Alex37

Как таковой норматиной док-ции описывающий этот процесс нет, что есть в ТО, какие то болезни определяются по опыту эксплуатации. Например Сапфиры, Метраны очень чуствительны к перепадам температур, периодически приходитая "0" выставлять и т.д. Мы для работы с узлами имеем несколько калибраторов (DPI со встроенным модулем бар. давления и температурным пробником, ПКД, MCX) и выключая подозрительный прибор из схемы, прогоняем по диапазону (dP,P) и исходя из результатов определяем дальнейшую судьбу СИ. Методика этой процедуры частично заимствована из МП и ТО. С другой стороны результаты поверки действуют на весь МПИ, и тут частенько возникают трения с контрагентами.

В пору внедрения компьютеров зачастую можно было видеть прикрепленные к монитору порядок нажимаемых клавиш и кнопок. Только по моему с СИ так нельзя! Должен быть отдел, сотрудник который отвечает за данную группу приборов и знает без плакатов всю симптоматику. Чем сложнее прибор тем длиннее плакат.

Если у Вас любой может обслуживать "датчик расхода", то с уверенностью можно ждать неприятностей. Некоторые котельные после такого обслуживания имеют КПД от 105%

Самое печальное, что вероятнее всего УБЭП прикроет это дело, т.к. для предъявления обвинения необходимо конкретное лицо, а приказа об "апгрейде" счетчика никто на издавал, документов нет - дела нет. У нас дело о хищении газа одним предприятием 2 года ходило по инстанциям, и было закрыто по той причине, что некому предъявить обвинение,хотя состав преступления подтверждал и ОБЭП и следственные органы прокуратуры и т.д. Сейчас на основе этого дела пробуем через арбитраж вернуть убытки. Печально, но у нас в стране создан и законодательно закреплен режим наибольшего благоприятсвования расхищению чужой собственности.

Я не понял: Вам нужна программа для расчета суточного расхода среды или для расчета СУ?? Это две большие разницы! В первом случае Вы можете сами писать программу и если контрагент согласен с получаемыми результатами - в добрый путь. Во втором случае не надо изобретать велосипед, он есть (см. предыдущий пост) заплатил и пользуйся. Но для рез-тов даже в этом случае, при использовании на коммерческом узле, я требую проверки в ЦСМ и отметки об этом. По вопросу писал ли я программы - расходом занимаюсь с 1995 г.и писал много программ и себе и другим. И наверное вправе дать один совет - прежде чем писать какую либо прикладную программу необходимо досконально влезть в тему, или заручиться помощью хорошего спеца, который и будет постановщиком задач которые Вы будете реализовывать.

На практике Aga8-92DC и ВНИЦ СМВ, на распределительных сетях не применяются, как в принципе и трансгазы их не используют тоже. Может в других регионах и по другому, но у нас так. Объяснить это можно тем, что на практике объем поставленного газа при взаиморасчетах округляется до целых значений, поэтому биться за второй знак после запятой нет смысла.

Так и хранить данные на каждом шаге итерации незачем, а вопрос был про сохранение...

Не изощряясь: Type Bnn=array [1..53] of Real ; Const Bn: Bnn=(.........); и Eij:array [1..17,1..17] of Real и в нетипизированном файле хранятся последние введенные данные о составе. Но в дальнейшем я отказался от расчетов по полному компонентному составу и оставил только NX и GERG, т.к. различие в результате минимально, а ввод 27 переменных по компонентному составу утомляет.

В приведенном куске есть ряд вещей которые остались от экспериментов проводившихся с основным телом программы и библиотеками. На конечный результат не влияет, поэтому чистить не стал.

Вот кусок кода из моей программы по расчету Ксж по NX19 и GERG91 где Ppkr, Tpkr - псевдокрит. Т и Р PresAMPa - абс.Р N_2, CO2, Roc - молярные доля азота, СО2 (рассчитываются из объемных по ГОСТ 30.319 приближенно = (об.%/100)) и плотность исходные данные беруться из паспорта качества R(Х,У) - функция возведения Х в степень У, в паскале напрямую нет, поэтому определена своя. На СИ не нашел в своих архивах, но если на нем пишите, то с паскаля перевети 2 сек. Function KzNX (TempK, PresAMPa, N_2, CO2, Roc : Real):Real; Stdcall; Var Ppkr, Tpkr,Pa, Ta, DTa, F0, Tet1, Tet0,B11, B0,B22, Z1, ZC, KZ : Real; begin Ppkr := 2.9585 * (1.608-(0.05994*Roc)+CO2-(0.392*N_2)); Tpkr := 88.25*(0.9915+(1.759*Roc)-CO2-(1.681*N_2)); Pa := 0.6714*PresAMPa/Ppkr+0.0147; Ta := 0.71892*TempK/Tpkr+0.0007; DTa := Ta-1.09; DTa := ABS (DTa); If ((Pa>=0) and (Pa<=2)) and ((DTa>=0)and (Dta<=0.3)) Then F0 := 0.00075*exp(2.3*ln(Pa))/exp(20*DTa)+0.00011*Sqrt(Dta)*sqr(Pa*(2.17-Pa+1.4*Sqrt(DTa))); If ((Pa>=0) and (Pa<1.3)) and ((DTa>=-0.25)and (Dta<0)) Then F0 := (0.00075*(exp(2.3*ln(Pa)))*(2-(exp(20*Dta))))+(1.317*Pa*(1.69-(sqr(Pa)))*R(Dta,4)); If ((Pa>=1.3) and (Pa<2)) and ((DTa>=-0.25)and (Dta<0)) Then F0:= ((0.00075*(exp(2.3*ln(Pa)))*(2-(exp(20*Dta))))+((0.455*(1.3-Pa))*(((1.69*R(2,1.25)))-sqr(Pa))))*((Dta*(0.03249+(18.028*sqr(DTa))))+(sqr(Dta)*(2.0167+(sqr(Dta)*(42.844+(200*sqr(DTa))))))); Tet1:= R(Ta,5)/(sqr(Ta)*(6.60756*Ta-4.42646)+3.22706); Tet0 := (sqr(Ta)*(1.77218-0.8879*Ta)+0.305131)*Tet1/R(Ta,4); B11 := 2*Tet1/3-Sqr(Tet0); B0 := Tet0*(Tet1-sqr(tet0))+0.1*Tet1*Pa*(F0-1); B22 := exp(0.3333333333333333333333*ln(B0+sqrt(sqr(B0)+R(B11,3))));; Z1 := sqr(1+0.00132/exp(3.25*ln(Ta)))*0.1*Pa/(B11/B22-B22+Tet0); ZC := 1-(sqr((0.0741*Roc)-0.006-(0.063*N_2)-(0.0575*CO2))); KZ := z1/zc; Result := KZ; end; Function KzGERG (TempK, PresAMPa, N_2, CO2, Roc : Real):Real; Stdcall; var B0, Z1, ZC, KZA2_, A2_1, B3, B23, XA, Ma, H, C_,B_, C233, T : Real; C223, SL, SL2, BL, BL2, C3, C2,C1, B2, B1,CM, BM, Bb, C0, A1, A0, A2, A2_, KZ : Real; CL, CL1, CL2, CL3, CL4, CL5 :Real; begin T := Sqr(TempK); XA := 1-N_2-CO2; ZC := 1-(sqr(0.0741*Roc-0.006-0.063*N_2-0.0575*CO2)); Ma := ((24.05525*ZC*Roc)-(28.0135*N_2)-(44.01*CO2))/XA; H:= 128.64+47.479*MA; C_ := 0.92+0.0013*(TempK-270); B_ := 0.72+1.875e-5*(320-TempK); C233 := 3.58783e-3+8.06674e-6*TempK-3.25798e-8*T; C223 := 5.52066e-3-1.68609e-5*TempK-1.57169e-8*T; C3 := 2.0513e-3+4888e-5*TempK-8.3703e-8*T; C2 := 7.8498e-3-3.9895e-5*TempK+6.1187e-8*T; SL:=(6.46422e-4-(4.22876e-6*TempK)+(6.88157e-9*T))*H; SL2:=(-3.32805e-7+(2.2316e-9*TempK)-(3.67713e-12*T))*Sqr(H); C1 := (-0.302488+(1.95861e-3*TempK)-(3.16302e-6*T))+SL+SL2; B3 := -0.86834+4.0376e-3*TempK-5.1657e-6*T; B23 := -0.339693+1.61176e-3*TempK-2.04429e-6*T; B2 := -0.1446+7.4091e-4*TempK-9.1195e-7*T; BL:= (8.77118e-4-5.56281E-6*TempK+8.8151e-9*T)*H; BL2:= (-8.24747e-7+(4.31436e-9*TempK)-(6.08319e-12*T))*Sqr(H); B1 := -0.425468+(2.865e-3*TempK)-(4.62073e-6*T)+BL+BL2; CL:=3*Sqr(XA)*N_2*C_*(R(Sqr(C1)*C2,0.333333333333)); CL1:= 2.76*Sqr(XA)*CO2*(R(Sqr(C1)*C3,0.3333333333333)); CL2:=3*XA*Sqr(N_2)*C_*(R(Sqr(C2)*C1,0.333333333333)); CL3:=6.6*XA*N_2*CO2*(R(C1*C2*C3,0.333333333333)); CL4:=2.76*XA*sqr(CO2)*(R(Sqr(C3)*C1,0.333333333333)); CL5:=(3*Sqr(N_2)*CO2*C223)+(3*N_2*Sqr(CO2)*C233); CM := (R(XA,3)*C1)+CL+CL1+CL2+CL3+CL4+(R(N_2,3)*C2)+CL5+(R(CO2,3)*C3); BM := (Sqr(XA)*B1)+(XA*N_2*B_*(B1+B2))-(1.73*XA*CO2*Sqrt(B1*B3))+(Sqr(N_2)*B2)+(2*N_2*CO2*B23)+(Sqr(CO2)*B3); Bb := (1000*PresAMPa)/(2.7715*TempK); C0 :=sqr(Bb)*CM; B0 := Bb*BM; A1 :=1+B0; A0 := 1+1.5*(B0+C0); A2_ := Sqrt(sqr(A0)-R(A1,3)); A2_1 := A0-A2_; A2 := R(A2_1,0.33333333333333); Z1 :=(1+A2+(A1/A2))/3; KZ := z1/zc; Result := KZ; end;

Вопросов там быть не может, в ГОСТ 30.319 все предельно ясно, даже есть листинг на Pascal. Я писал программы по РД 50.213, ГОСТ 8.563, ГОСТ 8.586 и самое незамысловатое это Ксж, вот свойства воды и пара по IAPWS97 это "песня". Так что задавайте конкетные вопросы помогу.

Так тож в Великом Газпроме, что в Москве на ул. Наметкина. А я как работник регионгаза подтверждаю, что доля правды в выложенном рассказе есть, а пара мест как зарисовка с натуры. Иногда нужно над собой смеяться

Немного юморной пост про метрологов РГК, и термоанемометр РГА :D

Выкладываю вышеупомяеутую методику, может поможет в борьбе P.S. Извините за такой выверт с тремя сообщениями, конторский прокси глюканул

Выкладываю вышеупомяеутую методику, может поможет в борьбе

Выкладываю вышеупомяеутую методику, может поможет в борьбе

Отменен, взамен действует ГОСТ Р 8.599-2003: прикрепить не удается, см. в разделе "файлы".

2. Это не решит проблемы, так как утепление газопровода не нагреет газ,а приостановит теплообмен с окружающей средой. При высокой скорости потока газа никакие трубы отопления не дадут эффекта, да и при низкой тоже, т.к. при южной прокладке разводящих газопроводов под открытым небом километры сетей, их то как нагреть? 3. Это может помочь, в сложившейся ситуевине посоветовал бы очень жестко считать, но не по нагрузке (которая переменнна, и неподтверждаемая документально), а по установленной мощности непломбированного газоиспользующего оборудования, т.е. по максимально возможной (в соответствие с п. 23 Правил поставки газа) и не за время работы ГИО а за время подачи газа (24 ч/сутки). 5. Дело не в счетчиках, а в ограничениях методов расчета коэффициента сжимаемости в соответствие с ГОСТ 30.319, именно этот алгоритм заложен во все корректора. Это решение вообще меня "умилило" , ни один корректор не будет считать при температуре ниже пороговой, а счетчики газа и без этого имеют исполнение от -40 град. С 6. А что ИМ2300 джин, что бы вот так вот вдруг появиться. Я про такой вычислитель не слышал, и прежде чем рекомендовать к установке о-о-очень внмательно изучил бы ТО на него, как в принципе и на любой другой. И последнее по порядку , но не по значению. А отностительно чьх показаний считается небаланс? ГРС? А там шерстили, где гарантии что у трансгаза все отлично? Нормативные потери в сетях учитываются, потери при ремонтах газопроводов (хоть они копейки посравнению с текущим небалансом)? Есть еще методика расписания небаланса, по моему в СПб, принцип - "каждый несет свой крест" не балансам в соответствии с погрешностьб измерения расхода. Завтра на работе посмотрю. Остается только посочуствовать, ибо если руководство и среднее звено -эффективные менеджеры - сломать их в одиночку практически нельзя. И если не секрет в каком регионе так веселятся, может помочь через РГК?

Отнюдь, многие серьезные отечественные производители СИ наносят голографическую наклейку.(Арзамас, Челябинск, Москва и т.д.) Фирмачи типа Эмерсон и т.д. не наносят, обходятся каучуковым клеймом. По крайней мере последняя их поставка была таковой в 4 кв. 2009 г.

А что в территориальном ЦСМ "все ушли на фронт" и поверкой больше не занимаются?

Для каких? :'(

Неплохо было бы если вместе с уведомлением, что тема перемещена, указывалось и ее новое место прописки.

Вероятнее всего, что возникновение внештатки обусловлено тем, что и NX-19 и GERG 91 имеют ограничение по температуре газа, и при температуре газа менее -24,5 град.С не применимы. В корректоре ЕК эти границы тоже отслеживаются, но в отличие от нормальных корркторов, сообщающих, что нештатка - некоректный расчет при такой температуре, то ЕК не конкретизирует этого. Выход в в подогревателях газа, или переносить ИК в отапливаемые помещения. Вполне возможно, что небаланс в 17 000 куб. м. в сутки обусловлен именно низкими теплературами газа (мене пороговой -24,5), а про плотность на этом этапе можно в принципе пока забыть.

Мне не ясен Ваш статус в цепочке Поставщик-Покупатель, почему обе стороны говорят,что Вам делать? Но в любом случае в договоре потавки газа Вас как стороны нет, и претезии, особенно Поставщика ставят меня в тупик. Разбаланс 6 млн. - это кубов или рублей, в месяц или за год? Назовите типоразмер счетчика, прикинуть возможность небаланся из-за плотности. Подстановочное значение при нормальной работе комплекса не используется, а если есть сомнения в величине измеряемой температуры, то это или через суд внеочередная проверка с протоколом входного контроля, или дублирующее СИТ.

1. Подстановочная температура - применяется в ЕК-260 начиная с версии ПО 3,11. Это то значение температуры, которое будет применятся для расчета объема газа только при возникновении нештатной ситуации по каналу температуры (в ЕК88 отсутствует), какие это ситуации посмотрите в ТО комплекс. Судя по значению этого параметра, Вы кподобились той самой унтер офицерской вдое, что высекла сама себя! 2. Плотность влияет и очень сильно. Попробуйте рассчитать объем по ф-ле 12 ПР 50.2.019 для разной плотности, увидите сами. 3.Надо понимать, сто паспорт качества газа дает данные о качественном сотаве за прошедший месяц. И поэтому решить с поставщиком какую условно-постоянную величину плотоности вносить. Если в газопроводе нет смешивания газов с разных месторождений, то и плотность меняется незначительно. 4. В соответствии с Правилами поставки, Правилами учета газа, договором поставки ответственность за правильность учета лежит на владельце этого измерительного комплекса (Спасение утопающих, дело рук самих утопающих). Так как Вы не только снимаете паказания , но и осуществляете коммерческий учет. 5. Я думая много вопросов у Вас снимется если нормально, без наездов, поговорить с метрологами региональной газовой компании.