jballa

Среда жидкость? Откуда течет и куда идет? Что за движущая сила для потока?

Не усложняйте! Простой пример: насос качает жидкость из одного резервуара в другой (под атмосферным давлением), распложенный на более низком уровне. В зависимости от мощности насоса и пропускной способности трубопровода жидкость может просто «выбежать» из трубы, частично заполняя только поперечное сечение. Не зная ничего конкретного о технологии топик стартера, я сказал, что не очень удачное расположение СУ на "нисходящем" потоке. Запрета нет, я просто не рекомендую.

Теоретически не запрещено ставить СУ на "нисходящем" потоке жидкости. Однако, ГОСТ 8.586.1-2005, пункт 7.1.2. говорит, что «При этом ИТ должен быть полностью заполнен средой». В практической жизни я вижу опасность того, что ИТ не будет все время полностью заполнен средой. Поэтому, я бы никогда не ставил СУ на "нисходящем" потоке жидкости. Но, это мое мнение. Другие имеют право рассуждать по-другому .

Конечно нет (см. ГОСТ 8.586.1-2005, пункт 6.2.2.), но в технологических процессах бывают нештатные ситуации .

Для жидкости не очень удачное расположение если диафрагма на падающем потоке. Если у вас может появляться газ в потоке, то возможно, что жидкость не заполняет все поперечное сечение трубы все время. Для жидкости более удачно восходящий поток. Нет такого общего правила, что нельзя ставить диафрагму на падающем потоке. Посмотрите ГОСТ 8.586.1-2005, пункт 7.1.2. и ГОСТ 8.586.5-2005, приложение Г.

Какая у вас среда? Газ, жидкость или пар?

Датчик температуры встроенный в плотномер смонтирован на внешней поверхности проточной трубы плотномера. В зависимости от разности температуры нефти и окружающего воздуха и от того какую теплоизоляцию имеет плотномер встроенный датчик температуры будет показывать что-нибудь между температурой нефти и окружающего воздуха. Датчик температуры на входе плотномера наверно погружен в поток нефти. Я думаю, что его показания надо брать как измеренную температуру нефти. Показания датчика температуры встроенный в плотномер можно использовать для коррекции по температуре показания плотномера.

Какой у вас расходомер? Какой тип выходного сигнала подключается к вычислителю? Если импульсный, то какой у вас К-фактор (импульсы/т или /м3)? Вычислитель показывает только целые тонны или дробную часть тоже? За какой период времени вы наблюдайте 1 т разницу? Если, например, за час, то есть-ли разница в количестве за сутки, за месяц? Сколько тонн в общем за этот период измеряется? Какой у вас расход в среднем? Основный и резервный вычислитель получает сигнал от общего датчика давления и температуры, или каждый имеет свои датчики? В общем, опишите поподробнее вашу измерительную систему, чтобы могли подумать о причине расхождения.

А зачем вам таблицы? В тексте даны уравнения расчета (по которым и таблицы составлены). Запрограммируйте уравнения в Excel и считайте плотности. Таблицы можете использовать для проверки правильности ваших расчетов.

Прибор был калиброван CF-1, другой просто не закапаешь, RNA Control применялся для рутинной проверки точности перед работой. Методику поверки прилагаю. Пробоподготовка также была соблюдена согласно инструкции по применению. Методика поверки очевидно не подходит для NanoDrop Lite. Никаких пошедшей пиков нельзя проанализировать, потому что NanoDrop Lite не подключается к компьютеру. Из инструкции по эксплуатации я вижу только два нюанса что может помочь: - тщательная прочистка поверхности куда вводится проба (см. раздел Reconditioning в приложенной инструкции) - проверить, что перед калибровкой правильно ли ввели Target Abs с пузырек CF-1 (см. Figure 20 в приложенной инструкции). NanoDrop_manual_en.pdf

Какая у вас версия прошивки в QSONICplus? Если старше чем 2.8 то готовитесь к частым перебоям в работе счетчика. Выясним. Процедура изменения коэффициент пересчета импульсного сигнала подразумевает внеочередную поверку расходомера или замены паспорта прибора? Что вы имеете ввиду? Если просто меняете число импульсов соответствующий одному кубометру газа (скажем было 100 импульсов/м3 и сделайте 1000 импульсов/м3) на импульсном выходе счетчика, то внеочередная поверка не нужно. Вы не меняйте метрологическую характеристику счетчика. Да, изменился только коэффициент пересчета импульсного сигнала. Как такие изменения должны быть отражены в паспорте УЗПР? Кем? Данная характеристика там прописана. Тот, кто сделал эту перестановку (наверно наладчик при запуске счетчика) пусть подготовит протокол (записку) где зафиксирует изменение коэффициент пересчета. А вы приложите этот протокол к паспорту.

