Принцип действия системы измерений основан на использовании косвенного метода динамических измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по результатам измерений при рабочих условиях объемного расхода, температуры и давления газа.

Выходные сигналы ультразвукового преобразователя расхода, а также измерительных преобразователей давления и температуры газа поступают в контроллер измерительный (далее - вычислитель) в реальном масштабе времени. По полученным измерительным сигналам вычислитель по заложенному в нем программному обеспечению производит вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.

Система измерений представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства. Монтаж и наладка системы измерений осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы измерений и эксплуатационными документами ее компонентов.

Состав и технологическая схема системы измерений обеспечивает выполнение следующих функций:

• - измерение в автоматическом режиме и индикацию мгновенных значений расхода газа через каждую измерительную линию (далее - ИЛ) и систему измерений в целом;

• - приведение измеренных значений расхода газа к стандартным условиям;

• - приведение объема газа к стандартным условиям;

• - измерение в автоматическом режиме и индикацию мгновенных значений давления, температуры газа по каждой ИЛ;

• - автоматическую сигнализацию предельных значений расхода, температуры, давления газа в каждой ИЛ;

• - автоматическое измерение (периодичность от 5 до 60 минут) и индикацию компонентного состава, вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания и числа Воббе газа по результатам измерения компонентного состава;

• - автоматический контроль достоверности данных хроматографа;

• - автоматическая сигнализация предельных значений компонентного состава газа;

• - автоматическое усреднение результатов анализов компонентного состава газа (от 3 до 50 значений);

• - определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема за отдельные периоды (2 часа, смену, сутки);

• - архивирование и хранение данных анализа компонентного состава газа (текущие и усредненные значения за месяц);

Лист № 2 Всего листов 6

- возможность ввода в вычислители данных компонентного состава, определенных химико-аналитической лабораторией;

- автоматическое измерение и индикацию влажности газа в единицах ppm и г/м³ (в диапазоне влажности газа 0,1.100 ppm),

• - индикацию температуры точки росы по влаге в рабочих условиях и приведенной к контрактному давлению;

• - автоматическое измерение, индикацию температуры точки росы по углеводородам (в диапазоне минус 40 .. .0°С);

• - визуальный контроль температуры и давления газа на измерительных линиях;

• - ручной отбор пробы газа из выходного коллектора;

• - дистанционный контроль и управление электроприводной запорной арматурой системы измерений, в том числе переключение рабочей измерительной линии на резервную;

• - контроль и сигнализацию протечек на дренажных и факельных линиях;

• - автоматический контроль и светозвуковую сигнализацию наличия пожара в блок-боксе блока измерительных линий (далее - БИЛ) и блока измерений качества (далее -БИК) (включение светозвуковой сигнализации снаружи блок-бокса и на операторской станции системы измерений);

• - автоматический контроль и светозвуковую сигнализацию 20% и 50% НКПР в блок-боксе БИЛ и БИК (включение светозвуковой сигнализации снаружи блок-бокса и на операторской станции системы измерений);

• - автоматическое регулирование температуры в блок-боксе. При этом должна быть предусмотрена передача следующих сигналов на операторскую станцию: о включенном состоянии системы электрообогрева блок-бокса, о снижении температуры воздуха в блок-боксе ниже 0 °С.

• - защиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;

• - хранение и отображение на операторской станции измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

• - сохранение накопленных данных и значений коэффициентов, параметров, вводимых вручную, при отсутствии питания более 2-х часов при авариях в системе;

• - возможность передачи данных с операторской станции на верхний уровень (интерфейс RS-485 по протоколу Modbus, интерфейс Ethernet);

• - ведение и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов), журнала оператора, актов приема-сдачи газа;

• - регистрацию и хранение всех текущих значений аналоговых и дискретных переменных ввода/вывода в течение 12 месяцев.

Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода, температуры, давления, устройства обработки информации и вспомогательных компонентов, в состав которых входят следующие средства измерений: счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 (Госреестр № 36876-08), преобразователь давления измерительный Cerebar S PMP 71 (Госреестр № 41560-09), преобразователь измерительный TMT 182 (Госреестр № 39840-08), термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (Госреестр № 26239-06), контроллер измерительный FloBoss S600 (Госреестр № 38623-08), анализатор влажности модели 3050-OLV (Госреестр № 35147-07), анализатор температуры точки росы углеводородов модель 241 модификации 241CE (Госреестр № 20443-06), хроматограф газовый промышленный MicroSAM (Госреестр № 44122-10), вычислитель расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (Госре-естр № 43506-09), контроллер измерительно-вычислительный и управляющий STARDOM

Лист № 3

Всего листов 6 (Госреестр № 27611-09), термометр биметаллический ТМ серии 55 (Госреестр № 1515108), манометр для точных измерений МПТИ (Госреестр № 26803-06).

Алгоритмы проведения вычислений системой измерений базируются на программном обеспечении контроллера измерительного FloBoss S600 и вычислителя расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов АКОНТ и предназначены для:

- измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных значений объема и расхода газа при рабочей температуре и давлении и приведенных к стандартным условиям через каждую ИЛ и систему измерений в целом;

- приведения измеренного объема газа к стандартным условиям измерения;

- определения суммарного объема перекачиваемого газа через систему измерений в единицах объема за отдельные периоды (2 часа, смену, сутки);

- измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных значений давления газа на каждой ИЛ;

- измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных значений температуры газа на каждой ИЛ;

- автоматического измерения (периодичность от 5 до 60 минут), вычисления и индикации компонентного состава, вычисления и индикации плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания (высшей и низшей) и числа Воббе (высшего, низшего) газа по результатам измерения компонентного состава;

- автоматической сигнализации предельных значений компонентного состава газа;

- автоматического усреднения результатов анализов компонентного состава газа (от 3 до 24 значений);

- архивирования и хранения данных анализа компонентного состава газа (текущие и усредненные значения за месяц);

- автоматического измерения, вычисления и индикации температур точек росы по влаге и углеводородам, влажности газа;

- визуального контроля температуры и давления газа по месту;

- ручного отбора пробы газа из рабочей и резервной ИЛ;

- дистанционного контроля и управления электроприводной запорной арматурой системы измерений, в том числе переключение рабочей ИЛ на резервную;

- автоматического контроля загазованности и светозвуковой сигнализации 20% и 50% НКПР в блок-боксе системы измерений;

- автоматического пожарообнаружения и светозвуковой сигнализации пожара в блок-боксе системы измерений;

- защиты системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;

- хранения и отображения на операторской станции измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

- формирования отчетов согласованной формы на бумажном носителе .

Программное обеспечение (далее - ПО) системы измерений обеспечивает реализацию функций системы измерений. ПО системы измерений разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы измерений. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и

Лист № 4 Всего листов 6 подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами.

Защита ПО системы измерений от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путемразделения, идентификации и защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы измерений осуществляется путем отображения на дисплее вычислителя или на мониторе операторской станции управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы измерений представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям. Идентификационные данные приведены в Таблице 1.

ПО системы измерений защищено многоуровневой системой защиты, которая предоставляет доступ только уполномоченным пользователям и одновременно определяет, какие из данных пользователь может вводить или изменять. Каждому пользователю присваивается уровень защищенного доступа и пароль. Доступ к метрологически значимой части ПО системы измерений для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы измерений обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО системы измерений имеет уровень защиты С согласно МИ 3286-2010.

Единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на территории Вынгапуровской КС (СИК СОГ).

Методика поверки.

Руководство по эксплуатации.

Лист № 5

Всего листов 6