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.

Это уже ближе - что-типа плакатов - мне нравится.

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.

23. Датчик расхода газа

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.

Вы случайно не писали Расчет СУ? Меня интересует в какой последовательности он делается!!! В организации своей не могу найти человека, который может ответить на мои вопросы...)))

А программа предприятию нужна как ни странно))))

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 самом деле, я точно не знаю, надо ли прописывать Aga8-92DC и ВНИЦ СМВ. И как часто они используются?!

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.

Разница не только в таблицах данных. В этих методах молярная плотность рассчитывается итерационным методом.

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

Спасибо разобрался с NX-19 и Gerg

Теперь пытаюсь отладить Aga8-92DC и ВНИЦ СМВ...Критические параметры компонентов, параметры бинарного взаимодействия вы как-нибудь в проге храните?(в базе, например).

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.

Спасибо за код! А зачем в нем есть DTa := ABS (DTa) ,если в условиях есть проверка по отрицательному DTa?

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.

При расчете по методу NX-19 мод. фактор сжимаемости при рабочих условия для природного газа получается 0.004...! По Гостам должно быть порядка 0.9...! Проверяю все предшествующие коэффициенты (псевдокритич, и т.д.)- они сходятся! При расчете F, попадаю во второе условие. М.б. конечно ГОСТ 30319.2-с опечатками. Если возможно, вышлите мне оригинал.

И второй вопрос возник по методу Gerg-91мод.-какую в итоге формулу в нем использовать для расчета фактора сжимаемости и откуда берется молярная плотность?

Если я где-то задаю некорректные вопросы, Вы говорите. Я просто в этой области всего месяц: нужно написать программу расчета расхода и количества жидкостей и газов...!!! Спасибо за понимание!

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;

У меня возникло кучу вопросов по методам расчета коэффициента сжимаемости природного газа

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.

По договору в Газпроме, как я знаю, за опаздания на 15 мин можно лишится 30 проц. зарплаты, что тут говорить о выпивке. Хотя Газпром большой и разнообразный. Считаю, описанное выше бред. Так в тенденцию про Россию, что пьют все

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

1. МИ 2769 Рекомендация. ГСОЕИ Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности (из кг/м3 в API) и массы (из тонн в барелли).

Отменен, взамен действует ГОСТ Р 8.599-2003:

прикрепить не удается, см. в разделе "файлы".

2. Заставляют кто ответственный за узел учета газа по месту - потребитель, утеплять газопровод, или проложить рядом трубу с отоплением или делать изоляцию.

3. Когда корректор показывает нештатную ситуацию, я и поребитель газа должны вести расчет по нагрузке газопотребляющего оборудования, соствлять по этому делу акт, выявлять обьснять что и почему и устранять.

5. Совместно с потребителем газа реботать с заводом и заказать счетчики по газу которые погут работать при более низкой температуре газа..

6. В случае появления узлов учета газа не с корректором ЕК а например с ИМ2300 принимать меры возможности снятяй показаний с ИМ2300. Должны все сами делать и узнавать и закупать.

Это все поребовал и скоро будет предписание начальника технического управления.

Мой вывод увольнение после мая месяца.....

Разбаланс уже 8.000.000 ужас...

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?

Наверно только в ЦСМах ее клеят, а при поверке самими производителями - ее не клеят.

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.

Для аттестации стенда требуется поверить манометр, который входит в его состав

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

Нужна методика для датчиков давления

Для каких? :'(

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

А подстановочную температуру они просят поставить -20 ввиду того что зимой у нас до -45 и много газопроводов наружнего исполнения, прокладки и соответственно всегда внештатная ситуация по температуре газа.

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.

Спасибо понял. Но как ни странно метрологи и говорят что это должен делать я, так как я независим ни от поставщика газа ни от потребителя...Ни кто не хочет брать на себя ответственность что у нас раабаланс в 6.000.000 по газу. Метрологи поставщика и потребителя сказали что это из-за плотности и температуры. Но по руководству завода изготовителя за это они отвечают, но не я сьемщик я констатирую факты, и делаю заключение, что иногда те или иные парметры газа не в норме. Что подтверждаю распечатой из СОДЭК. Трудно доказать людям что надо читать инструкции завода изготовителя.

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.

Добрый день. Извините за беспокойство возник вопрос о необходимости реально раз в месяц вносить изменения в корректор ЕК260, ЕК88 данные с паспорта на газ. Как сильно влияет реальная плотность газа по паспорту и подстановочная температура на вычисленный расход газа на ту плотность и температуры что указанна в корректоре? Температуру изменили с +20 на -20. А плотность установлена на заводе 0,687 установили сейчас согласно паспорту 0,6900 кг/м3.

Поскольку в виду особенности корректора данные параметры должен изменять поставщик газа. У меня возникает вопрос почему я лицо которое только считывает данные, показания с корректоров и предоставляет отчет на бумажном носителе должен изменять эти параметры? Подскажите свои мнения и кто нибудь сталкивался с данной проблемой? Заранее спасибо за ответ и замечания.

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.