Принцип метода измерений основан на измерении объемного расхода, объема, температуры, давления и компонентного состава газа в рабочих условиях и последующем вычислении по этим параметрам объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.

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

Система измерений обеспечивает измерения объемного расхода и объема газа в рабочих условиях, определение показателей качества газа, приведение измеренного объемного расхода и объема газа к стандартным условиям

В составе системы измерений предусмотрены входной и выходной коллекторы и три измерительных трубопровода (далее - ИТ) DN 400 - два рабочих и один резервный.

Измерительные каналы системы измерений:

• -     измерительные каналы объемного расхода газа: преобразователь расхода газа ультразвуковой SeniorSonic с электронным модулем серии Mark фирмы «Emerson Process Management» Госреестр №43212-09 - линия связи - вычислитель;

• -     измерительные каналы абсолютного давления: преобразователь давления измерительный 3051ТА фирмы «Emerson Process Management, Rosemount Inc.» Госреестр №14061-10 - линия связи - барьер искробеозопасности (преобразователь измерительный) HiD2026 фирмы «Pepperl+Fuchs Elcon s.r.l.» Госреестр №18792-04

• - линия связи - вычислитель;

• -     измерительные каналы температуры газа: датчик температуры 3144P фирмы «Emerson Process Management, Rosemount Inc.» Госреестр №39539-08 - линия связи

• - барьер искробеозопасности (преобразователь измерительный) HiD2026 фирмы «Pepperl+Fuchs Elcon s.r.l.» Госреестр №18792-04 - линия связи - вычислитель;

• -     информационно измерительные каналы показателей качества газа, включающие в себя средства измерений (далее - СИ) компонентного состава природного газа и его влагосодержания.

В состав средств измерений показателей качества газа входят:

• -     газовый хроматограф MicroSAM фирмы «Siemens AG», диапазоны измерений компонентного состава и пределы допускаемых погрешностей по ГОСТ 31371.7 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с

оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов». Метод А. Госреестр № 44122-10;

-     анализатор влажности Ametek 3050 фирмы «Ametek process Instruments

Division», диапазон измерений, от 0,01 до 100 млн^-1, пределы допускаемой абсолютной погрешности 0,01 млн^-1 (в диапазоне от 0,1 до 100 млн^-1) Госреестр № 35147-07;

-     анализатор температуры точки росы углеводородов Ametek 241, фирмы

«AMETEK Process Instruments», диапазон измерений °С точки росы от минус 40 до плюс 40 °С, абсолютная погрешность ±1 °С (по чистому пропану), Госреестр № 20443-06.

Вычислительные устройства системы измерений:

-     контроллер измерительный FloBoss S600+ фирмы «Emerson Process

Management» Госреестр № 38623-08 с программным обеспечением изготовителя;

-     аналитический контроллер на базе программируемого логического

контроллера Scada Pack фирмы «Control Microsystem» Госреестр № 16856-08 с программным обеспечением «Зилант-1-03», аттестованным в установленном порядке в соответствии с МИ 2955-2005 свидетельство об аттестации № 256013-09.

Программное обеспечение (далее - ПО): комплекс технических средств (далее -КТС) системы измерений организуется в виде многоуровневой функционально и территориально распределенной иерархической структуры, состоящей из нижнего и верхнего уровней.

Нижний уровень КТС включает в себя:

• -     контроллер измерительный FloBoss S600+ (рабочий и резервный);

• -     блок обработки информации, реализованный на базе программируемого логического контроллера вычисления физико-химических характеристик SCADAPack 350 с программным обеспечением «Зилант-1-03»;

• -     систему   автоматического   управления,   реализованную   на   базе

ПТК «Delta V».

Верхний уровень КТС - АРМ оператора являются существующими и входят в состав ПТК «Delta V».

Метрологически значимая часть ПО (уровень контроллеров и первичных преобразователей) реализована на базе серийно выпускаемых средств измерений, прошедших сертификацию и имеющих действующие свидетельства об утверждении типа. Дополнительные испытания метрологически значимой части ПО КТС системы измерений не требуются.

Уровень защиты ПО по МИ 3286-2010 - «C»

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения основного вычислительного компонента - контроллера измерительного FloBoss S600+

Единичный экземпляр системы измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ».

Методика поверки.

Руководство по эксплуатации.

Таблица 2 - системы измерений (блок измерительных трубопроводов)

Таблица 3 - системы измерений (блок контроля качества газа)