Перейти к контенту

Коэффициент сжимаемости газа


29 сообщений в этой теме

Рекомендуемые сообщения

Доброго времи суток, необходима реализоват метод расчета коэф сжимаемости по методу AGA8-92DC. В примере реализации по ГОСТ 30319.2-96 идет суммирование неосновных компонентов. В самом же описании такого нет. Кто-то сталкивался с такой проблемой?

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Доброго времи суток, необходима реализоват метод расчета коэф сжимаемости по методу AGA8-92DC. В примере реализации по ГОСТ 30319.2-96 идет суммирование неосновных компонентов. В самом же описании такого нет. Кто-то сталкивался с такой проблемой?

ISO 12213-2 (что является имплементацией AGA8-92DC в международный стандарт) дает указание на то, что делать с неосновными компонентами. См. в приложении.

Хотя разработчики примера реализации в ГОСТе не придерживались к этим правилам.

Вообще не понятно, почему они брали те 25 компонентов, почему не больше или меньше?

Pages from ISO_12213-2_2006(E)-Character_PDF_document.pdf

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Спасибо большое, пример в ГОСТе вообще отдельный разговор. Пытаюсь написать программу по реализации всех методов расчета, а вот данных ГОСТа не всегда хватает.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Еще вопрос возник относительно неосновных компонентов - к чему можно прибавить водород и диоксид серы?

Изменено пользователем Iam
Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Еще вопрос возник относительно неосновных компонентов - к чему можно прибавить водород и диоксид серы?

Водород ни кчему не надо прибавить. Водород один из 21-ого компонентов AGA8-92DC.

А вот диоксид серы хороший вопрос. Вообшем-то SO2 обычно отсуствует в природном газе.

В литературе я не нашел указание куда его прибавить. Наверно потому, что он не компонент природного газа.

Если вас настаивают включить в компоненты то я прибавил бы к СО2.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

У меня задача - реализовать метод исключительно по ГОСТ, а вот в ГОСТ в таблице А2 нет водорода как компонента газа. Странно, но описание метода в ГОСТ и ISO сильно отличаются, боюсь не вписаться в погрешность

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

У меня задача - реализовать метод исключительно по ГОСТ, а вот в ГОСТ в таблице А2 нет водорода как компонента газа. Странно, но описание метода в ГОСТ и ISO сильно отличаются, боюсь не вписаться в погрешность

Да, в таблице А.2 водорода нет. Но в листинге программы водород есть.

Если в ГОСТ-е написано чуж вы будете реализовать чуж в своей программе?

Например в примере расчета Д.2 пишется: «Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520». Что за среднее значение?

Другой пример: «Погрешность расчета - 0,08 %». Это никак не погрешность расчета. Погрешность расчета может появляться из-за ограниченной точности изображения цифр.

Я бы взял первоисточник, т.е. Report № 8 AGA и реализовал бы расчет изложено там. И проверил бы свою реализацию на примерах AGA 8.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

  • 1 год спустя...

У меня задача - реализовать метод исключительно по ГОСТ, а вот в ГОСТ в таблице А2 нет водорода как компонента газа. Странно, но описание метода в ГОСТ и ISO сильно отличаются, боюсь не вписаться в погрешность

Да, в таблице А.2 водорода нет. Но в листинге программы водород есть.

Если в ГОСТ-е написано чуж вы будете реализовать чуж в своей программе?

Например в примере расчета Д.2 пишется: «Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520». Что за среднее значение?

Другой пример: «Погрешность расчета - 0,08 %». Это никак не погрешность расчета. Погрешность расчета может появляться из-за ограниченной точности изображения цифр.

Я бы взял первоисточник, т.е. Report № 8 AGA и реализовал бы расчет изложено там. И проверил бы свою реализацию на примерах AGA 8.

Может ли кто-нибудь выслать на личную почту данный норматив?

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

У меня задача - реализовать метод исключительно по ГОСТ, а вот в ГОСТ в таблице А2 нет водорода как компонента газа. Странно, но описание метода в ГОСТ и ISO сильно отличаются, боюсь не вписаться в погрешность

Да, в таблице А.2 водорода нет. Но в листинге программы водород есть.

Если в ГОСТ-е написано чуж вы будете реализовать чуж в своей программе?

Например в примере расчета Д.2 пишется: «Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520». Что за среднее значение?

Другой пример: «Погрешность расчета - 0,08 %». Это никак не погрешность расчета. Погрешность расчета может появляться из-за ограниченной точности изображения цифр.

Я бы взял первоисточник, т.е. Report № 8 AGA и реализовал бы расчет изложено там. И проверил бы свою реализацию на примерах AGA 8.

Может ли кто-нибудь выслать на личную почту данный норматив?

Да, если напишите адрес.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

У меня задача - реализовать метод исключительно по ГОСТ, а вот в ГОСТ в таблице А2 нет водорода как компонента газа. Странно, но описание метода в ГОСТ и ISO сильно отличаются, боюсь не вписаться в погрешность

Да, в таблице А.2 водорода нет. Но в листинге программы водород есть.

Если в ГОСТ-е написано чуж вы будете реализовать чуж в своей программе?

Например в примере расчета Д.2 пишется: «Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520». Что за среднее значение?

Другой пример: «Погрешность расчета - 0,08 %». Это никак не погрешность расчета. Погрешность расчета может появляться из-за ограниченной точности изображения цифр.

Я бы взял первоисточник, т.е. Report № 8 AGA и реализовал бы расчет изложено там. И проверил бы свою реализацию на примерах AGA 8.

Может ли кто-нибудь выслать на личную почту данный норматив?

Да, если напишите адрес.

BigManRF@yandex.ru Интересует Report № 8 AGA

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

У меня задача - реализовать метод исключительно по ГОСТ, а вот в ГОСТ в таблице А2 нет водорода как компонента газа. Странно, но описание метода в ГОСТ и ISO сильно отличаются, боюсь не вписаться в погрешность

Да, в таблице А.2 водорода нет. Но в листинге программы водород есть.

Если в ГОСТ-е написано чуж вы будете реализовать чуж в своей программе?

Например в примере расчета Д.2 пишется: «Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520». Что за среднее значение?

Другой пример: «Погрешность расчета - 0,08 %». Это никак не погрешность расчета. Погрешность расчета может появляться из-за ограниченной точности изображения цифр.

Я бы взял первоисточник, т.е. Report № 8 AGA и реализовал бы расчет изложено там. И проверил бы свою реализацию на примерах AGA 8.

Может ли кто-нибудь выслать на личную почту данный норматив?

Да, если напишите адрес.

Просмотрел присланный отчет. Появился вопрос, подскажи если знаешь... Report № 8 AGA и ISO 20765-1:2005 имеют разный порядок и значения коэфициентов бинарного взаимодействия. При этом ISO 20765-1:2005 более свежий документ. Чем это обусловлено и есть разница какие значения применять? И если рассчитывать коэффициент сжатия по ГОСТ 30319.1 нужно применять соответственно ГОСТ 30319.2 (что априори невозможно, т.к. при переносе данных с Report № 8 AGA допущены ошибки). И все же что будет более верным решением, какой документ применить Report № 8 AGA или ISO 20765-1:2005? При этом нужно учитывать что ISO 20765-1:2005 полностью соответствует ГОСТ Р 8.662-2009, т.е. документ полностью ратифицирован на территории РФ, а оба ГОСТа равноправны и имеют рекомендательный характер.

ISO 20765-1.pdf

Изменено пользователем PavelBorodin
Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

У меня задача - реализовать метод исключительно по ГОСТ, а вот в ГОСТ в таблице А2 нет водорода как компонента газа. Странно, но описание метода в ГОСТ и ISO сильно отличаются, боюсь не вписаться в погрешность

Да, в таблице А.2 водорода нет. Но в листинге программы водород есть.

Если в ГОСТ-е написано чуж вы будете реализовать чуж в своей программе?

Например в примере расчета Д.2 пишется: «Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520». Что за среднее значение?

Другой пример: «Погрешность расчета - 0,08 %». Это никак не погрешность расчета. Погрешность расчета может появляться из-за ограниченной точности изображения цифр.

Я бы взял первоисточник, т.е. Report № 8 AGA и реализовал бы расчет изложено там. И проверил бы свою реализацию на примерах AGA 8.

Может ли кто-нибудь выслать на личную почту данный норматив?

Да, если напишите адрес.

Просмотрел присланный отчет. Появился вопрос, подскажи если знаешь... Report № 8 AGA и ISO 20765-1:2005 имеют разный порядок и значения коэфициентов бинарного взаимодействия. При этом ISO 20765-1:2005 более свежий документ. Чем это обусловлено и есть разница какие значения применять? И если рассчитывать коэффициент сжатия по ГОСТ 30319.1 нужно применять соответственно ГОСТ 30319.2 (что априори невозможно, т.к. при переносе данных с Report № 8 AGA допущены ошибки). И все же что будет более верным решением, какой документ применить Report № 8 AGA или ISO 20765-1:2005? При этом нужно учитывать что ISO 20765-1:2005 полностью соответствует ГОСТ Р 8.662-2009, т.е. документ полностью ратифицирован на территории РФ, а оба ГОСТа равноправны и имеют рекомендательный характер.

Для каких компонентов вы нашли расхождения в коэффициенте бинарного взаимодействия ISO 20765-1 и AGA8?

Содержание Table D-3 ISO 20765-1 и Table 6 AGA8, по моему, идентичное. Я не проверил все цифры, но в тех что проверил, расхождение не нашел.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

У меня задача - реализовать метод исключительно по ГОСТ, а вот в ГОСТ в таблице А2 нет водорода как компонента газа. Странно, но описание метода в ГОСТ и ISO сильно отличаются, боюсь не вписаться в погрешность

Да, в таблице А.2 водорода нет. Но в листинге программы водород есть.

Если в ГОСТ-е написано чуж вы будете реализовать чуж в своей программе?

Например в примере расчета Д.2 пишется: «Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520». Что за среднее значение?

Другой пример: «Погрешность расчета - 0,08 %». Это никак не погрешность расчета. Погрешность расчета может появляться из-за ограниченной точности изображения цифр.

Я бы взял первоисточник, т.е. Report № 8 AGA и реализовал бы расчет изложено там. И проверил бы свою реализацию на примерах AGA 8.

Может ли кто-нибудь выслать на личную почту данный норматив?

Да, если напишите адрес.

Просмотрел присланный отчет. Появился вопрос, подскажи если знаешь... Report № 8 AGA и ISO 20765-1:2005 имеют разный порядок и значения коэфициентов бинарного взаимодействия. При этом ISO 20765-1:2005 более свежий документ. Чем это обусловлено и есть разница какие значения применять? И если рассчитывать коэффициент сжатия по ГОСТ 30319.1 нужно применять соответственно ГОСТ 30319.2 (что априори невозможно, т.к. при переносе данных с Report № 8 AGA допущены ошибки). И все же что будет более верным решением, какой документ применить Report № 8 AGA или ISO 20765-1:2005? При этом нужно учитывать что ISO 20765-1:2005 полностью соответствует ГОСТ Р 8.662-2009, т.е. документ полностью ратифицирован на территории РФ, а оба ГОСТа равноправны и имеют рекомендательный характер.

Для каких компонентов вы нашли расхождения в коэффициенте бинарного взаимодействия ISO 20765-1 и AGA8?

Содержание Table D-3 ISO 20765-1 и Table 6 AGA8, по моему, идентичное. Я не проверил все цифры, но в тех что проверил, расхождение не нашел.

Прошу прощение за то что ввел в заблуждение. Действительное коэффициенты совпадают, смутил порядок компонентов. Еще раз спасибо за помощь в поиске AGA8.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

  • 1 месяц спустя...

Коллеги, добрый день!

Задам вопрос в данной ветке. На сегодняшний день имеем следующее:

Есть СИКГ, в состав которой входят вычислители расхода FloBoss S600+.

Для вычисления коэффициента сжимаемости в данных вычислителях реализован алгоритм, основанный на уравнении состояния AGA8, указанный в Свидетельстве об утверждении типа средств измерений на FloBoss S600+ и описанный в ГОСТ 8.662-2009(формула 27). При этом согласно ГОСТ 30319.2-96 (формула 45) для вычисления коэффициента сжимаемости необходимо применять уравнение состояния AGA8-92DC.

Данные уравнения имеют различие в подстрочных индексах обозначающих номер коэффициента в уравнении состояния.

Прошу дать комментарии, есть ли различия между данными методами и какое влияние они могут оказывать при вычислении коэффициента сжимаемости по методу AGA8-92DC указанному в ГОСТ 30319.2-96 от AGA8, указанному в свидетельстве об утверждении типа средств измерений на FloBoss S600+.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Коллеги, добрый день!

Задам вопрос в данной ветке. На сегодняшний день имеем следующее:

Есть СИКГ, в состав которой входят вычислители расхода FloBoss S600+.

Для вычисления коэффициента сжимаемости в данных вычислителях реализован алгоритм, основанный на уравнении состояния AGA8, указанный в Свидетельстве об утверждении типа средств измерений на FloBoss S600+ и описанный в ГОСТ 8.662-2009(формула 27). При этом согласно ГОСТ 30319.2-96 (формула 45) для вычисления коэффициента сжимаемости необходимо применять уравнение состояния AGA8-92DC.

Данные уравнения имеют различие в подстрочных индексах обозначающих номер коэффициента в уравнении состояния.

Прошу дать комментарии, есть ли различия между данными методами и какое влияние они могут оказывать при вычислении коэффициента сжимаемости по методу AGA8-92DC указанному в ГОСТ 30319.2-96 от AGA8, указанному в свидетельстве об утверждении типа средств измерений на FloBoss S600+.

Методика расчета фактора сжимаемости AGA8-92DC в первые было опубликовано в издании

STARLING, K.E. and SAVIDGE, J.L. Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases. American Gas Association Transmission Measurements Committee Report No. 8, Second Edition, November 1992, and Errata No. 1, June 1993, Arlington

На основании AGA Report No. 8 было разработана международный стандарт: ISO 12213-2:2006 Natural gas — Calculation of compression factor — Part 2: Calculation using molar-composition analysis

Эти две издания описывают только расчет фактора сжимаемости. Для вывода уравнения фактора сжимаемости было использовано уравнение состояния в виде свободной энергии Гельмголца. Это уравнение позволяет рассчитывать не только фактора сжимаемости, но также другие термодинамические свойства газа (энтропия, энтальпия, теплоемкости, и т.д.).

Стандарт ISO 20765-1:2005 Natural gas — Calculation of thermodynamic properties — Part 1: Gas phase properties for transmission and distribution applications излагает все эти расчеты.

ГОСТ Р 8.662-2009 по содержанию идентично ISO 20765-1:2005.

Все четыре издания имеют идентичные уравнения и идентичные таблицы констант для расчета фактора сжимаемости.

ГОСТ 30319.2-96 пишет, что излагает уравнение состояния AGA8-92DC, но в библиографии не ссылается ни на один из выше изложенных источников, а ссылается на рабочий документ рабочий группы ИСО ([15] ICO/TC 193 SC1 № 62. Natural gas - calculation of compression factor. Part 2: Calculation using a molar composition analysis.) Оригинальный AGA8-92DC разработан для 21 компонентов, ГОСТ 30319.2-96 AGA8-92DC в Таблице А.2 указывает только 18 компонентов (н-нонан, н-декан и водород опушено), а в Таблице А.3 (параметры бинарного взаимодействия) опушено всего 5 компонентов (н-нонан, н-декан, водород, сероводород и вода). Из-за этих опушенных пяти компонентов ГОСТ имеет 53 линий в Таблице А.1 а оригинал имеет 58. Эта и есть причина разницы в индексах суммирования.

В конечном итоге AGA8-92DC в ГОСТ 30319.2-96 является какой-то лимитированной версией оригинального метода AGA8-92DC. Если у вас газ не содержит н-нонан, н-декан, водород, сероводород и воду, то можно использовать AGA8-92DC по ГОСТ 30319.2-96. Он дает идентичный результат с оригинальным AGA8-92DC. Для газа с содержанием н-нонан, н-декан, водород, сероводород и вода, AGA8-92DC по ГОСТ 30319.2-96 нельзя использовать.

Очевидно, Emerson в своем S600+ осуществил полную, оригинальную версию AGA8-92DC. Можно сказать, что он полностью соответствует AGA8-92DC в ГОСТ 30319.2-96.

Что касается опушённых 5 компонентов и ссылку на рабочий документ за место оригинального стандарта в ГОСТ 30319.2-96, я уверен, это было «хитрость» разработчиков стандарта. Они хотели создать что-то другое чем оригинальный стандарт с целью избежание проблемы с авторским правом. Получилось это не очень грамотно. Из Таблицы А.2 тоже надо было стереть данные для сероводорода и воды. Если кто-нибудь из них читает пост может опровергает меня и дает другое объяснение.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Коллеги, добрый день!

Задам вопрос в данной ветке. На сегодняшний день имеем следующее:

Есть СИКГ, в состав которой входят вычислители расхода FloBoss S600+.

Для вычисления коэффициента сжимаемости в данных вычислителях реализован алгоритм, основанный на уравнении состояния AGA8, указанный в Свидетельстве об утверждении типа средств измерений на FloBoss S600+ и описанный в ГОСТ 8.662-2009(формула 27). При этом согласно ГОСТ 30319.2-96 (формула 45) для вычисления коэффициента сжимаемости необходимо применять уравнение состояния AGA8-92DC.

Данные уравнения имеют различие в подстрочных индексах обозначающих номер коэффициента в уравнении состояния.

Прошу дать комментарии, есть ли различия между данными методами и какое влияние они могут оказывать при вычислении коэффициента сжимаемости по методу AGA8-92DC указанному в ГОСТ 30319.2-96 от AGA8, указанному в свидетельстве об утверждении типа средств измерений на FloBoss S600+.

Методика расчета фактора сжимаемости AGA8-92DC в первые было опубликовано в издании

STARLING, K.E. and SAVIDGE, J.L. Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases. American Gas Association Transmission Measurements Committee Report No. 8, Second Edition, November 1992, and Errata No. 1, June 1993, Arlington

На основании AGA Report No. 8 было разработана международный стандарт: ISO 12213-2:2006 Natural gas — Calculation of compression factor — Part 2: Calculation using molar-composition analysis

Эти две издания описывают только расчет фактора сжимаемости. Для вывода уравнения фактора сжимаемости было использовано уравнение состояния в виде свободной энергии Гельмголца. Это уравнение позволяет рассчитывать не только фактора сжимаемости, но также другие термодинамические свойства газа (энтропия, энтальпия, теплоемкости, и т.д.).

Стандарт ISO 20765-1:2005 Natural gas — Calculation of thermodynamic properties — Part 1: Gas phase properties for transmission and distribution applications излагает все эти расчеты.

ГОСТ Р 8.662-2009 по содержанию идентично ISO 20765-1:2005.

Все четыре издания имеют идентичные уравнения и идентичные таблицы констант для расчета фактора сжимаемости.

ГОСТ 30319.2-96 пишет, что излагает уравнение состояния AGA8-92DC, но в библиографии не ссылается ни на один из выше изложенных источников, а ссылается на рабочий документ рабочий группы ИСО ([15] ICO/TC 193 SC1 № 62. Natural gas - calculation of compression factor. Part 2: Calculation using a molar composition analysis.) Оригинальный AGA8-92DC разработан для 21 компонентов, ГОСТ 30319.2-96 AGA8-92DC в Таблице А.2 указывает только 18 компонентов (н-нонан, н-декан и водород опушено), а в Таблице А.3 (параметры бинарного взаимодействия) опушено всего 5 компонентов (н-нонан, н-декан, водород, сероводород и вода). Из-за этих опушенных пяти компонентов ГОСТ имеет 53 линий в Таблице А.1 а оригинал имеет 58. Эта и есть причина разницы в индексах суммирования.

