Курсова робота
Розробка установки для перевірки побутових лічильників газу
1.1.Актуальність застосування побутових лічильників газу
Аналіз причин втрат природного газу і розробка шляхів його цільового
економного використання були і залишаються об’єктом прискіпливої уваги
багатьох дослідників, про що свідчать численні наукові публікації, у
тому числі у провідному журналі нафтогазової галузі [1-3].
Детальний аналіз структури газоспоживання по регіонах України з
урахуванням напрямків використання газу показав, що досягненню мети
більш раціонального використання ресурсів природного газу та зменшенню
його втрат слугували такі організаційні заходи, розроблені та
реалізовані НАК “Нафтогаз України”:
– посилення контролю за цільовим використанням природного газу;
– встановлення нових та заміна застарілих побутових лічильників
природного газу;
– удосконалення приладного обліку газу;
– впровадження нормативної бази для обрахування питомих втрат та
виробничо-технологічних витрат газу;
– зменшення фізичних втрат природного газу в розподільних газопроводах.
Відомо, що одним з найбільш енергоємних і одночасно найбільш
недисциплінованих в питаннях споживання газу та його плати є
підприємства комунальної теплоенергетики. В зв’язку з цим з боку ДК “Газ
України” та ДП “Газ-тепло” було встановлено суворий режим контролю за
поставками газу цим організаціям. Ліміти споживання газу для підприємств
теплокомуненерго почали встановлювати не відразу на весь звітний місяць,
а окремо на кожну його декаду в залежності від того, як іде процес
оплати поставленого газу. Такий захід виявився дієвим відносно
тепловиків в пошуках засобів для проведення своєчасних розрахунків за
спожитий газ. Так, якщо по закінченню опалювального сезону 2003/2004 pp.
станом на 1 травня 2004р. теплопостачальними підприємствами в цілому по
Україні було оплачено 63% вартості використаного газу, то на 1 жовтня
показник розрахунків зріс до 82,1%. Особливо показово це для Одеської
області – 100% станом на 01.10.04 проти 74,3%) на 01.05.04, Волинської –
відповідно 99%) проти 70,3%, Чернігівської – 94%о проти 71,2%,
Запорізької – 93,2% проти 60,4%> і т.д.
Що ж стосується ситуації з експериментом, який проводить ДП “Газ-тепло”
з теплопостачальними підприємствами в окремих областях України,
охарактеризувати її можуть красномовні цифри, наведені в табл. 1.
Таблиця 1.
Рівень розрахунків за газ в областях України
Область та назва підприємства Рівень розрахунків за спожитий газ, %
Станом на 30.09.03 Станом на 30.09.04
Донецька область
ЗАТ “Горлівськтепломережа” 23,0 99,6
КП по теплопостачанню “Вуглик” 24,0 85,4
Житомирська область
ОПТМ “Житомиртеплокомуненерго” 31,0 75,3
Київська область
КП УЖКГ м. Славутич 22,0 80,5
Луганська область
Луганське МКП “Теплозабезпечення” 47,0 81,7
МКП “Луганське теплокомуненерго” 50,0 91,9
Харківська обл.
Харківське обласне КПТМ 22,0 73,8
М. Харків
ТЕЦ-3 11,0 129,9
Херсонська обл.
ДП “Херсонська ТЕЦ” 11,0 75,5
МКП “Херсонтеплоенерго” 6,0 80,6
Зупинимось детально на актуальності застосувань побутових лічильників
газу.
Встановлення побутових лічильників природного газу
Одним з основних критеріїв дієвості такого заходу, крім суто
суб’єктивних причин, пов’язаних з намаганнями самого абонента скоротити
свої витрати газу, є зменшення так званих комерційних втрат газу.
Згаданий вид втрат спостерігається при поставках природного газу
населенню і пояснюється виникненням від’ємної різниці між обсягами газу,
обчисленими та оплаченими за затвердженими нормами споживання та
використаними фактично.
Саме тому з метою усунення або суттєвого нівелювання подібного явища у
відповідності з прийнятою Програмою створення єдиної системи обліку
природного газу в Компанії розроблено план оснащення житлового фонду
України лічильниками газу, хід виконання якого ілюструє графік, поданий
на (рис. 1).
Рисунок 1. Динаміка оснащення житлового фонду лічильниками природного
газу
Найбільші рівні оснащення помешкань лічильниками газу спостерігаються у
Закарпатській області – 72% до загальної кількості газифікованих
квартир, Івано-Франківській – 68%, Тернопільській – 61%, Вінницькій –
58%), Чернівецькій – 53%). В цілому ж по Україні лічильниками обладнано
37% газифікованих житлових будинків і квартир.
Дієвість інтенсифікації заходів по встановленню побутових лічильників
підтверджується наступною статистикою. Так, якщо протягом
січня-серпня 2003 року населення спожило 11 377 млн. куб. м природного
газу, то за цей же період року нинішнього ця цифра складає 10 523 млн.
куб. м, тобто фактичні обсяги споживання газу населенням зменшились на
854 млн. куб. м.
В якості ілюстрації доцільно розглянути порівняльний графік залежності
комерційних втрат газу від ступеня оснащення житла лічильниками газу для
Закарпатської області (рис. 2), де, як уже зазначалось вище,
спостерігались найвищі темпи встановлення лічильників.
Як бачимо, безпосередня залежність величини комерційних втрат газу від
кількості встановлених побутових лічильників відслідковується досить
яскраво. Незначне зростання втрат у 2003 році пояснюється більш
холодними погодними умовами зими 2002/2003 pp.
В доповнення треба сказати, що якщо станом на 1 січня 2001 року за
допомогою лічильників в Україні обліковувалось 42% спожитих населенням
обсягів газу, то на цей же період 2002 року ця цифра зросла до 50%, 2003
року -до 55%, 2004 року – до 62%.
Слід зазначити, що на початкових етапах впровадження обліку газу за
допомогою побутових лічильників встановлювались прилади, які у
порівнянні із сучасними зразками були недостатньо технічно досконалими,
хоча і відповідали діючим нормативним документам України. Особливі
нарікання були на те, що такі лічильники (переважно роторного типу) мали
низьку чутливість в діапазоні малих витрат газу, внаслідок чого в
сумарному результаті значні обсяги спожитого газу практично не
обліковувались. Річні втрати газу внаслідок застосування таких
лічильників за приблизними підрахунками НАК “Нафтогаз України” [1]
сягали 200 – 300 мільйонів кубічних метрів. Саме тому впродовж останніх
років газовими господарствами почала проводитись інтенсивна робота по їх
заміні. Так, тільки у минулому році на більш точні прилади мембранного
типу виробництва Хмельницького, Івано-Франківського та Красилівського
заводів були замінені 12 100 роторних, лічильників, а за 8
місяців 2004 року – вже 18 800.
Водночас останніми роками все більшої актуальності набуває питання
повірки побутових лічильників газу (ПЛГ), так як багато з них вже
відпрацювали регламентований чинними документами України термін (5
років) до моменту обов’язкової перевірки органами Держстандарту їх
метрологічних характеристик (сказане підтверджується даними, наведеними
на рис. 2). Однак практична реалізація перевірки вимагає значних
матеріальних затрат на монтаж-демонтаж приладів і часових затрат на їх
проведення, а кількість перевірочних установок не задовольняє потребам
споживачів. Водночас у виробничих і наукових колах з все більшою
гостротою дискутується питання про плинність метрологічних характеристик
ПЛГ в проміжку п’ятирічного міжперевірочного терміну, так як ця
обставина є одним із чинників комерційних втрат газопостачальних
організацій і безпосередньо впливає на раціональне використання
природного газу. Тому актуальним є питання контролю метрологічних
характеристик ПЛГ в будь-який момент експлуатації безпосередньо у
споживачів, яке можна вирішити, наприклад їх діагностуванням.
Незважаючи про відсутність з даний час нормативного документа на І
проведення технічного діагностування загальновідомими є як технічні
Принципові розробки і напрацювання [6], так і нормативна база України
[5]. Однак, практичної реалізації набув тільки метод, регламентований
„Інструкцією щодо обслуговування та експрес-контролю побутових
лічильників газу…” [7]. Функціональна схема таких установок для
експрес-контролю ПЛГ передбачає послідовне під’єднання з перевірюваним
ПЛГ контрольного приладу за допомогою спеціального технологічного
устаткування, яке встановлюється при демонтажі осердя перекривного
вентиля підвідного газопроводу індивідуального газоспоживача. Згідно
цієї схеми роль джерела витрати виконує лінія газопостачання, а
відлічений перевірюваним і контрольним (еталонним) приладами природний
газ спалюється газоспоживачами. Решта вузлів перевірочної установки
відповідають схемі випробувань [5] і додатково конструктивно можуть
передбачати контроль температури і тиску газу у регламентованих точках
та вентильний задавач відтворюваних витрат. При перевірці здійснюється
відлік і порівняння виміряного об’єму газу двома лічильниками на
витратах, які регламентовані відповідними нормативними документами.
Головним недоліком практичної реалізації цього методу є складність
спеціального технологічного перекривного обладнання замість вхідного
перекривного вентиля, яке повинне забезпечувати подачу газу після
контрольного лічильника в магістралі перед газоспоживачем. Водночас ця
схема характеризується складністю регулювання відтворюваних через ПЛГ
контрольованих витрат газу і, як правило, відсутньою практичною
можливістю проведення експрес-контролю на великих витратах газу в силу
обмеженої продуктивності щодо спалювання газу обладнанням газоспоживача.
Тому у відповідності з вимогами інструкції [7] і виключення вказаних
недоліків практичної реалізації експрес-контролю ПЛГ фахівцями ВАТ
„Львівгаз” у співдружності з науковцями ІФНТУНГ розроблений портативний
пристрій для бездемонтажного діагностування ПЛГ на місці експлуатації
[8].
1. АНАЛІЗ ІСНУЮЧИХ методів і пристроїв для повірки
ПОБУТОВИХ ЛІЧИЛЬНИКІВ ГАЗУ
1.1 Призначення і особливості побутових лічильників газу
Побутові лічильники газу призначені для вимірювання кількості
використаного газу комунально-побутовими споживачами, і в першу чергу
населенням. Принцип дії їх базується на залежності швидкості обертового
руху тіла в трубопроводі від витрати речовини. Найчастіше тахометричний
перетворювач витрати являє собою турбінку або ротори, які рухаються під
дією потоку газу, В залежності від того як побудований перетворювач
тахометричні витратоміри і лічильники газу поділяються на турбінні і .
камерні [1].
Ротаційні лічильники, як різновид камерних широко застосовуються в
комунальному господарстві, особливо в опалювальних котельнях, а також в
невеликих промислових підприємствах. Ці лічильники мають велику
пропускну здатність і значний діапазон вимірювань при порівняно
невеликих габаритних розмірах, Цим умовам відповідають ротаційні газові
лічильники, які мають слідуючі переваги: відсутність в необхідності в
джерелі електроенергії, довговічність, можливість контролю справності
роботи по перепаду тиску на лічильнику в умовах експлуатації,
нечутливість до коротких перевантажень, Ротаційний газовий лічильник
складається із корпусу, всередині якого обертається два одинакових
вісімкоподібних ротори, передаточного і лічильного механізму , зв’язаних
з одним з роторів. Ротори приводяться в оберт під дією різниці тисків
газу, який надходить через верхній, вхідний, патрубок і виходить через
нижній, вихідний патрубок , При обертанні ротори обкатуються своїми
боковими поверхнями, доторкаючись з внутрішньою поверхнею корпусу.
Синхронізація обертання роторів досягається з допомогою двох пар
одинакових зубчатих коліс, закріплених на двох кінцях роторів на
торцьових коробках, поза межею вимірювальної камери – корпусу. Для
зменшення тертя шестеренки роторів постійно змазуються маслом, яке
заливають в торцьову коробку або комплектуються одноразово змащеними
підшипниками ,
Об’єм газу витіснений за півоберта одного ротору, рівний об’єму,
обмеженому внутрішньою поверхнею корпусу і боковою поверхнею ротора,
займаючого вертикальне положення. За повний оберт роторів витісняються
чотири таких об’єми (рисунок 1.1) Для контролю за нормальною роботою,
лічильник оснащений диференційним манометром, який під’єднюється до
вхідного і вихідного патрубків приладу і показуючого втрати тиску при
проходженні через лічильник. До недоліків ротаційних лічильників газу
слід віднести пульсацію (тиску) потоку яку вони створюють, а також знос
робочих органів. На Україні і зокрема в місті Івано-Франківськ
виготовляються ротаційні лічильники газу, які використовують вище
описаний принцип дії об’ємних камерних лічильників, ці побутові
лічильники газу характеризуються номінальними витратами 4,6,20 м3/год.
Порівняно з промисловими ротаційними лічильниками у них є розширений
діапазон вимірювання і становить 1/30 максимальної витрати, що дає
можливість вести облік при великомудіапазоні споживаних витрат, технічні
характеристики побутових лічильників газу ротаційних лічильників газу,
які випускаються ВАТ “Промприлад” місто Івано-Франківськ [9] подані в
таблиці 1.1.
Таблиця 1.1.
Основні технічні дані побутових лічильників газу
Найменування параметрів Значення параметрів
РЛ-4 РЛ-6 РЛ – 20
1 2 3 4
1.Номінальна витрата, куб.м/год 4 6 20
2.Максимальна витрата, куб.м/год 6 10 20
3.Мінімальна витрата, куб.м/год 0,2 0,3 1.0; 2.0
4.Поріг чутливості, куб .м/год 0,04 0,04 0,25
5.Робочий надлишковий тиск , кПа 25 25 20
1 2 3 4
6. Робочий надлишковий тиск , кПа 25 25 20
7.Границі допустимої відносної похибки, % Qmin 1 - корпус; 2 - зубчата передача; 3,7 - два ротори які обертаються під дією потоку газу; 4- відліковий механізм; 5 - редуктор; 6 - магнітна муфта; Рисунок1.1. - Принципова схема ротаційного побутового лічильника газу Вони вимірюють частоту обертання турбінки або іншого рухливого елементу.. Найчастіше застосовують прилади, принцип дії яких базується на перетворенні особливим тахометричним приладом (індукційним або фотоелектричним перетворювачем) частоти обертання турбінки в частоту імпульсів електричного струму яка вимірюється електричним частотоміром. При цьому одночасно дуже легко виміряти кількість речовини, для чого необхідно витратомір додатково оснастити лічильником імпульсів, які формуються тахометричним перетворювачем. Фотоелектричний перетворювач, як правило, не має механічного зв’язку з перетворювачем витрати (турбінкою або ротором) і дуже мало його напружує, але є складним в конструктивній реалізації і набув обмеженого використання. Це суттєво знижує похибку вимірювання витрати і кількості» Крім того, відсутність необхідності в виводі осі через ущільнювач підвищує надійність роботи приладу. Переваги тахометричних витратомірів і лічильників газу - висока точність і великий діапазон вимірювань. Турбінні лічильники газу - застосовуються для вимірювання витрати: кількості газу в якості первинного перетворювача витрати використовується турбінка аксіальна, осі якої співпадають з віссю трубопровода. В таких лічильниках обертовий момент від турбінки передається лічильному механізму через черв "ячну пару і редуктор. Турбінні витратоміри не мають механічного зв’язку з яким-небудь вимірювальним механізмом, що спричиняє зменшенню похибки вимірювань. Турбінний лічильник складається із трьох основних елементів: турбінного первинного перетворювача витрати вторинного перетворювача частоти обертання, реєструючи-вимірювальної системи. Частота обертання турбінки може бути перетворена в частоту електричних імпульсів з допомогою вторинного індукційного перетворювача, індуктивного або фотоелектричного типу. Електричний частотомір який вимірює частоту цих імпульсів, градуюється в одинцях витрати а електричний лічильник загального числа імпульсів пройшовшої речовини. Похибка прилапу не перевищує 1% від верхньої межі вимірювань в діапазоні від 40 до 100% зміни витрати і 1,5% в діапазоні від 20 до 40%, При максимальній, витраті втрата тиску не перевищує 1220 Па, Ці лічильники виконуються в вибухобезпечному виконанні і можуть застосовуватись у вибухонебезпечних приміщеннях, Турбінні лічильники' газу застосовуються для вимірювань витрати газу в широкому діапазоні від 0,8 до 415000 м3/год - в трубопроводах діаметрами 12 -1000 мм під тиском від 0,8 до 42.0 мПа. При обліку газу в побутових споживачів на Україні і теренах СНД вони суттєвого розповсюдження не набули, що пояснюється складністю прецизійного виготовлення рухомих елементів, в першу чергу турбінки, а також значно більшим перепадом тиску на них порівняно з ротаційними чи маховими побутовими газовими лічильниками. Барабанні лічильники газу - раніше широко застосовувались як побутові лічильники газу, в даний час застосовуються для точних вимірювань невеликих кількостей газу в лабораторних умовах і в повірочній практиці. Як зразкові в еталонних установках при повірці побутавих лічильників газу[10], Основним елементом барабанного лічильника [2] є корпус, барабан з вимірювальними камерами і відліковим механізмом. Металічний барабан, розділений нахиленими перегородками на чотири камери рівного общему, розміщений в середині корпуса і обертається на вісі, підшипники якої закріпленні в передньому і задньому днищах корпусу. Барабан частково занурений в рідину, яка заповнює нижню частину корпусу. Рівень рідини знаходиться вище вісі барабана і обмежує вимірювальний об’єм камер, Вісь барабана з’єднана з лічильним механізмом і, таким чином, по числу обертів барабана можна визначити об’єм газу, пройшовшого через лічильник, В кожній камері вимірюється один і той ж об’єм тільки при тій умові, якщо рівень затворної рідини не змінюється. В якості затворної рідини найчастіше використовують воду. Номінальна витрата газу барабанного лічильника визначається похідною вимірювального общему газу на гранично допустиме число обертів барабана. Звичайно число обертів барабана у лічильника даного типу у 1 годину не перевищує 80-100 обертів. Збільшення числа обертів приводить, до суттєвих коливань рівня затворної рідини, і як наслідок до значного зниження точності вимірювань. Тобто, для підвищення межі вимірювань цих лічильників необхідно збільшувати об’єм вимірювальних камер, що приводить до збільшення його розмірів. Основною перевагою цих приладів в порівнянні з іншими є те, що вони мають високу точність, так як затворна рідина забезпечує надійне ущільнення вимірювальних камер, і точність показів навіть і на малих витратах залишається незмінною і залежить тільки від рівня затворної рідини. З метою узагальнення області використання і технічних характеристик побутових лічильників газу нижче подається таблиця 1.2 їх порівняльної характеристики. Таблиця 1,2 Порівняльна характеристики лічильників газу Параметри Типи лічильників Барабанні Турбінні Ротаційні 3 вимірювальними міхами Межі вимірювання витрат, м3/год верхня номінальна нижня 0.240-0.60 0.100-0.40 0.008-0.02 0.8-1500 200-4000 0.02-0.04 4-1200 40-1000 0.2-100 3.75-32.5 2.5-25 0.125-1.25 Поріг чутливості, м3/год 0.00016-0.004 — 0.04-15 0.0375-0.25 Витрата тиску при номінальній витраті ,П а 80 1200 30 80-180 Перепад тиску, па 30 400 15 50 Надлишковий тиск, мПа 0,01 6 0,1 0,04 Похибка вимірювань % ±(0.5-1.0) ±(1.0-2.0) ±( 1.5-3.0) ±(2.0-3.0) 1.2. Аналіз існуючих нормативно - технічних документів по діагностиці побутових лічильників газу Діагностика стосовно побутових лічильників газу можна розглядати як спрощений варіант метрологічної атестації* Діагностика є важливим компонентом атестації, що дозволяє встановити придатність або непридатність лічильника до подальшої роботи, Фактично діагностика по відношенню до газових лічильників означає встановлення і вивчення ознак, що спричиняють відхилення від нормального режиму роботи, Як такої документації по діагностиці побутових лічильників. газу немає, але є ДСТУ3607-97 [6], щодо приймання та методів випробувань побутових лічильників газу, який при певних умовах з відповідними доопрацюваннями може бути використаний при діагностиці побутових лічильників газу, Питанням метрологічного забезпечення побутових лічильників газу займається інженерно-впровадницька фірма "Темпо" (місто Івано-Франківськ), Повірочні установки фірми "Темпо" [10] дозволяють одночасно здійснювати повірку до 15 побутових лічильників газу будь-яких модифікацій, При цьому ці установки дешевші від зарубіжних аналогів, Комп’ютеризовані установки мають високі метрологічні характеристики вимірювання об’єму газу в діапазоні об "ємних витрат від 0,016 до 16 м3/год, тобто співвідношення об "ємних витрат Qmin/Qmax=l/1000; межі допустимої відносної похибки становлять ±0,5%, Сучасне програмне забезпечення , практично необмежений комп'ютерний архів результатів повірки дозволяє зберегти дані вимірювань понад 1 мільйона лічильників. У повірочних установках еталонними засобами вимірювальної техніки є зразкові лічильники газу барабанного або роторного типів, які мають частотно-імпульсний сигнал. Ці зразкові лічильники газу розроблені і виготовляються фірмою 'Темпов всі авторські права захищено відповідними державними патентами України, Державна метрологічна атестація зразкових лічильників газу проводиться на еталонній комп'ютерній установці дзвонового типу, розробленій та виготовленій також фірмою "Темпо", При державній метрологічній атестації цієї дзвонової установки одержано значення основної відносної похибки при відтворенні атестованих значень контрольних об’ємів не перевищує ±0=05% . Згідно [6] повірочні установки» що складаються із зразкового засобу вимірювальної техніки та допоміжних пристроїв для під’єднання лічильників, повинні забезпечувати повірку лічильників і задовольняти таким вимогам; — діапазон витрат, що створюється установкою, повинен відповідати робочому діапазону роботи лічильників, у тому числі і витраті, рівний порогу чутливості. Дозволяється визначення порогу чутливості лічильників проводити на іншій установці; — границі допустимої відносної похибки еталонної установки повинні бути не менш ніж у три рази вужчі за границі допустимої відносної похибки лічильників у відповідному діапазоні витрат; — надлишковий тиск (або розрідження) , що створюється установкою, повинен перевищувати втрати тиску в зразкових засобах вимірювальної техніки, лічильниках та на пристроях для регулювання витрати; — робочим середовищем повинно бути повітря; — температура робочого середовища та навколишнього повітря повинна бути в діапазоні від 18 до 22 °С ; — зміна тиску та температури в механізмі відтворювання, вимірювання об’єму та у вимірювальному тракті протягом одного вимірювального процесу не повинна перевищувати ±20 Па та 0,5 °С відповідно; — втрати тиску, що не враховується по тракту вимірювання від зразкової вимірювальної техніки до будь-якого лічильника на всіх витратах не повинні перевищувати 60 Па; — забезпечувати простоту і надійність під’єднання лічильників; —герметичність системи повинна бути такою, щоб витік повітря з неї був менший двох величин: 0,1 дм3/год або об’єму, що не перевищує 0.1% від пропущеного об'єму за найменшого значення витрати; — отвори для відбору тисків вохлів та виходів лічильника повинні мати діаметр не менше 1.5 мм і бути на відстані не більше одного умовного проходу від входу і виходу відповідного лічильника під прямим кутом до під’єднювальних труб лічильника. Перехід повинен бути без затворів і нерівностей. Повірочна установка повинна бути укомплектована такими засобами вимірювань: — різниці тисків на кожному лічильнику з верхнею межею діапазону вимірювань на 10-25 % більшим від допустимої втрати тиску на лічильнику за максимальної витрати. Ціна поділки не більша 10 Па. При цьому верхня границя вимірювань повинна дорівнювати не менше 20 % втрати тиску, ціна поділки не більше 20 Па; — температури повітря на вході зразкового засобу вимірювальної техніки або в ньому, на вході першого та на виході останнього лічильника. Діапазон вимірювань від 15 до 25 °С, ціна поділки не більше 0.1 °С; — часу з дискретністю відліку, ціна поділки не більше 0.2 с; Автоматизовані повірочні установки з перетворювачами витрати імпульсів повинні забезпечувати визначення відносних похибок лічильників з врахуванням числа зубів шестерень, установлених в лічильники, або передавального числа між вимірювальними механізмами та І відліковими пристроями. Схеми практичної реалізації повірочних установок згідно [6] зображені на рисунку 1.2. Цим вимогам в повній мірі відповідають установки фірми "Темпо"(місто Івано-Франківськ) які зараз випускаються серійно, однак, перевірка на цих установках передбачає зняття приладів з місця експлуатації і їх транспортування до повірочної установки, при цьому їхні технічні характеристики змінюються, в тому числі і метрологічні можуть не відповідати, тим реаліям які були на місці експлугації. Це не дає можливості мати» об’єктивну картину метрологічних характеристик побутових лічильників газу у споживача. Тому /доцільно здійснювати повірку побутових лічильників газу на місці експлуатації, однак проаналізованим вище нормативно технічним документам [6] ця операція не передбачена. а) Повірочна установка з зразковим лічильником газу, розташованим перед лічильником. б) Повірочна установка дзвонового типу, в)Повірочна установка з використанням мікросопел. 1,2.3.-n - порядковий номер лічильника", Кз - кран запірний; Кр - кран регулювальний; ЗЛГ - зразковий лічильник газу; МС - мікросопло; ДЗ - дзвонова установка; ПСВ - пристрій створення витрати і розрідження; • - місце вимірювання тиску та темпепатупи. Рисунок І .2. Схєми повірочних установок лічильників газу Поряд з тим враховуючи актуальність даної проблеми в Україні розроблений галузевий нормативно технічний документ [8] який позволяє частково вирішити цю проблему вирішити , і його практична апробація реалізована в ВАТ Івано-Франківськгаз про, що буде сказано в наступному підрозділі дипломного проекту. 1,3 Проблеми практичної реалізації в діагностуванні побутових лічильників газу в умовах Івано-Франківськгаз. Обслуговування і експрес - контроль побутових лічильників здійснюють підприємства і організації, які одержали в адміністративному порядку дозвіл на проведення цих робіт. Аналізуючи діяльність ВАТ "Івано-Франківськгаз" по діагностуванню побутових лічильників газу, можна зробити висповок, що є два напрямки реалізації діагностування: - діагностування на стаціонарній установці; - діагностування на місці експлуатації шляхом використання установки на базі зразкового лічильника. Під діагностуванням опосередкованим методом може здійснюватися в різних напрямках , які непрямим чином інформуюють про працездатність побутових лічильників газу, наприклад якщо при включеній газовій плитці у споживача барабани відлікового механізма не переміщаються то можна говорити що лічильник несправний і підлягає ремонту або заміні, однак це є найгірший випадок ману лічильника і найпростіший варіант при його діагностиці візуально. На практиці як правило такого не буває і найчастіше лічильник обертається але здійснює меншу кількість обертів, що встановити візуально неможливо. Тому метод опосередкованої діагностики може бути використаний надзвичайно рідко. До числа опосередкованого методу діагностики можна віднести діагностику по спектру акустичних шумів, які створюються обертовими елементами побутового лічильника газу, однак метод не набув поширення внаслідок складності і недостатності математичного обґрунтування і експериментального підтвердження, У Івано-Франківськгаз пройшла апробація діагностики побутових лічильників газу на місці експлуатації з використанням галузевої методики експрес-контролю [8]. Методика експрес-контролю передбачає виконання наступних операцій: підготовка роботи; зовнішній огляд; перевірка герметичності кожної магістралі і лічильника; контроль працездатності діагностованого лічильника; визначення дійсного відхилення результатів вимірювання об’єму газу. При проведенні експрес-контролю повинні дотримуватись такі умови: - атмосферний тиск від 80 до 105 кПа; - відносна вологість навколишнього повітря до 80 %; - температура навколишнього середовища від 0 до 25 С; - робоче середовище - природній газ або пари зрідженого газу; - надлишковий тиск до 3.0 кПа. Перед проведенням експрес-контролю необхідно перевірити відсутність загазованості приміщень, де встановленні газовий лічильник і разовий прилад, за допомогою газоаналізатора. Схема проведення експрес-контролю зображена на рисунку 1.3. При зовнішньому огляді лічильника, що перевіряється, повинні бути дотримані такі вимоги: таврування лічильника повинно бути чітким; скло пристрою повинно бути чистим і прозорим; цифри на відділовому механізмі повинні легко зчитуватись. Лічильник повинен мати тавро про державну повірку, мати пломби в місцях відповідного пристрою та вимірювального механізму. Лічильник не повинен мати механічних пошкоджень, які впливають на його працездатність. 1 – лічильник, що перевіряється; 2 - контрольний лічильник; 3 - кран перед газовим приладом; , 4 - інвентарний пальник; 5 - діючий газопровід до разового приладу; 6 – з’єднювальний рукав; 7 - манометр; 8 – термометр; 9 - інвентарний штуцер; 10 - інвентарний штуцер. Рисунок 1.3. Схема експрес-контролю за допомогою інвентарних пристосувань. Після цього здійснюється збирання схеми для проведення експрес-контролю яка зображена на рисунку 1.3 і передбачає послідовне під’єднання контрольного лічильника 2 послідовно з лічильником І * що діагностується. При цьому використовується штуцера який встановлюється на вході контрольного для задания витрати газу, яка спалюється інвентарним пальником, висновки про результати контролю повинні бути занесенні до протоколу. Далі перевіряється герметичність з’єднань виконується шляхом нанесення водяного розчину стійкої мильної піни на всі роз’ємні з'єднання від крану перед лічильником, що перевіряється, до кранів газового пальника* інших газових приладів. При контролі лічильника перевіряється його функціонування на режимах, На першому запалюється один пальник газової плити і зменшується подача газу краном цього пальника до мінімальної витрати, на другому запалюються всі пальники газової плити. При випробуванні візуально встановлюється, чи ролики відлікового пристрою приладу обертаються рівномірно. Покази відлікового механізму повинні зростати, робота лічильника повинна проходити без сторонього шуму. Потім визначають відносне відхилення результатів вимірювання об’єму, З цією метою залежності від типів лічильника, що перевіряється, визначають величину об’ємних витрат газу 2Qmin (дм3/год), при яких проводяться визначення відносного відхилення результатів вимірювань об’єму, а також об’єм газу який треба пропустити через контрольний лічильник Vк (дм3/год). Далі встановлюють потрібне положення крану газового пальника для забезпечення об’ємної витрати газу 2Qmin. (1.1.) - покази кінцеві контрольного лічильника , дм3. - покази початкові контрольного лічильника дм3 вносять до протоколу. Відносне відхилення, в процентах, результатів вимірювань общему газу лічильником, що перевіряється , визначається за формулою; (1.2.) Границі відносного відхилення результатів вимірювання об’єму газу лічильником, що перевіряється , встановлені даною інструкцією = ± 10 % , Визначення поправочного коефіцієнта здійснюється у випадках: коли лічильник по результатам повірки у відповідності із вимогами не допущений до застосування, або відносна похибка лічильника перевищує значення, регламентуєме класом точності, не більше чим у 4 рази. Після лічильннник газу має бути провірений з поправочним коефіцієнтом за формулою: V=Vл . (1+П), (1.3) де Vл - покази лічильника дм3 . П - поправочний коефіцієнт. Значення поправочного коефіцієнта вноситься в протокол повірки лічильника газу, що придатний до застосування з врахуванням поправки. 1.4 Техніко-економічне обґрунтування необхідності розробки пристрою діагностування побутового газового лічильника Виходячи з проведеного вище аналізу і враховуючи, що в сучасних умовах України необхідно заощаджувати усі види енергоносіїв, дуже актуальним і необхідним для впровадження є питання розробки газозаощаджувальних технологій і методик , які дозволяють економити і раціонально застосовувати всі види енергоносіїв одним з яких є газ. Одним із шляхів практичної реалізації може бути, дотримання на належному рівні метрологічних характеристик побутових лічильників. При цьому цей контроль повинен здійснюватись не періодично з інтервалом один раз в п’ять років, що передбачено діючим нормативно технічним документом на повірку побутових лічильників газу а значно частіше, наприклад, щорічно, - це підтверджують результати діагностування, які ,виконанні науковцями Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу сумісно з спеціалістами ВАТ "Івано-Франківськгаз" [11]. Згідно досліджень метрологічні характеристики 25% побутових лічильників газу, що знаходяться в експлуатації, не відповідають діючим нормативно технічним документам.. ІДе вказує на наявність проблеми з оцінкою фактичних метрологічних характеристик побутових лічильників газу. Неохідно розробити методику, яка би пов'язувала реальну експлуатаційну точність побутових лічильників газу з визначенням експериментальним шляхом похибками на фіксованих регламентованих "Інструкцією [8]" значеннях витрат. При цьому реальна експутаційна точність побутових лічильників газу повинна кореллювати з фактичними екеплутаційними режимами побутових лічильників газу, тобто перш за все відображати, наприклад, середнє зважене значення витратних режимів побутових лічильників газу. Виходячи з цього задачами на дипломне проектування буде: - розробка теоретичних основ практичної реалізації методики діагностики побутових лічильників газу на міці, експлуатації; - розробка методики для діагностики побутових лічильників газу на місці експлуатації; - розробка принципової схеми практичної реалізації пристрою на базі розробленої методики діагностики. - проведення метрологічного аналізу розробленої методики діагностики; - розробка метрологічного забезпечення для практичної реалізації методики в умовах ВАТ “Івано-Франківськгаз”; - конструювання окремих вузлів і пристроїв обладнання для технічної реалізації розробленої методики діагностики побутових лічильників газу в умовах ВАТ “Івано-франківськгаз”; - розробка питань економічної ефективності доцільності запровадження розробленої методики діагностування; - аналіз з питань охорони праці і безпеки життєдіяльності., що стосується впровадження розробленої методики діагностування. 3. МЕТРОЛОГІЧНИЙ АНАЛІЗ І МЕТРОЛОГІЧНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ установки для повірки ПОБУТОВИХ ЛІЧИЛЬНИКІВ ГАЗУ 3.1. Розробка метрологічного забезпечення для атестації робочих еталонів Розрахунок основних елементів і параметрів проводимо для дзвонової витратомірної установки в якості еталонної витратомірної установки виберемо дзвонову як таку, що характеризується достатньо високою точністю (границя основної допустимої похибки не перевищує ± 0.2%), як таку якає у ВАТ "Івано-Франківськгаз”. Розрахунок контрольного об’єму Vк зразкової змінної ємкості виконаний, виходячи із значень коефіцієнта ефективності використання об’єму еталонної витратомірної установки Кеф [17]. Вихідні дані: QM - максимальна витрата газу в установці; Qм = 0.01558 м3/с або56 м3/год; Кеф - коефіцієнт ефективності використання об’єму еталонної витратомірної установки приймаємо рівним: Кеф- 0.076 с-1. Тому значення контрольного об’єму еталонної витратомірної установки буде становити: (3.1.) що чисельно рівне 0.205 м3 При розрахунку об’єму еталонної витратомірної установки, припадаючого на перехідний процес буде виходити із умови, що амплітуда коливань тиску під дзвоном до моменту початку пропущення контрольного об’єму має зменшуватись по крайній мірі в два рази. Знайдемо час, необхідний для зменшення амплітуди коливань тиску під дзвоном в два рази за формулою: (3.2.) де q - декремент загасання (рівний 0.5); n - коефіцієнт загасання. Згідно [ 17] приймаємo n= 1.38 с-1. Тоді tn буде дорівнювати 1.14 с.: Визначимо об’єм еталонної витратомірної установки, витісненого дзвоном за час tn: Vn = Qм . tкл (3.3) або Vn = 0.018 м3 Об’єму еталонної витратомірної установки, який прийшов при закритті клапана досліджуваного приладу на максимальній витраті становить. V3 = Qм . tкл (3.4) де tкл - час закриття клапану. Для використаного в установці клапану індивідуального виготовлення tкл=1.5 с Тоді: V3= 0.016* 1.5 = 0.024 м3 Загальний об’єм еталонної витратомірної установки складається із суми вище розрахованих об’ємів Vк, Vн, Vз. Тому: V0 =0.205+0.018+0.024=0.243 м3 (3.5) При розрахунку діаметру дзвону виходим із умови, що співвідношення діаметра дзвону до його ходу рівне. По відомому об’єму еталонної витратомірної установки і співвідношенню Д/h= 1.05 знайдемо діаметр дзвону еталонної витратомірної установки за формулою: (3.6.) що чисельно беде становити Д=0.7 м. Хід дзвону h визначаємо за формулою визначення об’єму циліндра H= 4V0/ ПД2 (3.7) Тому h= 4* 0.243/3.14* 0.49 = 0.6 м. Загальна висота дзвону складається з висоти, відповідаючій ходу h, участку постійного занурення hn, різниці рівнянь запірної рідини в витіснювачі hp: hк=h+hn+hp (38) Приймаємj постійне занурення дзвона hn=0.1 м при цьому, різниця рівнянь рідини (відповідає максимальному тиску під дзвоном 4000 Па): Hp = Smax/ SB . g (3.9) де рв - густина води, рв =1000 кг/м3 Згідно (3.9) отримуємо hp = 4000 /1000 * 9.81 = 0.41 м. Тоді: hк = 0.6+0.1+0.41= 1.11м. (3.10) Розрахунок товщини стінок дзвону при таких початкових даних: - максимальний тиск під дзвоном Ртях (рівний 4000 Па); - діаметр дзвону Д (рівний 0.7 м); - допустима навантаження на розрив для нержавіючої сталі ІХ18Н9Т рівне [?] = 550 МПа/м2; - коефіцієнт запасу надійності К (рівний 7). Товщину стінки знайдем з умови надійності дзвону на розрив[16] (3.11) Враховуючи необхідність забезпечення заданого тиску під дзвоном 4000 Па, а також необхідність забезпечення заданої жорсткості, приймаємо товщину стінки ? =4 мм. Розрахунок товщини стінки витіснювача. Тиск, який діє на стінки витіснювача, складається із гідростатичного тиску рідини Ph мах і тиску під дзвоном. Приймаючи висоту рівня води в витіснювачі hy= 1.6 м, маємо: Рh max = gSB .hy (3.12) Тоді: Рh max = 9.81 * 1000 * 1.6 = 15700 Па Максимальний тиск знизу витіснювача рівний: (3.13) 19700 Па 19.7*103 Па; - Дв = 1м; -[о]=550МПа/м2; -К=7 Товщину стінки витіснювача визначимо із умови надійності її на розрив що дорівнює 0.00013. Виходячи із конструктивних міркувань і необхідності забезпечення заданої жорсткості витіснювача, приймаємо товщину стінки 5 мм. Вагу дзвону визначимо за формулою: (3.15) де рнерж - густина матеріалу дзвону ( нержавіюча сталь ); g - прискорення земного тяжіння; ?1 - товщина стінки дзвону; ? 2 - товщина днища дзвону; Вихідні дані: - hк =1.11м; -Д=0.7м; -?1= 0.004 м; - ?2 = 0.005 м; -Рнерж=7.78*103кг/м3. Вага дзвону рівняється: (3.16) Розрахунок тиску, який створюється дзвоном. Тиск під дзвоном визначається по формулі: що буде становити Р = 2400 Па. Додаткова вага визначається по формулі: (3.18) тобто додаткова вага буде 616 Н Слід відмітити, що знайдена додаткова вага дзвону входить в вагу рами і вагу додаткових вантажів, розміщених зверху дзвону. Вага додаткових вантажів визначається в процесі випробувань установки. Додаткова вага дзвону з врахуванням противаги рівного 98 і складає 714 Н. Розрахунок компенсатора "втрати" ваги дзвону. Вага компенсатора (погонна вага) визначається за формулою: (3.19) де h1 - висота занурення дзвону, яка рівна 1 м; рм- густина масла при температурі 20 С. Вага компенсатора рівняється: Розрахунок непостійності тиску під дзвоном і його вплив на постійність створюваної витрати., Висока степінь інтенсифікації роботи в розроблювальній установці, а як наслідок і велика швидкість руху дзвону, можуть привести до деякого зростання сил опору руху його стінок в затворній рідині по мірі їх опускання і безпосереднього збільшення площі поверхонь що труться. Для здійснення розрахунку скористаємося рекомендаціями і аналітичними залежностями, приведеними [ 17 ]. Силу опору руху дзвону можна розділити на дві складові - опір тертя його стінок в затворній рідині і лобовий опір переміщенню. Дві складові непостійні і залежать від швидкості і глибини занурення дзвону. Розрахунок сили тертя стінок дзвону в затворній рідині. Розрахунок ведемо по формули (3.20) де rк =0.354 - середній радіус дзвону, rкн=0.352 - радіус дзвону зовнішній; rкв = 0.35 - радіус дзвону внутрішній; Івн = 0.5 - радіус витіснювача зовнішній; L = 0.6 - глубина занурення дзвону; =026.4*103 кг/мс- динамічна в’язкість масла; U =* 0.208 м/с - швидкість занурення дзвону. Після підстановки числових даних знаходимо, що сила опору руху дзвону буде дорівнювати Fт= 0.333 Н Розрахунок сили лобового опору руху стінки дзвону в затворній рідині. Розрахунок ведемо за формулою: (3.21) де h = 0.1 м - віддаль від низу дзвону до днища витіснювача. Після підстановки числових даних одержимо, що Fр =0.068 Н Пониження тиску під дзвоном визначимо за формулою: (3.22) При площі днища дзвону S=0,55м2. Як видно , в даній конструкції пониження тиску під дзвоном навіть на самих великих витратах дуже мале і практично не може обумовити нестабільність витрати. 