jballa

Вы о чем говорите? Не понятно! В первом посте задали вопрос: как пересчитать в нефти массовую долю воды в объемную долю? Я вывел формулу для пересчета. Если rho и rho2 в формуле берется при стандартных условиях, то объемная доля будет действительно при стандартных условиях. Если rho и rho2 в формуле берется при любых рабочих условиях (P, T), то объемная доля будет действительно при тех рабочих условиях (P, T). Если плотность воды брать приблизительную (1000 кг/м3) то и результат будет приблизительный. Если брать более точную (например 999.1 кг/м3 при 15 °C 0 бар изб.) и даже учитывать солесодержание воды, то и результат будет более точным.

А вы просто подумайте (это не запрещено) за место того, чтобы рыться в учебниках и стандартах. Есть данное количество смесь нефть-вода, m (масса), V (объем), rho (плотность). Из этого: нефть: m1, V1, rho1 вода: m2, V2, rho2 H2O(m/m) = m2/m H2O(V/V) = V2/V m2 = m * H2O(m/m) V2 = m2/rho2 = m * H2O(m/m)/rho2 V = m/rho H2O(V/V) = V2/V = (m * H2O(m/m)/rho2) / (m/rho) = H2O(m/m) * rho / rho2 H2O(V/V) = H2O(m/m) * rho / rho2 rho и rho2 при любых, но одинаковых условиях.

Нефть при СУ это и есть раствор.

Плотность смеси то, что измеряется плотномером. В примере Сергей1717 886 кг\м3

Вода %(V/V) = Вода %(m/m) * Плотность смеси нефть-вода / Плотность воды

Формула, теоретически, может быть правильная. По сути, эта упрошенная формула (5.8) из ГОСТ 8.586.5-2005. Кроме dP, P и T все остальные коэффициенты, также коэффициенты по переводе единиц собраны в Kq_unit. Если Kq_unit правильно рассчитан, то как приближенная формула сойдет.

Я думаю, что самый достоверный метод для оценки влияния это анализ данных считанные с расходомера. Подключитесь к серийному порту расходомера с компьютером и считывайте как можно больше данные (массовый и объемный расход, плотность, счетчики массы и объема, итд.) скажем раз в секунду. Проанализируйте данные за «спокойный» период и за период переключения. Вы наверняка увидите скачки в каких-то параметрах. После этого можно думать о причине и об устранения.

Правильно я понял, что вы разрабатывайте ультразвуковой расходомер и в электронику расходомера заложите функцию вычислителя расхода? Т.е. пересчет объема в объем при нормальных условиях. Для какой цели вы хотите использовать «расчет по воздуху»? При какой тестирование, калибровке?

Если вы думайте о выходе на международный рынок, то стоит осуществить расчеты по AGA 8 Part 1 – 2017 (это по сути тот же расчет, что ГОСТ 30319.3-2015 но на 21 компонентов) AGA 8 Part 2 – 2017 (это GERG 2008)

Если требуется также вычислитель расхода, посмотрите вот здесь: https://davkar.net/products/uniflow/198/

Это сигнализатор минимального и максимального давления в емкости. Если среда жидкость, то может быть сигнализатором уровня в емкости. Если давление поднимается в емкости, мембран в устройстве (1) поднимается, правая сторона рычага опускается, замыкается SQ2 и HL2 загорает. При понижении давления замыкается SQ1 и HL1 загорает.

Эти проценты от измеряемой величины (т.е. от расхода при рабочих условиях). Они действительны в каком-то диапазоне расхода. См. пример, от qt до qmax

Прочитайте вот это https://ru.wikipedia.org/wiki/Ряды_предпочтительных_чисел_(в_технике)

Коэффициенты для пересчета молярной доли в массовую концентрацию отличаются от коэффициентов для пересчета объемной доли в массовую концентрацию, потому что молярная доля отличается от объемной доли. Пересчет объемной доли в молярные доли см. например ГОСТ 31369-2008, приложение С. В знаменателе можете брать для простаты Z азота, а в числителе Z данного компонента. Соотношение Z компонент / Z азот будет соотношение коэффициентов в пункте 3 и 4 по вашей инструкции. По формуле, которую вы привели рассчитывается коэффициент пересчета молярной доли в массовую концентрацию. Чтобы вам получить точно те же цифры что в инструкции не надо округлять R и молярные массы, надо брать цифры из ГОСТ 31369-2008.

Логически может быть и верно, но этого никогда не случится. Пусть будет ТТРв = -2 °C при давлении 0.5 МПа. Влагосодержание в газе в этом случае примерно 0.876 г/м3. Этому же влагосодержанию при давлении 5 МПа соответствует ТТРв = +31.9 °C, при давлении 20 МПа соответствует ТТРв = +51.1 °C. Чтобы повысить давление от 0.5 МПа до 5 МПа с повышением температуры вы должны увеличить температуру примерно 10 раз, т.е. до 2700…2800 К (2400…2600 °C). А ТТРв повысилась всего лишь до +31.9 °C, конденсация воды явно не происходит. Вы упускайте один важный момент. Сказать, что температура точки росы по воде -2 °C сам по себе ничего не значит (бессмысленно), если вы не указывайте что при каком давлении точка расы определяется. Т.е. влагосодержание, температура точки росы и давление, эти три взаимно связанных величин. Любой двух из них (при данном компонентном составе газа) определяет третий.

Согласно примечанию к Таблице 2, кислород суммируется с азотом. Я расчет введу по оригинальному AGA8-92DC, там есть коэффициенты для кислорода. Это может привести к расхождению наших результатов.

У меня в Exel 0.9981304494

Считайте по формулам от (1) до (20) принимая давление = 0.101325 МПа, температура = 20 °C.

А вы какой метод расчета коэффициент сжимаемости выбрали в Расходомере ИСО? По результаты я полагаю, что ГОСТ 30319.3-2015 (д. ф. AGA8-92DC). Для вашего состава именно по этому стандарту будет коэффициент сжимаемости в стандартных условиях 0.99813. А ручной расчет вы сделали по ГОСТ 31369-2008 (д. ф. ISO 6976:1995). У вас расхождение, потому что сравнивайте результаты, вычисленные по разным стандартам. Ради любопытства только: почему вы считали по формуле (Е.17) из раздела «справочное» и не по формуле (3) из основного текста, что «обязательное»?

Сейчас все строго регламентировано, несмотря на это «Орехово-Зуево» случилось. Наверно «все бумажки» были в порядке…

Ваше образное выражение я не понял, но вы наверно не согласен со мной. А почему вы думайте, что люди на своих постах не будут принимать ответственные решения?

Может быть не заметили, единство измерений было в кавычках. Я просто хотел намекнуть, что не обязательно все надо регулировать в метрологической деятельности. Например, можно сузить область обязательной поверки. Пусть метролог, эксплуатант решает, как часто и каким образом контролирует состояние СИ. Они же специалисты, знают, что им нужно и как этого добиться. Ничего я излагать не буду, ни принципы, ни практики.

Чем угодно.

Сочувствую :-), я тоже эксплуатант. Стоит подумать о том, чтобы сузить круг СИ, подлежащих поверке. Думаю, что это не просто, но мир идет к этому. С калибровкой тоже прекрасно можно обеспечить «единство измерений».

Вы правы, это не поверка, а контроль. На основание результата контроля срок действия поверки продлевается. Но, по-моему, это не значит, что МПИ увеличивается. Счетчики того же типа, не подвергнутые контролю, должны поверяться в срок установленный МПИ. Для конкретной партии счетчиков срок действия поверки продлевается. «Со временем по мере накопления опыта национальные регулирующие органы смогут в полной мере использовать настоящее Руководство при принятии решений по увеличению или сокращению сроков действия первичной поверки для средств измерений различных типов.»