В конечном итоге AGA8-92DC в ГОСТ 30319.2-96 является какой-то лимитированной версией оригинального метода AGA8-92DC. Если у вас газ не содержит н-нонан, н-декан, водород, сероводород и воду, то можно использовать AGA8-92DC по ГОСТ 30319.2-96. Он дает идентичный результат с оригинальным AGA8-92DC. Для газа с содержанием н-нонан, н-декан, водород, сероводород и вода, AGA8-92DC по ГОСТ 30319.2-96 нельзя использовать.

Очевидно, Emerson в своем S600+ осуществил полную, оригинальную версию AGA8-92DC. Можно сказать, что он полностью соответствует AGA8-92DC в ГОСТ 30319.2-96.

Что касается опушённых 5 компонентов и ссылку на рабочий документ за место оригинального стандарта в ГОСТ 30319.2-96, я уверен, это было «хитрость» разработчиков стандарта. Они хотели создать что-то другое чем оригинальный стандарт с целью избежание проблемы с авторским правом. Получилось это не очень грамотно. Из Таблицы А.2 тоже надо было стереть данные для сероводорода и воды. Если кто-нибудь из них читает пост может опровергает меня и дает другое объяснение.

Спасибо большое за столь развернутый ответ, это мне очень поможет в дальнейшей борьбе с "газовиками всея Руси"

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Спасибо большое за столь развернутый ответ, это мне очень поможет в дальнейшей борьбе с "газовиками всея Руси"

А зачем с ними бороться? Договорится нельзя :yes-yes:/>?

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

  • 11 месяцев спустя...

Здравствуйте Ув. Форумчане! Я разбираюсь с расчетом коэффициента сжатия природного газа для его вычислений в excel, с методом AGA8-92DC. Подскажите пожалуйста (я небольшой специалист в таких расчетах)из практики применения этого метода, подходит ли он для определения коэффициента сжатия в диапазоне давлений 1-250 кгс/см2 и температур -30 С - +40 С, плотностью > 0.7? И вопрос следующий, к чему относятся компоненты i, j? Спасибо! Заранее благодарю за ответы!

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Здравствуйте Ув. Форумчане! Я разбираюсь с расчетом коэффициента сжатия природного газа для его вычислений в excel, с методом AGA8-92DC. Подскажите пожалуйста (я небольшой специалист в таких расчетах)из практики применения этого метода, подходит ли он для определения коэффициента сжатия в диапазоне давлений 1-250 кгс/см2 и температур -30 С - +40 С, плотностью > 0.7? И вопрос следующий, к чему относятся компоненты i, j? Спасибо! Заранее благодарю за ответы!

Область применения и неопределенность в разных диапазонах давлений и температур см. в приложении.

к чему относятся компоненты i, j?

Вопрос непонятный. Разъясните пожалуйста.

Не могу загрузить файл. Может попозже получится.

Изменено пользователем jballa
Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Здравствуйте Ув. Форумчане! Я разбираюсь с расчетом коэффициента сжатия природного газа для его вычислений в excel, с методом AGA8-92DC. Подскажите пожалуйста (я небольшой специалист в таких расчетах)из практики применения этого метода, подходит ли он для определения коэффициента сжатия в диапазоне давлений 1-250 кгс/см2 и температур -30 С - +40 С, плотностью > 0.7? И вопрос следующий, к чему относятся компоненты i, j? Спасибо! Заранее благодарю за ответы!

Область применения и неопределенность в разных диапазонах давлений и температур см. в приложении.

к чему относятся компоненты i, j?

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!

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Здравствуйте Ув. Форумчане! Я разбираюсь с расчетом коэффициента сжатия природного газа для его вычислений в excel, с методом AGA8-92DC. Подскажите пожалуйста (я небольшой специалист в таких расчетах)из практики применения этого метода, подходит ли он для определения коэффициента сжатия в диапазоне давлений 1-250 кгс/см2 и температур -30 С - +40 С, плотностью > 0.7? И вопрос следующий, к чему относятся компоненты i, j? Спасибо! Заранее благодарю за ответы!

Область применения и неопределенность в разных диапазонах давлений и температур см. в приложении.

к чему относятся компоненты i, j?

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!

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Здравствуйте Ув. Форумчане! Я разбираюсь с расчетом коэффициента сжатия природного газа для его вычислений в excel, с методом AGA8-92DC. Подскажите пожалуйста (я небольшой специалист в таких расчетах)из практики применения этого метода, подходит ли он для определения коэффициента сжатия в диапазоне давлений 1-250 кгс/см2 и температур -30 С - +40 С, плотностью > 0.7? И вопрос следующий, к чему относятся компоненты i, j? Спасибо! Заранее благодарю за ответы!

Область применения и неопределенность в разных диапазонах давлений и температур см. в приложении.

к чему относятся компоненты i, j?

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.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Здравствуйте Ув. Форумчане! Я разбираюсь с расчетом коэффициента сжатия природного газа для его вычислений в excel, с методом AGA8-92DC. Подскажите пожалуйста (я небольшой специалист в таких расчетах)из практики применения этого метода, подходит ли он для определения коэффициента сжатия в диапазоне давлений 1-250 кгс/см2 и температур -30 С - +40 С, плотностью > 0.7? И вопрос следующий, к чему относятся компоненты i, j? Спасибо! Заранее благодарю за ответы!

Область применения и неопределенность в разных диапазонах давлений и температур см. в приложении.

к чему относятся компоненты i, j?

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?

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Здравствуйте Ув. Форумчане! Я разбираюсь с расчетом коэффициента сжатия природного газа для его вычислений в excel, с методом AGA8-92DC. Подскажите пожалуйста (я небольшой специалист в таких расчетах)из практики применения этого метода, подходит ли он для определения коэффициента сжатия в диапазоне давлений 1-250 кгс/см2 и температур -30 С - +40 С, плотностью > 0.7? И вопрос следующий, к чему относятся компоненты i, j? Спасибо! Заранее благодарю за ответы!

Область применения и неопределенность в разных диапазонах давлений и температур см. в приложении.

к чему относятся компоненты i, j?

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.

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Здравствуйте Ув. Форумчане! Я разбираюсь с расчетом коэффициента сжатия природного газа для его вычислений в excel, с методом AGA8-92DC. Подскажите пожалуйста (я небольшой специалист в таких расчетах)из практики применения этого метода, подходит ли он для определения коэффициента сжатия в диапазоне давлений 1-250 кгс/см2 и температур -30 С - +40 С, плотностью > 0.7? И вопрос следующий, к чему относятся компоненты i, j? Спасибо! Заранее благодарю за ответы!

Область применения и неопределенность в разных диапазонах давлений и температур см. в приложении.

к чему относятся компоненты i, j?

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.

Огромное Спасибо!

Ссылка на комментарий
Поделиться на других сайтах

Присоединиться к обсуждению

Вы можете ответить сейчас, а зарегистрироваться позже. Если у вас уже есть аккаунт, войдите, чтобы ответить от своего имени.

Гость
Ответить в этой теме...

×   Вы вставили отформатированный текст.   Удалить форматирование

  Допустимо не более 75 смайлов.

×   Ваша ссылка была автоматически заменена на медиа-контент.   Отображать как ссылку

×   Ваши публикации восстановлены.   Очистить редактор

×   Вы не можете вставить изображения напрямую. Загрузите или вставьте изображения по ссылке.

Загрузка...

Информация

  • Недавно просматривали   0 пользователей

    • Ни один зарегистрированный пользователь не просматривает эту страницу.

×
×
  • Создать...