер. Хотя Annubar имеет спец. место установки трубки на расстоянии 2D после изгиба. Погрешность минимум 3% + погрешность дифманометра.

Что это: Когда плотность будет правильная?

На первый взгляд вроде все правильно. Однако, из своих рассуждений вы выкинули другие параметры которые зависят от свойств (плотность в с.у.) газа: коэф. сжимаемости, показатель адиабаты, дин. вязкость, которые участвуют при расчете расхода (формула 5.8. ГОСТ 8.586.5-2005) Поэтому корректнее сравнивать непосредственно результаты расчета расхода. По моим оценкам результаты будут следующие: при изменении в вычислителе компонентного состава газа, приводящее к изменению плотности в с.у. на 20% при малых давлениях (1-2МПа) приведет к изменению расхода на 8-9 %, при высоких давлениях (8 - 9 МПа) изменение расхода 2-3%. По тем же условиях на объемном расходомере: соответственно 1-2% и 15-16%. Все вышесказанное относится только к вычислительной части узла учета. Вывод: не так все однозначно. Причиной расхождения может быть что угодно. Нашими специалистами на одном узле учета перед диафрагмой был обнаружен металлический лист, частично перекрывающий отверстие диафрагмы. При этом до обнаружения делались умопомрачительные гипотезы. Но лично мне трудно было предположить что такое вообще возможно. Вот эта фраза вообще не понятна. Есть уверенность что в данный момент в трубе течет среда именно с той плотностью, которая указана в паспорте на качество газа. В вычислителе всегда введено "ошибочное" значение плотности. И эта ошибка должна быть оценена и учтена в общей погрешности/неопределенности измерения расхода. Это делается в грамотной методике измерений.

Проведите мысленный эксперимент. В трубе течет газ и вдруг резко увеличивается в два раза его плотность при с.у., примерно во столько же раз увеличивается плотность при р.у. Что по вашему будет происходить в трубопроводе с диафрагмой? Для эксперимента примите следующее допущение: скорость с которой течет газ, а следовательно и объемный расход в р.у. остается неизменным. Проведем коучинг.

Секрет. Но точно не по АГА8. Интересный подход. Я например никогда не купил бы вычислитель в спецификации которого написано, методика расчета: секретная. Я не говорил что в спецификации на вычислитель будет написана методика: секретная. Я сказал что вам на форуме не отвечу.

Используйте результаты "третьей" программы.

Погрешность определения вместимости для любого произвольного уровня наполнения равна +-0,1%.

Изменится перепад давления. Для корректного расчета погрешности влияния плотности в с.у. необходимо взять одинаковые условия потока - расход в раб. условиях. В Вашем примере взято постоянный перепад давления на СУ и постоянный объемный расход для у/з.

Секрет. Но точно не по АГА8.

Можем разработать вычислитель для учета азота с давлением больше чем 10 МПа.

Представленная погрешность - относительная, выражена в процентах. В горизонтальных р-ах вместимость меняется нелинейно относительно уровня наполнения, в вертикальных линейно. в связи с этим, погрешность для горизонтальных р. надо пересчитывать на каждом уровне, а для вертикальных ее можно принять постоянной.

Неверная интерпретация. При изменении плотности в с.у. все остальное тоже меняется. Не забывайте, что математические уравнения всего лишь модель физических процессов. Интересно посмотреть как рассчитали цифры 10% и 0,5-1%.

ГОСТ 8.570. Определения: 3.5 Вместимость резервуара: Внутренний объем резервуара, который может быть наполнен жидкостью до определенного уровня. 3.6 Номинальная вместимость резервуара: Вместимость резервуара, соответствующая максимальному уровню наполнения его ... п. 5.1.2 ... погрешность определения вместимости резервуара должна находится в пределах: при геометрическом методе: ... +- 0,1%

Добрый день. Методики измерений изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 достаточно, если на узле измерений выполняются все требования и условия этой методики. Чтобы это проверить необходимо выполнить контроль в соответствии с ПР 50.2.022-99. Правила старые и ссылаются на предыдущую версию ГОСТа, но не утратили свою силу, а все ссылки заменяются на ГОСТ 8.586. Если требования 5 части не выполняются, то либо приводить узел измерений в порядок, либо разрабатывать и аттестовывать собственную МВИ. Как-то так. P.S. Если не секрет кто проводил экспертизу.

Несовершенство НД. Один ГОСТ писали газовики, другой нефтяники. У нефтяников при измерении нефти и н/п не учитывается изменение атмосферного (барометрического) давления, в силу известных причин. Вот они по наитию и написали что с.у. это 20 град. С и изб. давление равное нулю.

Р Газпром 082-2010 "Рекомендации по отбору проб сжиженного природного газа". Р Газпром 083-2010 "Рекомендации по определению компонентного состава сжиженного природного газа" Знаю только названию доков. Самих текстовок к сожалению нет. Пробоотборники можно найти в Гугле, ключевые слова "Пробоотборник СПГ". Не так много, но две ссылки на производителя есть.