3.2 Розробка програми метрологічної атестації дзвонової витратомірної установки Метрологічна атестація установки передбачає проведення зовнішнього огляду а після цього знаходження таких складових похибки: - визначення похибки атестації об’єму дзвону; - визначення похибки атестації каналів вимірювання тиску; - визначення похибки атестації каналів вимірювань температури; - визначення похибки атестації лінійки; - визначення сумарної похибки атестації діагностування. При проведенні зовнішнього огляду перевіряють відповідність установки наступним вимогам: - склад і комплектність установки повинна відповідати вимогам технічної документації на установку; - відсутність механічних пошкоджень та інших дефектів, які перешкоджають роботі установки; - маркування та пломбування згідно технічної документації на установку. - Визначення похибки атестації об’єму дзвону. Дзвін встановлюють в горизонтальне положення. На внутрішній поверхні дзвону олівцем наносять повздовжні твірні, які зміщені одна відносно другої на 45 градусів, починаючи від торця дзвону наносять кола через кожні 50 мм. Місця перетину твірних з колами визначають місця, на яких будуть проводитись вимірювання діаметрів дзвону за допомогою нутроміра. Вимірювання діаметрів дзвону ведуть в чотирьох парах точок, зміщення через 45 градусів у 15 січеннях. В кожній парі точок січення проводять по 11 вимірювань діаметру дзвону. Дані заносять в таблицю протоколу. Для кожного січення визначають середнє значення внутрішнього діаметру дзвону за формулою: (3.23) де Dj - середнє значення діаметра в даному січенні, мм; Dі - текучі значення діаметра в даній парі точок, мм; n - кількість вимірювань (11); k - кількість серій вимірювань діаметрів в одному січенні, виконанні через кожні 45 градусів (4). Для кожного січення обчислюється середнє квадратичне відхилення за формeлою (3.24) та випадкову складову похибки за формeлою (у відсотках) (3.25) де ta - коефіцієнт Стьюденга. Аналогічні вимірювання діаметрів дзвону проводять і для інших січень дзвону. Після цього визначають площу внутрішнього січення дзвону в кожному січенні та за допомогою комп'ютерної техніки методом інтерполяції визначають функцію зміни площі січення дзвону від його довжини. Знаючи цю залежність, обчислюють площу та об’єм дзвону через кожний міліметр. Результати обчислень об’єму дзвону заносять в память комп’ютера. В кожному січенні дзвону визначають мінімальне Ц fflm та максимальне Ц т„ значення середніх діаметрів дзвону за результатами вимірювань діаметрів у двох напрямках, які зміщенні між собою на 90 градусів, та їх різницю. Максимальну різницю середніх значень діаметрів заносять в протокол атестації і вона буде використана при обчисленні похибки від еліпсності дзвону. - Визначення похибки атестації каналів вимірювання тиску. Від’єднують засоби вимірювання тиску від витратомірної установки і під’єднують їх до манометра вантажопоршневого МП-2.5 згідно схеми рисунку 3.1. Тиск в діапазоні від 1 до 4 кПа задається манометром вантажопорпшевим МП-2.5, а вимірюється мікроманометром МКМ-4, а діапазоні від 5 до 10 кПа -задається та ивмірюється манометром вантажопорппШм МП-2.5. Задають манометром МП-2.5 певне значення тиску і підтримують його протягом часу, необхідного для опитування комп'ютером не менше 20 разів, але не частіше ніж через одну секунду . Операція запису значень тиску рекомендується проводити програмно за допомогою компьютера. Після цього тиск в системі змінюють і створюють інше значення тиску. Кількість досліджуваних значень тиску повинна бути не менше 5 в діапазоні вимірювань тиску від 0 до 4 кПа (наприклад -0, 1, 2, 3 та 4 кПа) і не менше 5 значень в діапазоні вимірювань тиску від 0 до 10 кПа. За одержаними 20 значеннями тиску для даного заданого значення тиску обчислюють середнє арифметичне для кожного засобу вимірювань за формулою: (3.26) де Рij - значення тиску для і-го засобу вимірювань при j-му заданому значенні тиску. Обчислюють середнє квадратичне відхилення за формулою: (3.27) та випадкову складову похибки, у відсотках за формулою: (3.28) Середнє значення тиску для кожного заданого значення та засобу вимірювань заносять в пам’ять комп’ютера. - Визначення похибки атестації каналів вимірювань температури. Проводять демонтаж термометрів опору з установки і занурюють їх у ванну ультра термостата. Збирають схему згідно рисунку 3.2. Задають і застабілізовують одне із значень температури рідини у ванні ультратермостата. Термостат витримують при даній температурі протягом не менше 5 хвилин. Вимірювання температури проводять за допомогою термометра опору платинового зразкового ПТС10 і компаратора напруги Р3003. Для цього один вхід компаратора напруги під’єднують до зразкової котушки опору Р321 величиною 10 Ом. Змінюючи опір ланцюга, що складається з опорів: катушки Р321, термометра ПТС10 та магазину опору, створюють магазином опору струм в ланцюзі рівним 1 мА. Контроль стуму ведуть компаратором напруги шляхом контролю падіння напруги на котушці опоруР321 (напруга повинна бути рівною 10 мВ). Другий вхід компаратора під’єднують до ПТС10 і проводять вимірювання спаду напруги на ньому. Одночасно проводять вимірювання не менше 20 раз температури, виміряні засобами вимірювань температури установки, що відповідає заданому фіксованому значенню температури, але не частіше ніж через одну секунду. За допомогою градуювальних таблиць залежності опору ПТС10 від температури, обчислюють значення температури в ультра термостаті. Вимірювання температури рекомендується проводити за наступних значень 15, 17, 19, 20, 21, 23 та 25 °С з відхиленням ±0.2 °С. де, 1 МП – 2,5; 2 – Засоби вимірювань тиску в повір очній установці; 3 – ПЕОМ; 4 – кран запірний (закритий при тиску більше 3кПа); 5 – МКМ-4. Рисунок 3.1. – Схема визначення похибки каналів вимірювання тиску. 1 – термостат; 2 – Термометри установки; 3- ПСТ-10; 4- Блок живлення; 5- Котушка опору 10 Ом; 6 – Магазин опору; 7 – Компаратор напруги; 8 – ПЕОМ, 9 – Елемент нормального не насичення. Рисунок 3.2. – Схема визначення похибки каналів вимірювання температури За одержаними 20 значеннями температури обчислюють середнє арифметичне для кожного термометра установки за формулою: (3.29) де Tіj - значення абсолютної температури для і - го термометра при j - му заданому значенні. Обчислюють середнє квадратичне відхилення за формулою: та випадкову складову похибки, у відсотках за формолою: (3.30) та випадкову складову похибки, у відсотках за формулою: (3.30) Середні значення температури для кожного заданого значення та термометра заносять в пам’ять комп’ютера. - Визначення похибки атестації лінійки. Віддалі між щілинами лінійки розраховують за допомогою комп’ютера за результатами визначення похибки атестації об’єму дзвону з таким розрахунком, щоб об’єми дзвону, що визначають між щілинами, відповідали б об’єму (25±0.3) дм3. Вимірювання віддалей між щілинами лінійки проводять за допомогою інструментального мікроскопу не менше 20 раз. обчислюють їх середнє значення за формулою: (3.31) де Ц- значення віддалі і- ї пари щілин . Обчислюють середнє квадратичне відхилення за формулою: (3.32) та випадкову складову похибки, у відсотках за формулою: (3.33) За середніми значеннями віддалей обчислюють об’єми дзвону, що відповідають певним участкам між щілинами і їх заносять в память компьютера. - Визначення сумарної похибки установки. Визначення сумарної похибки установки ведуть шляхом обчислення границь невилученої складової похибки та випадкової складової похибки. Границі невилученої складової похибки установки обчислюються за формулою: )0,5 = 1,1 . [4?звд2 +?ч2 +?вщ2+?рб2 +9?рн2+9?г2 ?е2]0,5 (3.34) де k - коефіцієнт, що визначається прийнятою довірочною ймовірністю і для Р = 0.95k =1.1; ?вд- похибка засобів вимірювань діаметра дзвону: ?звд = (?звд . 100) / Dmin (3.35) ?Дзвд- абсолютна похибка засобів вимірювань діаметру дзвону, мм; Dmin - мінімальне значення діаметру дзвону із всіх виміряних значень; ?ч - похибка спричинена роботою частотоміра, що визначається за формулою: ?ч = (1/ Nmin).100 (3.36) Де Nmin - мінімальне число імпульсів, що створює лічильник при його повірці, за час пропускання контрольного об’єму; ?вщ - похибка засобу вимірювань віддалей між щілинами: ?вщ = (?iм . 100) / Lmin (3.37) ?iм- абсолютна похибка засобу вимірювань віддалей між щілинами, мм; Lmin -мінімальне значення віддалей між щілинами із всіх виміряних значень; ?р6 - похибка засобу вимірювання атмосферного тиску через його абсолютну похибку за формолою: ?р6 = (100 . ?рб ) / Рб (3.38) ?Р - абсолютна похибка засобу вимірювань атмосферного тиску, Па; Р6-мінімальне значення атмосферного тиску, Па. ?рн - похибка засобу вимірювання надлишкового тиску, у відсотках, що застосовувались при метрологічній атестації каналів вимірювання тиску через клас їх точності срн за формулою: ?рн = (Рні/Рні + Рб) . Срн (3.39) Рні - значення надлишкового тиску, Па; ?і - похибка засобу вимірювань температури, у відсотках, що застосовувався в установці для вимірювання температури через абсолютну похибку за шкалою Цельсія за формулою: ?t = (100 . ?t ) / t+273.15 (3.40) t - текуче значення температури, С; д t - абсолютна похибки вимірювання термометра, С; ?t - відносна похибка засобів вимірювальної техніки, які застосовувались для метрологічної атестації каналу вимірювання температури, у відсотках, і обчислюється за формeлою: ?tі = 1,1 . ( ?2р 321 + ?2nme 10 +?2лінеа + ?2комп + ?2не + ?2нт)0,5 (3.41) ?2р 321, ?2nme 10, ?2лінеа, ?2комп, ?2не, ?2нт - похибки (відносні) зразкової котушки Р321, ІІТС10, лінеаризація характеристики ПТС10, компаратора напруги, нормального елемента та похибка, сприченена нестабільністю підтримування температури в термостаті, у відсотках; ?е - похибка від елілності, у відсотках за формулою: ?е = ((Sк – Sе)/Sк) . 100, (3.42) Sк та Se - площі дзвона як кола так і еліпса в одному і тому ж січенні: Sк=П*D / 4; Se = П*(а*b) / 4; а = D- de, b = D+de, D - діаметр дзвону в січенні, мм, а і b - мала і велика вісі еліпса, мм; de - половина максимального відхилення діаметра від середнього його значення в одному січенні, мм. Обчислюють випадкову складову похибки установки ( у відносних одиницях) за формeлою: Sij = [4Sзвд2 +Sвщ2 +9Sрн2+9St2 +?рз2 +?рбщ2+?to2]0,5 (3.43) та Sзвд, Sвщ, Sрн, St - середньоквадратичне відхилення результатів метрологічної атестації діаметру дзвону, віддалей між щілинами, засобів вимірювань надлишкових тисків та температур відповідно. ?рз- випадкова похибка, відсотках, від нестабільності тиску під дзвоном визначається: ?рз = (?Ра . 100) / Р?min (3.44) ?Рдз, - фактичне значення зміни тиску під дзвоном, Па; Рдз - значення абсолютного тиску під дзвоном, Па. ?р6 - випадкова похибка, у відсотках, від нестабільності атмосферного тиску за формулою: ?рб = (?Ра . 100) / Р?min (3.45) ?Ра - фактичне (допустиме) значення зміни атмосферного тиску за час одного вимірювання, Па; Р?min - мінімальне значення атмосферного тиску, Па; ?to - випадкова похибка, у відсотках, від нестабільності температури за формeлою: ?to = (?to . 100) / To (3.46) ?to - фактичне (допустиме) значення зміни температури під дзвоном, С (К); Т0- значення абсолютної температури під дзвоном, К. Сумарну похибку установrи обчислюють для кожного j-ro значення витрати за формулою: (3.47)ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ НА ДЖЕРЕЛА 1. Кремлевский П. П. Расходомеры и счетчики количества, - Справочник, -4-е изд. перераб. и доп. - Машиностроение, 1989, - 701 с. 2. Плотников В.М., Подрешетников В, А.» Тетеревятников Л. Н, Прибори и средства учета природного газа и конденсата, - 2 -е изд., переаб, и доп, -Л.: Недра, 1989.-283'с. 3. Гордюхин А.И., Гордюхин Ю. А. Измерения разхода и количества газа и его учет, - Л.: Недра, 1987, - 213 с. 4. Дмитриев В, Н,, Градецкий В,Г, Основи пневмоавтоматики. М. Машиностроение , 1973, - 360 с, 5. Михеев М. А., Михеева И. М, Основи теплопередачи. Изд. 2 - е, стереотип, - М., Енергія, 1977, - 344 с. 6. ДСТУ 3607 - 97. Лічильники газу побутові. Правила приймання та методи випробувань. 7, Середюк О. Є., Лісевич Т. І., Прудніков Б. І. Федоришин Я. С. Повірка побутових лічильників газу під час експлуатації // Методи та прилади контролю якості. І999, №3. С. 89-91. 8. Інструкція по обслоговуванню та експрес-контролю побутових лічильників Тазу, які знаходяться в експлуатації ВАт "Івано-Франківськгаз", 1996. 9, ВАТ н Промприлад": Каталог продукції на 1999 рік. - Івано-Франківськ. 1999,-48 с. 10. Руденко М. В,, Бойко С. С, Метрологічне забезпечення побутових лічильників газу // Методи та прилади контролю якості, 1999. №3. С 80-81. 11. Середюк О, Є, Діагностика побутових лічильників газу на місці експлуатації. - Матеріали конференції, - Львів, 1999, С. 79-81 с. 12. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами, РД 50 - 231 - 80. - М,: Издательство стандартов, - 1982. 13. ДСТУ 3336 - 96. Лічильники тазу побутові. Загальні технічні вимоги. 14. ДСТУ 3383 -96, Державна повірочна схема для засобів вимірювань об’єму та об’ємної витрати газу. 15. Павловський А , Н. Измерения расхода и количества жидкостей, газа и пара. – M.: Издательство стандартов, 1967. - 416 с. 16.Анурьев В.И. Справочник конструктора – Машиностроителя. – М.: Машиностроение, 1974 – 418 с. 17. Бродин И. С., Середюк О. Б. Совершенствование алгоритма роботы и апаратурного обеспечения колокольных расходоизмерительных установок // Измерительная техника».і 989.»{№5. v с 24 - 26. % втрат тисяч
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
