Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто 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 (далее - БИК), блока поверочной установки, узла подключения поверяемых преобразователей расхода, системы дренажа и системы обработки информации. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

• - счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 в комплекте с измерительными преобразователями 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 13425-06;

• - преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП), Госре-естр № 15644-06;

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

• - термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-05, с преобразователями измерительными 644Н, Госреестр № 14683-09;

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм исполнения т2, Госреестр №14557-05;

• - расходомер UFM 3030 модификации UFM 3030К, Госреестр № 32562-09;

• - контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, свидетельство ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» об аттестации алгоритма и программного обеспечения средств измерений № 2301-05м-2009 от 15 октября 2009 г.;

• - контроллер программируемый логический PLC Modicon, Госреестр № 18649-07;

• - автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы (основное и резервное).

В состав системы входят показывающие средства измерений:

• - манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-06;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 и № 3, Госреестр № 303-91.

Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) СРМ используется установка поверочная SYNCROTRAK (CALIBRON) серии S (далее - ПУ), Госре-естр № 44420-10, в комплекте с турбинным преобразователем расхода и ПП.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;

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

• - проведение КМХ рабочих СРМ с применением контрольно-резервного СРМ;

• - проведение поверки КМХ СРМ с применением ПУ;

• - автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

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

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

• - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение (ПО) системы (контроллеры измерительновычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, контроллер программируемый логический PLC Modicon, Госреестр № 18649-07, и операторские станции на базе ПО «RATE АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 802-08) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С».

• - система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТ-ПЕТРО», 1 шт., заводской № 01;

• - инструкция по эксплуатации системы;

• - инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки».

Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы