Главная -> Словарь

Погрешности определения

Измерительно-информационная система АТК позволяет производить учет нефтепродуктов с относительной погрешностью ±0,5. Для этих целей в качестве измерительных приборов в ИИС используются счетчики ВЖУ и ШЖУ, серийно выпускаемые отечественной промышленностью, автоматические плотномеры вибрационного типа АИП-2, датчики температуры ТСП-5081-01 и ТСП-0879-01. В качестве датчиков давления используются измерительные преобразователи «Сапфир-22». Для коррекции погрешностей измерительных приборов в ИИС 'Используется алгоритмический метод. Вычисление массы отпускаемого нефтепродукта с учетом коррекции на погрешности измерительных приборов производится с помощью контроллера, выполненного на базе персональной ЭВМ , и обеспечивающей выход информации для оператора на дисплей или цифропечатающее устройство.

Как известно, точность расчета зависит с одной стороны от погрешности измерительных приборов, а с другой — от погрешности, обусловленной неучетом динамических связей между зависимыми компонентами показателя, поскольку эти компоненты одновременно измеряются в различных сечениях объекта.

2. Определяют погрешности измерительных преобразователей температуры и систем измерения интервалов времени.

менялись от опыта к опыту. Могут быть и другие причины, например, большие погрешности измерительных приборов.

чеоких методах, теории планирования эксперимента. Нормируемые дополнительные погрешности не полностью учитывают всего многообразие условий применения отдельных компонентов ИИ С, комплекса внешних влияющих величин, Таким образом, MX многих ИИС и их компонентов не нормированы должным образом. Обычно производит т я нормирование пределов допускаемых осноыой погрешности и дополнительной погрешности от влияния температуры или у «.азы •• ваегод класс точности, при этом систематические и случайнее составляющие погрешности не разделяются. Деление основной 5 дополнительных погрешностей нз ои^-гема-гичедаие и-случайнаг позволяет участь или исключить систематический составляющие и повысить точность измерения. Составляющие г:~ грешности измерений как случайные величины долины вираиас'ься доверительным интервалом , в котором они могут находиться, -з указанием заданной или выбранной доверительной вероятности при известном1 или найденном законе распределения погрешностей. Характерным является то, что в большинстве случаев динамические погрешности измерительных каналов не определяются, хотя ИИС осуществляют измерения, как правило, при динамических режимах работы установок. /ля большинства блоков не приводятся данные о входных и выходных параметрах .

почетный метод используют тогда, когда известны, уточнены, приведены к единой номенклатуре и форме представления MX воех компонентов ИИС, а также известен алгоритм расчета результирующем погрешности. Аналитический метод желательно применять для ИИС, составленных из агрегатированных блоков с нормированными MX и со всеми необходимыми видами совместимости и выбранных из числа СИ государственной системы промышленных приборов и средств автоматизации . В этом случае можно использовать •покомпонентный способ поверки с последующим аналитическим рп-редеяением сквозных MX ИИС. Пи счетный метод определения MX ИИ О должен производиться с учетом трансформации погрешностей пре-двдущих компонентов в измерительном канале последующими компонентами, а способы среднего ктдратическогс или алгебраического суммирования погрешностей всех компонентов измерительного канала следует применять лишь в тех случаях, когда слоино определить передаточную функцию и алгоритм расчета результирующей погрешности измерительных каналов ИИС. Подобные методы расчета еще не упорядочены и не разработаны в полной мере для всех возможных структурных построений ИИС. Для расчета MX линейных агрегатированных ИИС для прямых измерений с аналоговыми, дискретными и цифровыми преобразователями во ВНИИЭП разработаны РТМ 2L. I6I-74 и РТМ 25.248-76, а таккге РТМ 25.278-77 для ИИС с косвенными' методами измерения. На методы расчета MX ИИС, использующиэ косвенные и совокупные измерения, необходимо разработать отраслевую НТЛ, учитывающую специфику технологических процессов нефтяной промышленности.

Расчет погрешности измерительных систем учетн товарной нефти. Палагушкин В.А. Сб.'Летода ы средства измерения параметров технологических процессов в нефтяной промыш!енности,.~Уфа,19б2,с.133~ 140.

Приводятся некоторые, результаты равработки методики расчета погрешности измерительных систем , используемы); в пунктах учета нефти КОР-MAC* В качестве компонентов НС, использованы только такие,

Палагушкин В.А. Расчет погрешности измерительных систем учета товарной нефти...................... 133

- учет погрешности измерительных трансформаторов, релейной

где М — математическое ожидание систематической составляющей погрешности измерительных устройств данного типа. При контроле одного параметра конкретного технологического процесса с помощью конкретного экземпляра измерительного

анализов компонентов нефти не проводилось прямого определения содержания кислорода; на долю этого элемента чаще всего относят разность между 100% и суммарной концентрацией углерода^ водорода, серы и азота. Ясно, что при таком подходе величина концентрации кислорода в нефти оказывается искаженной, так как в ней суммируются погрешности определения всех остальных элементов.

Пересчет температур является той стадией, где возможны существенные погрешности определения фракционного состава . Поэтому

Равенство объемов нефтепродуктов до -и после транспортировки. приведенных к одной температуре и определенных с учетом норм естественной убыли, называют оперативным балансом. Расхождение оперативного баланса не должно превышать максимальной величины погрешности определения объема нефтепродукта в отградуированных резервуарах, если последние используются для получения контрольно-оперативной информации. Максимальную величину погрешности оп-.ределения объема нефтепродукта с помощью отградуированных резервуаров определяют по формулам:

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.

' Для уточнения рассматриваемого вопроса Р. Д. Оболенцев, Б. В. Айва-зов, А. А. Ратовская провели опыты с искусственными растворами синтетических меркаптанов и сульфидов в обессеренной керосиновой фракции. В этих опытах меркаптаны определяли амперометржческим титрованием, а сульфиды — потенциометрическим титрованием после удаления меркаптанов 1 %-ным раствором азотнокислого серебра. Кроме того, были проведены опыты, в которых для удаления меркаптанов применяли 5%-ный раствор уксуснокислого кадмия . Результаты опытов показали, что при титровании и удалении меркаптанов азотнокислъкл серебром в присутствии к-дибутилсуль-фида последний в пределах погрешности определения не затрагивается.

Данные таблицы свидетельствуют о том, что относительная погрешность определения меркаптанной, дисульфидной и сульфидной серы при определении методом Отдела химии Башкирского филиала АН СССР меньше относительной погрешности определения этих же групп сернистых соединений методами Горного Бюро США и Фарагера. Следует отметить, что Фарагер проверял свой метод на растворах с относительно высоким содержанием определяемых групп. В этом случае, если бы автор взял искусственные растворы меньших концентраций, относительная погрешность была бы значительно большей.

Для сравнения на рис. 1 пунктиром изображены кривые Каца , соответствующие тем же значениям плотности разгазированной нефти. Эти кривые не совпадают с экспериментальными. Однако максимальное расхождение между экспериментами и литературными данными не превышает 4%, т. е. находится в пределах погрешности определения кажущейся плотности газа. Для выяснения влияния этого различия в значениях кажущейся плотности газа на плотность газированной нефти были выполнены два сравнительных расчета.

Угол наклона образующих конических днища и крышки не менее 30° к горизонтали, что обеспечивает полное удаление воздуха при заполнении и полное опорожнение. Для измерения температуры мерник снабжается одним или двумя термометрами с ценой деления 0,1 °С. Горловина имеет смотровое стекло, на которое наносится линия, соответствующая номинальной вместимости, и две отметки, соответствующие абсолютной погрешности мерника. Импортные мерники имеют на горловине шкалу, цена деления которой равна абсолютной погрешности определения вместимости мерника.

Без учета влияния перечисленных факторов предельное относительное отклонение объема при очередной поверке ТПУ, очевидно, должно быть не более погрешности определения его среднего значения, т.е. равно сумме систематической и случайной составляющих

Погрешности оценки постоянных величин рж и F заметного влияния на общую погрешность не оказывают. Как показывают расчеты, даже при относительной погрешности определения рж и F 5-10 % дополнительная погрешность результата измерений не превышает 0,0015-0,002, то есть пренебрежимо мала.

где tow - квантиль распределения Стьюдента при доверительной вероятности 0,99, $о — СКО случайной погрешности определения среднего значения вместимости ТПУ