Номер по Госреестру СИ: 62301-15
62301-15 Счетчики газа
(КТМ600 РУС)
Назначение средства измерений:
Счетчики газа КТМ600 РУС предназначены для измерений и вычислений объёмного расхода, объёма газа при рабочих и стандартных условиях, массового расхода различных неагрессивных и агрессивных газов и пара, в том числе природного, влажного, попутного нефтяного и факельных газов в однофазной области параметров.
Внешний вид.
Счетчики газа
Рисунок № 1
Внешний вид.
Счетчики газа
Рисунок № 2
Внешний вид.
Счетчики газа
Рисунок № 3
Внешний вид.
Счетчики газа
Рисунок № 4
Внешний вид.
Счетчики газа
Рисунок № 5
Программное обеспечение
Алгоритмы вычислений счетчиков базируются на программном обеспечении электронного блока и предназначены для следующих задач:
-
- приведения измеренного объемного расхода и объема газа в рабочих условиях в
объемный расход и объем газа при стандартных условиях, вычисление массового расхода и массы газа;
-
- вычисления теплофизических свойств газа.
-
- формирование и хранение энергонезависимых архивов событий, измеренных и вычисленных значений (состав и глубина архивов гибко настраиваемые);
-
- сигнализацию отказов и превышения установленных пределов измерений подключенных внешних датчиков;
-
- передачу информации по имеющимся интерфейсам связи, в том числе с выводом на принтер;
-
- периодическое введение и регистрацию значений условно-постоянных величин;
-
- защиту от несанкционированного доступа к параметризации и архивам.
Доступ к счетчику может осуществляться с помощью конфигурационного программного обеспечения MEPAFLOW600 СВМ, которое состоит из набора программ редактирования. MEPAFLOW600 СВМ предназначено для конфигурирования, параметризации и диагностики счетчика. Содержит процедурные модули, предназначенные для проведения проверки технического состояния счетчика и его поверки, такие как CBM (модуль автоматического сбора и обработки диагностических данных счетчика), калькулятор скорости звука в среде и другие модули.
Набор программ MEPAFLOW600 СВМ защищен многоуровневой системой защиты, которая предоставляет доступ только уполномоченным пользователям и одновременно определяет, какие из данных пользователь может вводить или изменять. При изменении конфигурации счетчика, настройки системы защиты, в том числе уровни доступа пользователей, задают вход по паролю через пользовательские интерфейсы.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Firmware |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.6.60 |
Цифровой идентификатор (CRC16) |
0x7D0E hex |
Примечание - 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 области кода, 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 в соответствии с Р 50.2.077-2014 - высокий.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосят на титульный лист руководства по эксплуатации методом компьютерной графики в верхнем левом углу, на боковую панель счетчика в центре методом наклейки.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийизложены в «Счётчики «КТМ600 РУС» Руководство по эксплуатации».
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам газа КТМ 600 РУС
-
1. ГОСТ Р 8.618 - 2014 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа
-
2. ГОСТ 30319.(0-3)-96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств»
-
3. ГОСТ 8.611-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и количество газа. Методика (метод) измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода»
-
4. ГОСТ Р 8.733 - 2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
-
5. 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»
-
6. ТУ 4213-002-20642404-2014. Счётчики «КТМ600 РУС» технические условия.
Поверка
Поверкаосуществляется в соответствии с документом МП 0302-13-2015 «Инструкция. ГСИ. Счётчики газа КТМ600 РУС. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИР» 1 июля 2015г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
-
- установка поверочная расходоизмерительная, поверочная среда: природный газ, диапазон задаваемого объемного расхода должен соответствовать рабочему диапазону поверяемого счетчика, с пределом основной относительной погрешности ±0,23% (или средним квадратическим отклонением результатов измерений не более 0,05% при 11 независимых измерениях, и неисключенной систематической погрешности не превышающей 0,1%);
-
- установка поверочная расходоизмерительная, поверочная среда: воздух, диапазон задаваемого объемного расхода должен соответствовать рабочему диапазону поверяемого счетчика, с пределом основной относительной погрешности ±0,3%;
- секундомер электронный с таймерным выходом СТЦ -2м, диапазон измерения и отработки интервалов времени от 0,01 до 9999,99 с, пределы погрешности измерения интервалов Т времени ±(1540-6Т+0,01);
-
- частотомер Ч3-63, диапазон измеряемых частот от 0,01 Гц до 20 МГц;
-
- термометр сопротивления типа ТСП, пределы измерений от минус 20 °C до 70 °C,
пределы допускаемой погрешности ±0,1%;
-
- манометр эталонный МО с верхним пределом, соответствующим максимальному рабочему давлению конкретного исполнения счетчика, класс точности 0,16.
Изготовитель
ООО «КТМ-Сервис»Адрес: РФ, 443052, г. Самара, Ул. Земеца 26б, комната 112
ИНН 6312129681
Тел./факс (846) 202-00-65; e-mail: info@ktkprom.com www.ktkprom.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)Адрес: 420088, г.Казань, ул. 2-я Азинская, 7а
Тел. (843) 272-70-62, факс. (843) 272-0032; E-mail: vniirpr@bk.ru http://www.vniir.org
Принцип измерения счетчиков газа КТМ600 РУС (далее - счетчики) основан на измерении разности времени прохождения ультразвуковых импульсов. На обеих сторонах трубопровода под определенным углом к потоку устанавливаются приемопередающие блоки. Приемопередающие блоки имеют пьезоэлектрические преобразователи ультразвука, работающие попеременно как приемник и передатчик. Звуковые импульсы посылаются под углом к направлению газового потока. В зависимости от угла и скорости газового потока в результате эффектов вовлечения в движение и торможения наблюдается различное время распространения для определенного направления звуковых импульсов. Разница во времени распространения звуковых импульсов тем значительнее, чем больше скорость газового потока и чем меньше угол к направлению движения потока. Скорость газового потока складывается из разницы двух значений времени распространения независимо от значения скорости ультразвука. Изменения скорости звука в результате колебаний давления или температуры при данном методе измерения не оказывают влияния на рассчитанное значение скорости газового потока.
В зависимости от модели, для более точного определения объема и расхода газа в счетчике может быть установлено до восьми пар ультразвуковых приемопередатчиков, которые передают сигнал без его отражения от внутренней стенки корпуса счетчика. Пары приемопередатчиков стандартно располагаются в одной плоскости параллельно друг другу; в специальных исполнениях - в двух пересекающихся плоскостях.
Конструктивно стандартная модификация счетчика состоит из корпуса, с установленными в нем ультразвуковыми приемопередатчиками (электроакустическими преобразователями), и одного Устройства Обработки Сигналов (УОС), который закреплен с наружной стороны корпуса. Электронный блок может разворачиваться вокруг своей оси на угол до 330 градусов. Электронный блок может быть оснащен встроенным вычислителем расхода. В состав электронного блока входит жидкокристаллический дисплей, на котором могут отображаться результаты измерений и сообщения системы самодиагностики; результаты вычислений, данные архива, показания внешних датчиков - в модификации со встроенным вычислителем.
Модификация КТМ600 РУС Квадро - в один стандартный корпус встроено два идентичных независимых счетчика, каждый из которых оснащен четырьмя парами приемопередатчиков и собственным электронным блоком. Данная система позволяет осуществлять полное дублирование результатов измерений одним прибором.
Модификация счетчика со встроенным в электронный блок вычислителем расхода дополнительно обеспечивает вычисление объемного расхода и объема газа при стандартных условиях, массового расхода и массы газа. Вычисление теплофизических свойств газовых смесей различного состава, осуществляется по специальным методикам, утвержденным и аттестованным в установленном порядке.
Все изменения конфигурируемых параметров или архивов автоматически протоколируются.
Счетчик присоединяется к трубопроводу с помощью фланцев, выполненных по стандартам ГОСТ, ANSI, DIN или специального исполнения (в зависимости от заказа).
В счетчиках предусмотрена автоматическая самодиагностика и проверка нулевых и контрольных значений измеряемых величин.
В счетчиках предусмотрена возможность измерения расхода газа как в прямом, так и в обратном направлениях (в реверсивном режиме).
В счетчиках предусмотрен набор устройств ввода / вывода :
-
- аналоговый выход - активный/пассивный, оптически изолированный 4-20 мА; максимальная нагрузка 250 Ом;
-
- цифровые выходы - пассивные, оптически изолированные типа открытый коллектор или NAMUR;
-
- один или два интерфейса RS-485 (в зависимости от модификации);
-
- протокол шины - Modbus ASCII/ RTU, HART;
-
- Ethernet TCP/IP (через дополнительный модуль)
-
- для модификаций со встроенным в электронный блок вычислителем расхода, предусмотрен ввод в автоматическом режиме значений с датчиков температуры и давления - по протоколу HART; с других датчиков параметров газа (хроматограф, плотномер и т.д.) - по протоколу Modbus.
Рисунок 1 - Внешний вид счетчика (в стандартной модификации)
Ян/, rr я паршивя старина
LJ
Вмдсперсдх
Рисунок 2 - Схема пломбирования (места нанесения знака поверки);
1 - Предохранительный хомут, 2 - Пломбирующая наклейка,
3 - Места для пломб для крышки передней части и задней части,
4 - Винт с крестообразным сверлением головки М4
Таблица 2 -
Диапазон измерений расхода газаХ), м3/ч |
от 4 до 130000 | |
Диапазон температуры измеряемого газа, °С |
от минус 60 до плюс 280 | |
Диапазон давления измеряемого газа, МПа |
от атмосферного до 45 | |
Диапазон скорости потока измеряемого газа, м/с |
от 0 до 65 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа при рабочих условиях, для комбинации пар приемопередатчиков расположенных в одной плоскости: |
Диапазон расхода | |
Qmin < Q < Qt2) |
Qt2) < Q < Qmax | |
- при 1 паре ультразвуковых приемопередатчиков, % |
± 1,03) , ± 2,04, 5), ± 3,06) |
± 0,73), ±1,54’5), ± 2,06) |
- при 2 парах ультразвуковых приемопередатчиков, % |
± 0,73), ±1,04’5), ± 1,56) |
± 0,53), ± 0,74, 5), ± 1,06) |
- при 4 парах ультразвуковых приемопередатчиков, % |
± 0,53), ± 0,74, 5), ± 1,06) |
± 0,33), ±0,54’5), ± 0,76) |
Пределы допускаемой относительной погрешности счетчика при вычислении массового расхода, объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям,7-* % |
±0,01 |
Продолжение таблицы 2
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения времени, % |
±0,01 |
Напряжение питания постоянного тока, В |
от 12 до 28,8 |
Потребляемая мощность, не более, Вт |
1 |
Диапазон температуры окружающей среды, °С |
от минус 40 до плюс 60 |
Максимальная относительная влажность окружающей среды, % |
95 |
Атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106,7 |
Габаритные размеры (в зависимости от типоразмера и типа марки стали корпуса) длина, мм высота, мм ширина (диаметр фланца), мм |
от 150 до 2800 от 335 до 1785 от 150 до 1785 |
Масса, кг |
от 10 до 12100 |
Средний срок службы, лет, не менее |
15 |
Номинальный диаметр, DN |
от 50 до 1400 |
Примечания:
|
Таблица 3 - Диапазоны расходов газа при измерении объемного расхода газа в рабочих условия
Номинальный диаметр |
3 Объемный расход в рабочих условиях м /ч |
Максимальная скорость газа, м/с | ||
DN |
Qмин |
Qt |
Qмакс |
Умакс |
50 |
4 |
13 |
400 |
65 |
80 |
8 |
32 |
1000 |
65 |
100 |
13 |
50 |
1600 |
60 |
150 |
20 |
80 |
3000 |
50 |
200 |
32 |
130 |
4500 |
45 |
250 |
50 |
240 |
7000 |
40 |
Продолжение таблицы 3
Номинальный диаметр |
3 Объемный расход в рабочих условиях м /ч |
Максимальная скорость газа, м/с | ||
DN |
QMUH |
Qt |
QMakc |
Vm;ikc |
300 |
65 |
375 |
8000 |
33 |
350 |
80 |
375 |
10000 |
33 |
400 |
120 |
600 |
14000 |
33 |
450 |
130 |
650 |
17000 |
33 |
500 |
200 |
975 |
20000 |
33 |
600 |
320 |
1500 |
32000 |
33 |
700 |
400 |
2000 |
40000 |
30 |
750 |
400 |
2000 |
45000 |
30 |
800 |
400 |
2400 |
50000 |
30 |
900 |
650 |
3750 |
66000 |
30 |
1000 |
650 |
5000 |
80000 |
30 |
1050 |
1300 |
6000 |
85000 |
30 |
1100 |
1400 |
6500 |
90000 |
28 |
1200 |
1600 |
7000 |
100000 |
27 |
1300 |
2000 |
7300 |
110000 |
26 |
1400 |
2300 |
8600 |
130000 |
25 |