Комплекс реализует две схемы измерений нефти, основную и резервную. Принцип действия основной схемы основан на прямом методе динамических измерений. Принцип действия резервной схемы заключается в использовании косвенного метода статических измерений и косвенного метода измерений, основанного на гидростатическом принципе.

Измерение массы брутто нефти по основной схеме проводится с помощью блока измерительных линий (БИЛ), состоящего из одной рабочей и одной контрольной измерительной линии (ИЛ). Каждая ИЛ оснащена расходомером массовым (далее - РМ). Выходные сигналы РМ автоматически поступают в систему сбора и обработки информации (далее - СОИ), значения массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей, массовой доли воды вводятся с клавиатуры в СОИ, которая вычисляет массу нетто нефти по реализованному в ней алгоритму, в соответствии с методикой измерений.

Измерение массы брутто нефти по резервной схеме проводится в резервуарах стальных горизонтальных вместимостью 50 м³ (2 шт.).

При косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, выходные сигналы измерительных преобразователей - датчиков гидростатического давления, уровнемеров радарных, термопреобразователей сопротивления поступают в СОИ автоматически. СОИ производит расчет объема нефти в резервуаре на измеряемом уровне, с учетом градуировочной таблицы резервуара и гидростатического давления столба нефти в резервуаре, затем производит расчет массы брутто нефти. Значения массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей, массовой доли воды вводятся с клавиатуры в СОИ, которая вычисляет массу нетто нефти по реализованному в ней алгоритму, в соответствии с методикой измерений.

При косвенном методе статических измерений уровень нефти в резервуаре измеряют с использованием рулетки или метроштока, плотность нефти измеряют плотномером, а температуру термометром или плотномером. Расчет объема нефти в резервуаре на измеряемом уровне проводят вручную с учетом градуировочной таблицы резервуара, затем производят расчет массы брутто нефти. Массу нетто нефти вычисляют вручную в соответствии с методикой измерений, используя значения массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей и массовой доли воды.

СОИ включает в себя:

- программируемый логический контролер, установленный в шкафу автоматики;

- автоматизированное рабочее место оператора (АРМ оператора).

Часть измерительных компонентов комплекса образуют измерительные каналы (ИК), метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.

Комплекс выполняет следующие функции:

- автоматизированное и неавтоматизированное измерение массы брутто нефти и вычисление массы нетто нефти;

- автоматическое измерение и контроль температуры, давления и уровня нефти в резервуарах;

- контроль метрологических характеристик рабочего РМ по контрольному РМ.

В состав комплекса входят следующие средства измерений:

- расходомеры кориолисовые массовые OPTIMASS 7300 Т 80, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 34183-07 (далее -регистрационный №);

• - уровнемеры радарные OPTIWAVE 7300 C, регистрационный № 29508-05;

• - термопреобразователи сопротивления ТСМ 9418, регистрационные №№ 15196-96 и 15196-06;

• - датчики давления Метран-150TG, регистрационные №№ 32854-08 и 32854-13;

• - преобразователи давления измерительные АИР-20Ex/М2-ДГ, регистрационные №№ 30402-05 и 46375-11;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91;

• - преобразователь температуры Метран-286-Ex, регистрационный № 23410-13;

• - резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-50, регистрационный № 77316-20;

• - контроллер программируемый логический Modicon М340, регистрационный № 38403-08;

• - метрошток МШС-4,5 (составной), регистрационный № 20265-08;

• - рулетка измерительная металлическая Р10У3Г, регистрационный №51171-12;

• - плотномер портативный DM-230.1А, регистрационный №51123-12.

Допускается применять другие средства измерений и оборудование, допущенные к применению в установленном порядке, с аналогичными или лучшими метрологическими и техническими характеристиками.

Пломбирование компонентов комплекса от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.

Заводской номер комплекса, состоящий из двух арабских цифр (№01), вносится в эксплуатационную документацию.

Нанесение знака поверки на комплекс не предусмотрено.

Таблица 5 -

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик

Таблица 4 - Основные технические характеристики