Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций

Систематические погрешности. Ниже рассматриваются наи­ более типичные виды систематических погрешностей, их класси­ фикация, причины возникновения, способы обнаружения и ис­ ключения их влияния на результаты измерения. Рассмотрим груп­ пы систематических погрешностей, отличающиеся одна от другой причинами возникновения.

Инструментальные погрешности обусловлены свойствами применяемых средств измерений, которые могут вызывать по­ грешности различного характера. Рассмотрим некоторые приме­ ры погрешностей, присущие отдельным средствам измерений.

1.Погрешности, присущие конструкции средств измерения. Это например, погрешности из-за люфта, "мертвого" или "холо­ стого" хода подвижных частей прибора, нелинейности градуиро­ вочной характеристики турбинного счетчика и т. д.

2.Погрешности из-за несовершенства или неправильной тех­ нологии изготовления.

3.Погрешности из-за износа, старения или неисправности средств измерений.

Погрешности, возникающие в результате неправильной ус­ тановки средств измерений. В качестве примеров могут служить погрешность за счет неправильной установки весов, погрешность турбинного преобразователя расхода (ТПР), из-за неправильного монтажа — разницы в диаметрах ТПР и прямых участков, недоста­ точной длины прямых участков, несоосности и т. д.

Погрешности, обусловленные влиянием внешних условий, —

это температура окружающего воздуха и измеряемой среды, свой­ ства этой среды, давление, магнитные и электрические поля и др. Характерными примерами могут служить влияние вязкости жид­ кости на погрешность ТПР, влияние температуры и давления на объем трубопоршневой установки и т. д.

Методические (теоретические) погрешности обусловлены тем, что при разработке средств измерений всегда принимаются приближенные, упрощенные зависимости уравнений измерений, отличные от теоретических. Такие погрешности должны быть оце­ нены и учтены в процессе разработки и проведения испытания средств измерений.

Субъективные систематические погрешности связаны с ин­

дивидуальными свойствами человека и укоренившимися непра­ вильными навыками. Эти погрешности возникают в тех случаях, когда измерения выполняются непосредственно операторами.

111

Систематические погрешности могут быть постоянными или переменными — постепенно возрастающими или убывающими, или изменяющимися по каким-то законам. Знание характера сис­ тематических погрешностей очень важно для исключения их из результатов измерений. Так как систематические погрешности вызывают постоянное смещение результатов измерений, необхо­ димо их исследовать и постараться максимально исключить. Спо­ собы исключения и учета систематических погрешностей можно разделить на четыре основные группы:

1.Устранение источников погрешностей до начала измерений (профилактика погрешностей).

2.Исключение погрешностей в процессе измерения (экспери­ ментальное исключение погрешностей) способами замещения, компенсации погрешностей по знаку, противопоставления, сим­ метричных наблюдений и др.

3.Внесение известных поправок в результат измерения (ис­ ключение погрешностей вычислением).

4.Оценка границ систематических погрешностей, если их нельзя исключить.

Наиболее эффективными являются первый и второй способы. Для этого все систематические погрешности метода и средств из­ мерений должны быть исследованы и исключены путем введения поправок, чтобы получить исправленные результаты измерений. Такие исследования проводят в процессах разработки, испытаний

ичастично — поверки средств измерений. Так, при изменении массы нефти и нефтепродуктов систематические погрешности ис­ ключаются в электронных преобразователях введением поправок, учитывающих влияние температуры, давления, вязкости и других факторов.

Полное исключение систематических погрешностей практи­ чески невозможно, всегда останутся так называемые неисключенные остатки систематических погрешностей. Они обусловлены использованием приближенных зависимостей при определении поправок, а также погрешностями средств измерений, применяе­ мых для измерения влияющих величин. Поэтому при оценке по­ грешности результата измерений необходимо оценивать и грани­ цы остаточной систематической погрешности. Если имеется не­ сколько составляющих, то приходится определять границы сум­ марной систематической погрешности. О суммировании отдель­ ных составляющих погрешностей и определении границ будет

112

подробно сказано ниже на примере обработки результатов повер­ ки турбинных преобразователей расхода и трубопоршневых уста­ новок.

Случайные погрешности. При проведении с одинаковой тща­ тельностью и в одинаковых условиях повторных измерений одной и той же постоянной, не изменяющейся величины мы получаем результаты измерений, некоторые из которых отличаются друг от друга, а некоторые совпадают. Такие расхождения в результатах измерений говорят о наличии в них случайных погрешностей. Случайная погрешность возникает при одновременном воздей­ ствии многих источников. Каждый из этих факторов оказывает незаметное влияние на результат измерения, но их суммарное воздействие может быть достаточно сильным. В разные моменты времени эти факторы проявляют себя по-разному, без закономер­ ной связи между собой, независимо друг от друга. Такой характер влияния каждого фактора приводит к тому, что и суммарное их воздействие, проявляющееся в заметных расхождениях результа­ тов отдельных измерений, не имеет закономерной связи с резуль­ татами измерений в предыдущие и последующие моменты време­ ни. Это и дало основание говорить о случайных погрешностях этих измерений.

2.5.3. Математические модели методов измерений массы нефтепродуктов и их погрешностей

Использование косвенных методов измерений количества нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных опе­ раций, какими бы точными приборами эти измерения не произво­ дились, всегда содержат некоторые ошибки. Поэтому исходные данные для расчетов, а следовательно, и расчеты количества неф­ тепродуктов являются всегда приближенными, и их точность за­ висит не только от точности применяемых измерительных прибо­ ров и технических средств, но и от точности или адекватности выбранных математических моделей методов и моделей погреш­ ностей методов.

Основным методом измерения массы при проведении ком­ мерческих операций является объемно-массовый динамический метод. Математическая модель для расчета принятой или отпу­ щенной массы продукта М при этом может быть представлена в виде

113

5|= [tp—t j — разность температур продукта при измерении плотности tpи объема °С;

Р — коэффициент объемного расширения продукта, 1/ °С;

5р= (Pv—Pp) — разность давлений при измерении объема рг

иплотности рр]

у— коэффициентсжимаемости отдавления, 1/МПа. Модельпогрешности метода имеетвид

где AM — относительная погрешность измерения массы продук­ та, %;

AV — относительная погрешностьизмеренияобъема, %; Ар — относительнаяпогрешностьизмерения плотности, %;

А5| — абсолютнаяпогрешностьизмеренияразности темпера­ тур 5* °С;

Ат — относительная погрешность центрального блока обра­ ботки ииндикацииданных, %.

При учетно-расчетных операциях с применением УУН и СИКН намагистральныхнефтепроводахприразличиитермоди­ намическихусловийв БИК и ТПР масса бруттонефтиопределяет­

где Мкртпф — масса бруттонефти с учетом поправокнаразность температур и давления нефти, проходящей через ТПР и БИК, т;

Р— коэффициентобъемногорасширениянефти, 1 /“С;

у— коэффициентсжимаемости нефти, 1/МПа;

(tfa— Ц — разность среднесменных значений температур нефти, проходящейчерез ТПР и БИК, ®C;

114

л — число измерений за смену;

*бл. — результат i-ro измерения температуры нефти

'в БИК, °С;

tv. — результат i-ro измерения температуры нефти, проходящей через ТПР, °С;

5р= (Ру—рр) — разность среднесменных значений давления при измерении объема и плотности нефти, МПа;

Ру. — результат i-ro измерения давления нефти, прохо­ дящей через ТПР, МПа;

рр. — результат i-ro измерения давления нефти в БИК,

'МПа.

Данная модель применяется, если среднее значение разности давлений и температур нефти, проходящей через преобразователь расхода и блок измерения параметров качества в процессе работы УУН или СИКН, равно или превышает 0,3 МПа и 0,5 °С соответст­ венно при отсутствии автоматического приведения значения плотности нефти к условиям измерения объема.

В случае применения объемно-массового динамического метода при наливе и сливе нефтепродуктов, когда давление не превышает 0,3 МПа, сжимаемостью продукта от давления пре­ небрегают.

Объемно-массовый статический метод используют при опера­ тивном контроле и коммерческом учете нефти и нефтепродуктов.

Математическая модель метода имеет вид

М = М,— Mf+1= Vi(l + 2 a 8 .J Pl(l+ p 8 ,) -

(2.22)

- 1 ^ +1(1+2а8Г||+1)с1)р|+1(1 + р5^+1|).

