РОЗДІЛ 2
АНАЛІЗ ПОХИБОК ВИМІРЮВАННЯ ВИТРАТИ ТА КІЛЬКОСТІ (ОБ'ЄМУ) ПРИРОДНОГО ГАЗУ ЗА МЕТОДОМ ЗМІННОГО ПЕРЕПАДУ ТИСКУ
2.1. Похибки вимірювання витрати природного газу
2.1.1. Основні положення розрахунку похибок вимірювання витрати
природного газу
Вимірювання витрати і кількості (об'єму) газу методом змінного перепаду тиску, як було показано у розділі 1, відноситься до непрямих методів вимірювання, при якому вимірюють або визначають досить значну кількість вихідних величин (параметрів). Деякі з них визначають на підставі раніше виконаних експериментальних досліджень, інші - прямими одноразовими вимірюваннями, ще інші - непрямими вимірюваннями. Ця обставина не дозволяє виконати достатньо строгу оцінку сумарної похибки класичними методами оцінки похибки непрямих вимірювань. Крім того, в існуючих методиках, зокрема і в нормалізованих, як буде показано нижче, допускаються значні спрощення, в результаті чого ряд складових похибок не розглядаються взагалі. В зв'язку з цим, в даному розділі проаналізуємо та оцінимо значення всіх складових похибок, притаманних методу змінного перепаду тиску.
Загальна похибка вимірювання витрати та кількості (об'єму) природного газу складається із систематичних, невиключених систематичних та випадкових складових похибок. Виконаний їх аналіз показує, що наявність тієї чи іншої складової похибки визначається :
- конкретним рівнянням розрахунку витрати чи кількості (об'єму) природного газу (а вони можуть бути різними і це допускається нормативними документами);
- конкретними методами визначення параметрів потоку газу (вони також можуть бути різними);
- конкретними технічними засобами вимірювання параметрів потоку газу та обчислення витрати та кількості (об'єму) природного газу;
- конкретним виконанням витратовимірювальної ділянки, стандартних пристроїв звуження потоку та їх монтуванням.
Згідно з РД 50-213-80 [18] при розрахунку похибки допускались наступні спрощення:
- складові похибки не мають кореляційних зв`язків і рахуються незалежними одна від одної;
- закон розподілу складових похибок приймають нормальним (закон Гауса);
- складовою або сукупністю складових похибок, рівних або менших 30% результуючої похибки, нехтують (це спрощення виключило із розгляду ряд систематичних складових похибок, що, очевидно, недопустимо);
- граничну похибку вимірювання приймають рівною максимальній похибці одноразового вимірювання при довірчій ймовірності 0.95, при цьому =2.
При прийнятих допущеннях середні квадратичні відносні похибки вимірювання витрати при стандартних умовах визначають згідно з 18 за формулами:
- для сухих газів:
; (2.1)
- для сухої частини вологих газів:
(2.2)
де , ,kRe К?, ?с, К, Т, P і P - відповідно похибки визначення коефіцієнта витрати, коефіцієнта розширення, коефіцієнта корекції на число Рейнольда, корекції на вологість, густини газу в стандартних умова, коефіцієнта стискуваності, абсолютної температури, перепаду тиску і абсолютного тиску. В наведених формулах порівняно із вихідним рівнянням розрахунку витрати (1.16-1.18) складові похибок 42d20 і 42Kt опущені як досить малі згідно з прийнятими допущеннями.
При розрахунках слід розрізняти похибку вимірювання витрати і похибку вимірювання кількості газу. Похибка для вимірювання витрати газу повинна розраховуватися для поточних значень параметрів на момент визначення цієї похибки, а похибка вимірювання кількості газу - з врахуванням інтегрування витрати по часі або для середніх значень параметрів за певний період часу.
Вище вказані підходи та методи визначення похибок вимірювання витрати і кількості природного газу, зокрема прийняті допущення, в деяких своїх твердженнях є дискусійними, ряд складових похибок, а також і загальну похибку, можна було б визначити і в інший спосіб. Але ця методика є регламентована 18 і є обов'язковою до застосування. Нижче будуть розглянуті й інші підходи щодо визначення похибок.
2.1.2. Похибки, які визначаються геометрією витратомірної ділянки і пристрою звуження потоку
Сукупність геометричних характеристик (витратомірної ділянки і діафрагми) впливають на такі похибки , ,kRe .
Середня квадратична відносна похибка коефіцієнту витрати для кутового способу відбору перепаду тиску визначається згідно з РД 50-213-80 за формулою :
=(0.32+2d+2D+2kп+2kш )0.5+L+H+ при 0.05 m0.36e ; (2.3)
=(0.25m+2d+2D+2kп+2kш )0.5+L+H+ при 0.36m0.64;e (2.4)
де d і D - похибки зумовлені допустимими відхиленнями діаметрів d i D;
kп і kш - похибки визначення коефіцієнтів корекції на шорсткість трубопроводу і притуплення вхідного канту діафрагми; L - похибка від скорочення довжини прямої ділянки перед пристроєм звуження потоку; h - похибка від впливу виступів на внутрішній поверхні трубопроводу; e - похибка від впливу зміщення осі діафрагми відносно осі трубопроводу.
Перший член сумарної похибки коефіцієнта витрати - це похибка п визначення вихідного коефіцієнта витрати діафрагми при Re =106, вона залежить від значення модуля m=d2/D2 і знаходиться в межах від 0.3% при мінімальному модулі до 0.4% при модулі рівному 0.64:
п= (0.5? m) для 0.36m0.64; п=0,3% для інших m та інших способів відбору
Похибки d і D виникають через допустимі відхилення діаметрів:
d=2d (1+m2/). (2.5)
Значення d для діафрагм складають 0.025% при m0.4 і 0.05% при m0.4. Похибка має мінімальне значення при m=0.05 і складає приблизно 0.07, а максимальне значення - при m=0.64 і складає 0.106%.
Складову D розраховують по формулі :
D=2D (m2/) ; (2.6)
де D =0.15 - допустиме середнє квадратичне відхилення діаметра D. Діапазон можливих значень похибки D складає від 0.001% до 0.154%. Формули для визначення d , D відповідають міжнародним нормам ISO 5167 [19].
Похибки D і d - мають тільки невиключені систематичні складові, які визначаються похиб