Какая у вас версия прошивки в QSONICplus? Если старше чем 2.8 то готовитесь к частым перебоям в работе счетчика. Выясним. Процедура изменения коэффициент пересчета импульсного сигнала подразумевает внеочередную поверку расходомера или замены паспорта прибора? Что вы имеете ввиду? Если просто меняете число импульсов соответствующий одному кубометру газа (скажем было 100 импульсов/м3 и сделайте 1000 импульсов/м3) на импульсном выходе счетчика, то внеочередная поверка не нужно. Вы не меняйте метрологическую характеристику счетчика.

Какая у вас версия прошивки в QSONICplus? Если старше чем 2.8 то готовитесь к частым перебоям в работе счетчика.

Вчера вечером заработал .

Наконец то: Page_3_4_AGA8.pdf

Область применения и неопределенность в разных диапазонах давлений и температур см. в приложении. Вопрос непонятный. Разъясните пожалуйста. Не могу загрузить файл. Может попозже получится. Большое спасибо за ответ! Коэффициенты xi, xj в формуле (47). Просто в описании ГОСТ 30319.0 дается, что это просто компоненты i, j. И если что такое xi по контексту встречается - молярная доля i-го компонента, то что такое xj я не встречал. Еще раз большое спасибо! xj это молярная доля j-го компонента Учтите в формуле (47) и также в (51), (52), (53) имеется двойная суммирование, по i и по j. Спасибо большое! Т.е. xi - это молярная доля, я так понимаю, основного компонента (например Метан), а xj остальных компонентов в составе природного газа? Не совсем. Двойная сумма это значит: - по i берется первый компонент. Для него по j берется 1., 2., … N. компонент. Потом - по i берется второй компонент. Для него по j берется 1., 2., … N. компонент. - И так далее пока по i перебрали все компоненты от 1-ого по N-ого.

Область применения и неопределенность в разных диапазонах давлений и температур см. в приложении. Вопрос непонятный. Разъясните пожалуйста. Не могу загрузить файл. Может попозже получится. Большое спасибо за ответ! Коэффициенты xi, xj в формуле (47). Просто в описании ГОСТ 30319.0 дается, что это просто компоненты i, j. И если что такое xi по контексту встречается - молярная доля i-го компонента, то что такое xj я не встречал. Еще раз большое спасибо! xj это молярная доля j-го компонента Учтите в формуле (47) и также в (51), (52), (53) имеется двойная суммирование, по i и по j.

И сегодня, воскресение загрузка все еще не работает. Кто-нибудь следит за этими неполадками?

Второй день уже пытаюсь загрузить файл. Получаю сообшение: Ошибка Вы не выбрали файл для загрузки Я конечно выбрал файл для загрузки. Что делать?

Область применения и неопределенность в разных диапазонах давлений и температур см. в приложении. Вопрос непонятный. Разъясните пожалуйста. Не могу загрузить файл. Может попозже получится.

= Normal Cubic Meters per Hour Это и есть нм3/ч по-нашенски. так то да, только вот беда, у нас нормальные условия это 0,1 МПа и 15 град.цельсия, а стандартные 0,1 МПа и 20 град. цельсия. вот и возникает у человека вопрос, как считать. У нас по ГОСТ принято приводить газ к стандартным условиям, а не к нормальным. И беда еще в том, что термины «стандартные», «нормальные» разные фирмы, люди могут интерпретировать по-разному. Например, в США при выражении объема природного газа используют не менее 9 «стандартных» давлений (14.4, 14.65, 14.696, 14.7, 14.73, 14.7347, 14.735, 14.9, 15.025 PSIA). Если хотите быть абсолютно уверены, тогда надо выяснить, что диапазон 0 – 4000 NCMH при какой температуре и давлении имеется ввиду. Иначе мы только гадаем.

.docx GOST_30319.2-2015.docx.zip

Здесь например http://www.steamtablesonline.com/steam97web.aspx?lang=ru вы можете рассчитать онлайн скорость звука и все прочие свойства воды.

Нет пока ничего. Я не могу никак увязать все: мне нужно МВИ при учетных операциях?! Если измеряем объем газа одним из методов (ГОСТ Р8.741), например, измерение объема газа с помощью СИ объема при рабочих условиях с последующим определением объема при стандартных условиях, то, как быть тогда, с килограммами (которые так же нужны)? В качестве СИ измерения объема планируется (возможно) комплекс заправки и учета газа, основанный на массовом расходомере Optigas4010C. МВИ нет. Я конечно понимаю, что зная объем, плотность с паспорта качества (допустим), массу найти просто. Но необходимо же еще, наверно, учитывать и давление, температуру и еще что ни будь... Пыталась найти какие-ни будь примеры (образцы) расчета, но пока тщетно. Если вы измеряйте массовый расход газа, тогда объемный расход при с.у. получается просто делением на плотность при с.у. См. ГОСТ Р 8.741-2011 уравнение (3). Температура и давление для расчета не нужны.

Посмотрите в приложении ISO 9300 Annex D. Может быть, вам нужно как раз это формула. Стоит посмотреть стандарт в целиком. ISO_9300_Annex_D.pdf