Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти.

При косвенном методе динамических измерений массу нефти определяют по результатам измерений в трубопроводе:

• - объема нефти с помощью преобразователей расхода, избыточного давления и температуры;

• - плотности нефти с помощью поточных преобразователя плотности, преобразователей избыточного давления и температуры.

Массу брутто нефти вычисляют, как произведение объёма и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям.

Массу нетто нефти вычисляют, как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта вычисляют, как общую массу воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами её компонентов.

Система состоит из:

• - блока измерительных линий, параллельная работа измерительных линий обеспечивает необходимый диапазон динамических измерений массы нефти системой;

• - блока измерений показателей качества нефти;

• - системы сбора, обработки информации и управления.

В состав системы входят следующие основные типы средств измерений:

• - преобразователи расхода жидкости турбинные с Ду150 мм типа Heliflu TZ-N, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 15427-01;

• - преобразователь объема жидкости эталонный лопастной типа Smith Meter мод. JA-10, регистрационный № 32912-06;

• - преобразователи давления измерительные типа 3051, регистрационный № 14061-99, 14061-04, 14061-10, 14061-15;

• - преобразователи (датчики) давления измерительные типа EJ*, серии А, модификации EJX 530, регистрационный № 59868-15;

• - преобразователи давления измерительные типа АИР-20/М2, регистрационный № 46375-11, 63044-16;

• - преобразователи давления измерительные типа FCX-AII и FCX-CIII, модификации FKC, регистрационный № 53147-13;

• - преобразователи измерительные к датчикам температуры типа 644, 3144, 3244 модификации преобразователи измерительные к датчикам температуры 644, регистрационный № 14683-00;

• - преобразователи измерительные типа 644, 3144Р модификации преобразователи измерительные 644, регистрационный № 14683-04, 14683-09;

- преобразователи измерительные типа Rosemount 644, Rosemount 3144P модификации преобразователи измерительные типа Rosemount 644, регистрационный № 56381-14;

- термопреобразователи сопротивления платиновые типа 65, регистрационный № 22257-01, 22257-05, 22257-11;

- термопреобразователи сопротивления типа Rosemount 0065, регистрационный № 53211-13;

- датчики температуры типа TMT142R, TMT142C, TMT162R, TMT162C модификации датчики температуры TMT142R, регистрационный № 63821-16;

• - денсиметры типа SARASOTA FD 900, мод. FD 910, FD 950, FD 960 модификации FD960, регистрационный № 19879-00;

• - влагомеры нефти поточные типа УДВН-1 пм, регистрационный № 14557-01, 14557-10, 14557-15;

• - преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные типа 7827, 7828, 7829 модификации 7827, регистрационный № 15642-01;

• - преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные типа 7825, 7826, 7827, 7828, 7829 модификации 7829, регистрационный № 15642-06;

• - комплексы измерительно-вычислительные типа «ИМЦ-03» (далее-ИВК), регистрационный № 19240-00;

• - установка поверочная стационарная трубопоршневая типа «Прувер С-500-0,05», регистрационный № 17603-98.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматизированные измерения массы брутто нефти по каждой измерительной линии и системе в рабочем диапазоне объёмного расхода, температуры, избыточного давления, плотности, кинематической вязкости, массовой доли воды в нефти;

• - автоматизированное измерение массы нетто нефти с использованием результата измерений массы брутто нефти и результатов измерений массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей, массовой доли воды и плотности нефти;

• - автоматические измерения плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;

• - измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти, соответственно;

• - поверка и контроль метрологических характеристик рабочего преобразователя

расхода с применением эталонного преобразователя объёма жидкости;

• - поверка и контроль метрологических характеристик рабочего преобразователя

расхода, эталонного преобразователя объёма жидкости с применением установки поверочной;

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

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

• - защита информации от несанкционированного доступа программными средствами;

• - регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов. Пломбирование системы не предусмотрено.

Таблица 4 -

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

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Продолжение таблицы 3