Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. 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 рабочих и одной резервной измерительных линий.

В состав системы входят следующие средства измерений (с учетом средств измерений, находящихся на хранении):

• - преобразователи расхода турбинные HTM, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 56812-14, модели HTM06 с Ду 150;

• - преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 150, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15427-01 (далее - ТПР);

• - термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, типы зарегистрированы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 22257-01, 22257-05, в комплекте с преобразователями измерительными 644 к датчикам температуры, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14683-00 и преобразователями измерительными 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14683-04;

• - преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14061-99;

• - денсиметры SARASOTA модификации FD960, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 19879-00 (далее -ПП);

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14557-10;

• - счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 22214-01;

• - расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 57762-14;

• - двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 16" (далее - стационарная ТПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 20054-00;

• - комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (далее - ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 53852-13, с автоматизированными рабочими местами (далее - АРМ) оператора системы с программным обеспечением «ГКС расход НТ версия 3.0».

В составе системы дополнительно сформированы вспомогательные измерительные каналы (далее - ИК) плотности и объемного расхода, метрологические характеристики которых определяют комплектным методом.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматические измерения объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти;

• - автоматические измерения давления, температуры, плотности и объемной доли воды в нефти;

• - автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной химико-аналитической лаборатории;

• - проведение контроля метрологических характеристик и поверки ТПР с применением стационарной ТПУ;

• - автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

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

• - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Заводской номер системы нанесен на маркировочную табличку, установленную на площадке системы.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы. Пломбирование системы не предусмотрено. Пломбирование СИ из состава выделенных ИК системы проводится в соответствии с требованиями МИ 3002-2006 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

Комплектность системы приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность системы

Основные метрологические и технические характеристики системы, физико-химические показатели измеряемой среды и метрологические характеристики выделенных ИК приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2 - Метрологические характеристики системы

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК

Примечание - Приняты следующие обозначения:

А - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений, кг/м³; 5 - пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %.

Таблица 4 - Основные технические характеристики системы