Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измерительно-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера сырой нефти. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в нефти, в которые входят следующие средства измерений:

• - счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF400 (далее - СРМ), регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 45115-10;

• - преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный номер 15644-06 )

• - влагомеры нефти микроволновые МВН-1.2 (регистрационный номер 28239-04), далее - влагомеры);

• - термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (регистрационный номер 32460-06);

• - счетчик нефти турбинный МИГ-32 (регистрационный номер 26776-08);

• -  преобразователи давления измерительные 40.4382  (регистрационный номер

40494-09).

В систему обработки информации системы входят:

• - Контроллеры измерительные FloBoss модели S600 (регистрационный номер № 38623-08);

• - автоматизированное рабочее место оператора системы на базе программного комплекса ОЗНА-Flow, свидетельство об аттестации программного обеспечения № 40014-11 от 31.03.2011.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

• - манометры для точных измерений МТИ, регистрационный номер № 1844-63;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности сырой нефти;

- автоматическое вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера;

- измерение давления нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления;

- измерение температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений температуры;

- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Таблица 4 - Комплектность поставки

Основные технические и метрологические характеристики системы приведены в таблице 2 и таблице 3 соответственно

Таблица 2 - Основные технические характеристики системы

Таблица 3 - Метрологические характеристики системы