Sfera-perm.ru

Сфера Пермь
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Относительная погрешность счетчика газа

Метрологическое обеспечение учета потребления газа

Изучение факторов, влияющих на точность измерений расхода и количества газа: искажения кинематической структуры потока, влияния механических примесей. Ознакомление с основными принципами организации учета газа. Анализ интеграции узлов учета газа.

РубрикаПроизводство и технологии
Видкурсовая работа
Языкрусский
Дата добавления28.10.2014
Размер файла143,6 K
  • посмотреть текст работы
  • скачать работу можно здесь
  • полная информация о работе
  • весь список подобных работ

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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

по дисциплине «Метрологическое обеспечение проектирования и производства»

на тему: «Метрологическое обеспечение учета потребления газа»

1. Факторы, влияющие на точность измерений расхода и количества газа

2. Методы измерения и выбор технологического оборудования и СИ для узлов коммерческого учета газа

3. Рекомендации по применению методов измерения, РСГ и СИ

4. Основные принципы организации учета газа

5. Вспомогательные устройства

6. Выбор СИ учета газа

7. Выбор РСГ, электронных корректоров, ИК

8. Интеграция узлов учета газа в АСКУГ

Список использованной литературы

Введение

Федеральный закон № 261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации «, предусматривает повсеместное измерение потребляемого газа и коммунальных ресурсов у потребителя. Тотальная установка приборов учета повышает прозрачность расчетов за потребленные энергоресурсы и обеспечивает возможности для их реальной экономии, прежде всего — за счет количественной оценки эффекта от проводимых мероприятий по энергосбережению, позволяет определить потери энергоресурсов на пути от источника до потребителя.

Опыт, накопленный за последние годы, в течение которых в эксплуатацию были введены многие тысячи современных РСГ[1], электронных корректоров и измерительных комплексов позволил сформулировать основные требования к узлам учета в целом, а также к измерительным комплексам, расходомерам и электронным корректорам, входящим в их состав.

К основным требованиям, которые предъявляются к приборам коммерческого учета, относятся: высокая точность измерения в широком диапазоне изменения физических величин; надежность работы в характерном для климатических условий России температурном диапазоне; стабильность показаний в течение межповерочного интервала; автономность работы; архивирование и передача информации; простота обслуживания, включая работы, связанные с поверкой приборов.

Поэтому в случае появления на рынке новых приборов (новых методов измерения) именно на этих показателях и фиксируют внимание потребителей многочисленные организации, производящие и продающие приборы учета. Обещания высокой точности, широких диапазонов измерения, длительных межповерочных интервалов (МПИ), а иногда и возможности поверки без демонтажа, необязательность прямых участков измерительных трубопроводов (ИТ), либо их малые значения, не подтвержденные необходимыми опытом эксплуатации или объемом испытаний приборов учета, часто вводят потребителя в заблуждение и в конечном итоге не оправдывают их ожиданий.

В связи с этим вопрос о правильном выборе оборудования для коммерческих узлов учета природного газа, организации учета и выбора метода измерений не только не потерял своей актуальности, но приобретает все более важное значение. Это объясняется еще и тем фактором, что цена вопроса (стоимость природного газа) за последнее время резко возросла. Правильное решение поставленных задач при организации, проектировании узлов учета и выборе основного и дополнительного технологического оборудования определяет высокую метрологическую надежность работы оборудования в течение всего срока его эксплуатации.

1. Факторы, влияющие на точность измерений расхода и количества газа

При проектировании узлов учета и оценке влияния различных факторов на точность измерений и, как следствие, метрологическую надежность их работы следует учитывать следующие факторы:

Искажение кинематической структуры потока. Если длина прямого участка между ближайшими МС и ПР достаточно велика, кинематическая структура (эпюра скоростей) потока выравнивается. В противном случае появляется дополнительная погрешность измерения расхода, значение которой зависит от типа ПР и его чувствительности к искажению кинематической структуры потока. Как правило, длины прямых участков до ПР существенно больше длин прямых участков после ПР. Необходимые длины прямых участков перед ПР можно уменьшить с помощью УПП. Рекомендуемые конструкции УПП и место их установки указываются в технической документации изготовителей ПР.

Влияние механических примесей. Наличие механических примесей (пыли, песка, смолистых веществ, ржавчины и пр.) в потоке газа может приводить к механическому износу элементов ПР: роторов, турбинок, кромок диафрагм и тел обтекания вихревых ПР; накоплению осажденных частиц на поверхностях ПР и ИТ; засорению соединительных трубок; заклиниванию роторов ротационных ПР. Это может привести к резкому возрастанию погрешности и выходу из строя ПР в процессе эксплуатации. Для исключения этого применяют фильтры, оснащенные датчиками перепада давления для контроля степени загрязнения фильтрующего элемента (например, ДПД или ИРД80-РАСКО), и обеспечивающие требуемую степень очистки при приемлемом перепаде давления (например фильтры типа ФГ 16).

Влияние наличия жидкости. Наличие жидкости в измеряемом газе может оказывать существенное влияние на показания ПР [1]. При большем содержании в потоке газа жидкости результаты измерений с помощью ПР, предназначенных для измерений расхода сухого газа, непредсказуемы. Причем при повышении давления и понижении температуры газа с высоким влагосодержанием в ИТ могут образовываться гидраты, оседающие в виде твердых кристаллов. Для предотвращения гидратообразования используют подогрев или осушку газа, специальные ингибиторы, конденсатосборники и отстойные камеры на ИТ, периодическую продувку ПР или их вертикальное расположение (например, для счетчиков RVG, TRZ).

Притупление входной кромки стандартной диафрагмы приводит к изменению коэффициента истечения диафрагмы и соответствующему увеличению погрешности [2].

Несоответствие качества отверстий для отбора давления предъявляемым требованиям. Статическое давление в ИТ измеряют через отверстия в стенке трубопровода или в теле счетчика, если это предусмотрено его конструкцией. Погрешность от неправильно выполненных отверстий (заусенцы, несоблюдение требуемого соотношения глубины отверстия и диаметра (не менее 2,5), неперпендикулярность осей отверстий и стенки ИТ) может доходить до ± 2 % (В комплексах СГ-ЭК отверстия для отбора давления изготавливаются в заводских условиях, что исключает влияние вышеперечисленных факторов на погрешность измерений).

Факторы, влияющие на точность измерения температуры. К таким факторам относятся: теплообмен в зонах измерительного трубопровода и преобразователя температуры; линия связи ПТ с корректором (вычислителем). Для исключения влияния первого фактора ПТ располагают в непосредственной близости от чувствительного элемента ПР (например, турбинного колеса турбинного счетчика), обеспечивают необходимую теплоизоляцию трубопровода и применяют специально изготовленные гильзы ПТ, заполненные теплопроводным веществом. Влияние второго фактора исключается выполнением линии связи по четырехпроводной (аналоговые СИ температуры) или трехпроводной (цифровые СИ температуры) схемам соединений.

Читайте так же:
Газовый счетчик производство словения

Нестационарность течения. Наиболее чувствительны к пульсациям потока СУ, а также турбинные и вихревые ПР [1]. Частота вибрационных колебаний колеблется от единиц до десятков герц, акустических — до сотен килогерц, звукового давления — до нескольких сотен паскалей. Пороговое значение синусоидальных пульсаций для турбинных ПР приведено в [1]. Там же отмечено, что применение вихревых ПР для периодических пульсаций нежелательно из-за значительного возрастания погрешности измерений, которая может достигать 10 % и более.

При наличии нестационарности рабочей среды, обусловленной прерывистостью потока (работа котлов с периодическим включением и отключением), перемежающимися и пульсирующими потоками рекомендуется использовать мембранные или ротационные счетчики — в случае средних расходов, и вихревые — для больших расходов. Минимальное время работы турбинного ПР, обеспечивающего его погрешность от прерывистости потока на уровне 1 % приведено в [3]. Наличие акустических шумов особенно сильно влияет на точность измерений при применении ультразвуковых ПР.

Шероховатость внутренней стенки измерительного трубопровода. Изменение шероховатости приводит к изменению распределения скоростей потока и, следовательно, к изменению показаний ПР. Поэтому монтаж и эксплуатация ПР должны осуществляться на ИТ, шероховатости внутренней поверхности которых не превышают допускаемый предел, установленный для при меняемого типа ПР.

Нестабильность компонентного состава. При существенной нестабильности компонентного состава и низкой частоте его измерений возникает дополнительная погрешность определения плотности газа при стандартных условиях и коэффициента сжимаемости газа, что приводит к дополнительной погрешности измерения расхода и количества газа. Зависимость погрешности объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, от нестабильности компонентного состава определяется выбранным методом измерения расхода и количества газа, а также вариантом реализации данного метода.

Дополнительная погрешность измерения расхода, обусловленная данным фактором, может быть снижена путем увеличения частоты измерений компонентного состава и/или плотности. Рекомендуется частоту измерений состава и плотности газа при стандартных условиях устанавливать исходя из допускаемой погрешности (неопределенности) результатов определений плотности газа при стандартных условиях и возможных изменений ее значения за заданный период времени (например, сутки, месяц). газ механический измерение

2. Методы измерения и выбор технологического оборудования и СИ для узлов коммерческого учета газа

С учетом факторов, влияющих на метрологическую точность измерений в эксплуатации, можно сформулировать основные принципы и решаемые задачи при выборе технологического оборудования и СИ, предназначенных для оснащения узлов учета газа (см. рис. 1, табл. 1).

Таблица 1 Основные решаемые задачи

* Исследование влияния пульсаций потока на МХ счетчиков

* Разработка требований к теплоизоляции счетчиков

* Уточнение требований к длинам прямых участков для высокоточных счетчиков

* Исследования по влиянию переходов (конфузоров и диффузоров) на МХ счетчик

* Нормировать требования к функциям узлов измерений в зависимости от их категории и производительности

* Нормировать требования к методам поверки в зависимости от давления и типа рабочей среды

* Для высокоточных средств измерений представлять данные о результатах их калибровки в зависимости от числа Re

Выбор метода измерения. Количество природного газа при взаимных расчетах с потребителями выражают в единицах объема, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939.

Измерение выполняют на основе МВИ, аттестованных или стандартизованных в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.563.

Выбор метода измерения, подходящего для индивидуальных условий измерений и предполагаемых объемов газа является самой ответственной задачей в организации учета. Применение того или иного метода измерения обусловлено необходимостью наличия полной информации как об измеряемой среде, так и о предполагаемой точности измерения расхода газа.

При выборе метода измерений и средств измерения со вспомогательным техническим оборудованием, учитывают вышеперечисленные факторы, влияющие на метрологическую надежность узла учета в процессе его эксплуатации. Наряду с режимами течения газа, параметрами его состояния и физико-химическими показателями, а также конструктивными особенностями узла учета, необходимо нормировать погрешности (неопределенности) измерений, представленные в таблицах 2 — 4.

Рисунок 1 Основные принципы выбора средств измерений для оснащения узлов учета газа

Пределы допускаемой относительной погрешности (расширенной неопределенности) измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, рекомендуется устанавливать в соответствии с таблицей 2.

Таблица 2 (СТО Газпром 5.32-2009, [1]; МИ — 3082, [3])

Категория узла измерений в зависимости от расхода

(рабочий расход, м 3 /ч)

Пределы допускаемых относительных погрешности или расширенной неопределенности измерений количества газа, %, на узлах измерений групп:

Анализ содержания документа «Типовые технические требования ООО «Газпром межрегионгаз к бытовым счетчикам газа» и оценка соответствия счетчика СМТ Смарт данным требованиям

Авторы

Анализ содержания документа «Типовые технические требования ООО «Газпром межрегионгаз к бытовым счетчикам газа» и оценка соответствия счетчика СМТ Смарт данным требованиям

Как известно, в декабре 2018 года в Правительстве РФ прошло совещание, темой которого было развитие интеллектуальных систем учета (ИСУ) электроэнергии. По результатам совещания было дано поручение Минэнерго, Минэкономики и ФАС проработать вопрос применения «умных счетчиков» с целью последующего внедрения ИСУ на газ. Согласованные предложения по ИСУ на газ министерства должны были представить в Правительство до 1 марта 2019 года.

В последовавших за принятием данного решения публикациях много говорилось относительно так называемых «умных счетчиках газа», которые якобы уже производятся серийно и могут работать в составе Интеллектуальных систем учета газа. Однако непонятно, о каких серийно выпускаемых «умных счетчиках» можно было говорить, если на то время отсутствовали согласованные и утвержденные требования, предъявляемые к приборам учета для работы в составе ИСУ на газ?

Ситуация изменилась только после утверждения распоряжением ООО «Газпроммежрегионгаз» от 24 января 2020 г. N 81-Р/4 документа – «Типовые технические требования ООО «Газпром межрегионгаз» к бытовым счетчикам газа» [1]. В данном документе впервые сформулированы требования к приборам, предназначенным для работы в составе интеллектуальных систем измерения и учета газа, причем это касается не только метрологических характеристик средств измерений, но значительная часть требований связана с вопросами защищенности результатов измерений от различных внешних воздействий, а также требования к режимам самодиагностики приборов. Отдельно, в достаточно общем виде, были изложены основные требования к каналам удаленной передачи данных, наличие которых является обязательным условием к приборам учета, работающим в составе ИСУ.

Читайте так же:
Не доходят показания счетчика за газ

Таким образом, в результате были представлены единые корпоративные технические требования ООО «Газпром межрегионгаз» к приборам учета расхода газа, предназначенным для работы в составе интеллектуальных систем учета. Во многом аналогичные требования содержатся в ряде документов, принятых в Европе: CEN/TR16061 «Gasmeter — Smartgasmeter», CEN/CLC/ETSI/TR50572 «Functional reference architecture for communications in smart metering systems», EU2019/553 «Comission recommendation (EU) of April 2019 on cybersecurity in energy meter».

Рассмотрим основные требования к счетчикам газа, содержащиеся в разработанном документе.

Так, важным и во многом определяющем является требование по приведению измеренного объема газа к стандартным условиям: температуре +20 град.С и давлению 101,325 кПа (пункт 5.1.1. «Требований»). Указанная формулировка полностью соответствует требованиям, изложенным в п.7.1 Приказа Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений» [2]. При этом, согласно п. 5.1.10 «Требований» процедура приведения к стандартным условиям должна распространяться не только на объем, но и на измеренное значение мгновенного расхода газа — параметр, реализация которого для большинства конструкций счетчиков газа может оказаться невыполнимым.

Пункт 5.1.2 «Требований» предусматривает возможность задания давления измеряемого газа как условно-постоянную величину. Это необходимо в случае, когда в счетчике отсутствует канал измерения абсолютного давления газа, а для расчетов используется его условно-подстановочное значение. Можно ли считать, что в таком случае будут выполнены требования по приведению объема газа к стандартным условиям? Ранее, в статье [3] было показано, что применение подобного метода не только не соответствует требованиям целого ряда ГОСТов, но и прямо нарушает требования Федерального закона № 102 «Об обеспечении единства измерений» — ст.9 п.2 «Конструкция средств измерений должна обеспечивать ограничение доступа к определенным частям средств измерений (включая программное обеспечение) в целях предотвращения несанкционированных настройки и вмешательства, которые могут привести к искажениям результатов измерений». Фактически,требование о необходимости корректировки в процессе эксплуатации подстановочного значения давления, введенного производителем в счетчик на этапе производства до выполнения процедуры первичной поверки,означает вмешательство в работу счетчика, которое может привести к искажению результатов измерений.

Пункт 5.1.7. «Требований» устанавливает пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений объема счетчиком газа на уровне не хуже ±3%. Данное значение аналогично приведенному в ГОСТ Р 8.915-2016 «Счетчики газа объемные диафрагменные», однако, наряду с величиной основной погрешности, в упомянутом ГОСТе нормируется и величина дополнительной относительной погрешности: не более 0,4% на каждые 10 град.С от границ стандартного диапазона температур. В чем заключается необходимость нормирования величин дополнительных относительных погрешностей? Дело в том, что и в упоминавшемся ранее Приказе Минэнерго России № 179 и в ГОСТ Р 8.741-2019 «Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений »см. п.7.1 нормированию на уровне не хуже ± 4% подлежит полное значение погрешности измерений, причем эта величина, в соответствии с п. 7.7 ГОСТ Р 8.741-2019 должна оцениваться с учетом:

— основной погрешности средства измерений (СИ);

— дополнительных погрешностей СИ при наибольших отклонениях внешних влияющих величин от нормальных значений;

— дополнительной погрешности от принятия величин за условно-постоянный параметр;

— других составляющих погрешности.

В зависимости от особенностей конструкции конкретного типа счетчиков газа к дополнительным погрешностям измерения могут относиться дополнительная погрешность от изменения температуры измеряемого газа или температуры окружающей среды , величина отклонения подстановочного значения атмосферного давления от его фактического значения, вариации избыточного давления измеряемой среды, а также влияние на результат измерения объема природного газа внешних воздействий, например – вибрации или внешнего магнитного поля.

Таким образом, без нормирования перечисленных выше величин дополнительных погрешностей невозможно оценить величину полного значения погрешности измерения , а также численное значение относительной расширенной неопределенности измерений – параметра, необходимого при выполнении метрологической аттестации проекта установки средства измерения, процедуры, выполняемой согласно п.3 статьи 5 Федерального закона №102 «Об обеспечении единства измерений», а без документа о метрологической аттестации проекта не может быть допущен к эксплуатации ни один вновь вводимый пункт учета газа.

Пункт 5.1.11 «Требований» содержит требования к устойчивости счетчиков газа при воздействии внешних магнитных полей. Аналогичные требования содержатся, например, в ГОСТ Р 8.915-2016, однако ни в одном из упомянутых документов не регламентируются критерии качества работы счетчика во время и после окончания воздействия внешнего магнитного поля. Согласно ГОСТ 29280-92 (МЭК 1000-4-92) подобных критериев может быть несколько: А, В, С или D, однако счетчик газа, предназначенный для длительной автономной работы в необслуживаемом режиме и передающий по беспроводным линиям связи результаты измерений в ИСУ верхнего уровня по-видимому должен соответствовать только критерию А, что означает: «В период воздействия и после прекращения помех изделие обеспечивает нормальное функционирование в соответствии со стандартами или ТУ». Все остальные критерии качества допускают нарушение функционирования изделия во время или после окончания помехи, вплоть до полного выхода испытуемого изделия из строя. И, если счетчик соответствует критерию качества А, что должно быть подтверждено на этапе его сертификационных испытаний, то выполнение п.5.2.5 «Требований», в котором говорится относительно необходимости применения в счетчике датчика внешнего магнитного поля, для подобного счетчика по-видимому не является обязательным.

Отдельно следует остановиться на необходимости реализации в счетчиках режимов самодиагностики, которые предназначены не только для выявления отказов в его работе, но и обнаружения различных ситуаций, связанных с нарушением условий эксплуатации. Подобное требование к счетчикам газа, производимым в России, предъявляется впервые. Исходя из того, что счетчик газа, предназначен для длительной автономной работы в необслуживаемом режиме , наличие режима самодиагностики может обеспечить не только своевременное выявление аварийных ситуаций в работе счетчика, но определить и зафиксировать различные внешние воздействия, которые могут привести к отказам в его работе. В п. 5.2.7. «Требований» приведен перечень возможных неисправностей, нештатных ситуаций и событий, которые должны выявляться с помощью системы самодиагностики счетчика, фиксироваться в его энергонезависимой памяти и передаваться на сервер оператора обслуживающей организации во время очередного сеанса связи. Приведенный перечень содержит описание достаточно полного набора событий и нештатных ситуаций, с помощью которого можно объективно оценить работу счетчика, условия его эксплуатации , а также своевременно проводить его техническое обслуживание. Отдельно следует отметить, что впервые к конструкции счетчиков газа предъявлены требования по защите от умышленных действий, направленных на искажение как результатов измерений объема газа, так и искажения данных, содержащихся в архивной памяти счетчика. К таким мерам следует отнести обязательное наличие датчика вскрытия батарейного отсека счетчика, фиксация выхода из строя или разрыв цепей составных частей счетчика и нарушение целостности (вскрытие корпуса счетчика газа) с последующей блокировкой работы счетчика. Последнее требование связано с тем, что при вскрытии корпуса счетчика будет нарушена целостность пломб производителя и органа ЦСМ, осуществлявшего поверку счетчика,- первичную, после выпуска счетчика из производства или очередную.

Читайте так же:
Внести данные счетчика газа

При наличии запорного клапана, встроенного в конструкцию счетчика п. 5.4.2. «Требований» предусматривает диагностику наличия расхода в закрытом состоянии клапана, при определении которого счетчик должен фиксировать данное событие в памяти и передавать сообщение по беспроводному каналу связи на сервер оператора.

Требования к системе передачи данных счетчика приведены в разделе «Требования к телеметрии».

