Главная База знаний "Allbest" Производство и технологии Автоматизация газоперекачивающего агрегата ГТК-10-4 в линейном производственном управлении магистрального газопровода "Комсомольское"

Автоматизация газоперекачивающего агрегата ГТК-10-4 в линейном производственном управлении магистрального газопровода "Комсомольское"

Изучение общей характеристики предприятия. Модернизация системы автоматизации газоперекачивающего агрегата ГТК-10-4. Выполнение расчета относительной стандартной неопределенности измерений расхода узлом учета с использованием прибора "ГиперФлоу-3Пм".

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 29.04.2015
Размер файла 727,0 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Сигналы от первичных преобразователей низкого уровня через колодки присоединения поступают на входы блоков преобразования, с помощью которых преобразуются в линейные унифицированные сигналы 0 - минус 10 В, которые являются выходными сигналами устройства.

Кроме того, унифицированные сигналы с выходов блоков преобразования поступают на вход блоков непрерывной сигнализации.

В случае отклонения параметра за установленные пределы подается сигнал об отклонении параметра посредством переключения контактов на выходе блоков непрерывной сигнализации и производится засвечивание светодиодов на соответствующем модуле сигнальных усилителей.

Устройство выполнено в унифицированной стойке, имеющей двухстороннее обслуживание. Стойка спереди и сзади закрыта дверками. На дверях расположены ушки для пломбирования.

3.2.3 Устройство логической обработки информации

Устройство логической обработки информации (УЛОИ) предназначено для реализации алгоритмов автоматического и поэтапного пуска, нормальной и аварийной остановки. УЛОИ содержит четыре типа ячеек: ячейку релейную многофункциональную, предназначенную для реализации логических функций И, ИЛИ, НЕ от 16 переменных; ячейку временных задержек, предназначенную для формирования временных задержек в диапазоне от 1 до 1800 с и имеющую два формирователя временных задержек; ячейку памяти, предназначенную для хранения значений логических переменных, с восемью элементами памяти; ячейку диодную, предназначенную для реализации схем ИЛИ, с 11 трехходовыми схемами ИЛИ.

Выходные сигналы управления исполнительными двухпозиционными механизмами формируются блоками выходных реле, содержащих 16 выходных реле каждый.

Кроме схем управления исполнительными механизмами в процессе автоматического управления УЛОИ содержит схемы, реализующие специальные функции:

- разрешение контроля блоков нормализации и блоков непрерывной сигнализации в режимах "Агрегат в работе" и "Агрегат остановлен";

- защиту от выдачи ложных команд управления при провалах или отключении напряжения питания и автоматическое продолжение функционирования установки после его восстановления;

- регистрацию сигнала, являющегося первопричиной перехода к режиму "Аварийная остановка".

3.2.4 Стойки коммутационная и монтажного оборудования

Стойка коммутационная (СК) предназначена для организации межстоечных связей устройств установки А-705-15 с помощью штатных кабелей, а также связи установки с исполнительными механизмами, датчиками и устройствами агрегата.

СК содержит коммутационное поле, образованное четырехгранными штырями, припаянными к клеммам контактов разъемов и колодок, между которыми методом "накрутки" выполняется переменная часть монтажа, учитывающая вариантность схемы подключения устройства к ГПА.

Стойка монтажного оборудования (СМО) служит для размещения приборных средств контроля и регулирования. В состав А-705-15-03 входят две СМО. Стойки имеют элементы крепления приборов, клеммники для монтажа. Приборы, входящие в состав СМО, преобразуют сигналы, поступающие от датчиков вибрации, частоты вращения, наличия пламени в камере сгорания, в аналоговые сигналы 05 мА и дискретные сигналы отклонений указанных параметров от нормы, которые подаются в каналы непрерывного и выборочного измерения, сигнализации, автоматического управления и аварийных защит. Выходные сигналы регулирующих приборов поступают непосредственно на исполнительные механизмы.

3.2.5 Устройство представления информации

Устройство представления информации (УПИ) предназначено для представления информации о состоянии агрегата и управления им. Оно включает:

- мнемосхему ГПА;

- табло этапов логического управления (ТЭЛУ);

- показывающие и регистрирующие приборы;

- табло групповой, индивидуальной сигнализации и вызова;

- пульт управления;

- блок регистрации событий (БРС);

- табло контроля исправности и сигнализации неисправностей устройств установки А-705-15-03.

3.2.6 Мнемосхема

Сигналы состояния устройств и положения запорной арматуры агрегата поступают на мнемосхему, расположенную в верхней части стойки УПИ. На мнемосхеме с помощью соответствующих мнемознаков индицируется изменение состояния агрегата при изменении режима его работы. Зеленый цветом индицируется открытое, включенное состояние запорной арматуры или устройства, красным - закрытое, выключенное состояние.

Значение мнемознаков:

1) загорание зеленой лампы ТД сигнализирует о включении турбодетандера;

2) красная и зеленая лампы ВПУ сигнализируют соответствуют о выключенном или включенном состоянии валоповоротного устройства;

3) загорание зеленой лампы РДВ сигнализирует о том, что сработало реле давления воздуха и давление воздуха за компрессором достигло 5 МПа;

4) красная и зеленая лампы ОПК, БПК сигнализируют закрытое и открытое положение основных приемных и байпасных приемных клапанов воздухозаборного устройства;

5) маслоохладитель (ВО). Загорание ламп в каждом ряду имеет следующее значение: левая зеленая - вентиляторы включены; правая зеленая - вентиляторы включены на вращение в обратном направлении ("РЕВЕРС"); красная - вентиляторы выключены;

6) красная и зеленая лампы ПМН, РМН, МНУ1, МНУ2 сигнализируют выключенное и включенное состояние пускового, резервного и маслонасосов уплотнения;

7) красная лампа КС сигнализирует о загорании факела в камере сгорания;

8) зеленая лампа Н загорается при включении нагнетателя в работу (обороты ТВД достигли 4200 мин-1, кран 3 закрыт, агрегат в работе);

9) красная и зеленая лампы ЗСМ сигнализируют закрытие и открытие задвижки слива масла из маслобака [6].

