Главная -> Словарь

Погрешность составляет

погрешность определения констант фазового равновесия при разделении угленодородов и получении продуктов высокой чистоты должна быть не более 2%, нефтяных фракций - не более 5%:

погрешность определения молекулярных масс узких фракций должна быть не выше 5%; погрешность определения энтальпии углеводородов должна быть не более 2%, нефтяных фракций - не более 5%.

Выполнен ;шализ различных методов расчетного и графического определения физико-химических и термодинамических свойств углеводородов и узких нефтяных фракций, сформулированы требования к точности их определения. Погрешность определения должна быть:

Погрешность определения содержания указанных металлов в топливах не превышает 50% для нижнего значения концентраций.

Относительная погрешность определения износа + 7% и критической нагрузки +10%.

Теплопроводность паров топлив над давлением удобно определять по графику, приведенному на рис. 2.18 . При этом погрешность определения не будет превышать 4%.

Для расчета энтальпии реактивных топлив рекомендуется использовать методику, разработанную американским нефтяным институтом . Она сводится к графическому нахождению энтальпии при заданной температуре по известным значениям плотности топлива при температуре 20 °С и величины: характеристического фактора. Погрешность определения энтальпии жидкости составляет в среднем 3%, паров ±12 кДж/кг. За начало отсчета энтальпии пара и жидкости в данной методике приняты ее значения при температуре минус 129 °С. Такой выбор позволяет избежать отрицательных значений энтальпии

Погрешность определения массы груза обусловлена не только погрешностями различных весов и дозаторов, но и применяемыми методами измерения, условиями, в которых измерения проводятся.

При соблюдении указанных норм точности измерения погрешность определения вместимости резервуара согласно МИ 1823— 87 составит для резервуаров вместимостью:

Предельная погрешность определения массы нефтепродукта при наибольшей суммарной массе взвешиваемых цистерн в составе до 2000 т должна быть не более ±0,5%.

где А — число резервуаров для данного сорта нефтепродукта, включенных в технологические операции приема—отпуска; *— погрешность определения массы в А-м резервуаре за счет погрешности метода измерения уровня нефтепродукта Н; но*— погрешность определения массы, обусловленная погрешностью определения объема заполненной нефтепродуктом части k-ro резервуара по градуировочной таблице на начало приема или отпуска и па момент сведения баланса; рн* и poh — погрешности определения массы, за счет погрешности метода определения плотности нефтепродукта в л-м резервуаре; рн* и ро*—погрешности определения массы, обусловленные погрешностью определения коэффициента объемного расширения нефтепродукта; pHft к ро* — погрешности определения массы, вызванные погрешностями измерения температуры; i.\Afp)TP*— погрешность определения массы из-за погрешности измерения плотности нефтепродукта в трубопроводной обвязке k-ro резервуара; •ноь — погрешность определения массы, обусловленная погрешностью калибровки трубопроводной обвязки /г-го резервуара; три л и )троь—погрешности определения массы, вызванные погрешностями определения коэффициента объемного расширения нефтепродукта в трубопроводной обвязке; трй — погрешность в определении массы нефтепродукта в трубопроводной обвязке k-ro резервуара, обусловленная погрешностью измерений температуры; .\т — абсолютная погрешность обработки результатов измерений.

Вычислив по этим уравнениям значения Я,сМ и К"с„, выбирают наименьшее из них. При использовании уравнений и для углеводородов максимальная погрешность составляет 10%. Теплопроводность газовых и жидких углеводородных смесей при давлении, превышающих атмосферное, вычисляют по обобщенному уравнению, основанному на законе соответственных состояний

указано выше . Общая погрешность составляет Ас =

При сернокислотном определении изобутилена средняя систематическая погрешность не превышает 0,1 мл для обычных газовых смесей, встречающихся па практике; для суммы пропилена, /«-бутилена и дивинила погрешность составляет 0,15 мл; для этилена 0,1 мл. Точность определения суммы всех углеводородов 0,2 мл.

