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

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных MVTM и преобразователей плотности. Выходные сигналы преобразователей расхода жидкости турбинных MVTM, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нём алгоритму.

В состав системы входят блок измерительных линий, имеющий четыре рабочие измерительные линии, параллельная работа которых обеспечивает необходимое значение объёмного расхода при динамических измерениях массы брутто нефти, одну резервную измерительную линию, которая используется при отказе рабочей измерительной линии, одну контрольно-резервную измерительную линию, которая используется как резервная и для контроля метрологических характеристик преобразователя расхода жидкости турбинного MVTM, и блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в нефти.

В системе применены следующие средства измерений:

• - преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM Ду 6", тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 16128-10;

• - преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;

• - влагомер нефти поточный УДВН-1пм, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;

• - преобразователь давления измерительный 3051, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;

• - термопреобразователь сопротивления платиновый 65, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-11, с измерительным преобразователем 644, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14683-09;

• - манометр избыточного давления для точных измерений типа МТИФ, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 34911-11;

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;

• - установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 20054-06;

- контроллер измерительный FloBoss S600, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 38623-08.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы брутто нефти и объёмного расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в нефти;

- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, объёмной доли воды и плотности;

- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти;

- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установ -кой паролей разного уровня доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение (ПО) реализованы в контроллере измерительном FloBoss S600 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора системы. ПО обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса).

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

FloBoss S600 № 15510114-06, выданное ФГУП ВНИИР 12.12.2006 г.;

- свидетельство об аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 40014-11, выдано ФГУП ВНИИР 31.03.2011 г.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО системы имеет уровень защиты C (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).

Лист № 3 всего листов 4