3.2.7 Постоянно показывающие и регистрирующие приборы

Непрерывное аналоговое измерение и регистрация наиболее важных контролируемых параметров осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих приборов А 542 и одношкальных узкопрофильных приборов А 501.

Шкалы приборов соответствуют пределам измерений контролируемых параметров. Аналоговая регистрация осуществляется на общем поле диаграммной ленты цветом, соответствующим цвету указателя. Скорость продвижения диаграммной ленты 40 мм/ч. Одного рулона достаточно для 10 суток непрерывной регистрации.

3.3 Остановка газоперекачивающего агрегата

Остановки ГПА разделяются на нормальные и вынужденные. Нормальные остановки (НО) могут быть плановыми и внеплановыми. Плановыми называются нормальные остановки, связанные с выводом агрегатов в плановый ремонт, резерв по графику, а также с плановыми остановками компрессорных станций на профилактические ремонты. Внеплановыми нормальными остановками называются остановки, не связанные с отказом ГПА, вспомогательного оборудования, общестанционных систем обеспечения агрегата (электроэнергией, топливным газом и т.п.) и производимые по предварительно принятому решению.

Вынужденной остановкой ГПА называется его остановка из-за повреждения (или угрозы повреждения) узлов и деталей, отказов регулирования, автоматики, маслоснабжения и других систем агрегата, выхода из строя вспомогательного оборудования или общестанционных систем обеспечения агрегата.

Вынужденная остановка может быть аварийной и нормальной. Аварийная остановка осуществляется при нажатии кнопки аварийной остановки или срабатывании защит агрегата. При этом происходит мгновенное закрытие стопорного клапана. Вынужденная нормальная остановка производится в тех случаях, когда агрегат может быть разгружен и остановлен в соответствии с порядком нормальной остановки по технической инструкции завода - изготовителя.

3.3.1 Нормальная остановка

Нормальная остановка происходит по команде оператора при нажатии кнопки "НОРМАЛЬНАЯ ОСТАНОВКА" на пульте управления. На УПИ гаснет табло АГРЕГАТ В РАБОТЕ и загорается табло НО.

Открывается станционный кран 6 (на мнемосхеме загорается зеленая лампа кр.6). Нагнетатель разгружается на "кольцо".

Для снижения температуры продуктов сгорания после ТНД со скоростью не более плюс 25С в минуту включается программное воздействие на электродвигатель регулятора скорости с целью постепенного закрытия регулирующего клапана.

После снижения частоты вращения ротора ТНД до частоты вращения 3300 мин-1 происходит перестановка кранов нагнетателя:

- открываются краны 3 бис и 3 (на мнемосхеме загораются зеленые лампы кр. 3 бис и кр. 3);

- закрываются краны 1 и 2 (на мнемосхеме загораются красная лампы кр.1 и кр.2);

- открывается кран 5 (на мнемосхеме загорается зеленые лампа кр.5). Газ из контура нагнетателя через свечу сбрасывается в атмосферу.

При снижении давления масла за главным маслонасосом смазки до 0,45 МПа включается пусковой маслонасос (на мнемосхеме загорается зеленые лампа ПМН).

Снижение давления воздуха в проточной линии при движении регулятора скорости "НИЖЕ" приводит к закрытию регулирующего клапана (на мнемосхеме загорается красная лампа РК). Гаснут основные горелки камеры сгорания.

Подается напряжение на электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются, и происходит сброс воздуха из линии предельного регулирования. Закрывается стопорный клапан (на мнемосхеме загорается красная лампа СК). Гаснет факел дежурной горелки в камере сгорания (на УПИ гаснет табло ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН). Открываются выпускные клапаны ВВК1, ВВК2 и сбрасывается воздух за компрессором. Выбегают по инерции роторы ТВД и ТНД. Закрывается кран 12, и открывается кран 9 (на мнемосхеме загораются красная лампа кр.12 и зеленая лампа кр.9), газ из топливного коллектора агрегата сбрасывается в атмосферу через свечу. Происходит отключение защит: по давлению воздуха предельной защиты, по давлению топливного газа и по погасанию факела.

После закрытия регулирующего клапана электродвигатель регулятора скорости останавливается. После закрытия стопорного клапана он вновь включается на непрерывное вращение, возвращая регулятор скорости в исходное положение "MAX". Отключаются вентиляторы в комплексной воздухоочистительной установке (на пульте управления загораются индикаторы ДСФ ОТКЛ.). Закрывается электромагнитный вентиль ЭМВ-5, прекращая подачу воздуха в систему регулирования.

При снижении давления газа в полости нагнетателя до величины менее 0,2 МПа и снижении частоты вращения ротора ТВД до величины менее 10 мин-1 отключается защита по перепаду "масло-газ" с последующей остановкой маслонасоса уплотнения (на мнемосхеме загорается красная лампа МНУ1 или МНУ2; на УПИ загорается табло АГРЕГАТ ГОТОВ К РАБОТЕ).

Пусковой маслонасос остановится (на мнемосхеме загорится красная лампа ПМН) при закрытом СК, давлении газа в полости нагнетателя менее 0,2 МПа, оборотах вала ТВД менее 10 мин-1 (ротор ТВД остановился) и снижении температуры за ТНД до величины менее плюс 75 С. Отключится защита по давлению масла смазки. Выключится вентилятор отсоса (на пульте управления загорается индикатор ВЕНТ. ОТСОСА ОТКЛ.).

Если регулирующий клапан не закроется своевременно, то через 30 мин после подачи команды на остановку агрегата закроется кран 12, откроется кран 9, сработают электромагнитные вентили ЭМВ1, ЭМВ2, и агрегат остановится аварийно.

3.3.2 Аварийная остановка

Аварийная остановка происходит при срабатывании одной из защит агрегата или по команде оператора в случаях:

- воспламенения масла;

- появления дыма из подшипников;

- прорыва газа в машзал;

- при появлении постороннего шума в агрегате;

- большого расхода масла;

- при угрозе безопасности обслуживающему персоналу и оборудованию.

Оператор нажимает красную кнопку на пульте управления или по месту на агрегате. На УПИ гаснет табло АГРЕГАТ В РАБОТЕ и загорается табло АО.

Подается напряжение на электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются, и происходит сброс воздуха из линии предельного регулирования.

Закрывается стопорный клапан (на мнемосхеме загорается красная лампа СК), гаснет факел в камере сгорания (на УПИ гаснет табло ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН). Сброс воздуха предельного регулирования приводит к открытию сброса воздуха из проточной линии.

Давление в ней падает, закрывается регулирующий клапан (на мнемосхеме загорается красная лампа РК) и открываются выпускные клапаны (ВВК1 и ВВК2), сбрасывая воздух за компрессором. Роторы ТВД и ТНД по инерции выбегают.

При снижении давления масла за главным насосом смазки до 4,5 кгс/кв.см включается пусковой маслонасос (на мнемосхеме загорается зеленые лампа ПМН).

Закрывается кран 12, открывается кран 9 (на мнемосхеме загораются красная лампа кр.12 и зеленая лампа кр.9).

После закрытия стопорного клапана включается электродвигатель регулятора скорости на непрерывное вращение и возвращает регулятор скорости из текущего положения в исходное состояние "MAX". Отключаются вентиляторы в комплексной воздухоочистительной установке. Закрывается электромагнитный вентиль ЭМВ-5, прекращая подачу воздуха в систему регулирования. Газотурбинная установка останавливается.

Одновременно с остановкой ГТУ происходит отключение нагнетателя. Открываются краны нагнетателя 3бис и 3 (на мнемосхеме загораются зеленые лампы кр.3бис и кр.3), станционный кран 6 (на мнемосхеме загорается зеленые лампа кр.6).

Закрываются краны 1 и 2 (на мнемосхеме загораются красная лампы кр.1 и кр.2), после этого открывается кран 5 (на мнемосхеме загорается зеленые лампа кр.5). Газ из контура нагнетателя сбрасывается через свечу в атмосферу.

При снижении давления газа в полости нагнетателя до величины менее 0,2 МПа и снижении частоты вращения ротора ТВД до величины менее 10 мин-1 отключается маслонасос уплотнения.

Пусковой маслонасос при закрытом СК, давлении газа в полости нагнетателя менее 0,2 МПа, оборотах вала ТВД менее 10 мин-1 и снижении температуры за ТНД ниже плюс 75 С. Выключается вентилятор отсоса. Агрегат аварийно остановлен.

После устранения причины, вызвавшей аварийную остановку, нажимают на пульте управления кнопку "ДЕБЛОКИРОВКА". На УПИ гаснет табло АО и загорается табло АГРЕГАТ ГОТОВ К ПУСКУ.

3.4 Включение защиты агрегата

Защита по давлению масла смазки. Включается (становится в дежурный режим) на первом этапе пуска при повышении давления масла на смазку подшипников турбины до 0,05 МПа, опорно-упорного подшипника нагнетателя до 0,3 МПа.

Срабатывает при снижении давления масла на смазку подшипников турбины до 0,02 МПа или подшипника нагнетателя до 0,15 МПа.

Отключается по выполнении условий при нормальной или аварийной остановке:

- стопорный клапан закрыт;

- давление газа в полости нагнетателя менее 0,2 МПа;

- обороты вала ТВД менее 1,0 мин-1;

- температура за ТНД менее плюс 75С.

Защита по перепаду "масло-газ". Включается на втором этапе пуска при открытии крана 4. Срабатывает при снижении величины перепада давлений "масло-газ" до 0,05 МПа.

Отключается по выполнении нормальной или аварийной остановки и снижении давления газа в полости нагнетателя до величины менее 0,2 МПа.

Защита по давлению воздуха предельной защиты. Включается при инициализации выполнения операции третьего этапа пуска. Срабатывает при снижении давления воздуха в линии предельного регулирования до 0,08 МПа (при включенной защите).

Отключается на нормальной остановке при закрытии регулирующего клапана или через 30 мин с начала выполнения операций по нормальной остановке и не закрытии РК. При аварийной остановке отключается при появлении сигнала на аварийный останов агрегата.

Защита по давлению топливного газа. Включается на третьем этапе пуска при повышении давления воздуха за компрессором более 5,0 МПа, открытии крана 12 и через 20 с после включения запала.

Срабатывает при снижении давления топливного газа перед стопорным клапаном до 1,0 МПа.

Отключается на нормальной остановке при закрытии регулирующего клапана или через 30 мин с начала выполнения операций по нормальной остановке и не закрытии регулирующего клапана.

Защита по погасанию факела. Включается на третьем этапе пуска при открытии крана 12 и появлении сигнала ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН.

Срабатывает при погасании факела в камере сгорания на работающем агрегате.

Отключается на нормальной или аварийной остановке при закрытии крана 12.

Защита по оборотам. Агрегат аварийно останавливается при повышении оборотов вала ТВД до 5300 мин-1 или оборотов вала ТНД до 5250 мин-1.

Защита по температуре. Срабатывает:

- при повышении температуры вкладышей подшипников до плюс 80С;

- повышении температуры продуктов сгорания перед ТВД до плюс 810С;

повышении температуры продуктов сгорания после ТНД до плюс 545 С.

Защита по уровню масла в аккумуляторе масла. Срабатывает при снижении уровня масла в гидроаккумуляторе нагнетателя.

Защита по осевому сдвигу. Срабатывает при повышении давления воздуха в реле осевого сдвига роторов ТВД, ТНД до 0,1 МПа или масла в реле нагнетателя до 0,35 МПа.

Защита по самопроизвольной перестановке кранов. Срабатывает, если агрегат находится в режиме "АГРЕГАТ В РАБОТЕ" и самопроизвольном закрытии любого из кранов 12, 1, 2 [7].