Так, в п.6.1 «Требований» сказано, что система телеметрии должна являться неотъемлемой частью счетчика, устанавливаемой непосредственно в его корпус. Выполнение данного требования существенно повышают надежность работы канала телеметрии, исключая возможность несанкционированных действий с целью нарушения в режиме передачи данных.

Пункты 6.2 – 6.7 «Требований» регламентируют выбор технологии передачи данных счетчиком, содержание и объем данных, передаваемых по каналу телеметрии, режим передачи данных ( не реже 1 раза в сутки), а также в общем виде содержат требования по совместимости форматов передаваемых счетчиком данных с системами учета поставщика газа .

Следует остановиться на п. 6.4 «Требований», в котором приведена рекомендация о возможности дистанционного обновления программного обеспечения счетчика, требования достаточно спорного. Для каких целей может быть необходима корректировка программного обеспечения счетчика уже в процессе его эксплуатации и вообще, возможна ли она в случае серийно выпускаемого счетчика, к тому же, находящегося в эксплуатации? Как известно, программное обеспечение( ПО) средств измерений, а счетчик газа относится именно к подобному классу приборов, как правило, делится на метрологически значимую и незначимую части. Внесение каких-либо изменений в метрологически значимую часть ПО прямо противоречит п. 6.2.3 ГОСТ Р 8.883-2015 «Программное обеспечение средств измерений. Алгоритмы обработки, хранения защиты и передачи измерительной информации. Методы испытаний», в котором сказано:

— После испытаний программного обеспечения (ПО) метрологически значимая часть ПО средства измерения (СИ) не должна изменяться. Любая модификация метрологически значимой части ПО СИ приводит к изменению его идентификационных данных и к необходимости проведения повторных испытаний с целью утверждения типа СИ .

К корректировке метрологически значимой части ПО можно отнести и изменение условно-постоянных величин, введенных на этапе сертификации или поверки счетчика. Действительно, если произведенная корректировка подстановочных величин (например, абсолютного давления газа, его температуры или плотности) приводит к изменению погрешности измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, то подобные действия равносильны модификации метрологической части ПО средства измерения. Фактически нет никакой разницы в том, менять ли только калибровочную характеристику счетчика газа или вводить новые подстановочные значения – и то и другое приведет к изменению величины относительной погрешности измерения объема газа. Такие действия прямо нарушают требование неизменности метрологически значимой части ПО – а именно той его части, которая может оказывать влияние на метрологические характеристики средства измерения – см. ГОСТ Р 8.654-2015 «Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».

К метрологически значимой части ПО относятся все его части, манипулирующие с данными, полученными при измерениях. Так, в соответствии с ГОСТ Р 8.654-2015 п. 4.7.2.4 «Части ПО, обрабатывающие данные, для последующего хранения или передачи по сетям коммуникации, а также выполняющие проверку подлинности, целостности или времени получения данных, относятся к метрологически значимым». Более того, сам интерфейс, который принимает и передает команды или данные, должен быть предназначен для этой цели и может управляться только посредством метрологически значимой части ПО – см. п.4.4.2.4. упомянутого ГОСТа.

Как видим, модификация ПО средства измерений уже на этапе эксплуатации не оставляет возможностей для какой-либо модернизации прибора ни с целью улучшения его метрологических характеристик, ни с целью расширения его функциональных возможностей. А с учетом того, что в п. 6.4 «Требований» речь идет о дистанционном (т.е. с использованием канала передачи данных между счетчиком газа и программой ИСУ верхнего уровня) способе обновления ПО счетчика, сама возможность реализации данной процедуры в счетчике принципиально во многом будет зависеть от возможностей ПО ИСУ.

В заключении следует отметить, что «Типовые технические требования ООО «Газпром межрегионгаз» к бытовым счетчикам газа» являются законченным, целостным документом, в котором впервые в РФ сформулированы общие требования к счетчикам газа, предназначенным для работы в составе интеллектуальной системы учета. Данные требования не привязаны к какому-либо конкретному способу измерения объема газа или типу счетчика; в определенной степени они представляют собой некий компромисс между возможностями счетчиков газа, выпускавшихся ранее и современными счетчиками, построенными на базе новых принципов измерения, в которых многие из свойств, приведенных в «Требованиях» были заложены уже на этапе разработки.

Ниже, в таблице 1 приведены сравнительные данные о характеристиках счетчика СМТ Смарт и степени их соответствия основным требованиям, изложенным в «Типовых технических требованиях ООО «Газпром межрегионгаз» к бытовым счетчикам газа».

Относительная погрешность

Погре́шность измере́ния — оценка отклонения величины измеренного значения величины от её истинного значения. Погрешность измерения является характеристикой (мерой) точности измерения.

Поскольку выяснить с абсолютной точностью истинное значение любой величины невозможно, то невозможно и указать величину отклонения измеренного значения от истинного. (Это отклонение принято называть ошибкой измерения. В ряде источников, например, в БСЭ, термины ошибка измерения и погрешность измерения используются как синонимы.) Возможно лишь оценить величину этого отклонения, например, при помощи статистических методов. При этом за истинное значение принимается среднестатистическое значение, полученное при статистической обработке результатов серии измерений. Это полученное значение не является точным, а лишь наиболее вероятным. Поэтому в измерениях необходимо указывать, какова их точность. Для этого вместе с полученным результатом указывается погрешность измерений. Например, запись T=2.8±0.1 c. означает, что истинное значение величины T лежит в интервале от 2.7 с. до 2.9 с. некоторой оговоренной вероятностью (см. доверительный интервал, доверительная вероятность, стандартная ошибка).

Читайте так же:
Норматив за газ если нет счетчика

В 2006 году на международном уровне был принят новый документ, диктующий условия проведения измерений и установивший новые правила сличения государственных эталонов. Понятие «погрешность» стало устаревать, вместо него было введено понятие «неопределенность измерений».

Содержание

Определение погрешности

В зависимости от характеристик измеряемой величины для определения погрешности измерений используют различные методы.

  • Метод Корнфельда, заключается в выборе доверительного интервала в пределах от минимального до максимального результата измерений, и погрешность как половина разности между максимальным и минимальным результатом измерения:

  • Средняя квадратическая погрешность:

  • Средняя квадратическая погрешность среднего арифметического:

Классификация погрешностей

По форме представления

  • Абсолютная погрешность — ΔX является оценкой абсолютной ошибки измерения. Величина этой погрешности зависит от способа её вычисления, который, в свою очередь, определяется распределением случайной величины Xmeas . При этом равенство:

ΔX = | XtrueXmeas | ,

где Xtrue — истинное значение, а Xmeas — измеренное значение, должно выполняться с некоторой вероятностью близкой к 1. Если случайная величина Xmeas распределена по нормальному закону, то, обычно, за абсолютную погрешность принимают её среднеквадратичное отклонение. Абсолютная погрешность измеряется в тех же единицах измерения, что и сама величина.

  • Относительная погрешность — отношение абсолютной погрешности к тому значению, которое принимается за истинное:

.

Относительная погрешность является безразмерной величиной, либо измеряется в процентах.

  • Приведенная погрешность — относительная погрешность, выраженная отношением абсолютной погрешности средства измерений к условно принятому значению величины, постоянному во всем диапазоне измерений или в части диапазона. Вычисляется по формуле

,

где Xn — нормирующее значение, которое зависит от типа шкалы измерительного прибора и определяется по его градуировке:

— если шкала прибора односторонняя, т.е. нижний предел измерений равен нулю, то Xn определяется равным верхнему пределу измерений;
— если шкала прибора двухсторонняя, то нормирующее значение равно ширине диапазона измерений прибора.

Приведенная погрешность — безразмерная величина (может измеряться в процентах).

По причине возникновения

  • Инструментальные / приборные погрешности — погрешности, которые определяются погрешностями применяемых средств измерений и вызываются несовершенством принципа действия, неточностью градуировки шкалы, ненаглядностью прибора.
  • Методические погрешности — погрешности, обусловленные несовершенством метода, а также упрощениями, положенными в основу методики.
  • Субъективные / операторные / личные погрешности — погрешности, обусловленные степенью внимательности, сосредоточенности, подготовленности и другими качествами оператора.

В технике применяют приборы для измерения лишь с определенной заранее заданной точностью – основной погрешностью, допускаемой нормали в нормальных условиях эксплуатации для данного прибора.

Если прибор работает в условиях, отличных от нормальных, то возникает дополнительная погрешность, увеличивающая общую погрешность прибора. К дополнительным погрешностям относятся: температурная, вызванная отклонением температуры окружающей среды от нормальной, установочная, обусловленная отклонением положения прибора от нормального рабочего положения, и т.п. За нормальную температуру окружающего воздуха принимают 20°С, за нормальное атмосферное давление 01,325 кПа.

Обобщенной характеристикой средств измерения является класс точности, определяемый предельными значениями допускаемых основной и дополнительной погрешностей, а также другими параметрами, влияющими на точность средств измерения; значение параметров установлено стандартами на отдельные виды средств измерений. Класс точности средств измерений характеризует их точностные свойства, но не является непосредственным показателем точности измерений, выполняемых с помощью этих средств, так как точность зависит также от метода измерений и условий их выполнения. Измерительным приборам, пределы допускаемой основной погрешности которых заданы в виде приведенных основных (относительных) погрешностей, присваивают классы точности, выбираемые из ряда следующих чисел: (1; 1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 4,0; 5,0; 6,0)*10n, где n = 1; 0; -1; -2 и т.д.

По характеру проявления

  • Случайная погрешность — погрешность, меняющаяся (по величине и по знаку) от измерения к измерению. Случайные погрешности могут быть связаны с несовершенством приборов (трение в механических приборах и т.п.), тряской в городских условиях, с несовершенством объекта измерений (например, при измерении диаметра тонкой проволоки, которая может иметь не совсем круглое сечение в результате несовершенства процесса изготовления), с особенностями самой измеряемой величины (например при измерении количества элементарных частиц, проходящих в минуту через счётчик Гейгера).
  • Систематическая погрешность — погрешность, изменяющаяся во времени по определенному закону (частным случаем является постоянная погрешность, не изменяющаяся с течением времени). Систематические погрешности могут быть связаны с ошибками приборов (неправильная шкала, калибровка и т.п.), неучтёнными экспериментатором.
  • Прогрессирующая (дрейфовая) погрешность — непредсказуемая погрешность, медленно меняющаяся во времени. Она представляет собой нестационарный случайный процесс.
  • Грубая погрешность (промах) — погрешность, возникшая вследствие недосмотра экспериментатора или неисправности аппаратуры (например, если экспериментатор неправильно прочёл номер деления на шкале прибора, если произошло замыкание в электрической цепи).

