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.
810-53