Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы 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, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (БИК), место подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы обработки информации. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему.

Система состоит из двух (одной рабочей и одной контрольно-резервной) измерительных линий массы нефти, температуры, избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, а также системы сбора и обработки информации. В состав системы входят следующие средства измерений:

• - счетчики-расходомеры массовые модели CMF 200 в комплекте с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 45115-10;

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), регистрационный номер 1455710;

• - преобразователи температуры Метран-286, регистрационный номер 23410-13;

• - преобразователи температуры Метран-276, регистрационный номер 21968-11;

• - датчики давления Метран-150, регистрационный номер 32854-09;

• - счетчик нефти турбинный МИГ исполнения 32Ш (далее - ТПР), регистрационный номер 26776-08;

В систему обработки информации системы входят:

• - контроллер измерительно-вычислительный OMNI-6000, регистрационный номер 15066-09, свидетельство № 2301-05м-2009 об аттестации алгоритмов и программного обеспечения от 15 октября 2009 г.

• - программный комплекс автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора «СПЕКТР-С» версия 2.0.2, свидетельство об аттестации программного обеспечения № 78101406 выданное ФГУП «ВНИИР» 15.08.2006 г.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

• - манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный номер 26803-11;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-61. Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода нефти;

• - автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто 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 в БИК с применением ВП;

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

• - проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ, применяемому в качестве контрольного;

• - проведение поверки СРМ с применением ПУ;

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

• - автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

• - защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.

- система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Веякошорская» ООО «РН-Северная нефть», 1 шт., заводской № 09.13;

• - руководство по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Веякошорская» ООО «РН-Северная нефть», 1 шт.;

• - документ «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Веякошорская» ООО «РН-Северная нефть». Методика поверки». МП 0191-14-2014».

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.

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

*- при переключении режима работы СИ содержание массовой доли воды не более 4 %, пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти ± 0,45 %.