Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью турбинных преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы с турбинных преобразователей объемного 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 (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки, поверочной установки (ПУ) на базе эталонных мерников 1-го разряда, узла подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки (далее -передвижная ТПУ), системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из четырех (трёх рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов объема нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

• - преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ250-2000N (далее - ТПР), Госреестр №15427-06;

• - преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, Госреестр № 15644-06;

• - преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, Госре-естр №15642-06;

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, Госреестр №14557-10;

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

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

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

В систему обработки информации (СОИ) системы входят:

• - контроллеры измерительные FloBoss S600 с функцией резервирования, Госреестр № 38623-08, свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритмов вычислений № 1551014-06 от 12.12.2006;

• - автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе комплекса программного «OZNA-Flow v.2.1», свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 40014-11 от 31.03.2011 г.;

• - контроллеры программируемые Simatic S7-400 с функцией резервирования, Госре-естр № 15773-06.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

• - манометры для точных измерений типа МТИ, Госреестр № 1844-63;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 1 и № 2, Госреестр № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

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

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

• - проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих ТПР с применением контрольного ТПР;

• - проведение поверки и КМХ ТПР с применением стационарной трубопоршневой поверочной установки;

• - 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;

• - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение (ПО) системы (контроллеры измерительные FloBoss S600, контроллер программируемый Simatic S7-400, комплекс программный «OZNA-Flow v.2.1») 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.

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 ввода 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» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».

• - система измерений количества и показателей качества нефти НПС «Тайшет» Иркутского РНУ ООО «Востокнефтепровод», 1 шт., заводской № 102;

• - инструкция по эксплуатации системы;

• - «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти НПС «Тайшет» Иркутского РНУ ООО «Востокнефтепровод». Методика поверки».

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.

Таблица 2