где Vit Vi+l — объем продукта в начале и конце товарной опе­ рации соответственно, определяемый по градуи­ ровочной таблице резервуара, м3;

115

pf, Pi+ 1 — средние плотности продукта в начале и в конце товарной операции соответственно, кг/м3;

а— коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1/°С;

АН — абсолютная погрешность измерения уровня наполнения нефти или нефтепродукта, м;

АК — относительная погрешность градуировки резервуара, %. Остальные обозначения аналогичны формулам (2.17), (2.18)

и (2.22).

Модель гидростатического метода измерения массы нефти или нефтепродукта рекомендуем представлять в виде:

ё

116

вуара, из которой отпущен нефтепродукт, м2; g — ускорение свободного падения, м/с2;

Pv Pi+i — давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;

Ър = Pi + Pi+i — разность давлений нефтепродукта в начале и в конце товарной операции, Па.

Модель погрешности гидростатического метода имеет вид

где AFif AFi+1 — относительные погрешности измерения сечения резервуара соответственно в начале и в конце то­ варной операции, %;

Ар = р,, Др,+! — относительные погрешности измерения давле­ ния соответственно в начале и в конце товарной операции, %;

АЬр — относительная погрешность измерения разности давлений £,р %;

АРср — относительная погрешность измерения среднего значения площади сечения резервуара, из кото­ рого отпущен продукт, %.

2.5.4. Средства измерения количества нефти на НПС, конструктивные особенности и области применения

В настоящее время для измерения количества нефти и неф­ тепродуктов на магистральных трубопроводах существует широ­ кая номенклатура технических средств, работа которых основана на различных физических принципах и эффектах. При этом рас­ ход нефти и нефтепродуктов может быть определен в единицах объема и (или) единицах массы.

При конструировании счетчиков используют различные мето­ ды измерения количества перекачиваемой жидкости в трубопро­ воде. По принципу действия различают объемные, турбинные,

117

электромагнитные, ультразвуковые, вихревые счетчики. Извест­ ны другие конструкции, находящиеся в стадии разработки, среди которых можно выделить: тепловые, ионизационные, ядерномагнитные и т. д. Широкое распространение в практике трубопровод­ ного транспорта при малых производительностях имеют объем­ ные счетчики, в которых поток разделяется на порции механиче­ ским способом. Разделение на порции происходит при помощи эксцентрично укрепленных вращающихся лопастей или шесте­ рен, движимых ротором. В процессе движения в определенные моменты образуются измерительные камеры, размер которых вы­ мерен с высокой степенью точности. Количество порций в едини­ цу времени, пропущенных через камеры, определяется частотой вращения ротора. Измерительный элемент объемных счетчиков

совальными шестернями состоит из двух прецизионных шесте­ рен. Под действием давления жидкости шестерни вращаются. При каждом обороте пары овальных шестерен протекает точно специ­ фицированный объем жидкости через счетчик. Обороты пары овальных шестерен передаются при помощи магнитной муфты

спередачей на счетный механизм с индикатором, или без обрат­ ного влияния на магнитоуправляемый датчик, где единственными движущимися элементами являются овальные шестерни. В зави­ симости от выбора материала для корпуса, овальных шестерен и подшипников и в зависимости от установки так называемых температурных удлинителей счетчики с овальными шестернями каждого типоразмера могут быть приспособлены к следующим ра­ бочим режимам:

режиму высоких и низких температур:

книзким и экстремально высоким вязкостям;

крежиму рабочего давления до 10 МПа.

Схема объемного счетчика с овальными шестернями пред­ ставлена на рис. 2.39.

Лопастные расходомеры работают по принципу вытеснения. Установленный на шариковых опорах ротор с лопастями, равно­ мерно расположенными в щелях на его периферии, вращается вокруг зафиксированного на центральном валу кулачкового диска в зависимости от направления и скорости потока жидкости. Ку­ лачковый диск выполнен таким образом, что вызывает радиальное выдвижение лопастей, направленных к стенке измерительной камеры. В целях уменьшения трения управляющий механизм лопастей оснащен шарикоподшипниками.

118