Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы со счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованной из компонентов серийного отечественного и импортного производства, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки, места для подключения передвижной поверочной установки, 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 трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы (массового расхода) нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

• - счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 45115-10;

• - преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;

• - преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;

• - установка поверочная стационарная трубопоршневая Прувер С-280-40-0,05 (далее -ТПУ), тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 23465-02;

• - расходомер-счетчик ультразвуковой многоканальный УРСВ «ВЗЛЕТ МР», тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 28363-04;

• - преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;

• - датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 39539-08.

• - преобразователи давления AUTROL мод. АРТ3100, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 37667-08

В систему обработки информации (СОИ) системы входят :

• - измерительно-вычислительный комплекс «OCTOPUS-L» («ОКТОПУС-Л»), тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 43239-09, свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической аттестации программного обеспечения № 11504-12 от 06.07.2012;

• - автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе программного обеспечения «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011;

В состав системы входят показывающие средства измерений:

• - манометры для точных измерений МТИ 1216, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 1844-63;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 и № 3, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматизированное измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, вязкости и плотности нефти;

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

• - автоматизированное измерение объемной доли воды;

• - автоматизированное измерение плотности нефти;

• - автоматизированное измерение вязкости нефти;

• - проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с применением контрольного СРМ;

• - проведение поверки и КМХ СРМ с применением ТПУ и преобразователя плотности;

• - автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

• - автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

• - защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение (ПО) системы 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). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

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

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе АРМ-оператора системы управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. 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) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».

- система измерений количества и показателей качества нефти № 626, 1 шт., заводской № 518/2012;

• - инструкция по эксплуатации системы;

• - инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 626. Методика поверки».

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.

Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы