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]

Компьютеры расхода | Высокая точность | Производитель — Расширяемые компьютеры потока | Производитель | Поставщик

Обзор

По состоянию на январь 2021 г. 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°C). °F до 167°F) при влажности от 5% до 95%. 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 скоростью потока, блокирующими 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 контроллере пробоотборника .

Flow-X легко интегрируется с программным обеспечением ABB SpiritIT для контроля измерений и управления данными измерений.

Данные

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

 

Стандарты и расчеты

Свойства жидкости

• API 11.1:2004 вкл. 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 Таблица 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
• Исторические таблицы API 1952 года 5, 6, 23, 24, 53, 54
• ASTM D1550 Бутадиен
• ASTM D4311 Асфальт
• ГОСТ 8.595
• ГПД TP15, ГПД TP25, ГПД TP27
• IAPWS-IF97 (вода)
• ИЮПАК Этилен
• ИСО 91-1 (IP2), ИСО 91-2 (IP3)
• NIST 1045 Этилен, NIST CO2
• OIML R22 Этанол/спирт
• Р 50.2.040, Р 50.2.076
• СТО 5. 9 В1, В2, В3

Свойства газа

• AGA 5, AGA 8 Часть 1 (AGA8:1994), AGA 8 Часть 2 (GERG-2008), AGA 10
• AGA NX19-Mod
• ГЭРГ-2008
• ГПД 2145, ГПД 2172
• ГОСТ 30319 Части 1, 2 и 3, ГОСТ 31369, ГОСТ Р 8.662
• ГСССД MR113
• IAPWS-IF97 (пар)
• ISO 5167, ISO 6976, ISO 12213 части 2 и 3, ISO 20765 части 1 и 2
• МИ 3213
• С-ГЕРГ

Расчет расхода

• AGA3, AGA7, AGA9, AGA11
• ГОСТ 8.586.2, ГОСТ 8.611, ГОСТ 8.740
• ИСО 5167-1, 2, 3 и 4, ИСО/ТР15377
• МИ 3213
• СТО 5.2
• V-конус
• Влажный газ (De Leeuw, Reader-Harris)

Отчетность и аудит

• AGA 13
• API 12.2.1, API 12.2.2, API 12.2.3, API 21. 1, API 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/ЕС RoHS

UL / CSA

• CAN/CSA C22.2 № 61010-1
• АНСИ/УЛ 61010-1

Электротехнические и метрологические стандарты

• EN12405-1
• МЭК 60068-2-1
• МЭК 60068-2-2
• МЭК 60068-2-3
• МЭК 60068-2-31
• МЭК 60068-2-36
• МЭК 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
• МОЗМ Р117-1
• ВЕЛМЕК 7. 2, 8.3, 8.8

Скачать

Загрузка документов

Сервис

Сертифицированные высокоточные вычислители расхода серии SpiritIT Flow-X — ЧМИ

1. Домашняя
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, что гарантирует точность, безопасность и отслеживаемость данных электронного измерения расхода (EFM).

Преимущества:

Самый точный в мире расчет расхода

Достоверные учетные данные с помощью сертифицированного специального устройства

Единый вычислитель расхода для безопасных и опасных зон

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 влажности от 5% до 95%. 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 скоростью потока, 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 и управления измерительными данными. Ввод/вывод на модуль Flow-X/M

Каждый модуль обеспечивает:

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 a :

4 импульсных входа (один/два)
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 поддерживаются HART
** Flow-X/C имеет всего 3 порта RS232/RS485. Flow-X/P имеет 2 дополнительных порта RS485/RS232 и 1 порт RS232

 

Стандарты и расчеты

Свойства жидкости

API 11.1 :2004 вкл. 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
Исторические таблицы API за 1952 год 5, 6, 23, 24, 53, 54
ASTM D1550 Бутадиен
ASTM D4311 Асфальт
ГОСТ 8.595
GPA TP15, GPA TP25, GPA TP27
IAPWS-IF97 (вода)
IUPAC Этилен
ISO 91-1 (IP2), ISO 91-2 (IP3)
NIST 1045 Этилен, NIST CO2
Eolthan/OIML R2 Спирт
Р 50.2.040, Р 50.2.076
СТО 5.9 В1, В2, В3

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 30319 Части 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-GERG

Расчет расхода

AGA3, AGA7, AGA9, AGA18.6 ГОСТ 908.57 , ГОСТ 8.611, ГОСТ 8.740
ISO 5167-1, 2, 3 и 4, ISO/TR15377
MI 3213
STO 5.2
V-cone
Влажный газ (De Leeuw, Reader-Harris)

020002 Отчетность и аудит 005 90 13
API 12.2.1 , API 12.2.2, API 12.2.3, API 21.1, API 21.2

Опасная зона

(применимо только к 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 об электромагнитной совместимости
2012/19/EU Директива WEEE (WEEE 2)
2011/65/EU RoHS

UL / CSA

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

Электротехнические и метрологические стандарты

EN12405-1
МЭК 60068-2-1
МЭК 60068-2-2
МЭК 60068-2-3
МЭК 60068-2-31
МЭК 60068-2-36
60017 МЭК 606510-2 -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 61000-4-4-4 29
МЭК 61000-6-2
МЭК 61000-6-4
МЭК 63000
OIML R117-1
WELMEC 7.