Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода статических измерений массы нефтепродукта по ГОСТ 8.587-2019, реализованного с применением:

• - резервуаров вертикальных стальных цилиндрических;

• - средств измерений (СИ) уровня нефтепродукта;

• - СИ температуры нефтепродукта;

• - результатов измерений плотности нефтепродукта, в аккредитованной испытательной лаборатории.

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

В состав системы входят измерительные каналы (ИК), приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - ИК в составе системы

Конструктивно система состоит из резервуаров вертикальных стальных (8 шт.) с размещенными на них средств измерений уровня и температуры нефтепродукта и программнотехнического комплекса «Резервуарный парк». СИ в совокупности с линиями связи и программно-техническим комплексом «Резервуарный парк» образуют 8 каналов измерений массы нефтепродуктов.

В состав системы входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) и технические средства:

• - резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-5000, заводские номера 1, 2, 3, 4, 7, 8, 9 и 10;

• - термопреобразователи сопротивления многоточечные NLI (регистрационный № 58183-14);

• - уровнемеры радарные серии Rosemount TankRadar REX (регистрационный № 1909214).

Программно-технический комплекс «Резервуарный парк» проводит вычисление массы нефтепродукта с пределами допускаемой относительной погрешности вычислений не более ±0,01 %.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - определение массы нефтепродукта в резервуарах косвенным методом статических измерений;

• - вычисление объемно-массовых показателей нефтепродукта по резервуарам, группам резервуаров и по резервуарному парку в целом;

• - представление информации о текущем состоянии резервуаров;

• - ведение архивных баз данных;

• - защиту информации от несанкционированного доступа;

• - диагностирование исправности технических средств и программного обеспечения;

• - формирование отчетных документов, установленной и произвольной формы. Пломбирование системы не предусмотрено.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Таблица 5 -

Основные метрологические и технические характеристики системы.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики