Исследование и выбор методов повышения точности измерения влагосодержания светлых нефтепродуктов, страница 11

                                                                                                                   (1.43)

     где С₀, С_д-емкости образцовая и измерительная;

            С₁-емкость, включенная на входе усилителя сигнала неравновесия;

            С_каб-емкость кабеля, не превышающая 950 пФ при длине до 10 м;

            k_усн-коэффициент усиления УСН.

     Абсолютные значения температурных погрешностей, обусловленных дрейфом нулевых точек ФЧД и ИНТ, определяются следующим образом:

                                                                                                                         (1.44)

                                                                                                                         (1.45)

     где Ткe_см-температурный дрейф напряжения смещения операционных усилителей, для 140УД17 он не превышает 61,3 мкВ/⁰С;

           Dt=10 ⁰С, т.к. температурная погрешность нормируется на каждые

10 ⁰С.

     Коэффициент 0,5 в выражении (1.44) показывает, что напряжение смещения DA5 суммируется только с одной из двух полуволн сигнала неравновесия. После подстановки получаем:

     

     При этом приведенные погрешности определяются как отношение абсолютной к максимальному выходному сигналу, т.е. 270,61 мВ.

     Учитывая, что обычно погрешность смещения нуля распределена по нормальному закону распределения и задавшись уровнем доверительной вероятности 0,95 (при этом коэффициент Лапласа равен t=1,96), можно определить СКО данной погрешности:

                                                                                                                 (1.46)

    

     3) аддитивная погрешность, обусловленная дрейфом нулевой точки инвертирующего сумматора, усилителя сигнала неравновесия и инвертора

D_{ис,усн,инв}=3Ткe_см(К140УД17)Dt=63.1,3.10=639 мкВ/10⁰С

     

          Аналогично (1.46):

 

     4) мультипликативная погрешность от температурного изменения опорных напряжений, определяется как относительная погрешность стабилитрона VD1.

                                                     g_ст=k_стDt,                                                       (1.47)

     где k_ст-температурный коэффициент напряжения стабилизации стабилитрона, для Д818Е составляет 60,001%/⁰С

g_ст=60,001.10=60,01%/10⁰С

    

     1.5.6.3 Нормирующий преобразователь

     1) мультипликативная погрешность, вызванная изменением сопротивлений усилителя под действием температуры.  В литературе не было найдено значение коэффициента относительного температурного изменения переменного сопротивления С5-3, поэтому данная составляющая погрешности подлежит уточнению.

      2) аддитивная погрешность смещения нуля, вызванная изменением токов входных каскадов при изменении температуры окружающей среды. Эта погрешность оценивается по формуле:

D_нп=Ткe_нп(140УД17)Dt=61.3.10=613 мкВ/10⁰С

     приведеная погрешность:

     

     1.5.6.4 Аналого-цифровой преобразователь

     Наиболее существенными погрешностями для АЦП являются

     1)погрешность квантования (аддитивная составляющая), она равна цене наименьшего разряда (е=1), приведенная погрешность равна отношению цены наименьшего разряда к максимальному выходному коду:      g_кв=(1/4000)100%=0,025%

Погрешность квантования распределена по равномерному закону, поэтому

     2) погрешность нелинейности (аддитивная)

     Эта погрешность составляет половину единицы младшего разряда, поэтому:

g_нл=(0,5/4000)100%=0,01%

     1.5.6.5 Общая погрешность прибора

     Общая погрешность будет определяться из двух составляющих: общих аддитивной и мультипликативной составляющих, которые рассчитываются по формуле (1.48).

                                                                                                                           (1.48)

     k-коэффициент запаса, обусловленный неопределенностью закона распределения, для доверительной вероятности 0,95 k=1,1.

     В конечном счете, общая погрешность прибора имеет вид:

     S=S_адд+S_мультN=0,01+0,006N, %

     2 Специальная часть

      Методика приготовления обезвоженного нефтепродукта

     2.1 Настоящая методика устанавливает способ приготовления обезвоженного нефтепродукта в лабораторных условиях. При этом гарантируется содержание воды в нефтепродукте не более 0,01-0,02% при выполнении работ, указанных в пп.4.1-4.5, и не более 0,0005% при выполнении работ в соответствии с пп. 4.1-4.6.

     2.2 Аппаратура, реактивы и материалы

     2.2.1 При приготовлении обезвоженного нефтепродукта используется следующие аппаратура, реактивы и материалы:

     1) металлический сосуд вместимостью 1000 см²;

     2) фильтросванбой по ГОСТ 13029-67;

     3) цеолит марки КА в таблетках, шариках, гранулах (15-20 % глины);

     4) стеклянная палочка длиной около 500 мм;

     5) электрическая мешалка;

     6) горелка газовая или электрическое нагревательное устройство.

     7) термометр с диапазоном измерения 0-150 ⁰С.    

     2.3 Требования к безопасности

     2.3.1 Подготовку обезвоженного нефтепродукта проводят в вентилируемом помещении, не допуская попадания паров нефтепродукта в органы дыхания. Для защиты кожи рук используют резиновые перчатки или напальчники.    

     2.4 Подготовка к выполнению работ

     2.4.1 Проводят отбор проб нефтепродукта с помощью следующих приспособлений:

     1) при отборе проб из резервуаров, железнодорожных и автомобильных цистерн применяют металлические переносные пробоотборники или бутылки с оттянутым концом;

     2) при отборе проб из бочек и бидонов допускается применение трубки диаметром 10-15 мм с оттянутым концом.

     Взятая проба упаковывается в емкости с плотно закрывающейся крышкой.

     2.4.2 До начала работ проба нефтепродукта должна отстояться в течении не менее 3 часов.

     2.5 Обезвоживание нефтепродукта

     2.5.1 В случае наличия слоя воды на поверхности отстоянной пробы ее осторожно сливают, не допуская перемешивания воды и нефтепродукта.