Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC300

Основные
Тип FLOWSIC300
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1942 п. 01 от 08.12.2014
Срок действия сертификата 08.12.2019
Страна-производитель  Германия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) C

Назначение

Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC300(далее - счетчики) предназначены для измерений и вычислений объемного расхода, объема газа при рабочих и стандартных условиях различных неагрессивных и агрессивных газов и пара, в том числе природного, попутного нефтяного и факельных газов.

Описание

Принцип действия счетчиков основан на методе измерения разности между временем прохождения ультразвуковых импульсов по потоку и против потока газа. Измеренная разность времени, пропорциональная скорости потока, преобразуется в значение объемного расхода.

Конструктивно счетчик в стандартном исполнении включает в себя два или четыре врезных приемопередающих блока RTU и блок обработки данных - SPU.

В счетчиках предусмотрена возможность измерения расхода газа как в прямом, так и в обратном направлениях (в реверсивном режиме), а так же автоматическая самодиагностика и проверка нулевых и контрольных значений измеряемых величин. Предусмотрена возможность осуществлять замену пары приемопередающих блоков и SPU без дополнительной поверки, при условии повторной параметризации счетчика.

Вычислитель расхода блока обработки данных SPU обеспечивает вычисление объемного расхода и объема газа при стандартных условиях, массового расхода и массы газа и пара. Вычисление теплофизических свойств газовых смесей различного состава, осуществляется по специальным методикам, утвержденным и аттестованным в установленном порядке.

Рисунок 1 - Общий вид счетчика в стандартной модификации в однолучевом исполнении (участок измерительного трубопровода поставляется по отдельному заказу).

Рисунок 2 - Схема пломбирования. Блок электроники.

Рисунок 3 - Схема пломбирования. Приемо-передающий блок.

Программное обеспечение

Таблица1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

FLOWSIC300 Firmware

Внешнее ПО (MEPAFLOW600 CBM - FLOWSIC SOS Calculator) DFORRT

Внешнее ПО (MEPAFLOW600 CBM - FLOWSIC SOS Calculator) gerg0408

Номер версии (идентификационный номер) ПО

03.05.10

б/н

б/н

Цифровой идентификатор

0x12D7 (CRC-16 CCITT)

6372-4E51-9B58-ABF2-1711-AA05-E5A4-32E7 (MD5)

4D13-DCCD-

5839-82A8-029F-D00E-FFF6-534E (MD5)

Примечание - Программное обеспечение счетчика не относящееся к Firmware такое, как: конфигурационные параметры, значения условно-постоянных величин, параметры хранения измеренной информации и другие метрологически значимые параметры определяемые, изменяемые, передаваемые в процессе эксплуатации защищены многоуровневой системой паролей доступа с обязательным протоколированием всех вмешательств. Целостность метрологически значимого ПО, не относящегося к Firmware, определяют по журналам событий и состояниям специально выделенных параметров конфигурации, предназначенных для целей проверки целостности ПО в соответствии с руководством по эксплуатации.

Уровень защиты ПО -высокий.

Технические характеристики

Таблица 2 -метрологические и технические характеристики

Диапазон измерений объемного расхода газа в рабочих условиях, м3/ч

от 8,88 до 136000 в зависимости от модели счетчика (представлено в таблице 3)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений счетчика при измерении объемного расхода газа в рабочих условиях, %

от ± 0,5 до ± 5 в зависимости от модели счетчика и способа поверки (представлено в таблице 4)

Пределы допускаемой относительной погрешности счетчика при вычислении массового расхода, объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям %

±0,01

Количество измерительных каналов

1 или 2

Измеряемые среды

Природные, технологические, попутные нефтяные, факельные газы

Диапазон скоростей газа

0,3 ... 60 м/с (максимальная скорость представлена в таблице 3)

Порог чувствительности по скорости газа

0,03 м/с

Температура газа, °C

-40 ... +180

Продолжение таблицы 2

Избыточное давление газа, МПа

от 0 до 10

Номинальный диаметр измерительного трубопровода DN

от 100 до 1400

Температура окружающей среды

-40 °C ... +60 °C

Температура хранения

-40 °C ... +70 °C

Относительная влажность окружающего воздуха, не более

95 % без конденсации

Аналоговые выходы

1 выход: 4 ... 20 мА, 200 Q активный/пассивный, с гальванической развязкой

Дискретные выходы

3 выхода: пассивный, гальванически изолированный, открытый коллектор или NAMUR, максимальная частота 6 кГц -масштабируемый

Интерфейсы

RS-485 (для конфигурирования, диагностики и выходных данных)

Протокол обмена данными

MODBUS ASCII / RTU HART

Г абаритные размеры для RTU (L x B x H) для SPU (L x D)

351 x 170 x 211 341x195

Масса, кг для RTU для SPU

15

6

Напряжение электропитания постоянного тока

12 ... 28,8 В (в случае использования аналогового выхода: 15 ... 28,8 В)

Срок службы не менее, лет

25

Средняя наработка на отказ, ч

120000

Потребляемая мощность, не более, Вт

1

Примечания:

1 Приведенные в таблице характеристики точности измерений справедливы в случае монтажа приемопередающих блоков на существующем трубопроводе, с соблюдением следующих условий (соответствующим монтажной документации): отклонение от соосности не более ±4,9 мм; ошибка при измерениях угла установки ±0,5°, измерительного расстояния ±0,5%, площади сечения ±0,5%. Для гидравлически полностью сформированного потока газа с длиной прямолинейного участков до счетчика 20D (или 10D со струевыпрямителем).

2 Погрешность счетчика при вычислении не содержит погрешности определения температуры, давления и цифро-аналоговых преобразований. Погрешность вычисления массового расхода объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, определяются в соответствии с действующими нормативными документами на системы измерений на базе ультразвуковых преобразователей расхода

Таблица 3 -Максимальная допустимая скорость газа в трубопроводе и соответствующие объемные расходы газа для трубопроводов номинальных размеров.

Номинальный диаметр

Максимальная скорость газа

Объемный расход газа

минимальный Qmin

переходный Qt

максимальный Qmax

м/с

м3/ч

м3/ч

м3/ч

DN 100

60

8,88

29,59

1700

DN 150

50

20,15

67,15

3300

DN 200

45

34,86

116,18

5200

DN 250

40

54,9

182,99

7300

DN 300

33

78,81

262,68

8600

DN 350

33

96,11

320,35

10500

DN 400

33

127,31

424,34

14000

DN 450

33

162,88

542,93

17900

DN 500

33

202,83

676,1

22300

DN 600

33

295,87

986,24

32500

DN 700

30

406,43

1354,74

40600

DN 750

30

468,27

1560,89

46800

DN 800

30

534,49

1781,62

53400

DN 900

30

680,07

2266,87

68000

DN 1000

30

835,05

2783,5

83500

DN 1050

30

922,75

3075,83

92200

DN 1100

28

1014,83

3382,74

94700

DN 1200

27

1212,11

4040,35

109000

DN 1300

26

1411,54

4705,14

122300

DN 1400

25

1638,87

5462,89

136500

Примечание: указанные расходы рассчитаны для трубопроводов номинальных размеров, фактические значения расходов должны быть уточнены по фактическому диаметру трубопровода установки.

Таблица 4 -Пределы допускаемой относительной погрешности счетчиков при измерении объемного расхода и объема газа в рабочих условиях_________________________

Модификация счетчика

Способ поверки

имитационным методом

имитационным методом (только после калибровки на месте установки по методике фирмы)

имитационным методом (для модификации с поставляемой измерительной катушкой)

проливным методом (для модификации с поставляемой измерительной катушкой)

Однолучевое исполнение от Qmin до Qt от Qt до Qmax

±5

±5

±5

±2

±5 ±1,5

±5

±1

Двулучевое исполнение от Qmin до Qt от Qt до Qmax

±5

±3

±5 ±1,5

±5

±1

±5 ±0,5

Примечания:

1. Калибровка на месте установки по методике фирмы - процедура, определяемая в инструкции по эксплуатации и монтажу счетчика, должна обязательно включать в себя контроль параметров монтажа, скорости звука в среде и тесты при «нулевом» расходе.

2. Qmin определяется как расход в трубопроводе при скорости потока газа 0,3 м/с, Qt как расход при скорости потока газа 1 м/с, Qmax определяется по эксплуатационной документации в зависимости от диаметра измерительного трубопровода.

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку счетчика газа ультразвукового фотохимическим способом, на титульный лист в верхнем левом углу руководства по эксплуатации методом компьютерной графики.

Комплектность

приведена в таблице 5

Таблица 5 - комплектность поставки

Наименование

Обозначение

Количество

Счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC300 в составе:

блок обработки данных

приемопередающие блоки

FLOWSIC300

SPU

RPU

1 шт.

1 шт.

2 или 4 в зависимости от модели

Программное      обеспечение      для

конфигурирования, параметризации и диагностики счетчика

MEPAFLOW600 CBM

1 шт.

Методика поверки

МП 0158-13-2014

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 0158-13-2014 «Инструкция. ГСИ. Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC300. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 25 июня 2014 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

- установка поверочная расходоизмерительная, диапазон воспроизводимого

объемного расхода должен соответствовать рабочему диапазону поверяемого счетчика, с пределом относительной погрешности не более ±0,16%;

- частотомер Ч3-63 диапазон измеряемых частот от 0,01 Гц до 20 МГц, по

ДЛИ 2.721.007 ТУ;

- средства измерений давления рабочей среды обеспечивающие измерение

рабочего давления с погрешностью не более ±1 кПа (или ±0,1% относительной погрешности);

- средства измерений температуры рабочей среды обеспечивающие измере

ние температуры с погрешностью не хуже ±0,3°С;

- термометр лабораторный по ГОСТ Р 50118-92, диапазон измерений от 8 °С

до 38 °С, цена деления 0,1°С;

- портативный измеритель влажности и температуры ИВТМ-7М, диапазоны

измерений влажности воздуха от 2 до 98 %, температуры от минус 20 °С до 60 °С, пределы основной абсолютной погрешности при измерений влажности ± 2,0 %, температуры ± 0,5 °С;

- барометр-анероид метеорологический БАММ-1, диапазон измерений от 80

до 106,7 кПа, пределы допускаемой основной погрешности ±0,2 кПа;

- штангенциркуль по ГОСТ 166-89;

- средства измерений компонентного состава рабочей среды (при необходи

мости);

- программно-вычислительные комплексы, аттестованные в установленном

порядке для расчета теоретической скорости звука (при необходимости).

Сведения о методах измерений

«Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC300. Руководство по эксплуатации»

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.618-2006 «Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа»

2 Техническая документация фирмы «SICK AG», Германия.

Рекомендации к применению

осуществление торговли.

Развернуть полное описание