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

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.

СИКН состоит из четырех рабочих и одной резервной и одной контрольно-резервной измерительных линий.

В состав СИКН входят следующие средства измерений (СИ):

• - преобразователи расхода турбинные HTM (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - регистрационный номер) 56812-14;

• - датчики давления типа КМ35, регистрационный номер 56680-14;

• - преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-10;

• - датчики температуры ТМТ142R, регистрационный номер 63821-16;

• - термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, регистрационный номер 49519-12;

• - преобразователи измерительные 244, регистрационный номер 14684-00;

• - термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный номер 22257-01;

• - датчик температуры Rosemount 644, регистрационный номер 63889-16;

• - влагомер нефти поточный УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-15;

• - преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный номер 15644-01;

• - преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный номер 52638-13;

• -  преобразователь расхода жидкости турбинный CRA, регистрационный номер 34951-07;

• - расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный номер 48218-11;

• - преобразователи плотности и вязкости FVM, регистрационный номер 62129-15;

• - анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT, регистрационный номер 47395-17.

В систему сбора, обработки информации и управления СИКН входят:

• - комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК), регистрационный номер 53852-13;

• - устройство распределенного ввода-вывода Simatic ET200, регистрационный номер 22734-11;

• - автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора СИКН с аттестованным программным обеспечением (ПО) «ГКС Расход НТ».

В состав СИКН входят показывающие средства измерений:

• - манометры ФТ модели МТИф Кс, регистрационный номер 60168-15;

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

• - манометры для точных измерений МТИ, регистрационный номер 1844-63;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.

Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР применяется установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB (далее - ТПУ), регистрационный номер 62207-15, применяемая в качестве рабочего эталона 1 разряда.

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

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

• - автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени;

• - автоматические измерения плотности, вязкости, содержания воды нефти;

• - измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих СИ давления и температуры нефти соответственно;

• - проведение КМХ рабочих ТПР с применением контрольно-резервного ТПР, применяемого в качестве контрольного;

• - проведение КМХ и поверки ТПР с применением ТПУ;

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

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

• - защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.

Пломбирование СИКН не предусмотрено.

Комплектность СИКН приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность СИКН

Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблице 3 и таблице 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН

Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКН

Окончание таблицы 4