Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователей плотности или по результатам измерений в лаборатории, температуры нефти с применением преобразователей температуры и давления нефти с применением преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительно-вычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей, определенных в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), системы сбора и 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.

В систему входят следующие средства измерений (СИ):

• - преобразователи расхода турбинные HTM16 (далее по тексту - ТПР), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный) № 56812-14;

• - преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее по тексту -ПП), регистрационный № 52638-13;

• - преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, регистрационный № 15642-06;

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10;

• - расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный № 48218-11;

• -  преобразователи измерительные Rosemount 644 и 3144Р, регистрационный № 56381-14, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0065, регистрационный 53211-13;

• - преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-10;

• - датчики давления Метран-^OCD, регистрационный № 32854-13;

• - преобразователи давления измерительные EJX 530A и EJX 110А, регистрационный № 28456-09;

• -  термопреобразователь сопротивления платиновый серии 90 модели 2820, регистрационный № 49521-12;

• - газоанализаторы СГОЭС, регистрационный № 32808-11.

В систему сбора и обработки информации системы входят:

- комплекс измерительно-вычислительный (ИВК) ИМЦ-07, регистрационный № 53852-13, сертификат соответствия программного обеспечения ИВК ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» от 15.11.2016 г. № ПО ИМ-02-2016;

- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с программным обеспечением «Форвард «Pro», свидетельство ФГУП «ВНИИР» о метрологической аттестации программного обеспечения от 11.09.2012 г. № 23104-12.

В состав системы входят показывающие СИ:

- манометры показывающие RFChG, регистрационный № 30855-11;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, регистрационный № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности, вязкости нефти;

- вычисления 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 лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением влагомера нефти поточного;

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

- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и контрольно-резервного ТПР с применением установки поверочной трубопоршневой (ТПУ) и ПП;

- проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ТПР, применяемому в качестве контрольного ТПР;

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

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

- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Пломбирование системы не предусмотрено.

приведена в таблице 4.

Таблица 4 -

Основные метрологические и технические характеристики системы, в том числе показатели точности системы, приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики системы

Таблица 3 - Основные технические характеристики системы

Продолжение таблицы 3