Градуировочная характеристика и характеристики погрешности ТПР, определенные при поверке, соответствуют только условиям поверки. При эксплуатации ТПР в условиях, отличных от условий поверки, или при изменении условий эксплуатации фактическое значение коэффициента ТПР будет отличаться от определенного при поверке. При этом возникают дополнительные систематические погрешности, которые при определенных условиях могут значительно превышать основную погрешность ТПР. Например, для ТПР типа "Турбоквант" изменение коэффициента преобразования составляет 0,6-1,0 % на каждые 10мм /с. Таков же порядок дополнительной погрешности для других ТПР, не снабженных устройствами компенсации влияния вязкости . Поэтому дополнительные погрешности, обусловленные влиянием условий эксплуатации, должны быть исключены путем введения поправок в результаты измерений или другими методами. Наиболее полное исключение дополнительных погрешностей достигается поверкой ТПР на месте эксплуатации и обеспечением таких условий эксплуатации, при которых дополнительные погрешности не превышают установленных пределов. Всякая поверка в условиях, отличных от рабочих, особенно демонтаж ТПР и поверка его на стендах или других УУН, всегда сопровождается невыявленными погрешностями. Наиболее существенными и трудно поддающимися нормированию и контролю являются изменение коэффициента преобразования ТПР от влияния вязкости и изменение его во времени. Трудность определения функции влияния вязкости на коэффициент преобразования ТПР вызвана двумя причинами:

Среднеквадратичное отклонение точек от для 8О нефтепродуктов составляет ~ 9%, что соответствует 4% погрешности значений М .

Как показывает анализ результатов расчета долей испарившейся нефти, погрешность составляет не более 2,5$, а по теплу даже менее 1%. Это гарантирует точность расчета неизвестной температуры Тх* при генерации УТ с изменением фазового состояния потока. После определения T*j и т? проводят проверку эффективности нагрева холодного потока выбранным горячим потоком по неравенству: Т,? - Т," Ъ- Ю°С. Если это условие не выполняется, то УТ считается неэффективным, т.е. выбранный горячий поток не может нагревать холодный поток даже на Ю°С. Следовательно, для данной пары

Вычислив по этим уравнениям значения ЯсМ и А?м, выбирают наименьшее из них. При использовании уравнений и для углеводородов максимальная погрешность составляет 10%. Теплопроводность газовых и жидких углеводородных смесей при давлении, превышающих атмосферное, вычисляют по обобщенному уравнению, основанному на законе соответственных состояний

Для компенсации влияния некоторых компонентов выбирают одно значение энергии в области образования пар, а второе — в области фотопоглощения. При анализе на' зольность прием компенсирует влияние флуктуации железа. В работе предложен способ компенсации сегрегации угля на конвейере за счет измерения интенсивности несколькими разнесенными детекторами. Обзор исследований по контролю зольности углей на конвейере и в пульпопроводах и описание золомера с источниками излучения l09Cd и 137Cs представлены в . Было изучено также влияние изменений содержания золы в пробе на определение сернистости; установлено, что минимальная погрешность может быть достигнута при энергиях 22,5 и 32,5 кэВ, хотя для каждого типа угля нужна своя градуировка . В ГДР разработан прибор KRAS-2 для измерения зольности угля. Под лентой конвейера установлены источники Cs и 241Агп; над лентой на .расстоянии 1 м расположен сцинтилляционный детектор, соединенный с двухканальным спектрометром. Измерения проводятся в слоях 3—35 см; при зольности 20 % погрешность составляет 4 % .

200 с. Известен способ измерения зольности концентрата двухлучевьш методом на ленте конвейера, причем для зольности 5—10% погрешность составляет 0,3— 0,4% . В работе приведена информация по приборам Коулскэн и Сироэш.

Автоматический контроль качества на углеобогатительных фабриках рассмотрен в докладе на Международном конгрессе . Описаны австралийские анализаторы угля Coalscan-3500, с помощью которых зольность угля в потоке определяется по ослаблению •у-излучения от 241Ат, а плотность — по ослаблению излучения от I37Cs. Для концентратов с /4d=6-f-9 % погрешность составляет 0,32 %, для рядовых углей 1 %. Прибор работает на радиевом источнике. Уголь подают в пластмассовой трубе диам. 300 мм; влажность определяется по'диэлектрической проницаемости и сопротивлению угля.

Как следует из таблицы, абсолютная погрешность составляет