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 преобразователя расхода газа ультразвукового Daniel модели 3414, а также датчика давления КМ35-А и преобразователя измерительного Rosemount 3144Р с термопреобразователем сопротивления платиновый 65 поступают на входы контроллера измерительного FloBoss S600+ (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, индикацию и сигнализацию предельных значений объема и объемного расхода газа при рабочей температуре и давлении, и приведенных к стандартным условиям, по каждому измерительному трубопроводу и системе измерений в целом с использованием рабочего и резервного контроллера расхода;

• -  определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема за отдельные периоды (3 мин, час, сутки, месяц);

• -  измерение в автоматическом режиме, индикацию и сигнализацию предельных значений давления газа в каждом ИТ;

• -  измерение в автоматическом режиме, индикацию и сигнализацию предельных значений температуры газа в каждом ИТ;

• -  вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания (высшая и низшая) и числа Воббе (высшее, низшее) газа по введеным данным о компонентном составе газа;

• -  ручной ввод компонентного состава газа;

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

- ручной ввод и корректировку среднечасовых значений метана, плотности, объемной теплоты сгорания в измерительном контроллере по окончании текущего часа или ежесуточный ввод по окончании контрактного часа, определенный регламентом;

- дистанционный контроль и управление электроприводными шаровыми кранами на измерительных трубопроводах системы измерений и отключающей арматуры у ГРС-2 г.Нижнекамск;

- автоматизированный переход (по команде оператора) с рабочей на резервную измерительную линию:

- при неисправности рабочего УЗПР;

- при неисправности преобразователя давления;

- при неисправности датчика температуры;

- при увеличении погрешности измерения выше допустимой (при поверке);

- при нарушении работы запорной арматуры на одной из рабочих измерительной линии;

- при неустраняемых утечках на рабочей измерительной линии;

- при нарушении канала связи между рабочим первичным преобразователем и вторичной аппаратурой

- диагностику состояния и индикацию на АРМы операторов текущего положения электроприводных кранов на измерительных трубопроводах системы измерений и отключающей арматуры у ГРС-2 г.Нижнекамск;

- проверку достижения измеряемыми параметрами заданных предупредительных и аварийных границ с визуальным и звуковым оповещением обслуживающего персонала системы измерений;

- автоматический   контроль   и   сигнализацию   загазованности   (первый

предупредительный порог 10% НКПР и второй аварийный порог 20% НКПР) на площадке системы измерений;

- автоматический контроль и сигнализацию пожара в блок-боксе аппаратной;

- автоматическое отключение приточной вентиляции при пожаре в блок-боксе аппаратной;

- автоматическое аварийное отключение системы измерений при пожаре в блок-боксе аппаратной;

- автоматическое аварийное отключение системы измрений при достижении загазованности 20 % НКПР на площадке системы измерений;

- хранение и отображение на АРМ измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

- контроль состояния и работоспособности оборудования, СИ и автоматики ИС, в том числе связей между компонентами ИС с формированием сигнала неисправности;

- не менее трехуровневой защиты системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа);

- архивирование данных:

- часовых накопленных данных за период не менее 5 лет;

- суточных накопленных данных за период не менее 1 года, следующего за отчетным;

- месячных накопленных данных за период не менее 1 года, следующего за отчетным;

- свойства газа за отчетный период (среднесуточные значения компонентного состава и плотности газа при стандартных условиях) за период не менее 1 года, следующего за отчетным;

- выдача и архивирование информации в виде 3-х минутных и часовых значений с глубиной архивирования не менее 3-х месяцев.

- формирование трендов в автоматизированном режиме за период не менее одного года с частотой дискретизации 1 секунда.

- ведение журнала технологических и аварийных сообщений (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках, отказах системы измерений и его элементов, вмешательства в работу вычислителя, отсутствие электрического питания, которое обеспечивает функционирование СИ в штатном режиме, внесение изменений текущих значений условно-постоянных величин, внесенных в память вычислителя, вид аварийной ситуации во время эксплуатации СИ с сохранением информации об ее продолжительности);

- возможность вывода на печать отчетов как в ручном (по команде оператора), так и в автоматическом режиме;

- возможность редактирования шаблонов отчетов и защита от редактирования сформированных форм отчетов.

- передача в автоматическом режиме по каналам связи на АРМы в ЭПУ «Нижнекамскгаз», ЗАО «Газпром межрегионгаз Казань», МЧС следующей информации:

- мгновенный объемный расход при стандартных условиях через систему измерений, м³/ч;

- сумарный объем газа при стандартных условиях с начала суток , м³;

- мгновенный объемный расход газа при рабочих условиях по каждому ИТ,

м³/ч;

- часовой объемный расход газа при рабочих условиях по каждому ИТ, м³/ ч;

- суточный объемный расход газа при рабочих условиях по каждому ИТ, м³/ч;

- давление газа на выходе системы измерений, МПа;

- текущее давление газа по каждому ИТ, МПа;

- текущая температура газа по каждому ИТ, ° С ;

- данные о параметрах качества газа, введенных в измерительный комплекс учета расхода газа (плотность газа, компонентный состав газа, теплотворная способность);

- архивы данных (часовой отчет, отчет за смену, суточный отчет, месячный отчет, отчет о нештатных ситуациях и вмешательствах в работу измерительного комплекса);

- состояние запорной арматуры системы измерений (открыто, закрыто, промежуточное положение); дистанционный контроль протечек запорной арматуры на измерительных линиях;

- оповещение о пожаре ;

- оповещение о загазованности;

- оповещение по СКУД;

- диагностическая информация о состоянии контроллерного оборудования и источников бесперебойного питания.

- передача данных по СМИС

Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода, температуры, давления, устройства обработки информации и вспомогательных компонентов, в состав которых входят следующие средства измерений: преобразователь расхода газа ультразвуковой Daniel модели 3414 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 61888-15), датчик давления КМ35-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 56680-14), термопреобразователь сопротивления платиновый 65 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22257-11), преобразователь измерительный Rosemount 3144Р (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 56381-14), контроллер измерительный FloBoss S600+  (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 57563-14), манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 26803-11), термометр биметаллический показывающий (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46078-11), термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ4 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 303-91), преобразователь измерительный тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22153-14).

Единичный экземпляр системы измерений количества газа на объекте «Газопровод высокого давления от ГРС-2 г. Нижнекамск до КГПТО ОАО «ТАИФ-НК», НКТЭЦ (ПТК-1), ГТУ-75 ОАО «НКНХ».

Методика поверки.

Руководство по эксплуатации.

Таблица 2

Продолжение таблицы 2