По способу измерения

  • Погрешность прямых измерений
  • Погрешность косвенных измерений — погрешность вычисляемой (не измеряемой непосредственно) величины:

Если F = F(x1,x2. xn) , где xi — непосредственно измеряемые независимые величины, имеющие погрешность Δxi , тогда:

Погрешности измерений, представление результатов эксперимента

п.1. Шкала измерительного прибора

Примеры шкал различных приборов:


Манометр – прибор для измерения давления, круговая шкала

Вольтметр – прибор для измерения напряжения, дуговая шкала

Индикатор громкости звука, линейная шкала

п.2. Цена деления

Пример определения цены деления:

п.3. Виды измерений

Прямое измерение

Физическую величину измеряют с помощью прибора

Измерение длины бруска линейкой

Косвенное измерение

Физическую величину рассчитывают по формуле, куда подставляют значения величин, полученных с помощью прямых измерений

Определение площади столешницы при измеренной длине и ширине

п.4. Погрешность измерений, абсолютная и относительная погрешность

Инструментальная погрешность

Определяется погрешностью инструментов и приборов, используемых для измерений (принципом действия, точностью шкалы и т.п.)

Погрешность метода

Определяется несовершенством методов и допущениями в методике.

Погрешность теории (модели)

Определяется теоретическими упрощениями, степенью соответствия теоретической модели и реальности.

Погрешность оператора

Определяется субъективным фактором, ошибками экспериментатора.

Примеры значащих цифр:
0,403 – три значащих цифры, величина определена с точностью до тысячных.
40,3 – три значащих цифры, величина определена с точностью до десятых.
40,300 – пять значащих цифр, величина определена с точностью до тысячных.

В простейших измерениях инструментальная погрешность прибора является основной.
В таких случаях физическую величину измеряют один раз, полученное значение берут в качестве истинного, а абсолютную погрешность считают равной инструментальной погрешности прибора.
Примеры измерений с абсолютной погрешностью равной инструментальной:

  • определение длины с помощью линейки или мерной ленты;
  • определение объема с помощью мензурки.
Читайте так же:
Газовый турбинный счетчик с корректором

Пример получения результатов прямых измерений с помощью линейки:

Измерим длину бруска линейкой, у которой пронумерованы сантиметры и есть только одно деление между пронумерованными делениями.
Цена деления такой линейки: begin triangle=frac= frac<1 text<см>><1+1>=0,5 text <см>end Инструментальная погрешность: begin d=frac<2>=frac<0,5><2>=0,25 text <см>end Истинное значение: (L_0=4 text<см>)
Результат измерений: $$ L=L_0pm d=(4,00pm 0,25) text <см>$$ Относительная погрешность: $$ delta=frac<0,25><4,00>cdot 100text<%>=6,25text<%>approx 6,3text <%>$$
Теперь возьмем линейку с n=9 мелкими делениями между пронумерованными делениями.
Цена деления такой линейки: begin triangle=frac= frac<1 text<см>><9+1>=0,1 text <см>end Инструментальная погрешность: begin d=frac<2>=frac<0,1><2>=0,05 text <см>end Истинное значение: (L_0=4,15 text<см>)
Результат измерений: $$ L=L_0pm d=(4,15pm 0,05) text <см>$$ Относительная погрешность: $$ delta=frac<0,05><4,15>cdot 100text<%>approx 1,2text <%>$$

Второе измерение точнее, т.к. его относительная погрешность меньше.

п.5. Абсолютная погрешность серии измерений

Измерение длины с помощью линейки (или объема с помощью мензурки) являются теми редкими случаями, когда для определения истинного значения достаточно одного измерения, а абсолютная погрешность сразу берется равной инструментальной погрешности, т.е. половине цены деления линейки (или мензурки).

Гораздо чаще погрешность метода или погрешность оператора оказываются заметно больше инструментальной погрешности. В таких случаях значение измеренной физической величины каждый раз немного меняется, и для оценки истинного значения и абсолютной погрешности нужна серия измерений и вычисление средних значений.

Пример расчета истинного значения и погрешности для серии прямых измерений:
Пусть при измерении массы шарика с помощью рычажных весов мы получили в трех опытах следующие значения: 99,8 г; 101,2 г; 100,3 г.
Инструментальная погрешность весов d = 0,05 г.
Найдем истинное значение массы и абсолютную погрешность.

Составим расчетную таблицу:

№ опыта123Сумма
Масса, г99,8101,2100,3301,3
Абсолютное отклонение, г0,60,80,11,5

Сначала находим среднее значение всех измерений: begin m_0=frac<99,8+101,2+100,3><3>=frac<301,3><3>approx 100,4 text <г>end Это среднее значение принимаем за истинное значение массы.
Затем считаем абсолютное отклонение каждого опыта как модуль разности (m_0) и измерения. begin triangle_1=|100,4-99,8|=0,6\ triangle_2=|100,4-101,2|=0,8\ triangle_3=|100,4-100,3|=0,1 end Находим среднее абсолютное отклонение: begin triangle_=frac<0,6+0,8+0,1><3>=frac<1,5><3>=0,5 text <(г)>end Мы видим, что полученное значение (triangle_) больше инструментальной погрешности d.
Поэтому абсолютная погрешность измерения массы: begin triangle m=maxleft; dright>=maxleft<0,5; 0,05right> text <(г)>end Записываем результат: begin m=m_0pmtriangle m\ m=(100,4pm 0,5) text <(г)>end Относительная погрешность (с двумя значащими цифрами): begin delta_m=frac<0,5><100,4>cdot 100text<%>approx 0,050text <%>end

п.6. Представление результатов эксперимента

Как найти результат прямого измерения, мы рассмотрели выше.
Результат косвенного измерения зависит от действий, которые производятся при подстановке в формулу величин, полученных с помощью прямых измерений.

Вывод этих формул достаточно сложен, но если интересно, его можно найти в Главе 7 справочника по алгебре для 8 класса.

п.7. Задачи

Задача 1. Определите цену деления и объем налитой жидкости для каждой из мензурок. В каком случае измерение наиболее точно; наименее точно?

Составим таблицу для расчета цены деления:

№ мензуркиa, млb, млn(triangle=frac), мл
120404(frac<40-20><4+1>=4)
21002004(frac<200-100><4+1>=20)
315304(frac<30-15><4+1>=3)
42004004(frac<400-200><4+1>=40)

Инструментальная точность мензурки равна половине цены деления.
Принимаем инструментальную точность за абсолютную погрешность и измеренное значение объема за истинное.
Составим таблицу для расчета относительной погрешности (оставляем две значащих цифры и округляем с избытком):

№ мензуркиОбъем (V_0), млАбсолютная погрешность
(triangle V=frac<2>), мл
Относительная погрешность
(delta_V=fraccdot 100text<%>)
16823,0%
2280103,6%
3271,55,6%
4480204,2%

Наиболее точное измерение в 1-й мензурке, наименее точное – в 3-й мензурке.

Ответ:
Цена деления 4; 20; 3; 40 мл
Объем 68; 280; 27; 480 мл
Самое точное – 1-я мензурка; самое неточное – 3-я мензурка

Задача 2. В двух научных работах указаны два значения измерений одной и той же величины: $$ x_1=(4,0pm 0,1) text<м>, x_2=(4,0pm 0,03) text <м>$$ Какое из этих измерений точней и почему?

Мерой точности является относительная погрешность измерений. Получаем: begin delta_1=frac<0,1><4,0>cdot 100text<%>=2,5text<%>\ delta_2=frac<0,03><4,0>cdot 100text<%>=0,75text <%>end Относительная погрешность второго измерения меньше. Значит, второе измерение точней.
Ответ: (delta_2lt delta_1), второе измерение точней.

Задача 3. Две машины движутся навстречу друг другу со скоростями 54 км/ч и 72 км/ч.
Цена деления спидометра первой машины 10 км/ч, второй машины – 1 км/ч.
Найдите скорость их сближения, абсолютную и относительную погрешность этой величины.

Абсолютная погрешность скорости каждой машины равна инструментальной, т.е. половине деления спидометра: $$ triangle v_1=frac<10><2>=5 (text<км/ч>), triangle v_2=frac<1><2>=0,5 (text<км/ч>) $$ Показания каждого из спидометров: $$ v_1=(54pm 5) text<км/ч>, v_2=(72pm 0,5) text <км/ч>$$ Скорость сближения равна сумме скоростей: $$ v_0=v_<10>+v_<20>, v_0=54+72=125 text <км/ч>$$ Для суммы абсолютная погрешность равна сумме абсолютных погрешностей слагаемых. $$ triangle v=triangle v_1+triangle v_2, triangle v=5+0,5=5,5 text <км/ч>$$ Скорость сближения с учетом погрешности равна: $$ v=(126,0pm 5,5) text <км/ч>$$ Относительная погрешность: $$ delta_v=frac<5,5><126,0>cdot 100text<%>approx 4,4text <%>$$ Ответ: (v=(126,0pm 5,5) text<км/ч>, delta_vapprox 4,4text<%>)

Задача 4. Измеренная длина столешницы равна 90,2 см, ширина 60,1 см. Измерения проводились с помощью линейки с ценой деления 0,1 см. Найдите площадь столешницы, абсолютную и относительную погрешность этой величины.

Инструментальная погрешность линейки (d=frac<0,1><2>=0,05 text<см>)
Результаты прямых измерений длины и ширины: $$ a=(90,20pm 0,05) text<см>, b=(60,10pm 0,05) text <см>$$ Относительные погрешности (не забываем про правила округления): begin delta_1=frac<0,05><90,20>cdot 100text<%>approx 0,0554text<%>approx uparrow 0,056text<%>\ delta_2=frac<0,05><60,10>cdot 100text<%>approx 0,0832text<%>approx uparrow 0,084text <%>end Площадь столешницы: $$ S=ab, S=90,2cdot 60,1 = 5421,01 text<см>^2 $$ Для произведения относительная погрешность равна сумме относительных погрешностей слагаемых: $$ delta_S=delta_a+delta_b=0,056text<%>+0,084text<%>=0,140text<%>=0,14text <%>$$ Абсолютная погрешность: begin triangle S=Scdot delta_S=5421,01cdot 0,0014=7,59approx 7,6 text<см>^2\ S=(5421,0pm 7,6) text<см>^2 end Ответ: (S=(5421,0pm 7,6) text<см>^2, delta_Sapprox 0,14text<%>)

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector