Принцип действия системы состоит в получении измерительной информации с помощью измерительных преобразований, обработки результатов измерений, индикации, регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

При измерении массы нефти реализован прямой метод динамических измерений с использованием счётчиков-расходомеров массовых.

Система конструктивно состоит из следующих модулей:

• -   технологический модуль поступающей нефти;

• -   технологический модуль отгружаемой нефти;

• -   блок обработки информации и управления.

Каждый технологический модуль представляет собой закрытый блок-бокс помещение с размещенными внутри технологическими блоками, оснащенными первичными измерительными преобразователями измерительных каналов, а также вспомогательным технологическим и электрическим оборудованием - фильтрами, насосами, регулирующими клапанами и электроприводными задвижками и т.д. Технологические модули оборудованы системой обогрева, вентиляции и кондиционирования, системой освещения, детекторами обнаружения пожара и загазованности, устройствами пожаротушения. Детекторы обнаружения пожара и загазованности, а также устройства пожаротушения интегрированы в соответствующие судовые системы плавучего нефтехранилища перегрузочного комплекса.

Блок обработки информации и управления (далее - БОИ) состоит из четырех стандартных шкафов фирмы «Rittal» со смонтированными в них контроллерами измерительными FloBoss S600 (номер в Госреестре СИ РФ 38623-08), искробезопасными барьерами, коммуникационным оборудованием, компьютерами диспетчерского управления и другим оборудованием. Также блок обработки информации и управления включает устройства печати, удаленное рабочее место оператора и источник бесперебойного питания с батареями.

Технологические модули поступающей и отгружаемой нефти соединены с БОИ кабельными линиями связи.

В составе системы имеются следующие измерительные каналы, применяемые в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:

• - измерительный канал массового расхода и массы отгружаемой нефти - 3 шт.;

• - измерительный канал избыточного давления отгружаемой нефти - 3 шт.;

• - измерительный канал температуры отгружаемой нефти - 3 шт.;

• - измерительный канал плотности в блоке измерений параметров качества

(далее - БИК) отгружаемой нефти - 1 шт.;

• - измерительный канал влагосодержания отгружаемой нефти - 1 шт.;

• - измерительный канал избыточного давления в БИК отгружаемой нефти - 1 шт.;

• - измерительный канал температуры в БИК отгружаемой нефти - 1 шт.;

• - измерительный канал плотности нефти в поверочной установке - 1 шт.;

• - измерительный канал температуры в поверочной установке - 3 шт.;

• - измерительный канал избыточного давления в поверочной установке - 2 шт.;

• - измерительный канал массового расхода и массы поступающей нефти - 2 шт.;

• - измерительный канал избыточного давления поступающей нефти - 2 шт.;

• - измерительный канал температуры поступающей нефти - 2 шт.

Остальные измерительные каналы в составе системы являются вспомогательными и находятся вне сфер государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Поверочная установка (ПУ), предусмотренная для проверки (определения) метрологических характеристик измерительных каналов массового расхода и массы, выполнена на основе установки трубопоршневой SYNCROTRAK S-35 (далее - ТПУ) (номер в Госреестре СИ РФ 28232-04).

В системе предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, ведение журналов событий системы). Пломбировка системы осуществляется путем пломбировки средств измерений, измерительных преобразователей и оборудования. Схемы пломбировки системы соответствуют рекомендациям МИ 3002-2006.

В комплект системы входят : система измерений количества и показателей качества нефти, включающая технологический модуль поступающей нефти, технологический модуль отгружаемой нефти, блок обработки информации и управления, кабельные линии связи; комплект ЗИП; программное обеспечение на CD; комплект эксплуатационной документации, методика поверки.

Диапазон измерений

- массового расхода отгружаемой нефти, т/ч ..................................................... от 80 до 1260

- массового расхода поступающей нефти, т/ч...................................................... от 29 до 350

Диапазон измерений избыточного давления нефти, кПа ............................................ от 0 до 1600

Диапазон измерений температуры нефти, °С................................................................... от 0 до 75

Диапазон измерений температуры

планки с оптическими переключателями ТПУ, °С.......................................................... от 0 до 75

Диапазон измерений плотности нефти, кг/м³............................................................ от 300 до 1100

Диапазон измерений влагосодержания нефти, об. %...................................................... от 0 до 10

Максимальный расход ТПУ, м³/ч................................................................................................795

Номинальный объем ТПУ, дм³...................................................................................................94,6

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массового расхода нефти, %..................................................................................± 0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы брутто нефти при доверительной вероятности 0,95, %..................................................................................................................± 0,25

Пределы допускаемой приведенной погрешности

измерений давления нефти, %.................................................................................................± 0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений температуры нефти, °С............................................................................................± 0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений температуры планки

с оптическими переключателями ТПУ, °С................................................................................± 0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м³

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений влагосодержания нефти

- при измерениях объемной доли воды в диапазоне от 0 до 4 %, %

- при измерениях объемной доли воды в диапазоне от 4 до 10 %, %

Пределы допускаемой относительной погрешности

ТПУ при воспроизведении объема, %.....................................................................................± 0,05

Рабочие условия эксплуатации

для оборудования в помещениях технологических модулей

• -  диапазон температуры окружающего воздуха, °С...................................от 15 до 25

• -  относительная влажность окружающего воздуха, %,

при 30 °С и ниже без конденсации влаги...............................................не более 95

• -  диапазон атмосферного давления, кПа..............................................от 84 до 106,7

• -  класс взрывоопасной зоны по ПУЭ............................................................. В-1а

• -  категория и группа взрывоопасной смеси...................................................11А-Т3

для блока обработки информации и управления

• -  диапазон температуры окружающего воздуха, °С....................................от 15 до 30

• -  относительная влажность окружающего воздуха, %

в диапазоне рабочих температур.........................................................не более 95

• -  диапазон атмосферного давления, кПа..............................................от 84 до 106,7

Напряжение питающей электросети, В......................................................(380; 220) ' 10%%

Частота переменного тока, Гц........................................................................(50 ±0,4)

Потребляемая мощность, кВА, не более.................................................................. 120

Габаритные размеры модулей

• -  модуль поступающей нефти В*Ш*Д, мм, не более........................... 3600x4000x9000

• -  модуль отгружаемой нефти ВхШхД, мм, не более........................... 3600x8000x15000

• -  блок обработки информации и управления ВхШхГ, мм, не более.........2175x1615x1215

Масса модулей

• -  модуль поступающей нефти, кг, не более

• -  модуль отгружаемой нефти, кг, не более

• -  блок обработки информации и управления, кг, не более

Срок службы, лет, не менее

Среднее время наработки на отказ, ч..................................................................40 000

Условное давление оборудования.......................................................ANSI 150 (1,6 МПа)

Измеряемая среда..............................................................нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Режим измерений поступающей нефти..................................................... непрерывный

Режим измерений отгружаемой нефти.................................................... периодический

Основные характеристики измерительных каналов системы, применяемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, приведены в таблице 2.

Таблица 2

Продолжение таблицы 2