Гсссд мр 113 03: ФГБУ ВНИИМС

Не найдено | Научно-производственное предприятие «Ирвис» |

Не найдено | Научно-производственное предприятие «Ирвис» |

Исследования и разработки с 1990 года Отдел Продаж +7 (843)212-56-31 Поверка, ремонт +7 (843)212-56-30 Техподдержка +7 (843)212-56-27 г.Казань, Технополис «Химград» Услуги Программы Видео О компании Контакты

Ультразвуковые расходомеры-счетчики Вихревые расходомеры-счетчики Дополнительное оборудование Телеметрия Установки поверочные газодинамические Приборы для научных исследований Реализованные проекты

© 2022 НПП «Ирвис». Все права защищены. Серийное и уникальное производство ультразвуковых, вихревых счетчиков газа Производство поверочных газо- гидродинамических установок Разработка уникальных поверочных установок

420095, г. Казань, ул. Восстания, д.98Н, Технополис «Химград» E-mail: [email protected] Отдел Продаж +7 (843)212-56-31 Поверка, ремонт +7 (843)212-56-30 Техподдержка +7 (843)212-56-27 Услуги Программы Видео О компании Контакты

Проблема измерения расхода попутного газа.

В.П. Горский

В соответствии с [1] природный газ — это газовая смесь, компонентами которой являются в основном предельные углеводороды (С

n Н_2n+2), азот, диоксид углерода и сероводород.

Таблица 1

Компонент	Объемная доля, %
Метан	60 …100
Этан	0 …12
Пропан	0 …6
Бутаны	0 …4
Пентаны	0 …4
Азот	0 …16
Диоксид углерода	0 … 16
Сероводород	0 … 1

В статье рассматривается измерение расхода смеси газов, находящейся в газообразном состоянии. В газообразном состоянии, кроме вышеперечисленных компонентов, в составе смеси газов могут в небольших количествах находиться и другие компоненты: водяной пар, водород, кислород, аргон, оксид углерода, этилен, гелий и т. д. Измерение расхода газа возможно прямым методом (путем измерения плотности в реальном времени) и косвенным (путем вычисления плотности как функции давления и температуры). Мы остановимся на косвенном методе измерений как на применяемом существенно шире. В этом методе для расчета теплофизических параметров природного газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты, коэффициента динамической вязкости) используются приведенные в табл. 2 документы.

Таблица 2

Документ	Нормативные документы	Параметры газа		Состав газа
		Ра, МПа	t, ºC
ГОСТ 30319	Природный газ, метод NX19	0. 1…12	-23…+66	Смесь газов: метан (не менее 70%), азот, диоксид углерода
ГОСТ 30319	Природный газ, метод GERG-91	0.1…12	-23…+66	Смесь газов: метан (не менее 70%), азот, диоксид углерода
ГОСТ 30319	Природный газ, метод AGA8-92DC	0.1…12	-23…+66	Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутан, азот, диоксид углерода, сероводород, гелий, кислород, нормальный и изопентан, н-гексан, нгептан, н-октан, водяной пар, аргон, моноксид углерода
ГСССД МР 107-98	Газовые смеси ШФЛУ	0,1…0,5	-33…+75	Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутаны, нормальный и изопентаны, нормальный гексан + высшие, азот, диоксид углерода, сероводород
ГСССД МР 113–03	Нефтяной газ	0. 1…15	-10…+226	Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутан, нормальный и изопентан, гексан, гептан, азот, диоксид углерода, сероводород, кислород, водяной пар
ГСССД МР 118-05	Умеренно-сжатые газовые смеси переменного состава	0.1…10	-73…+125	Смесь газов: метан, этан, пропан, нормальный и изобутан, нормальный и изопентан, гексан, азот, диоксид углерода, водород, кислород, аргон, оксид углерода, этилен, гелий-4, сероводород и аммиак
ГСССД МР 134-2007	Азот, аммиак, аргон, ацетилен, водород, кислород, диоксид углерода	0.1…10	-73…+150	Чистые газы (7 газов)
ГСССД МР 135-2007	Технически важные газы и смеси газов	0,1…5	-40…+60	Азот, воздух. Водородсодержащая смесь газов: водород (>90%), кислород, диоксид углерода Сероводородная смесь газов: сероводород (>70%), метан, этан, у/в с3 (пропан), нбутан, бутилен, азот, диоксид углерода, у/в с5 (н-пентан), у/в с6 (н-гексан), этилен, аммиак, водяной пар
ГСССД МР 136-2007	Газовые водородсодержащие смеси	0,1…30	-15…+250	Смесь газов: водород, метан, азот, аммиак, аргон

Кроме теплофизических параметров газа, для вычисления расхода необходимо определить объемный расход газа в рабочих условиях. Для этого в основном используются следующие первичные преобразователи (см. табл. 3).

Таблица 3

Преобразователь	Нормативный документ
Сужающие устройства	ГОСТ 8. 586-2005
Турбинные, ротационные и вихревые счетчики	ПР 50.2.019-2006
Осредняющие напорные трубки типа Аннубар	МИ 2667-2004
Другие преобразователи (ультразвуковые, струйные, анемометрические и т.д.)	Техдокументация

Документы [2] и [4] выпущены взамен документов [3] и [5] и введены в действие относительно недавно: 1.01.2007 и 1.07.2007 соответственно. В этих документах установлены новые требования к измерительному участку трубопровода, монтажу средств измерений, изменена методика определения погрешности узлов учета газа (далее УУГ). Основные отличия стандартов [2] и [3], касающиеся их практического применения в УУГ, следующие (см. табл. 4). Основные отличия [4] и [5] следующие (см. табл. 5). При проектировании УУГ необходимо выполнить расчет диапазона измерений расхода газа и погрешности измерения в этом диапазоне. Затем следует выбрать средства измерений, в частности вычислитель (корректор), которые обеспечивали бы получение в итоге расхода и количества газа, приведенного к стандартным условиям. При решении каждой из этих задач используются нормативные документы, указанные выше.

Таблица 4

Изменение	Результат изменения
Изменены требования к значениям в и Ве	Расширена область применения
Изменены формулы для расчета ряда коэффициентов	Изменение в измерении расхода в пределах ± 0,2 %
Введены требования к теплоизоляции измерительного трубопровода (ИТ)	Теплоизоляция участка ИТ до и после места установки термометра
Требования по шероховатости предъявляются к участку ИТ до диафрагмы на длине не менее 10^ и не менее 4^ после сужающего устройства (СУ)	Техдокументация
Новые требования к необходимым длинам прямых участков ИТ	Учитываются три местных сопротивления до СУ. В несколько раз ужесточились требования к местным сопротивлениям типа «группа колен»

Наше предприятие является разработчиком программного комплекса «ПРОМАВТОМАТИКА-СГ», предназначенного для выполнения расчетов УУГ, выполненных в соответствии с [4], и разработчиком вычислителя УВП-280, обеспечивающего, в частности, измерение расхода и количества природного газа различного состава (в т. ч. обычного метана, попутного влажного нефтяного газа, умеренно-сжатых газовых смесей, чистых газов и т. д.) в соответствии с [1]-[9]. Поэтому все проблемы, связанные с проектированием УУГ и вычислениями расхода и количества газа, нам близки, и мы пытаемся их решать в течение последних 15 лет.

Таблица 5

Изменение	Результат изменения
Расширен список типов счетчиков	Включены вихревые преобразователи расхода
Приведены формулы расчета энергосодержания газа и погрешности его измерения	Необходимо рассчитывать энергосодержание газа и погрешность его измерения
Уточнены алгоритмы расчета пределов погрешностей результатов измерений	Расчет пределов погрешностей результатов измерений необходимо выполнять при помощи программы
Уточнены требования к условиям измерений, составу узлов учета, монтажу счетчиков и средств измерений параметров газа	При реконструкции УУГ возможно существенное изменение его проекта
Изменена процедура обработки результатов измерений с учетом возможных вариантов компоновки УУГ	Возможно уточнение показаний корректора по количеству газа в конце месяца

Остановимся на этих проблемах. Первая группа проблем связана с несовершенством нормативной базы.
1.1 Диапазоны изменения давления и температуры природного газа, в которых возможно выполнение расчетов расхода и погрешностей УУГ, должны соответствовать требованиям стандарта [1] и документам Государственной службы стандартных справочных данных (ГСССД), а именно:
— минимальное абсолютное давление природно-го газа в рабочих условиях должно быть не менее 0,1 МПа;
минимальная температура природного газа в рабочих условиях должна быть:
— 23 °С для метана по [1];
— 10 °С для попутного нефтяного по [8].
Для некоторых реальных УУГ в нашей стране температура газа может быть ниже -23 °С и тем более -10 °С (для трубопроводов в холодных регионах), а абсолютное давление меньше 0,1 МПа (для УУГ с избыточным давлением 1…3 кПа и барометрическим давлением менее 740 мм рт. ст.). Как выполнять в этих случаях расчет расхода газа в стандартных условиях непонятно, т. к. рассчитать коэффициент сжимаемости в этом случае нельзя.
1.2 При измерении смеси газов, содержащей тяжелые углеводороды и водяной пар, в ГСССД отсутствуют алгоритмы определения фазового состояния этой смеси. В [9] такой алгоритм есть, но и он приближенный. Такие газовые смеси при отрицательных температурах легко переходят в двухфазное состояние, и в этом случае измерение расхода с определенным пределом погрешности становится невозможным. При этом факт перехода газа в двухфазное состояние установить по компонентному составу, давлению и температуре точно нельзя.
1.3 Для УУГ в соответствии с [4] расчет погрешности измерения расхода газа выполняется по формуле:
δ _{V c} = {δ²_V + δ²_в + ϑ²_Рδ²_Р + ϑ²_Tδ²_T + δ²_К}^0,5
По сравнению с аналогичной формулой предыдущей редакции в [5]
δ_V = {δ²²_V + ϑ²_Tδ²_T + ϑ²_рδ²_р}^0,5
формула в [4] составлена с учетом всех составляющих погрешностей, в частности, учитывается погрешность определения коэффициента сжимаемости 5к. Погрешность определения этого коэффициента в [4] и [5] рассчитывают по формуле:
δ_K = (δ²+δ²_uσ)^0,5
где δ — методическая погрешность расчета коэффициента сжимаемости, определяемая по табл. 1 части 2 [1]; δ_uσ — погрешность расчета коэффициента сжимаемости, связанная с погрешностью измерения исходных данных. Расчет значения погрешности δ_uσ для методов ОЕКО-91 мод. и NX19 мод. выполняется в соответствии с [4] по формуле (42):
δ_uσ = ϑ_рcδ_рc
В то же время в части 2 [1] расчет этой же погрешности выполняется по формуле (86):
δ_uσ = K ^-1((K _TTδ_T)² + (K_рpδ_р)² + (K_рсp_сδ_рс)² + (K_xax_aδ_xa)² + (K_xyx_yδ_xy)²)^0,5
Таким образом, в [4] учитывается только составляющая, связанная с погрешностью измерения плотности в стандартных условиях 5рс с соответствующим коэффициентом влияния (в фор-муле (86) части 2 [1] это третье слагаемое К_рс р_с δ_рс). При этом коэффициенты влияния плотности в стандартных условиях в документах [1] и [4] рассчитываются по разным формулам.
1.4 Еще одна проблема, связанная с нормативной базой, — это введение в действие с 01.01.2008 г. нового стандарта [6] на термометры (так теперь называются термопреобразователи сопротивления) взамен [7]. В новом ГОСТе, в частности, изменены НСХ медных термометров с температурным коэффициентом α = 1,428 и платиновых термометров с α = 0,391, исключены медные термометры с α = 1,426, изменены классификация допусков и значения этих допусков. Порядок введения нового стандарта [6] пока не конкретизирован, что порождает много вопросов при использовании термометров на УУГ. Можно ли устанавливать на коммерческих узлах учета термометры, изготовленные по требованиям [7]? Как рассчитывать погрешность термометра, изготовленного после 01.01.2008 г., в зависимости от класса допуска — по [6] или по [7]? Можно ли применять вычислители, сертифицированные на работу с термометрами по [7], с термометрами, изготовленными по [6]?
Вторая группа проблем связана с практическим выполнением проектных расчетов расхода и погрешностей измерения расхода.

2.1 Проверка прямых участков.
При использовании СУ по [2] серьезно ужесточились требования к прямым участкам ИТ. Многие существующие УУГ перестали соответствовать требованиям данного стандарта к расположению местных сопротивлений на измерительном участке трубопровода. Вариантов у владельцев УУГ в этом случае два: реконструкция трубопровода (как правило, либо дорогая, либо практически невозможная) или разработка методики выполнения измерений (МВИ). Основная проблема разработки такой МВИ заключается в определении конкретного значения дополнительной погрешности, связанной с несоответствием длин прямых участков измерительного трубопровода требованиям [2]. Так как нормативные документы, регламентирующие расчет такой погрешности, отсутствуют, то задача ее определения достаточна сложна. Даже получив значение этой погрешности какими-либо расчетными методами, определить затем ее достоверность практически невозможно.

2.2 Параметры, необходимые для расчета погрешности измерения расхода газа, либо отсутствуют в основной технической документации (ТД): описание типа, паспорт, руководство по эксплуатации, либо их невозможно использовать. Поясню на конкретных примерах.
Рассчитываем погрешность УУГ, выполненного по Правилам [4]. Эти Правила ( как, впрочем, и стандарт [2] ) требуют выполнять расчет погрешности измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, как сумму основной и дополнительной погрешностей. Дополнительная погрешность обусловлена наличием дополнительной погрешности датчика давления с изменением температуры окружающей среды относительно нормальных условий поверки этого датчика. В ТД на многие приборы параметр дополнительной погрешности датчика давления отсутствует. А не учитывать этот параметр при температуре воздуха в зоне эксплуатации, существенно отличающейся от нормальных условий эксплуатации датчика давления, нельзя.
Вот пример, который иллюстрирует этот факт. В состав УУГ входит датчик абсолютного давления с верхним пределом 1 МПа. Датчик имеет дополнительную погрешность 0,9 % на каждые 10 °С изменения температуры воздуха относительно 20 °С (значение реальное, взято для датчика «Метран-100»). Температура воздуха в зоне эксплуатации отличается от нормальных условий эксплуатации датчика давления на 30 °С. При этом предел погрешности измерения расхода газа равен 4,7 %. При обеспечении температуры воздуха в зоне эксплуатации, равной температуре нормальных условий эксплуатации датчика давления, предел погрешности измерения расхода газа составил 2,1 %.
Другой пример, который иллюстрирует невозможность использования в расчетах параметра, приведенного в описании типа средства измерений (СИ). Вот строка из описания типа корректора: «Предел допускаемой относительной погрешности при измерении температуры в диапазоне от -20 до +60 °С равен 0,1 %». В таком приборе при измерении температуры, близкой к 0 °С, погрешность стремится к бесконечности, что, конечно, не так. Еще пример, когда формально применить СИ, в данном случае корректор, нельзя. В паспорте на корректор написано следующее: «Коэффициент сжимаемости газа рассчитывается по одному из методов: AGA8, AGA NX19, AGA19 mod, S-GERG88».
В соответствии же с требованиями [2] и [4], «коэффициент сжимаемости газа К рассчитыва-ют по ГОСТ 30319.2. При этом допускается применять следующие методы расчета коэффициента сжимаемости:
— модифицированный метод NX19 мод.;
— модифицированное уравнение состояния GERG-91 мод.;
— уравнение состояния AGA8-92DC;
— уравнение состояния ВНИЦ СМВ;
2.3 В [4] впервые появилось требование перерасчета показаний корректора в случае принятия плотности газа при стандартных условиях и барометрического давления за условно-постоянные величины. Такой перерасчет связан с тем, что при вводе вручную значений плотности газа при стандартных условиях или барометрического давления эти значения вводятся в корректор с опозданием, как правило, на сутки, а не в режиме реального времени. Проблема перерасчета по изменению плотности для большинства УУГ неактуальна. Это связано с тем, что на большинстве УУГ изменение плотности газа находится в пределах не более 0,01 кг/м3, что составляет примерно 2 %. Для такого изменения плотности газа при давлениях до 1 МПа в соответствии с [4] перерасчет не требуется.

А вот при использовании в составе УУГ датчика избыточного давления и вводе ежедневно вручную барометрического давления перерасчет может потребоваться. Например, при абсолютном давлении газа, равном 0,4 МПа, перерасчет придется проводить при изменении барометрического давления всего на 3 мм рт. ст. Выполнение таких перерасчетов вручную достаточно трудоемко, т. к. для месячного отчета надо сделать 60 (30 по плотности плюс 30 по барометрическому давлению) проверок и возможных перерасчетов по формулам ПР. Для автоматизации процесса необходима дополнительная поддержка со стороны корректоров (вычислителей) или программы верхнего уровня. В заключение хочу сказать, что для решения обозначенных проблем и облегчения работы по проектированию и проверке УУГ надо поработать всем: и разработчикам СИ, и Федерального агентству по техническому регулированию и метрологии в лице его институтов и метрологических центров.

Список литературы
1. ГОСТ 30319.(0-3)-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств.
2. ГОСТ 8.586.(1-5)-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств.
3. ГОСТ 8.563.(1-3)-97 Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления.
4. ПР 50.2.019-2006 ГСИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков.
5. ПР 50.2.019-96 ГСИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных и ротационных счетчиков.
6. ГОСТ Р 8.625-2006 Термометры сопротивления из платины, меди никеля. Общие технические требования и методы испытаний.
7. ГОСТ 6651-94 Термопреобразователи сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний.
8. ГСССД МР 113-03 Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263. ..500 К при давлениях до 15 МПа.
9. ГСССД МР 118-05 Расчет плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости умеренносжатых газовых смесей.

Владимир Павлович Горский,
зам. директора, ООО «СКБ «Промавтоматика»,
г. Зеленоград,
e-mail: [email protected]

Betriebsanleitung

%PDF-1.4 % 1 0 объект >>> эндообъект 2 0 объект >поток 2022-03-31T08:29:53+02:002022-03-31T08:14:13Z2022-03-31T08:29:53+02:00FrameMaker 2019.0.8uuid:410e734c-70ee-4d7a-a3ca-30c128c252c-296feu1b4b:5 -43ec-92ce-e6aff47a5e4fapplication/pdf

SICK AG

Инструкция по эксплуатации

Betriebsanleitung

© ЗИК АГ. Все права защищены. Версия X.X (ГГГГ-ММ) Truehttp://www.sick.comBetriebsanleitung, Bedienungsanleitung, Anwendung, Installation, Bedienung, Wartung, InstandhaltungAdobe PDF Library 15. 0 конечный поток эндообъект 14 0 объект > эндообъект 15 0 объект > эндообъект 16 0 объект > эндообъект 3 0 объект > эндообъект 20 0 объект > эндообъект 21 0 объект > эндообъект 27 0 объект > эндообъект 28 0 объект > эндообъект 290 объект > эндообъект 30 0 объект > эндообъект 31 0 объект > эндообъект 52 0 объект >/ProcSet[/PDF/Text/ImageC]/XObject>>>/TrimBox[0,0 0,0 595,275 841,89]/Тип/Страница>> эндообъект 53 0 объект >/Шрифт>/ProcSet[/PDF/Text/ImageC]/XObject>>>/TrimBox[0,0 0,0 595,275 841,89]/Тип/Страница>> эндообъект 54 0 объект >/ProcSet[/PDF/Text/ImageC]/XObject>>>/TrimBox[0,0 0,0 595,275 841,89]/Тип/Страница>> эндообъект 55 0 объект >/Шрифт>/ProcSet[/PDF/Text/ImageC]/XObject>>>/TrimBox[0. 0 0.0 595,275 841,89]/Тип/Страница>> эндообъект 56 0 объект >/ProcSet[/PDF/Text/ImageC]/XObject>>>/TrimBox[0,0 0,0 595,275 841,89]/Тип/Страница>> эндообъект 57 0 объект >/ProcSet[/PDF/Text/ImageC]/XObject>>>/TrimBox[0,0 0,0 595,275 841,89]/Тип/Страница>> эндообъект 58 0 объект >/Шрифт>/ProcSet[/PDF/Text]/Свойства>>>/TrimBox[0,0 0,0 595,275 841,89]/Тип/Страница>> эндообъект 59 0 объект >/Шрифт>/ProcSet[/PDF/Text]/Properties>>>/TrimBox[0.0 0.0 595,275 841,89]/Тип/Страница>> эндообъект 60 0 объект >/ExtGState>/Font>/ProcSet[/PDF/Text]/Свойства>>>/TrimBox[0.0 0.0 595,275 841,89]/Тип/Страница>> эндообъект 93 0 объект >поток HWn8}WQZ@ «Lt\_vCcp; —73t|VLb]BdXsN|q}{~\=?w%%Vr&vJjMJVO]\wO7ґbkJ ҵj)yPgRJjMkӶZrQ+R,%Iٗ6XG>A/4f8R +O|C 4ƀPqp ?%\V8?#km1|G)%(U5,҄Y2wjuh_C_vnuL7`ae8[i8ț5舷F:C554gqy;S

Сертифицированные высокоточные вычислители потока SpiritIT серии Flow-X — HMI

1. Главная
2. Продукция
3. Сертифицированные высокоточные вычислители расхода SpiritIT серии Flow-X

• Описание
• Документация

Описание

Серия вычислителей расхода SpiritIT Flow-X представляет собой мощную и универсальную платформу автоматизации, специально разработанную для коммерческого учета жидкостей и газов. Он предлагает различные корпуса для установки на панели и в полевых условиях.

Аппаратное и программное обеспечение сертифицировано в соответствии с самыми строгими требованиями законодательной метрологии, гарантируя, что данные электронного измерения расхода (EFM) являются точными, безопасными и отслеживаемыми.

Преимущества:

Самый точный в мире расчет расхода

Достоверные учетные данные с помощью сертифицированного специального устройства

Единый вычислитель расхода для безопасной и взрывоопасной зоны

Защита инвестиций с помощью современного перспективного устройства АББ . По состоянию на январь 2021 года Flow-X/M, X/S и X/K сертифицированы для C1D2 и ATEX/IECEx, зона 2, с широким диапазоном рабочих температур от -40°C до 75°C (-40°F). до 167°F) при 5% до 9влажность 5%. Это делает Flow-X единственным сертифицированным высокоточным вычислителем расхода, который можно использовать как в диспетчерской, так и в полевых условиях, обеспечивая единое экономичное решение для всех приложений коммерческого учета. Коммерческий учет также известен как фискальный учет или учет роялти.

Модуль Flow-X/M является строительным блоком для всех компьютерных продуктов и корпусов SpiritIT Flow. Каждый модуль имеет порты ввода-вывода и связи для подключения любой системы измерения расхода газа или жидкости, включая высокоточные входы 4-20 мА, двойные импульсные входы и поверку двойной хронометрии. Устройство настраивается и управляется с сенсорного экрана или веб-браузера по защищенному каналу HTTPS.

Стандартное прикладное программное обеспечение, доступное как в метрических единицах, так и в единицах измерения США, обеспечивает комплексные и настраиваемые функции измерения и управления, устраняя необходимость программирования для большинства установок. Практически неограниченная индивидуальная настройка возможна с помощью бесплатного программного обеспечения Flow-Xpress.

Flow-X может управлять расходом, запорными клапанами, системами отбора проб, системами проверки качества, многопродуктовыми трубопроводами (дозирование), стеллажами LACT и системами загрузки и выгрузки жидкости, что устраняет необходимость в дополнительном ПЛК или пробоотборнике контроллер.

Flow-X легко интегрируется с программным обеспечением ABB SpiritIT для контроля измерений и управления данными измерений. Ввод/вывод на модуль Flow-X/M

Каждый модуль имеет:

6 аналоговых входов
4 входа HART*
2 температурных входа PT100
4 аналоговых выхода
16 цифровых входов/выходов
2 последовательных порта (RS-232 / RS-485)**
2 Ethernet (RJ45)
Каждый из 16 цифровых каналов ввода/вывода может быть назначен:

4 импульсных входа (одинарный/двойной)
4 входа периода времени (плотность)
4 входа детектора прувера
16 входов состояния
16 выходов состояния
4 импульсных выхода
1 выход шины прувера
* Аналоговые входы с 1 по 4 поддерживают HART
** Всего Flow-X/C имеет 3 порта RS232/RS485. Flow-X/P имеет 2 дополнительных порта RS485/RS232 и 1 порт RS232. Добавить 1:2007 и Добавить 2:2019, Таблицы 5,6,23,24,53,54,59 и 60, Таблицы A,B,C,D
API 11.2.1, API 11.2.1M, API 11.2.2 , API 11. 2.2M
API 11.2.4 LPG/NGL Table E
API 11.3.2.1 Этилен (API-2565)API 11.3.2.2 Пропилен
API 11.4.1 Вода
API 2540 5,6,23,24,53,54 таблицы 5,6,23,24,53, 54
ASTM D1550 Бутадиен
ASTM D4311 Асфальт
ГОСТ 8.595
ГПА ТР15, ГПА ТР25, ГПА ТР27
IAPWS-IF97 (вода)
IUPAC Этилен
3 ISO 2) , ISO 91-2 (IP3)
NIST 1045 Этилен, NIST CO2
OIML R22 Этанол/спирт
R 50.2.040, R 50.2.076
STO 5.9 B1, B2, B3

Свойства газа

AGA 5, AGA 8 Часть 1 (AGA8:1994), AGA 8 Часть 2 (GERG-2008), AGA 10
AGA NX19-Mod
GERG-2008
GPA 2145, GPA 2172

ГОСТ Детали 1, 2 и 3, ГОСТ 31369, ГОСТ Р 8.662
GSSSD MR113
IAPWS-IF97 (пар)
ISO 5167, ISO 6976, ISO 12213 части 2 и 3, ISO 20765 части 1 и 2
MI 3213
S-0GERG90 S-0090 S-0090 S-0053

Расчет расхода

AGA3, AGA7, AGA9, AGA11
ГОСТ 8.586.2, ГОСТ 8.611, ГОСТ 8.740
ISO 5167-1, 2, 3 и 4, ISO/TR15377
MI 3213
STO 5. 2
V-конус
Влажный газ (De Leeuw, Reader-Harris)

Отчетность и аудит

AGA 13
API 12.2.1, API 12.2.2, API 12.2.1, API 2 21.2

Опасная зона

(только для FlowX/M, X/S и X/K)

Класс I, Раздел 2, Группы A, B, C и D, T4
Класс I, Зона 2, Группа IIC, T4
IECEx Ex ec IIC Gc
ATEX II 3 G Ex ec IIC Gc

Директивы ЕС

2014/32/EU Директива по измерительным приборам (MID)
2014/30/EU Директива по электромагнитной совместимости
2012/19/EU Директива WEEE (WEEE 2)
2011/65/EU RoHS

UL / CSA

CAN/CSA C22.2 № 61010-1
101/UL 61010-1
101/UL -1

Электротехнические и метрологические стандарты

EN12405-1
IEC 60068-2-1
IEC 60068-2-2
IEC 60068-2-3
IEC 60068-2-31
IEC 20056 8 60654-2
МЭК 61000-4-2
МЭК 61000-4-3
МЭК 61000-4-4
МЭК 61000-4-5
МЭК 61000-4-6
МЭК 61000-4-8
МЭК 61000-4-17
МЭК 61000-4-29
МЭК 61000-6-2
МЭК 61000-6-4
МЭК 63000
OIML R117-1 WELMEC
, 2.