Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с применением преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, входного и выходного коллекторов, блока поверочной установки, системы дренажа и системы обработки информации.

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами ее компонентов.

Система состоит из измерительных каналов объема, плотности, вязкости, температуры, давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в блоке измерений показателей качества нефти.

В состав системы входят средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Состав системы

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматическое измерение объемного расхода и вычисление массы брутто нефти за установленные интервалы времени;

• - вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей в испытательной лаборатории, массовой доли воды, определенной в испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды ВН;

• - автоматическое измерение разности давления нефти на фильтрах, избыточного давления, температуры и плотности нефти, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти через блок измерений показателей качества нефти;

• - измерение температуры и давления нефти с применением показывающих средств измерений;

• - проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР с применением установки поверочной СР;

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

• - автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012  «Нефть

и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

• - автоматизированное и/или ручное управление регулирующей и запорной арматурой;

• - автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

• - местный контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты измерений, поверки, КМХ;

• - сбор продуктов дренажа из оборудования и трубопроводов;

• - отображение, регистрацию и архивирования результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов;

• - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

Таблица 5 -

Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 3, 4.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Окончание таблицы 4