3.5 Первичные преобразователи нижнего уровня автоматизации ГПА

Средства измерения, используемые при автоматизации ГПА сведены в таблице 3.1 и показаны на ФСА рисунке 3.2. противоаварийная защита указана в таблице 3.2

Таблица 3.1 - Перечень средств измерения используемые при автоматизации ГПА

Позиционное обозначение

Наименование

Кол-во

1,2,3

Преобразователь термоэлектрический ТХАУ-1172

3

4

Термопреобразователь сопротивления ТСПУ-5081

1

5

Термопреобразователь сопротивления ТСПУ-9418

1

6,7

Датчик давления "Сапфир - 22 ДИ"

2

8,10

Манометр показывающий МП4-У

2

9,11

Датчик давления Метран -100

2

12,13

Датчик вибрации ВК310С

2

14,15

Датчик частоты вращения ДЧВ-2500А

2

16

Датчик загазованности СТМ-10

1

17

Вторичный преобразователь СГМ "Эрис" в составе:

Модуль ввода токовый (МВТ)

1

18…25

Кнопка управления "Wessen"

8

26

Пост управления кнопочный взрывозащищенный КУ 92

1

27

Пост аварийный сигнализации световой и звуковой ПАСВ1

1

Таблица 3.2 - Противоаварийная защита ГПА

Номер сценария

Позиционное обозначение

Условие срабатывания

Действие защита

1

TE 5-1

Превышение температуры на выходной линии ГПА

СК закрывается

2

SE 12-1

Превышение вибрации переднего подшипника ГПА

СК закрывается

3

SE 13-1

Превышение вибрации заднего подшипника ГПА

СК закрывается

4

QE 16-1

Аварийная загазованность на площадке ГПА

СК закрывается

3.5.1 Преобразователь термоэлектрический ТХАУ-1172

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТХАУ-1172 (далее термопреобразователи) предназначены для измерения температуры выхлопных газов, воды, пара, воздуха, инертных газов.

Термопреобразователи обеспечивают непрерывное преобразование температуры в унифицированный токовый сигнал.

Термопреобразователи с защитной арматурой из стали 10Х17Н13М2Т могут использоваться в агрессивной рабочей среде, содержащей до 25% сероводорода H2S и углекислого газа СО2 и рассчитаны на работу в среде, содержащей до 10 мг/м сероводорода (кратковременно до 100 мг/м в течение до 230 часов в год).

Принцип работы термопреобразователей основан на линейной зависимости унифицированного выходного сигнала от температуры. Термопреобразователи состоят из термопар в защитной арматуре из нержавеющей стали, в головки которых вмонтированы измерительные преобразователи. Тип термопары ТХА. Термопреобразователи имеют компенсацию свободных концов. Выходные сигналы - постоянный ток от 4 до 20 мА с линейно возрастающей характеристикой. Термопреобразователи имеют одну модификацию и 4 исполнения [6].

3.5.2 Преобразователь термоэлектрический ТСПУ

Для одновременного измерения температуры одной точки двумя приборами применяются двойные термопреобразователи сопротивления, в которые встроены два электрически изолированных друг от друга чувствительных элемента.

В качестве чувствительного элемента платиновых термопреобразователей сопротивления используют платиновую спираль, размещенную в каналах керамического каркаса и укрепленную там изоляционным порошком. Чистая платина -- наилучший и наиболее распространенный материал для изготовления чувствительных элементов термопреобразователей сопротивления.

К достоинствам платины следует отнести ее сравнительно высокую химическую инертность вплоть до высоких температур, высокую температуру плавления, высокое удельное сопротивление (10 мкОм/см при комнатной температуре). Платиновые термопреобразователи сопротивления (ТСП) используют для измерения температуры в диапазоне от минус 260 до плюс 1100°С [7].

3.5.3 Измерительный преобразователь Сапфир-22ДИ-Ех

Преобразователь измерительный взрывозащенный Сапфир-22-Ех предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами взрывоопасных производств и обеспечивает непрерывно преобразование значения измеряемого параметра - давления избыточного, абсолютного, гидростатического, разряжения, разности давления нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый сигнал дистанционной передачи.

Датчик избыточного давления имеет выходной сигнал 4-20 мА и микропроцессорный электронный преобразователем с индикатором.

Датчик состоит из преобразователя давления и электронного преобразователя. Датчики имеют унифицированный электронный преобразователь.

Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов.

Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов.

Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал.

Чувствительным элементом тензопреобразователя является пластина из монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами, прочно соединенная с металлической мембранной тензопреобразователя.

Функционально электронный преобразователь состоит из аналого-цифрового преобразователя (АЦП), блока памяти АЦП, микроконтроллера с блоком памяти, цифро-аналогового преобразователя (ЦАП), стабилизатора напряжения, фильтра радиопомех и блока регулировки и установки параметров [9].

3.5.4 Датчик давления Метран-100

Датчики давления Метран-100 предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин - давления избыточного, абсолютного, разрежения, давления-разрежения, разности давлений, гидростатического давления нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи, цифровой сигнал на базе HART-протокола и цифровой сигнал на базе интерфейса RS-485 с протоколами обмена ICP или Modbus.

Датчик избыточного давления имеет выходной сигнал 4-20 мА и микропроцессорный электронный преобразователем с индикатором.

Датчик состоит из преобразователя давления и электронного преобразователя. Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов.

Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов.

Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов.

Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал.

Чувствительным элементом тензопреобразователя является пластина из монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами, прочно соединенная с металлической мембранной тензопреобразователя [8].

3.5.5 Датчик вибрации ВК 310С

Вибропреобразователи серии ВК-310 представляют собой пьезоэлектрические акселерометры с согласующими усилителями и предназначены для применения в составе аппаратуры непрерывного вибрационного контроля, защиты и вибродиагностики турбоагрегатов, питательных насосов двигателей нефтеперекачивающих и газокомпрессорных станций, вибродиагностики электрических станций и других объектов. Вибропреобразователи серии ВК-310 состоят из пьезоэлектрического преобразователя (далее - датчика) соединенного с согласующим усилителем (далее - предусилителем) и выпускаются в двух модификациях, отличающихся конструктивным исполнением.

3.5.6 Датчик загазованности СТМ-10

Стационарный сигнализатор СТМ-10 предназначен для автоматического непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров.

Область применения: в процессе добычи, переработки, транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов; ТЭК (ТЭЦ, ГРЭС и т.д.), на объектах газовых и автомобильных хозяйств, на заправках; на промышленных предприятиях (окрасочные участки, канализационные участки, котельные); на складах ГСМ; на судах речных и морских пароходств. Принцип работы - термохимический.

Сигнализатор СТМ-10 имеет световую сигнализацию на лицевой панели по каждому каналу при достижении пороговых концентраций горючих газов или неисправности датчика.

В случае использования модификаций сигнализатора с принудительной подачей контролируемой среды необходима линия сжатого воздуха с давлением от 0,25 до 0,6 МПа. Загрязненость линии сжатого воздуха должна быть не более класса 5 по ГОСТ 17433. Расход контролируемой среды для сигнализаторов с принудительной подачей пробы не менее 48 л/ч.

4. Анализ средств учета и контроля расхода газа

Основными средствами учета и контроля газа являются расходомеры. Роль расходомеров в современном мире очень высока в связи с тем, что задача контроля расхода сводится к задаче максимальной экономии энергетических ресурсов многих стран мира, учитывая то, что они дорожают с каждым днем, и увеличивается масштаб потребления.

Существует огромное количество приборов для измерения расхода и количества веществ, различающихся принципами действия и методами измерений. При выборе средства измерения расхода и его количества исходят из свойств измеряемого вещества, его параметров и требований к точности измерения.

Учет газа организуется с целью:

- составления баланса газа на технологические нужды предприятия;

- осуществления взаимных расчетов между "поставщиком" и "потребителем" газа;

- контроля за рациональным и эффективным использованием газа на предприятии.

Различают следующие виды контроля и учета:

- коммерческий контроль и учет, являющийся наиболее ответственным видом учета. Производится по правилам и документам, имеющим статус юридических норм, регулирующих взаимоотношения между поставщиком и потребителем. Именно по коммерческим узлам учета определяется объем газа, перекаченного по магистральному газопроводу;

- хозрасчетный контроль и учет, где учет осуществляется в рамках одного предприятия. Этот вид учета используется для разнесения затрат между подразделениями предприятия при определении себестоимости продукции;

- оперативный контроль, связанный с получением информации о величине расхода и количества, который используется в системах регулирования и управления технологическим процессом.

В Комсомольском ЛПУ МГ коммерческие узлы учета предназначены для учета количества газа переданного по системе газопроводов предприятия потребителям.

Хозрасчетные узлы учета газа предназначены для измерений расхода природного газа, используемого в качестве топлива для работы газотурбинных двигателей газоперекачивающих агрегатов.

Целью данной задачи является определение наиболее выгодного средства измерения расхода газа.

Узлы являются унифицированными элементами и входят в состав комплексной установки подготовки топливного, пускового, импульсного газа КС. Они должны обеспечивать измерение расхода и надежную подачу топливного газа к каждому газоперекачивающему агрегату и компрессорному цеху в целом, а также измерение расхода газа, потребляемого на собственные нужды КС (котельные, электростанции).

Применяются следующие основные принципы измерений и газоснабжения ГПА топливным газом:

а) цеховой;

б) агрегатный;

в) комбинированный (агрегатно-цеховой).

На сегодняшний день самым распространенным методом учета расхода попутного газа является метод переменного перепада давления. Данный метод измерения расхода газа реализуется в информационно-измерительных системах многих компаний, в частности, и на данном предприятии. Методика расчета расхода и определение неопределенности (погрешности) измерения расхода нормируется ГОСТ 8.586.1-5-2005 "Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств". В качестве преобразователей расходомеров в данном методе используются сужающие устройства. Наиболее распространенным первичным преобразователем расхода является сужающее устройство типа стандартной диафрагмы. Объясняется этот факт, прежде всего простотой конструкции данного типа преобразователя, детальной проработкой методики выполнения измерений и поверки.

4.1 Расходомеры с сужающими устройствами

Широкое применение расходомеров с сужающими устройствами объясняется их дешевизной, простотой конструкции, возможностью эксплуатации практически при любых давлениях и температурах. Для их градуировки и поверки не требуются образцовые расходомерные установки, которые необходимы почти для всех остальных расходомеров и счетчиков газа. Кроме того, они обладают важным достоинством - удобством массового производства, так как индивидуально изготавливается только первичный преобразователь (сужающее устройство), а все остальные, наиболее сложные части (средства измерений температуры, перепада давления, давления и средства обработки показаний) могут изготавливаться крупносерийно.

Сужающее устройство - чувствительный элемент первичного измерительного преобразователя, представляющий собой диафрагму [12]. Диафрагма выполнена в виде тонкого диска с отверстием, имеющим со стороны входа потока острую прямоугольную кромку (рисунок 4.1). Другими словами, диафрагма представляет собой тонкий диск с отверстием круглого сечения с острой кромкой, центр которого лежит на оси трубы.

Вычисление расхода газа производится по измерению перепада давления на сужающем устройстве (СУ), в качестве СУ применяется устройство сужающее быстросъемное УСБ-150.

Конструкция УСБ основана на методе измерения расхода газа с помощью дисковой диафрагмы. Узлы и детали УСБ изготавливаются из высокопрочной стали, позволяющей выдерживать давления до 160 кгс/см2. УСБ состоит из двух частей, соединенных между собой болтами. Каждая часть представляет собой плюсовую и минусовую камеру, между которыми расположена измерительная диафрагма, поджатая к минусовой камере шпильками. УСБ имеет паз для монтажа (демонтажа) диафрагмы, перекрываемой изнутри самоуплотняющейся крышкой, а снаружи соединительной накладкой центрующимися шпильками.

1 - входной торец диафрагмы; 2 - выходной торец диафрагмы; ЕД - толщина диафрагмы; е - длина цилиндрической части отверстия диафрагмы; G, H, I - кромки; d - диаметр отверстия; D - диаметр проходного сечения измерительного трубопровода; б - угол наклона образующей конуса к оси отверстия диафрагмы

Рисунок 4.1 - Диафрагма

Отбор давления газа до и после диафрагмы производится из кольцевых камер со специальных сквозных отверстий в корпусе.

В данное время учет расхода топливного газа производится измерительными комплексами, состоящими из первичного элемента - сужающего устройства (диафрагмы), дифманометра сильфонного самопишущего ДСС-712-2с и электронного моста Диск-250, работающего с термоэлектрическим термометром сопротивления ТСМ-50М. Прибор ДСС-712-2с и Диск-250 являются самопишущими, на них устанавливаются диаграммы. На этих диаграммах фиксируются значения, необходимые для планиметрирования (обработки с помощью планиметра) оператором. После обработки диаграмм по полученным значениям с применением программного обеспечения, производится расчет суточного количества газа.

Основным недостатком измерительного комплекса является невысокая точность учета расхода газа, передача на верхний уровень возможна только после обработки диаграмм, т.е. говорить об оперативности передачи данных не приходится. Это зачастую является основной причиной разбалансов при учете топливного газа. Требуется внедрение автоматизированной системы учета расхода газа.

4.2 Обоснование выбора средств измерений

Для проверки правильности выбора средств измерений в соответствие, заданными в нормативной документации, нормами точности выполним расчет относительной расширенной неопределенности результата измерений расхода на примере одного из узлов учета газа.

Оценка неопределенности измерения имеет возрастающую важность, потому что она дает возможность тем, кто использует результаты измерения, оценить надежность этих результатов. Без такой оценки результаты измерения не могут быть сравнимы ни между собой, ни с эталонными, приведенными в спецификациях или стандартах. Для того, чтобы получить сравнимые результаты из оценок неопределенностей измерения, эксперты из семи международных организаций, занимающихся метрологией или стандартизацией, разработали "Руководство по выражению неопределенности измерения", (GUM). Руководство устанавливает основные правила для оценки и выражения неопределенности в измерении, которая может быть соблюдена на различных уровнях точности и в различных областях применения.

Стандартная неопределенность - неопределенность результата измерения, выраженная как стандартное отклонение.

Относительная стандартная неопределенность - отношение стандартной неопределенности к значению оценки измеряемой величины, выраженное в процентах.

Суммарная стандартная неопределенность - стандартная неопределенность результата измерения, когда результат получают из значений ряда других величин, равная положительному квадратному корню суммы членов, причем члены являются дисперсиями или ковариациями этих других величин, взвешенных в соответствии с тем, как результат измерения изменяется в зависимости от изменения этих величин.

Относительная суммарная стандартная неопределенность - Отношение суммарной стандартной неопределенности результата измерения к значению оценки измеряемой величины, выраженное в процентах.

Расширенная неопределенность - величина, определяющая интервал вокруг результата измерения, в пределах которого, можно ожидать, находится большая часть распределения значений, которые с достаточным основанием могут быть приписаны измеряемой величине.

Относительная расширенная неопределенность - отношение расширенной неопределенности к значению оценки измеряемой величины, высаженное в процентах.

При оценке относительной расширенной неопределенности результатов измерений расхода и количества среды определяют интервал вокруг результата измерения, в пределах которого находятся значения, которые с 95% уровнем доверия могут быть приписаны измеряемой величине.

Процедура оценки неопределенности результата измерений расхода и количества газа предполагает наличие ограниченной исходной информации, когда для СИ нормированы только следующие метрологические характеристики:

- границы допускаемых отклонений СИ или неопределенности результатов измерений, вносимой СИ, с указанием уровня доверия;

- границы допускаемых дополнительных отклонений СИ или неопределенности результатов измерений, вносимые СИ, при наибольших отклонениях внешних влияющих величин от нормальных значений, либо максимально допускаемые значения коэффициентов влияния.

При этом отсутствует информация о виде функции распределения внешних влияющих величин и частотных характеристиках изменений измеряемой величины и внешних влияющих величин.

В этом случае принимают следующие допущения:

- все значимые систематические эффекты учтены в результатах измерений;

- в качестве математического ожидания коэффициента чувствительности принимается его нормируемое максимально допускаемое значение;

- между входными переменными уравнения расхода не существует корреляционных связей;

- распределение вероятностей значений измеряемой величины соответствует нормальному закону Гаусса.

Для количественного выражения неопределенности результата измерения, представленной в виде границ отклонения значения величины от ее оценки, полагают, что распределение возможных значений измеряемой величины в указанных границах не противоречит равномерному распределению.

Метрологические характеристики узла учета определяются с учетом условно-постоянных величин и контролируемых параметров при эксплуатации узла учета.

Одним из основных условий, влияющих на точность измерений расхода газа, является уменьшение неопределенности, вносимой измерительным преобразователем или измерительным прибором с учетом основной и дополнительных составляющих неопределенности, входящих в состав узла учета газа.

4.3 Оценка относительной расширенной неопределенности измерений расхода

По ГОСТ 8.586.5-2005 произведем оценку относительной расширенной неопределенности измерений расхода стандартных сужающих устройств.

Исходные данные представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Исходные данные для расчета

Исходные данные

Значения

Измеряемая среда

Природный газ

Средний расход в процентах от максимального значения расхода, %

Qср = 70 (0,7 Qmax)

Минимальный расход в процентах от максимального значения расхода, %

Qmin = 30

Плотность газа при нормальных условиях, кг/м3

=0,6866

Содержание азота и углекислого газа, %

=0,8103, =0,0613

Избыточное давление газа, Мпа (кгс/см2)

ри= 1,765, (18,0)

Давление барометрическое, Мпа (мм.рт.ст.)

0,0990…0,1008, (743,3…756,2)

Температура газа, К (єС)

T = плюс 291,1518, (t = плюс 18)

Температура воздуха, окружающая измерительные преобразователи, К (єС)

Плюс 286,15… плюс 303,15 , (плюс 15… плюс 30)

Внутренний диаметр трубопровода, мм

D20 = 147,16

Материал трубопровода

сталь 09Г2С

Температурный коэффициент линейного расширения материала трубопровода

Эквивалентная шероховатость стенок трубопровода, мм

R =0,15

Уступ от состыкованных труб на прямом участке ИТ, мм

h = 0,69

Расстояние от уступа до СУ, м

0,36

Способ отбора перепада давления

угловой

Диаметр отверстия диафрагмы, мм

d20 = 74,97

Материал сужающего устройства

нержавеющая сталь 12Х18Н10Т

Температурный коэффициент линейного расширения материала диафрагмы

Смещение оси сужающего устройства относительно оси трубопровода, мм

=0

Комплект средств измерений, входящих в узел учета газа представлен в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Комплекс средств измерений входящих в узел учета газа

Средство измерений

Характеристика

Предел измерения

Класс точности, погрешность

Дата поверки, г

Дифманометр сильфонный самопишущий

ДСС-712-2c-M1

№ 560303;

№ 745772

Давление, кгс/ см2

(0 ... 0,25) (0... 0,63)

1,5

24.05.2011

24.05.2011

Дифманометр сильфонный самопишущий

ДСС-712-2с-М1

№745772

Давление, кгс/ см2

(0 ...25)

1,0

24.05.2011

Термоэлектрический термометр сопротивления

ТСМ гр.50М

№ 9

Температура, °С

От минус 50 до плюс 15О

В

05.07. 2011

Электронный мост

Диск-250

№ 19466

Температура, °С

От 0 до

плюс 50

1,0

24.05. 2011

Диафрагма камерная сужающая

ДКС-10-150

№539

с угловым способом отбора перепада давления

Условный проход, мм

d20 = 74,97

04.05. 2011

Барометр - анероид М67

Давление, мм.рт.ст.

600…800

±0,8 мм. рт. ст.

30.04. 2011

Среднее значение измеряемого параметра

Планиметры пропорциональный и корневой

(0…100);

(0…7,5)

24.05. 2011

Общая формула для расчета относительной стандартной неопределенности измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, согласно ГОСТ 8.586-5-2005:

(4.1)

где - относительная стандартная неопределенность коэффициента истечения с учетом влияющих факторов равна:

, (4.2)

где =0,5% - относительная расширенная неопределенность коэффициента истечения, определяется согласно ГОСТ 8.586.2;

=0 - составляющая неопределенности коэффициента истечения, которая обусловлена сокращением длины прямолинейных участков и определяется в соответствии с ГОСТ 8.586.2;

= 0 - составляющая неопределенности коэффициента истечения, которая обусловлена сокращением длины прямолинейных участков между СУ и гильзой термометра и определяется в соответствии с ГОСТ 8.586.2;

=0 - составляющая неопределенности коэффициента истечения, которая обусловлена взаимным расположением диафрагмы и камеры усреднения и определяется в соответствии с ГОСТ 8.586.2;

=0,2% - составляющая неопределенности коэффициента истечения, которая обусловлена наличием уступа между секциями измерительного трубопровода и определяется в соответствии с ГОСТ 8.586.2.

=0,35%.

- относительная стандартная неопределенность измерений диаметра отверстия диафрагмы, значение которой принимают равным 0,02%,

- относительная стандартная неопределенность измерений диаметра трубопровода, значение которой принимают равным 0,1% по ГОСТ 8.586.5.

Составляющая относительной стандартной неопределенности измерений расхода, выраженная в формуле (4.1) в виде произведения , при , имеет значение = ,

где - относительный диаметр отверстия сужающего устройства равный отношению диаметра отверстия СУ к внутреннему диаметру измерительного трубопровода перед СУ, рассчитывается по формуле:

. (4.3)

Составляющая относительной стандартной неопределенности измерений расхода, выраженная в формуле (4.1) в виде произведения , имеет значение = .

- относительная стандартная неопределенность определения поправочного коэффициента, учитывающего шероховатость внутренней поверхности измерительного трубопровода, принимают равной Ѕ значения относительной расширенной неопределенности коэффициента шероховатости и вычисляют согласно ГОСТ 8.586.2 по формуле

, (4.4)

где - относительная расширенная неопределенность определения эквивалентной шероховатости внутренней поверхности ИТ. Значение определяем по ГОСТ 8.586.1 в зависимости от материала и состояния поверхности ИТ. Материал ИТ - сталь 092С, состояние поверхности стенки трубопровода - с незначительным налетом ржавчины. Трубопровод с такими характеристиками имеет значение =0,15м. Относительна расширенная неопределенность определения эквивалентной шероховатости = 33%;

- поправочный коэффициент, учитывающий шероховатость внутренней поверхности ИТ равен 1.

%.

Следовательно, = =0,025%.

- составляющая неопределенность измерений расхода - относительную стандартную неопределенность коэффициента притупления входной кромки диафрагмы принимают равной Ѕ значения - относительной расширенной неопределенности поправочного коэффициента Кп.

рассчитывают по формуле:

, (4.5)

где Кп рассчитывается по формуле:

,

где rк - радиус входной кромки отверстия диафрагмы рассчитывается по формуле:

, (4.6)

где а - параметр, учитывающий тип измеряемой среды, который принимают для природного газа равным ;

rн - начальный радиус входной кромки диафрагмы, определяется визуально и равен 0,5 м. При таком способе определения rн неопределенность принимается равной 50%;

=1 - текущее время эксплуатации диафрагмы, год;

d - диаметр отверстия диафрагмы в рабочих условиях,

, мм, (4.7)

- диаметр отверстия СУ при t = 20єС;

- коэффициент, учитывающий изменение диаметра отверстия СУ, вызванное отклонением температуры среды от плюс 20єС, определяется ГОСТ 8.586.1

, (4.8)

=0,99997,

=74,968 мм,

и тогда =1,0047.

- дополнительная составляющая неопределенности, обусловленная заменой текущего значения радиуса входной кромки диафрагмы rк на его усредненное значение и в нашем случае = 0%.

Тогда относительная расширенная неопределенность коэффициента притупления кромки диафрагмы равна:

=0,23%. (4.9)

Относительная стандартная неопределенность ==0,12%.

- неопределенность результата измерений рассчитывают по формуле:

, (4.10)

где n - число последовательно соединенных измерительных преобразователей или измерительных приборов, используемых для измерения перепада давления;

- коэффициент чувствительности i-ого измерительного преобразователя или измерительного прибора перепада давления;

- неопределенность, вносимая i-м измерительным преобразователем или измерительным прибором перепада давления с учетом основной и дополнительных составляющих неопределенности, рассчитывается по формуле:

, (4.11)

где n - число влияющих величин;

- относительная стандартная неопределенность результата измерений перепада давления, рассчитанная без учета дополнительных составляющих неопределенности, вызванных внешними влияющими факторами по формуле:

, (4.12)

где yв - верхний предел измерений СИ принятый за нормирующий параметр;

- приведенная основная погрешность прибора.

- дополнительный вклад в неопределенность результата измерений перепада давления от i-го влияющего фактора, определяемый по формуле (10.8) ГОСТ 8.586.5.

С учетом этого формулу (4.13) для дифманометра можно записать в следующем виде:

, (4.13)

где Хmax - наибольшее отклонение внешней влияющей величины от нормального значения.

Относительная стандартная неопределенность результата измерений перепада давления прибором ДСС -712 с учетом дополнительной составляющей неопределенности, вносимой изменением температуры окружающего воздуха в диапазоне (плюс 15… плюс 30)єС,

при max расходе:

= 0,77%,

при среднем расходе:

=1,58%,

при Qср = 0,7Qmax

при минимальном расходе:

=8,60%,

при Qср = 0,3Qmax

Формулу (4.12) для комплекта СИ перепада давления, состоящего из дифманометра сильфонного самопишущего ДСС-712 и корневого планиметра ПК-2, с учетом выполненных расчетов и неопределенности результата измерений перепада давления, вносимую планиметром, можно записать в следующем виде:

. (4.14)

Значения коэффициентов в зависимости от функции преобразования измерительного преобразователя или измерительного прибора и их порядкового номера в последовательной соединенной цепи принимаем по ГОСТ 8.586.5-2005.

Относительная стандартная неопределенность результата измерений перепада давления:

при max расходе

= 0,80%,

при среднем расходе

= 1,61%,

при минимальном расходе

=8,63%.

Неопределенность результата измерений абсолютного давления при применении приборов избыточного давления рассчитывают по формуле

, (4.15)

где n - количество последовательно соединенных измерительных преобразователей или измерительных приборов, используемых для измерения давления;

- неопределенность, вносимая i-м измерительным преобразователем или измерительным прибором давления с учетом дополнительных составляющих неопределенности;

- неопределенность результата измерений атмосферного давления с учетом дополнительных составляющих неопределенности.

Относительную стандартную неопределенность результата измерений давления манометром МТС-712 с учетом дополнительной составляющей рассчитывают по формуле

, (4.16)

где пд - предел допускаемых значений дополнительной абсолютной погрешности при отклонении влияющей величины на Х;

Хmax - наибольшее отклонение внешней влияющей величины от нормального значения.

Относительная стандартная неопределенность измерений давления равна

=0,725%.

Неопределенность результата измерений давления пропорциональным планиметром ППр-1 рассчитывается по формуле:

, (4.17)

= 0,138%.

Неопределенность результата измерений атмосферного давления рассчитывается по формуле:

, (4.18)

где - максимально допустимое отклонение результата измерений барометрического давления.

Относительная стандартная неопределенность равна

=0,05%.

Относительная стандартная неопределенность результата измерений абсолютного давления равна:

, (4.19)

= 0,70%.

- относительную стандартную неопределенность результата измерений температуры газа рассчитывают по формуле

, (4.20)

где - стандартная неопределенность, вносимая i-м измерительным преобразователем или измерительным прибором температуры с учетом дополнительных составляющих неопределенности;

n - число последовательно соединенных измерительных преобразователей или измерительных приборов, используемых для измерения температуры.

Стандартную неопределенность результата измерений температуры термометром сопротивления типа ТМ -9201 НСХ 50М класса В с учетом дополнительной составляющей рассчитывают по формуле:

, єС (4.21)

Температура газа может изменяться в диапазоне (плюс 5… плюс 30)єС.

Стандартная неопределенность при tmin = плюс 5єС

= ± 0,134єС,

при tср = плюс 18 єС, = ± 0,157 єС,

при tmax = плюс 30єС, = ± 0,178 єС.

Стандартную неопределенность результата измерений температуры прибором Диск-250 с НСХ 50М класса точности 1, с учетом дополнительной составляющей рассчитывают по формуле:

, єС (4.22)

=0,251 єС.

Стандартную неопределенность результата измерений температуры пропорциональным планиметром ППр-1рассчитывают по формуле:

, % (4.23)

=0,1%.

Относительная стандартная неопределенность результата измерений температуры газа равна

= 0,089%.

Относительную стандартную неопределенность коэффициента расширения рассчитывают по формуле

, (4.24)

где - относительная расширенная неопределенность коэффициента расширения вычисляется согласно ГОСТ 8.586.2;

- коэффициент расширения газа, рассчитывается по ГОСТ 8.586.2.

- относительная стандартная неопределенность вычисления показателя адиабаты.

Относительная стандартная неопределенность показателя адиабаты, рассчитанная по ГОСТ 30319.1 =2,0 %.

Относительная стандартная неопределенность коэффициента расширения будет равна

при max расходе: = 0,990518, для =0,63, р =18, =1,306246;

= 0,049%,

при среднем расходе: = 0,995363, ;

=0,025%;

при min расходе: = 0,99915, для ;

=0,009%.

- относительная стандартная неопределенность расчета плотности газа в стандартных условиях по компонентному составу среды определяется согласно ГОСТ 30319.1 и значение неопределенности составляет =0,17%.

- неопределенность расчета коэффициента сжимаемости газа, методом NX19 мод, устанавливается согласно ГОСТ 30319.2 и равна 0,11%.

- относительная стандартная неопределенность результата измерений расхода газа согласно формуле (4.8) составит

для max расхода:

при среднем расходе:

при min расходе:

Относительную расширенную неопределенность результата измерений расхода газа при 95%-ном уровне доверия рассчитывают по формуле

, (4.25)

она равна:

=1,3 %; =1,9%; = 8,7%.

Относительная расширенная неопределенность должна быть представлена не более чем двумя значащими цифрами.

Из расчета видно, что относительная расширенная неопределенность результата измерений расхода газа при расходе 30% превышает установленное ГОСТ 8.143-75 предельно допустимое относительное отклонение 5%.

Определим значение расхода, при котором относительная расширенная неопределенность равна 5%. Это значение расхода будет являться нижним пределом измерений узла учета газа.

Для решения этой задачи построим график зависимости относительной расширенной неопределенности расхода от значения расхода. Так как данная зависимость не линейна, то для более точного отображения графиком этой зависимости, дополнительно к полученным результатам неопределенности, рассчитаем промежуточное значение неопределенности при расходе, соответствующем 0,5Qmax.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены