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);

• -    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 от 0,1 до 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 от минус 40 до 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 с передачей сигналов

на операторскую станцию о включенном состоянии системы электрообогрева блок-бокса и 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 Cerabar S PMP 71 (Госреестр № 16779-04), преобразователь измерительный TMT 182 (Госреестр № 39840-08), термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (Госреестр № 26239-06), барьер искробезопасности БИА-101 (Госреестр № 32483-09), 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 № 27853-04), вычислитель расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (Госреестр № 43506-09), контроллер измерительно-вычислительный и управляющий STARDOM (Госреестр № 27611-08).

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.

Таблица 4 -

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики