Система контроля и учета расхода газа на газопроводе

Система контроля и учета расхода газа на газопроводе

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к системам контроля, управления, сигнализации и наблюдения за расходом газа на газопроводах для жилищно-коммунального хозяйства.

Известны различные устройства учета газа на газопроводах для жилищно-коммунального хозяйства. Так, например, известен счетчик газа для бытовых нужд, содержащий корпус, механизм отсчета мерных объемов газа, связанный с отсчетным механизмом, включающим табло [SU 1661579 G01F 1/00, 1988]. Информацию о расходе газа по этому прибору можно получить только на месте установки счетчика, непосредственно контролируя табло его отсчетного механизма. В последнее время стал применяться в жилищно-коммунальном хозяйстве счетчик газа объемный диафрагменный типа NPMT [Счетчик газа объемный диафрагменный. Паспорт. Завод газового оборудования «Газдевайс». ГЮНК 407260.004 ПС]. Этот счетчик предназначен для учета газообразного топлива - сжиженного газа, нефтяного газа, крекинг-газа и природного газа. Особенностью счетчика является то, что он имеет в отсчетном устройстве телеметрический датчик (геркон) для вывода информации в виде импульсов, каждый из которых соответствует определенному объему газа, пропущенному через счетчик (например, 0,01 м³/имп.). В случае применения его в условиях взрывоопасных зон помещений и наружных установок к разъему телеметрического датчика счетчика типа NPMT допускается применение электрооборудования с выходной искробезопасной электрической цепью, сертифицированного для взрывоопасной газовой смеси категории НА.

Однако завод «ГАЗДЕВАЙС» не дает разработанной системы контроля и учета расхода газа, которая бы использовала импульсы телеметрического датчика счетчика для решения различных технических задач. В этой связи ООО малое научно-производственное предприятие (МНПП) «Сатурн» разработало систему контроля и учета расхода газа на газопроводах с применением модернизированных объемных диафрагменных газовых счетчиков NPMT, получивших название «ОМЕГА ЭК», при этом за прототип была принята система контроля и учета расхода газа на газопроводе с установленными на нем счетчиками NPMT.

При разработке этой системы решались следующие технические задачи:

- возможность осуществлять дистанционный беспроводной и проводной сбор данных;

- возможность осуществлять сбор данных по двухпроводной информационно-питающей линии с интерфейсом СОС-95;

- возможность измерения объема, температуры, давления и расхода газа на ответвлении газопровода, а также температуры наружного воздуха и времени работы счетчика газа;

- возможность получения информации о том, что:

- счетчик газа и его канал связи работоспособен;

- опрос счетчика газа выключен;

- измерительный канал счетчика газа находится в режиме «саботаж»;

- неисправен счетчик газа;

- неисправен канал связи;

- значение контролируемого параметра вышло за заданный диапазон значений;

- счетчик газа не подключен;

- имеет место несанкционированный доступ к каналообразующей аппаратуре;

а также возможность:

- подключения к системе контроля и учета расхода газа на газопроводе неограниченного числа мест учета;

- дистанционного отключения приборов учета расхода газа;

- контроля оплаты израсходованного объема газа;

- регистрации событий в электронном журнале;

- поддержания единого системного времени;

- защиты системы контроля и учета расхода газа на газопроводе от несанкционированного доступа;

- подключения к системе контроля и учета расхода газа на газопроводе других систем - контроля загазованности помещений различного назначения; диспетчеризации лифтов, вентиляции, водоудаления; учета потребления тепла, воды, электроэнергии; охранно-пожарной сигнализации и пожаротушения;

- оценивать текущее качество работы системы;

- прогнозировать неблагоприятные ситуации;

- принимать адекватные управленческие решения;

- использовать разработки «МНПП «Сатурн».

Эти технические задачи были решены в заявленной «Системе контроля и учета расхода газа на газопроводе», в результате чего использование изобретения дает возможность получить следующий технический результат:

- осуществлять дистанционный беспроводной и проводной сбор данных;

- осуществлять сбор данных по двухпроводной информационно-питающей линии с интерфейсом СОС-95;

- измерять объем, температуру, давление и расход газа на ответвлении газопровода, а также температуру наружного воздуха и время работы счетчика газа;

- получать информацию о том, что:

- счетчик газа и его канал связи работоспособен;

- счетчик газа выключен;

- измерительный канал счетчика газа находится в режиме «саботаж»;

- неисправен счетчик газа;

- неисправен канал связи;

- значение контролируемого параметра вышло за заданный диапазон значений;

- счетчик газа не подключен;

- имеет место несанкционированный доступ к каналообразующей аппаратуре;

а также:

- подключать к системе контроля и учета расхода газа на газопроводе неограниченное число мест учета;

- дистанционно отключать приборы учета расхода газа;

- контролировать оплату израсходованного объема газа;

- регистрировать события в электронном журнале;

- поддерживать единую систему времени;

- защищать систему контроля и учета расхода газа на газопроводе от несанкционированного доступа;

- подключать к системе контроля и учета расхода газа на газопроводе другие системы - контроля загазованности помещений различного назначения; диспетчеризации лифтов, вентиляции, водоудаления; учета потребления тепла, воды, электроэнергии; охранно-пожарной сигнализации и пожаротушения;

- оценивать текущее качество работы системы;

- прогнозировать неблагоприятные ситуации;

- принимать адекватные управленческие решения;

- использовать разработки «МНПП «Сатурн».

Для этого были использованы не только импульсы телеметрического датчика (геркона) газового счетчика типа NPMT, но и выполнена разработка по получению импульсов от магнитов, введенных в механизм отсчетного устройства этих счетчиков. Эти счетчики получили наименование ОМЕГА ЭК. Магниты счетчика ОМЕГА ЭК укреплены на торцевой поверхности диска на вращающемся валу для отсчетного устройства NPMT. Кроме того, для взаимодействия с магнитами разработано электронное отсчетное устройство.

Заявленная «Система контроля и учета расхода газа в газопроводах» поясняется графическими материалами. На фиг.1 представлена принципиальная схема системы контроля и учета расхода газа в газопроводах; на фиг.2 - схема электронного отсчетного устройства; на фиг.3 - схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с беспроводной связью между счетчиками типа ОМЕГА ЭК и блоками радиоконцентраторов БРК-Э; на фиг.4 - схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с проводной связью между счетчиками типа ОМЕГА ЭК и блоками передачи данных БПДД-M-Bus; на фиг.5 - схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с беспроводной связью на основе GSM; на фиг.6 - схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с проводной связью между счетчиками типа NPMT и блоками радиоконцентраторов БРК-К; на фиг.7 - схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с проводной связью между счетчиками типа NPMT и блоками тарифицированного счета импульсов БТС-2; на фиг.8 - схема подключения к системе контроля и учета расхода газа в газопроводах других систем; на фиг.9 - обобщенная структурная схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах.

Заявленная «Система контроля и учета расхода газа в газопроводах» устроена следующим образом. Она образует пять больших составных частей, представленных на фиг.1: счетчик газа с устройством передачи информации 1; местный канал связи для передачи информации в прямом и обратном направлениях 2; устройства передачи информации на расстояние в прямом и обратном направлениях 3; удаленный канал связи 4; удаленный потребитель информации с функцией контроля и управления 5. В составе счетчика газа 1 типа NPMT имеется в отсчетном устройстве телеметрический датчик (геркон) для вывода информации в виде импульсов, каждый из которых соответствует определенному объему газа, пропущенному через счетчик (например, 0, 01 м³/имп.). В случае применения его в условиях взрывоопасных зон помещений и наружных установок к разъему телеметрического датчика счетчика типа NPMT допускается применение электрооборудования с выходной искробезопасной электрической цепью, сертифицированного для взрывоопасной газовой смеси категории IIA. В составе счетчика газа 1 типа ОМЕГА ЭК включены магниты, расположенные эксцентрично на диске вала, сообщенного со встроенным мерным механизмом. Магниты взаимодействуют с электронным отсчетным устройством, разработанным ООО МНПП «Сатурн» (фиг.2). Электронное отсчетное устройство состоит из датчика магнитного поля 6, датчика температуры 7, микроконтроллера 8, контроллера ЖКИ 9, искробезопасного элемента питания 10. Микроконтроллер 8 содержит цепь управления 11 отсечным клапаном 12 перекрытия газа (не показан), а также радиомодуль 13 на 433 МГц и модуль 14 с интерфейсом M-Bus.

Схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с беспроводной связью между счетчиками типа ОМЕГА ЭК и блоками радиоконцентраторов БРК-Э, представленная на фиг.3, включает объемный диафрагменный счетчик газа 1, например ОМЕГА ЭК, с электронным отсчетным устройством, блок радиоконцентратора БРК-Э 15 (разработанный МНПП «Сатурн» [сертификат №30610 RU. С 34.010.А]), принимающий информацию по радиоканалу 433 МГц. Так как радиус действия радиоканала составляет всего несколько сотен метров, то все блоки радиоконцентраторов БРК-Э 15 подключены двухпроводной информационно-питающей линией 16 (разработанной МНПП «Сатурн» - [RU патент №70733 на полезную модель «Интегрированная система безопасности и управления СОС-95»]) интерфейса СОС-95 к мастер-устройству 17 интерфейса БКД-МЕ (разработка МНПП «Сатурн» [сертификат №25611 RU. С 34.010.А]). Двухпроводная информационно-питающая линия 16 интерфейса СОС-95 позволяет получить информацию от объемных диафрагменных счетчиков газа 1, установленных в одном здании или нескольких зданиях, образующих небольшой район. Этими линиями 16 система контроля и учета расхода газа в газопроводах может охватывать объемные диафрагменные счетчики газа 1, расположенные на территории целого городского района или целого населенного пункта. Счетчик газа 1 снабжен управляемым отсечным клапаном 12, установленным на входе газа, который имеет электрическое дистанционное управление в системе контроля и учета расхода газа в газопроводах. Возможно его дистанционное отключение в случае аварии или неуплаты за израсходованный газ.

Двухпроводная информационно-питающая линия 16 интерфейса СОС-95 может быть проложена как внутри здания, так и между зданиями в подземных кабельных коллекторах или воздушными участками. В последнем случае в здании устанавливаются блоки грозозащиты ГР-1 (разработанные МНПП «Сатурн») 13 (не показаны).

Дальнейшая передача информации возможна как на местное автоматизированное рабочее место диспетчера 18, так и на удаленное автоматизированное рабочее место диспетчера 18', оборудованные компьютерами. В первом случае, когда информация выводится в местную диспетчерскую 18, мастер-устройство 17 интерфейса БКД-МЕ подключают к компьютеру автоматизированного рабочего места 18 оператора (с программой для ЭВМ «АРМ Lan Mon» [Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №20066111209]) с помощью прямого соединения Ethernet 19. Если диспетчерский пункт расположен на значительном расстоянии от группы счетчиков, то используется либо беспроводной канал связи Wi-Fi 20 на основе точек доступа (который обеспечивает дальность действия несколько десятков километров в пределах прямой видимости), либо соединение TCP-IP сети провайдера 21, предоставляемое провайдером Internet.

Количество мастер-устройств 17 интерфейса БКД-МЕ, подключаемых к автоматизированному рабочему месту 18 оператора по разным каналам связи практически неограниченно и во многом зависит от производительности компьютера и возможности приема и переработки информации диспетчером. Поэтому вывод информации также возможен на несколько автоматизированных рабочих мест 18'. Эти места могут как полностью дублировать вывод информации, так и быть специализированными, то есть на них выводится лишь определенно заданный тип информации. Многопользовательский вариант требует установки дополнительного сервера 22 (с программой «Сервер Lan Mon», разработанной МНПП «Сатурн» [свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №20066111210]), координирующего распределение поступления информации на каждое автоматизированное рабочее место оператора 18'.

На фиг, 4 представлена схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с проводной связью между счетчиками типа ОМЕГА ЭК блоками передачи данных БПДД-M-Bus. К модулю M-Bus 14 электронного отсчетного устройства счетчика газа 1 ОМЕГА ЭК подключается линия связи M-Bus 23, которая присоединяется к блоку передачи данных БПДД-M-Bus 24. Далее этот блок 24 подключается двухпроводной информационно-питающей линией 16 к мастер-устройству интерфейса БКД-МЕ 17. Дальнейшая передача информации возможна как на местное автоматизированное рабочее место диспетчера 18, так и на удаленное автоматизированное рабочее место диспетчера 18'. В первом случае, когда информация выводится в местную диспетчерскую, мастер-устройство 17 интерфейса БКД-МЕ подключают к компьютеру автоматизированного рабочего места 18 оператора (с программой для ЭВМ «АРМ Lan Mon» [Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №20066111209]) с помощью прямого соединения Ethernet 19. Если диспетчерский пункт расположен на значительном расстоянии от группы счетчиков, то используется либо беспроводной канал связи Wi-Fi 20 на основе точек доступа (который обеспечивает дальность действия несколько десятков километров в пределах прямой видимости), либо соединение TCP-IP сети провайдера 21, предоставляемое провайдером Internet.

Для удаленного сбора информации используется мобильная связь, как это представлено на схеме устройства системы контроля и учета газа в газопроводах с беспроводной связью на основе GSM (фиг.5). В этом случае мастер-устройство 17 с интерфейсом БКД-МЕ подключается линией Ethernet через сетевой коммутатор 25 к промышленному компьютеру 26, который передает информацию по линии 27 с интерфейсом RS-232 через GSM терминал 28 по технологии GPRS через Internet (оператора сотовой связи) на автоматизированное рабочее место оператора 18.

На фиг.6 представлена схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с проводной связью между счетчиками типа NPNT и блоками радиоконцентраторов БРК-К. От телеметрического датчика (геркона) счетчика NPNT отводится импульсная линия 29, которая подключается к блоку радиоконцентратора квартирного БРК-К 30 (разработанному МНПП «Сатурн» [сертификат №30610 RU. C34.010.A]). Информация от блока БРК-К 30 к блоку БРК-Э 15 и обратно передается в эфир на частоте 433 МГц. Так как радиус действия радиоканала составляет всего сотни метров, то все блоки радиоконцентраторов БРК-Э 15 подключены двухпроводной информационно-питающей линией 16 интерфейса СОС-95 к мастер-устройству 17 интерфейса БКД-МЕ. Дальнейшая передача информации возможна как на местное автоматизированное рабочее место диспетчера 18, так и на удаленное автоматизированное рабочее место диспетчера 18'. В первом случае, когда информация выводится в местную диспетчерскую, мастер-устройство 17 интерфейса БКД-МЕ подключают к компьютеру автоматизированного рабочего места 18 оператора (с программой для ЭВМ «АРМ Lan Mon») с помощью прямого соединения Ethernet 19. Если диспетчерский пункт расположен на значительном расстоянии от группы счетчиков, то используется либо беспроводной канал связи Wi-Fi 20 на основе точек доступа (который обеспечивает дальность действия несколько десятков километров в пределах прямой видимости), либо соединение TCP-IP сети провайдера 21, предоставляемое провайдером Internet.

Количество мастер-устройств 17 интерфейса БКД-МЕ, подключаемых к автоматизированному рабочему месту 18 оператора по разным каналам связи, практически неограниченно и во многом зависит от производительности компьютера и возможности приема и переработки информации диспетчером. Поэтому вывод информации также возможен на несколько автоматизированных рабочих мест 18'. Эти места могут как полностью дублировать вывод информации, так и быть специализированными, то есть на них выводится лишь определенно заданный тип информации. Многопользовательский вариант требует установки дополнительного сервера 22 (с программой «Сервер Lan Mon»), координирующего распределение поступления информации на каждое автоматизированное рабочее место оператора 18'.

На фиг.7 представлена схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с проводной связью между счетчиками типа NPNT и блоками тарифицированного счета БТС-2 (разработанными ООО МНПП «Сатурн» [сертификат №25611 RU.C 34.010.А]). От телеметрического датчика (геркона) счетчика NPNT отводится импульсная линия 29, которая подключается к блоку 31 тарифицированного счета БТС-2. Далее устройство аналогично системе, представленной на фиг.6.

Система контроля и учета расхода газа в газопроводах может охватывать объемные диафрагменные счетчики газов 1, расположенные на территории целого городского района или целого населенного пункта. Счетчик газа 1 снабжен отсечным клапаном 12, установленным на входе газа, который имеет электрическое дистанционное управление в системе контроля и учета расхода газа в газопроводах. Возможно его дистанционное отключение в случае аварии или неуплаты за израсходованный газ.

К системе контроля и учета расхода газа в газопроводах возможно подключение других систем, например системы контроля загазованности, системы диспетчеризации лифтов, вентиляции и водоудаления, системы учета тепла, воды и электроэнергии, системы охранно-пожарной сигнализации и пожаротушения, как это представлено на фиг.8.

Для сведения на фиг.9 приводится обобщенная схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах.

Система контроля и учета расхода газа в газопроводах работает следующим образом. Под действием избыточного давления газ поступает во входной штуцер объемного диафрагменного счетчика 1 и выходит через другой штуцер. Внутри счетчика 1 имеются рабочие полости измерительного механизма. Измерение объема газа осуществляется первичным преобразователем расхода камерного типа с

числоимпульсным выходом, принцип работы которого основан на перемещении подвижных перегородок (диафрагм) камер при поступлении газа в корпус счетчика 1. Попеременное перемещение диафрагм через систему рычагов и редуктор приводит в действие механизм с валом, на конце которого размещен диск, воздействующий на телеметрический датчик с импульсным выходом, либо приводящий во вращение закрепленные на нем магниты. Обороты магнита вокруг оси вала отражают определенный объем газа, пропущенного через счетчик 1, и могут быть использованы для учета расхода газа. Съем сигнала от магнита осуществляет электронное устройство (фиг.2), которое разработало ООО МНПП «Сатурн». Датчик магнитного поля 6 электронного отсчетного устройства формирует на выходе электрические импульсы, количество которых прямо пропорционально прошедшему через счетчик 1 объему газа. Измерение температуры газа в рабочих условиях осуществляется встроенным полупроводниковым датчиком температуры 7, который преобразует значение температуры в цифровой код. Сигналы от датчика магнитного поля 6 и датчика температуры 7 поступают в микроконтроллер 8 и затем в контроллер ЖКИ 9, имеющий жидкокристаллическое табло. Электропитание счетчика 1 осуществляется от встроенного искробезопасного элемента питания 10. Датчик магнитного поля 6 служит для формирования последовательности импульсов при вращении магнита, установленного на диске вала. Сигнал от датчика 6 поступает на счетный вход микроконтроллера 8, который подсчитывает количество импульсов датчика магнитного поля 6, пропорциональных прошедшему через счетчик 1 объему газа. Количество газа вычисляется с учетом температуры газа, определяемой от датчика температуры 7, при этом измеренное значение объема приводится к стандартному значению при +20°С. Микроконтроллер 8 оснащен радиомодулем 13 с радиоканалом 433 МГц, а также модулем 14 с интерфейсом M-Bus. Радиомодуль 433 МГц 13 служит для передачи микроконтроллером 8 информации об измеренном объеме газа, температуре газа, времени наработки счетчика 1, а также и другой информации, в систему контроля и учета расхода газа в газопроводах при использовании беспроводного канала связи (фиг.3 и 5). Микроконтроллер 8 имеет выход для управления контроллером отсечного клапана 12 для перекрытия газа (не показан). Этот клапан 12 используется для дистанционного перекрывания/открывания подачи газа потребителю по команде с автоматизированного рабочего места оператора 18.

Микроконтроллер ЖКИ 9 электронного отсчетного устройства (фиг.2) обеспечивает индикацию:

1) в эксплуатационном режиме - измеренного объема газа;

2) в служебном режиме -

температуры воздуха;

- напряжение встроенного источника питания;

- время наработки счетчика;

- время наработки счетчика в режиме саботажа;

- интерфейсного номера;

- измерение объема газа в режиме калибровки с увеличенным количеством цифр после десятичного знака.

Смена режима индикации выполняется путем использования магнита, который вплотную подносится к лицевой панели счетчика в область надписи «G». При каждом поднесении магнита происходит последовательное переключение режима индексации. После режима калибровки включается основной режим индикации. Автоматический переход в эксплуатационный режим (кроме режима калибровки) осуществляется через 60 секунд.

В эксплуатационном режиме объем газа на табло отображается в кубических метрах, приведенный к стандартному значению при t=20°С:

В служебном режиме температура газа на табло отражается в °С. По этой температуре выполняется коррекция посчитанного объема газа. Точность подсчета составляет 0,5°С. Измерения температуры происходит каждые 4 секунды в режиме измерения температуры и каждые 32 секунды в эксплуатационном режиме. В случае, когда температура не изменяется, период измерения температуры автоматически увеличивается до 10 минут.

В случае неисправности встроенного термометра на крайнем левом месте индикатора выводятся символы:

«ЕО» - короткое замыкание линии связи с температурным датчиком или его неисправность;

«ЕС» - напряжение питания менее 2,5 вольт и выдача неправильных данных;

«Eb» - измеренная температура выходит за рабочие пределы.

При индикации напряжения на табло индикатора отображается символ «U» значения напряжения встроенного источника питания в вольтах. Точность отображения составляет 0,1 В. В этом режиме измерения выполняются каждые 4 секунды.

В случае снижения напряжения менее 2,5 В выдается индикация «------» каждые 4 секунды.

В режиме индикации времени наработки счетчика на табло отображается символ «Н» и значение времени наработки счетчика в часах суммарным итогом. Точность отображения составляет 1 час. При отключении питания счетчика запоминаются последние показания.

Время наработки счетчика в режиме саботажа отображается символом «С» и значение времени наработки счетчика при саботаже выражается в часах. Точность отображения составляет 1 час. При отключении питания счетчик запоминает последние показания.

В режиме индикации интерфейсного номера на табло отображается интерфейсный номер счетчика. Этот номер служит для идентификации номера счетчика в радиоканале 433 МГц и интерфейсе M-Bus.

В режиме индикации измеренного объема газа при калибровке на табло отображается суммарный измеренный объем газа в кубометрах с увеличенным количеством цифр после десятичного знака. Приведенный к стандартному значению при температуре +20°С. Точность отображения составляет 0,00001 м³. Позиция долей кубического метра отделена точкой на индикаторе.

Автоматический переход в эксплуатационный режим из режима при калибровке осуществляется через один час.

Сбор данных при схеме устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах, приведенной на фиг.3, осуществляется следующим образом. Съем информации с объемных диафрагменных счетчиков газа 1, установленных в различных зданиях (например, кафе, детских садах и пр.), жилых домах (квартиры) по радиоканалу 433 МГц осуществляет блок радиоконцентратора БРК-Э 15. Радиус действия радиоканала составляет несколько сотен метров и зависит как от местности (город, село), так и от наличия массивных металлических предметов в места установки счетчиков, создающих «радиотень». Все блоки радиоконцентраторов БРК-Э 15 объединены двухпроводной информациионно-питающей линией интерфеса СОС-95 16. Блок радиоконцентратора БКР-Э 15 является ведомым устройством, каких в двухпроводной информационно-питающей линии интерфейса СОС-95 16 может быть до 255 шт. Длина линии связи 16 может достигать 20 км при установке дополнительных усилителей сигналов УСЛ-А (не показаны).

Съем информации от блоков радиоконцентраторов БРК-Э 15 осуществляет мастер-устройство интерфейса БКД-МЕ 17. Проводной интерфейс СОС-95 позволяет получать информацию от счетчиков газа, установленных в одном здании или нескольких зданиях, образующих район. Двухпроводные информационно-питающие линии интерфейса СОС-95 16 могут быть проложены как внутри здания, так и между зданиями в подземных коллекторах или воздушными участками. В этом случае на вводах линии в здание устанавливаются блоки грозозащиты 33. Дальнейшая передача информации выполняется либо в местный диспетчерский пункт 18 на автоматизированное рабочее место 1.8, оборудованное ЭВМ с программой «АРМ Lan Mon», либо в удаленный пункт. В первом случае, когда информация выводится в местную диспетчерскую, мастер-устройство интерфейса БКД-МЕ 17 подключают к компьютеру автоматизированного рабочего места оператора 18 при помощи соединения Ethernet 19 (около 70 м). Если диспетчерский пункт расположен на значительном расстоянии от группы счетчиков 1, то используется либо беспроводной канал связи Wi-Fi 20 на основе точек доступа (который обеспечивает дальность действия несколько десятков километров в пределах прямой видимости), либо локальное соединение, предоставляемое провайдером 21 услуг Internet. Количество мастер-устройств БКД-МЭ, подключаемых к автоматизированному рабочему месту оператора 18, практически не ограничено и во многом зависит от производительности компьютера и возможности оператора реагировать на поступающую информацию. Вывод информации также возможен на несколько автоматизированных рабочих мест оператора 18'. Эти места 18' могут как полностью дублировать вывод информации, так и быть специализированными, т.е. выводить лишь определенно заданный тип информации. Последний вариант требует установки дополнительного сервера 22 со специальной программой «Сервер Lan Mon».

Основное отличие схемы устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с проводной связью между счетчиками типа ОМЕГА ЭК и блоками передачи данных БПДД-M-Bus, представленной на фиг.4, заключается в том, что подключение счетчиков газа 1 выполнено линией связи интерфейса MBus 23 длиной до 1 км. Счетчики газа 1 в количестве не более 128 шт. подключаются к блоку передачи данных БПДД-M-Bus 24. В свою очередь, блоки передачи данных БПДД-MBus 24 в количестве до 255 шт. подключаются по двухпроводной информационно-питающей линии 16 интерфейса СОС-95 к мастер-устройству БКД-МЕ 17. Блок передачи данных БПДД-MBus 24 является «ведомым» устройством двухпроводной информационно-питающей линии 16 интерфейса СОС-95. Длина двухпроводной информационно-питающей линии интерфейса СОС-95 16 может достигать 20 км при установке дополнительных усилителей сигналов УСЛ-А. Таким образом, система контроля и учета расхода газа в газопроводах может охватывать счетчики газа 1, расположенные на территории целого городского района. Дальнейший вывод информации на автоматизированное рабочее место оператора 18 осуществляется аналогично схеме устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с беспроводной связью, представленной на фиг.3.

Объемный диафрагменный счетчик газа 1 снабжен отсечным клапаном 12, установленным на входе газа в счетчик 1. Этот клапан управляется дистанционно с автоматизированного рабочего места оператора 18 через микроконтроллер 8 (фиг.2). Его отключение возможно в различных ситуациях, например, за неуплату потребления газа или в случае утечки газа в какой-либо квартире.

Искробезопасный элемент питания 10 изготавливается по соответствующей конструкторской документации. Его замена осуществляется специализированной организацией при периодической проверке работы счетчика 1. Во время замены перекрывается подача газа в газопровод.

Для удаленного сбора информации может использоваться мобильная сотовая связь GSM, представленная на фиг.5. Основное преимущество такой связи в том, что дальность действия ее практически не ограничена. В этом случае на автоматизированное рабочее место оператора 18 информация поступает по сети Internet через связь GPRS от GSM терминала 28. Последний сообщен линией с интерфейсом RS-232 с промышленным компьютером 26, а он, в свою очередь, по соединению Ethernet с сетевым коммутатором 25 и мастер-устройством интерфейса БКД-МЭ 17. Промышленный компьютер 26 производит сбор информации со всех счетчиков газа 1, ведет архивы и передает данные на автоматизироанное рабочее место (АРМ) оператора 18 через GSM терминал 28. В системе используется технология GPRS для передачи информации в сеть Internet, предоставляемая оператором сотовой связи. На автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора 18 поступает информация от объектов, оснащенных GSM терминалами 28. Съем информации с объемных диафрагменных счетчиков газа 1 осуществляется так же, как это сделано выше в описании фиг.3.

На фиг.6 представлена схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с проводной связью между счетчиками типа NPMT и блоками радиоконцентраторов БРК-К. Информация от телеметрического датчика (геркона) счетчика NPNT поступает к блоку радиоконцентратора квартирного БРК-К 30 по импульсной линии 29. Затем от блока БРК-К 30 к блоку БРК-Э 15 и обратно информация передается в эфир на частоте 433 МГц. Далее система работает так же, как изложено в описании для фиг.3.

На фиг.7 - представлена схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах с проводной связью между счетчиками типа NPMT и блоками тарифицированного счета импульсов БТС-2. Основное отличие работы этой системы от системы, представленной на фиг.6, в том, что проводная связь между счетчиками типа NPMT и мастер-устройством интерфейса БКД-МЕ осуществляется по импульсной линии 29, через блок тарифицированного счета БТС-2 31 и двухпроводную информационно-питающую линию интерфейса СОС-95 16.

При необходимости возможно подключение к системе контроля и учета расхода газа в газопроводах других систем, например, как это показано на фиг.8. Присоединение осуществляется через дополнительный сервер 22.

Обобщенная структурная схема устройства системы контроля и учета расхода газа в газопроводах приведена на фиг.9. Принцип работы этой системы заключается в преобразовании цифровых и/или аналоговых сигналов измерительной информации, поступающих с первичных преобразователей - датчиков температуры, давления, объема в электронные блоки измерительных компонентов - корректоров объема газа, блоки счета электрических импульсов БТС-2 или блоки радиоконцентратора БРК-К. Сигналы измерительной информации по проводному каналу связи поступают в блоки согласования протоколов обмена БПДД-RS, по беспроводному каналу связи - в блоки радиоконцентратора БРК-Э, далее через ретрансляторы типа УСЛ по информационно-питающей линии в блоки контроля БКД-М, БКД-МЕ, или через преобразователи интерфейсов БПДД-Е, Моха Nport в домовые регистраторы ДР, БКД-ПК, которые по каналам связи помещают полученную информацию в СУБД «PostgeSOL». Ведется в базе архивирование (часовых, суточный, месячных, годовых) данных приборов учета, кроме того, сервер, оснащенный программой «Сервер Lan Mon» в режиме реального времени, пересылает текущую измерительную информацию на АРМ диспетчера с программным обеспечением «АРМ Lan Mon» для визуального отображения измеряемых параметров в режиме реального времени. Документированные отчеты по параметрам газопотребления формирует компьютер АРМ диспетчера на основе запроса архивных данных из СУБД «PostgeSOL». Также АРМ оператора осуществляет экспорт обработанных архивных данных по газопотреблению в заданном формате файлов базы данных в программное обеспечение расчетного центра, в состав которого могут входить многие АРМ диспетчера, где решаются различные задачи.

В процессе работы заявленной системы выполняются также работы, связанные с заменой искробезопасного элемента питания 10, а также с калибровкой и поверкой счетчика 1. Выполнение этих работ возможно только специализированной организацией и представляет сложные процедуры по специальным программам. После этих работ результаты должны быть загружены в файл, откуда по запросу извлекаются и экспортируются в нужную программу. Программы, встроенные в электронное отсчетное устройство, могут быть обновлены.

1. Система контроля и учета расхода газа на газопроводе, содержащая размещенный на ответвлении от последнего управляемый отсечной клапан и объемный диафрагменный счетчик газа со встроенным мерным механизмом и подключенным к нему через вращающийся вал с диском на конце отсчетным устройством расхода газа, включающим импульсную линию от телеметрического датчика, отличающаяся тем, что система дополнительно содержит местный канал связи для передачи информации в прямом и обратном направлениях, устройства передачи информации на расстояние в прямом и обратном направлениях, удаленный канал связи и удаленного потребителя информации с функцией контроля и управления, при этом местный канал связи сообщает отсчетное устройство расхода газа с устройствами передачи информации на расстояние в прямом и обратном направлениях, а последние сообщены удаленным каналом связи с удаленным потребителем информации, обладающим функцией контроля и управления отсечным клапаном и объемным диафрагменным счетчиком газа.

2. Система контроля и учета расхода газа на газопроводе по п.1, отличающаяся тем, что отсчетное устройство расхода газа объемного диафрагменного счетчика выполнено в виде электронного отсчетного устройства, включающего магниты, расположенные эксцентрично на диске вращающегося вала, датчик магнитного поля, размещенный с возможностью съема импульсной информации от магнитов, датчик температуры, микроконтроллер, контроллер ЖКИ, радиомодуль 433 МГц, модуль с интерфейсом M-Bus, искробезопасный элемент питания и импульсную линию к управляемому отсечному клапану, местный канал связи для передачи информации в прямом и обратном направлениях образован путем передачи информации на частоте 433 МГц от радиомодуля 433 МГц электронного отсчетного устройства к блоку радиоконцентратора БРК-Э, устройства передачи информации на расстояние в прямом и обратном направлениях включают двухпроводную информационно-питающую линию с интерфейсом СОС-95, подключенную к блоку радиоконцентратора БРК-Э и мастер-устройству с интерфейсом БКД-МЕ, удаленный канал связи устройств передачи информации на расстояние в прямом и обратном направ