Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ СИКН №565 ООО "РН-ПУРНЕФТЕГАЗ" ЦПС БАРСУКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ» (МП 36938-08)

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) Федеральное бюджетное учреждение

«Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе - Югра, Ямало-Ненецком автономном округе»

(ФБУ «Тюменский ЦСМ»)

УТВЕРЖДАЮ

И.о. директора

Государственная система обеспечения единства измерений

Методика поверки

Тюмень

2020

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

Начальник отдела МОП

Л.А. Каражова

Инженер по метрологии 2 категории

М.Е. Майоров

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 565 ООО «PH-Пурнефтегаз» ЦПС Барсуковского месторождения, заводской номер 565.

Инструкция устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки СИКН.

Интервал между поверками - 1 год.

В настоящем документе приняты следующие сокращения:

MX - метрологические характеристики;

ПО - программное обеспечение;

per. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СИ - средства измерений;

МНР - массовый преобразователь расхода;

ПУ - поверочная установка.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (6.1).

• 1.2 Опробование (6.2).

• 1.3 Поверка средств измерений, находящихся в составе СИКН (6.3.1).

• 1.4 Определение относительной погрешности измерения массового расхода нефти (6.3.2).

• 2.1 Для определения относительной погрешности измерения массового расхода нефти на месте эксплуатации применяются следующие средства поверки:

  • 2.1.1 Поверочная установка с диапазоном воспроизведения значений объемного расхода, соответствующим диапазону измерений поверяемого расходомера, в том числе трубопоршневая поверочная установка (рабочий эталон 1-го или 2-го разряда согласно государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости, утвержденной приказом Госстандарта от 07.02.2018 № 256).

• 2.2 Средства измерений, входящие в состав СИКН. поверяются в соответствии с методиками поверки указанными в таблице 2.

• 3.1 При организации и производстве работ по поверке СИКН необходимо выполнять требования безопасности, изложенные в следующих документах:

  • 3.1.1 Приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101 «Об утверждении Федеральных норма и правил в области промышленной безопасности» ;

  • 3.1.2 ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

  • 3.1.3 Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и другие законодательные акты по охране окружающей среды, действующие на территории РФ;

  • 3.1.4 Эксплуатационные документы средств измерений, входящих в состав СИКН;

  • 3.1.5 Эксплуатационные документы на средства поверки и вспомогательное оборудование;

  • 3.1.6 Инструкция ООО «PH-Пурнефтегаз» по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 565;

  • 3.1.7 Методики поверки СИ. входящих в состав СИКН.

• 4.1 Условия проведения поверки должны соответствовать требованиям, установленным в методиках поверки на СИ, входящих в состав СИКН.

• 5.1 Подготовка СИКН к проведению поверки производится в соответствии с требованиями документов:

• - Инструкция ООО «PH-Пурнефтегаз» по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 565;

• - техническая документация изготовителей средств измерений, входящих в состав СИКН.

При подготовке к поверке соблюдают условия, установленные в методиках поверки СИ, входящих в состав СИКН.

• 5.2 Перед проведением поверки выполняют следующие операции:

• - демонтаж средств измерений СИКН (при необходимости);

• - установка и соединение с эталонными и вспомогательными СИ;

• - проверяют заземление средств измерений, работающих под напряжением;

• - проверяют герметичность (отсутствие протечек) системы;

• - проводят установку нуля, конфигурирование сигналов (при необходимости);

• - представители сдающей и принимающей сторон определяю способ (в первичном электронном преобразователе или в СОИ) и вид реализации градуировочной характеристики МПР.

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

• - на элементах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению:

• - надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.2 Опробование

Опробование проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН. При опробовании проверяют работоспособность средств измерений СИКН без определения метрологических характеристик. Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН.

• 6.2.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения.

  Для просмотра идентификационных данных ПО ИВК-03 необходимо выполнить команды МЕНЮ—>ПРОСМОТР2—Ю СИСТЕМЕ.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН, а идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в таблице 1.

• 6.3 Определение метрологических характеристик

  • 6.3.1 Поверка средств измерений, находящихся в составе СИКН

Определение погрешности СИ, входящих в состав СИКН. проводят в соответствии с НД. приведенными в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень НД на методики поверки СИ

Продолжение таблицы 2

Результат поверки считают положительным, если средства измерений указанные в Таблице 2 поверены и результаты поверки оформлены в соответствии с вышеуказанными методиками. В случае положительного результата делают вывод о подтверждении соответствия СИКН установленным метрологическим требованиям и пригодности к дальнейшему применению с пределами допускаемой относительной погрешности измерения массы брутто нефти ± 0.25 %, массы нетто нефти ± 0.35 %. В случае невозможности проведения поверки счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion мод. CMF 400 по методике поверки, указанной в таблице 2, проводят определение относительной погрешности измерения массового расхода нефти по п. 6.3.2 настоящей методики с оформлением протоколов по п. 7.2. В таком случае, определение относительной погрешности измерения массового расхода нефти проводят для каждой измерительной линии с периодичностью не реже одного раза в год.

• 6.3.2 Определение относительной погрешности измерения массового расхода нефти

Определение относительной погрешности измерения массового расхода нефти проводят не менее чем в трех точках диапазона измерения массового расхода нефти (далее - точках расхода), включая минимальное и максимальное значение. В каждой точке расхода проводят не менее пяти измерений.

При заполнении протокола результаты измерений и вычислений округляют в соответствии с таблицей 3.

Таблица 3 - Точность представления результатов измерений и вычислений

Устанавливают выбранное значение массового расхода по показаниям МПР. Отклонение значения массового расхода от установленного значения в процессе поверки не должно превышать 2,5 %. Результаты измерений заносят в протокол.

• 6.3.2.1 Массу рабочей жидкости, определенную с помощью ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Mnyji, т, вычисляют по формуле:

  

  Кф— 1+3 • a_t •( t_nyjj 20)

  

  1цхПУр⁺ ^ВыхНУр

  

  (1)

(2) (3) (4)

где V_o - вместимость калиброванного участка ТПУ при стандартных условиях, м³;

K_(ji- коэффициент, учитывающий влияние температуры на вместимость ТПУ, для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

K_Pji - коэффициент, учитывающий влияние давления на вместимость ТПУ, для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

Рпп/i ~ плотность рабочей жидкости за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м';

CTL_nyji- коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ТПУ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Б);

СРЬ_ПУр- коэффициент, учитывающий влияние давления на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ТПУ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Б);

CTL_nnjj- коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ПП для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Б):

CPL_nnjl- коэффициент, учитывающий влияние давления на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ПП для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Б);

а, - коэффициент линейного расширения материала стенок калиброванного участка ТПУ, 1/°С;

nyji — среднее значение температуры рабочей жидкости в ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода,

hixnyji^выхпур - температура рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода. °C;

P_nyji ~ среднее значение избыточного давления рабочей жидкости в ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, МПа;

Рвхпур, Рвыхпур ~ давление рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, МПа;

D - внутренний диаметр калиброванного участка ТПУ. мм;

Е - толщина стенок калиброванного участка ТГ1У. мм;

S - модуль упругости материала стенок калиброванного участка ТПУ, МПа.

• 6.3.2.2 Массовый расход рабочей жидкости через массомер за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Q,, , т/ч, вычисляют по формуле:

С_л=Д?^-3600                        (6)

¹ jl

где M_nyji - масса рабочей жидкости, определенная с помощью ГПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

Тjj - время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, с.

• 6.3.2.3 Массовый расход рабочей жидкости через массомер в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Q . т/ч, вычисляют по формуле:

Q,=^T~                        (7)

"j

где n_l - количество измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода.

• 6.3.2.4 Нижний и верхний предел рабочего диапазона измерений массового расхода Qmin > Qmax , т/ч. ВЫЧИСЛЯЮТ ПО формулам:

Q_min=min(Q_/)                               (8)

Q_max=max(Qj)

• 6.3.2.5 Массу рабочей жидкости, определенную за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода М_/( , т. вычисляют по формуле:

  

(Ю)

где Njj - количество импульсов от МПР за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, имп;

К_Пм - коэффициент преобразования МПР. имп/т.

• 6.3.2.6 Традуировочный коэффициент МГ1Р в рабочем диапазоне массового расхода К_м , г/м/мкс, вычисляют по формуле:

  т

  

  n_f

  
  

(11)

(12) (13)

где K_Mj - среднее значение градуировочного коэффициента МГ1Р в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/м/мкс;

m - количество точек рабочего диапазона измерений массового расхода;

К_М;, - значение градуировочного коэффициента МПР для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/м/мкс;

К_Муст ~ градуировочный коэффициент, установленный в массомере на момент проведения поверки, г/м/мкс.

• 6.3.2.7 Оценка СКО результатов измерений в поверяемых точках

СКО результатов измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода S, , %, вычисляют по формуле:

п

Проверяют выполнение следующего условия:

(15)

При выполнении данного условия продолжают обработку результатов измерений.

При невыполнении условия (15) выявляют наличие промахов в полученных результатах вычислений. Выявленный промах исключают и устраняют причины, обусловливающие невыполнение условия (15) и повторно проводят измерения.

• 6.3.2.8 Границу неисключенной систематической погрешности в рабочем диапазоне измерений расхода, 0, %, вычисляют по формулам:

  
  
  

  (16)

  

  (17)

  ?_тйх=тах(Д,)

  (18)

  
  

  РпПпйп ПИП I Pjj)

  (19)

  (20)

  @_А=тах

  

  •100

  (21)

  
  

  ®ивк ^— ^ивк

  (22)

  (23)

  f л      ^rdon' Q min' Q хтт	(24)
  At=max[(traax-tn),(tn-tmjn)]	(25)
  ®МР=^’^Рдоп’А Р	(26)
  Л.Р=тах[(Ртт-Р„),(Р„-Р„1„)]	(27)

где   0у_О - граница суммарной неисключенной систематической погрешности

ТПУ, %;

©vo~ граница неисключенной систематической погрешности определения среднего значения вместимости ТПУ, %;

0, - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью преобразователей температуры при измерениях температуры рабочей жидкости в ТПУ и ПП, %;

0_/(- граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью ПП, %;

0_Д- граница неисключенной систематической   погрешности,

обусловленной аппроксимацией градуировочной характеристики МПР в рабочем диапазоне массового расхода, %;

~ граница неисключенной систематической   погрешности,

обусловленной погрешностью ИВК, %;

д_ивк ~ пределы допустимой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значение коэффициента преобразования МПР ИВК, %;

0_Z -   граница   неисключенной    систематической    погрешности,

обусловленной нестабильностью нуля МПР, %;

0_М( - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной влиянием отклонения температуры рабочей жидкости в условиях эксплуатации МПР от температуры рабочей жидкости при поверке, %;

0_МР - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной влиянием отклонения давления рабочей жидкости в условиях эксплуатации МПР от давления рабочей жидкости при поверке, %; Р_тах- максимальное значение коэффициента объемного расширения рабочей жидкости за время поверки, 1/°С;

/3_/( - коэффициент объемного расширения рабочей жидкости для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, 1/°С (Приложение В);

At_//y- пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователей температуры, установленных в ТПУ, °C (Приложение Д);

пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователя температуры, установленного около ПП, °C (Приложение Д);

Ар_пп ~ пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП. кг/м³;

Pnrimin~ минимальное значение плотности рабочей жидкости за время поверки, кг/м³;

Pnnji ~ плотность рабочей жидкости за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м³;

ZS - стабильность нуля МПР. т/ч;

Q_min - нижний предел рабочего диапазона измерений массового расхода СИКН, т/ч;

д_[доп - значение дополнительной погрешности, обусловленной отклонением температуры нефти при эксплуатации МПР от температуры нефти при поверке, %/ °C;

Qhmi ~ номинальное значение массового расхода рабочего диапазона измерений, т/ч;

Д t - максимальное отклонение температуры нефти при эксплуатации МПР от температуры нефти при поверке, °C;

t_n - среднее значение температуры нефти при поверке (среднее значение температуры нефти в ТПУ), °C;

^[тт>^тах - нижний и верхний предел рабочего диапазона температур нефти при эксплуатации МПР, °C;

дрдоп ~ значение дополнительной погрешности МПР, обусловленной отклонением давления нефти при эксплуатации МПР от давления нефти при поверке, %/ 0,1 МПа;

ДР- максимальное отклонение давления нефти при эксплуатации МПР от давления нефти при поверке. МПа;

Р_п - среднее значение давления нефти при поверке (среднее значение давление нефти в ГПУ), МПа.

• 6.3.2.9 СКО среднего значения результатов измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода S_Oj, %. вычисляют по формуле:

  

(28)

• 6.3.2.10 Границу случайной погрешности в рабочем диапазоне измерений массового расхода при доверительной вероятности Р=0,95 вычисляют по формулам:

(29) (30)

где Ej - граница случайной погрешности в j-ой точке рабочего диапазона, %;

fо,95; ~ квантиль распределения Стьюдента для количества измерений п₁ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Г).

• 6.3.2.11 СКО среднего значения результатов измерения в рабочем диапазоне измерений массового расхода принимают равным значению СКО среднего значения результатов измерения в точке рабочего диапазона измерений массового расхода с максимальным значением границы случайной погрешности.

• 6.3.2.12 Границу относительной погрешности в рабочем диапазоне измерений массового расхода 5. %. определяют по формулам:

е если §-<0,8

К Sy если 0,8 <§-<8

IX Е+ 0

S_o+S₀

где К - коэффициент, зависящий от соотношения случайной и неисключенной систематической погрешностей;

Sv - суммарное СКО результата измерений, %;

S₀ - СКО суммы неисключенных систематических погрешностей. %.

• 6.3.2.13 Результат считают положительным, если значение относительной погрешности измерения массового расхода нефти не превышает ± 0,25 %.

Если данные условия не выполняются, то рекомендуется:

• - увеличить количество измерений в точках рабочего диапазона измерений массового расхода;

• - уменьшить рабочий диапазон измерений массового расхода;

• - установить коррекцию массомера по давлению (при отсутствии коррекции).

При повторном невыполнении данных условий поверку прекращают.

• 7.1 Результаты поверки СИ, входящих в состав СИКН, оформляют в соответствии с требованиями соответствующих разделов нормативных документов по поверке, приведенных в таблице 2.

• 7.2 Результаты определения относительной погрешности массового расхода оформляют в виде протоколов в соответствии приложением А. Допускается оформлять протоколы определения относительной погрешности массового расхода с использованием ИВК обеспечивающего формирование протоколов поверки МПР по МИ 3189-2009.

• 7.3 Если результат поверки положителен, на СИКН оформляется свидетельство о поверке в соответствии с приложением 1 к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815. На обратной стороне свидетельства указываются следующие данные:

• - диапазон расходов по СИКН;

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти;

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений масса нетто нефти.

• 7.4 Если результат поверки отрицательный, СИКН к эксплуатации не допускается, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с приложением 2 к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

(рекомендуемое)

Форма протокола определения относительной погрешности измерения массового расхода нефти

Протокол №

Место проведения_________________. ИЛ №______________________

МПР_____________________________, зав. №______________________

ТПУ_____________________________. зав. №______________________

ПП_______________________________, зав. №_______________________

ИВК_____________________________, зав. №______________________

Рабочая жидкость___________________

Таблица А.1 - Исходные данные

Продолжение таблицы А. 1

Окончание таблицы А. 1

Таблица А.2 - Результаты измерений и вычислений

Окончание таблицы А.2

Таблица А.З - Результаты поверки в точках рабочего диапазона

Таблица А.4 - Результаты поверки в рабочем диапазоне

Подпись лица, проводившего поверку' _______________/__________________

подпись                 И.О. Фамилия

Дата проведения поверки «_____»_____________20___г.

Определение коэффициентов CTL и CPL

где р₁₅ - значение плотности нефти при 15 °C и 0 МПа. кг/м³;

t - значение температуры нефти, °C;

«₁₅ - значение коэффициента объемного расширения нефти при 15 °C и 0 МПа, 1/°С;

Определение коэффициента CPL

Значение коэффициента CPL, учитывающего влияние давления на объем нефти определяют по формулам:

^CPL= i-bp-10                          (^Б'⁴)

b=ехр (-1,62080+0,00021592-1 + ⁰-⁸⁷°9⁶'¹⁰

Р15

где Р - значение избыточного давления нефти. МПа.

Определение плотности нефти при стандартных условиях

Значение плотности нефти при 15 °C и 0 МПа, pis, кг/м' определяют методом последовательного приближения.

• 1) Определяют значения CTLnn и CPLnn, принимая значение pis равным значению рпп.

• 2) Определяют значения pis. кг/м³:

Р\5~ гтт .грт                              ф.о)

где рпп - значение плотности нефти в ПП, кг/м³;

CTLnn - коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для t и pi₅;

CPLnn - коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для t, Р и pis;

• 3) Определяют значения CTLnn и CPLnn, принимая значение р_!5 равным значению, полученному по формуле (Б.6).

• 4) Определяют значение р|₅, кг/м³ по формуле (Б.6):

• 5) Аналогично пунктам 3 и 4, определяют значения CTLnn, CPLnn и pi₅ для i-ro цикла вычислений и проверяют выполнение условия:

|Pis(irAs(i-i)|«0,001                                (Б.7)

где pi5(i), Pi5(i-i) - значения pi₅, определенные, соответственно, за последний и предпоследний цикл вычислений, кг/м'.

Процесс вычисления продолжают до выполнения условия (Б.7). За значение р₎₅ принимают последнее значение pis(i).

Определение коэффициентов объемного расширения и сжимаемости нефти

Коэффициент сжимаемости у,, 1/МПа. рассчитывают по формуле:

/ ,        А аааа,ГАП 0,87096 10^й, 4,2092-Г10\ ,„-з

у = ехр (-1,620804- 0,00021592 • t+—----₅-----⁺ ----2-----) • 10          (В. 1)

Р15

где t - температура нефти. °C; pis - плотность нефти при температуре 15 °C, 1/°С.

Коэффициент объёмного расширения рассчитывают по формуле:

Д=Д₅+1,6-^₅-(1-15)

где - коэффициент объёмного расширения нефти при температуре /, 1/°С; р₁₅ - коэффициент объёмного расширения нефти при температуре 15 °C, 1/°С. рассчитываемый по формуле:

/?,5=⁶¹³’!⁷²³                                 (В.З)

Р15

Значение плотности нефти при температуре t, °C, и избыточном давлении Р, МПа. рассчитывают по формуле:

_Pis-exp{-0₁₅-(t-15)-[l+O,8 A₅-(t-15)])

Мр-             1-у,Р                           <^В'⁴)

Значение плотности нефти при 15 °C находят методом последовательных приближений, используя итерационный метод «прямых подстановок» по следующему алгоритму:

Измеренное значение плотности подставляют в формулы (В.1) и (В.З) вместо значения плотности нефти при 15 °C и вычисляют коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости в первом приближении.

• 1. Измеренное значение плотности и вычисленные в первом приближении коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости подставляют в формулу (В.4) и определяют значение плотности нефти при 15 °C в первом приближении.

• 2. Значение плотности нефти при 15 °C, вычисленное в первом приближении, подставляют в формулы (В.1) и (В.З) и вычисляют коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости во втором приближении.

• 3. Расчет плотности нефти при 15 °C продолжают до тех пор, пока его значение не перестанет изменяться более чем на 0.01 кг/м³. За результат определения плотности нефти при 15 °C принимают значение, полученное в последнем приближении.

Определение значений квантиля распределения Стьюдента и коэффициента Z_(P)

Значение квантиля распределения Стьюдента при доверительной вероятности Р = 0,95 в зависимости от количества измерений и определяют из таблицы Г.1.

Таблица Г.1 - Значение квантиля распределения Стьюдента t(_P._n) при Р = 0,95

Продолжение таблицы Г.1

Значение коэффициента Z_(P) в зависимости от величины соотношения 0_z/Sa_uon определяют из таблицы Г.2.

Таблица Г.2 - Значение коэффициента Z_(P) при Р = 0,95

Определение пределов допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры в условиях эксплуатации СИКН

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры в условиях эксплуатации СИКН определяют по формуле:

At = \&t_TC+At _ип+(Д-0 где   A trc    - пределы допускаемой абсолютной погрешности

термопреобразователя сопротивления, °C;

Atnn - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительного преобразователя, °C;

At._10n - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерительного преобразователя, °C.

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительного преобразователя определяют по формуле:

Д г_ип=Д t^+0,01- у'"" •( t_m„ - t_m/„)                        (Д.2)

где          - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности

цифрового сигнала измерительного преобразователя, °C;

УооУ^/ ~ пределы допускаемой основной приведенной погрешности цифро-аналогового преобразования. % от интервала измерений;

tmin, t_max - минимальное и максимальное значения температуры, на которые настроен измерительный преобразователь. °C.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерительного преобразователя определяют по формуле:

At_don=At^-rnax[20-tS;tZ-20]+0,01-)4^-(tm_flx-tmin)-niax[20-tS;tZ-20]     (Д-З)

где Atatn ~ пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности цифрового сигнала от изменения температуры окружающей среды. °С/1 °C;

- минимальное и максимальное значения температуры окружающей среды. °C;

Удоп¹ ~ пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности цифрового сигнала от изменения температуры окружающей среды, % от интервала измерений/1 °C.