Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений параметров сырой нефти, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы обработки информации.

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией.

Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы (массового расхода) сырой нефти, системы сбора и обработки информации, а также измерительных каналов плотности, температуры, избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в сырой нефти, объемного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:

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

• - преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), Гос-реестр № 15644-06;

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

• - термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644, Госреестр № 27129-04;

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм1, 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 № 18649-09;

• - автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе программного комплекса "RATE APM оператора УУН", свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритма № 182101-08 от 24 октября 2008 г.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

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

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

Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик СРМ используется установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB, Госреестр № 44252-10 (входящая в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № А ООО «Енисей»).

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с требованиями МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

Программное обеспечение (ПО) системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, АРМ оператора на базе программного комплекса "RATE APM оператора УУН") обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую 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.

Таблица 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 введения 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 "C" 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 параметров сырой нефти № Б ООО "Енисей", заводской № 02;

• - инструкция по эксплуатации системы;

• - документ "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров сырой нефти № Б ООО "Енисей". Методика поверки", утвержденный ФГУП ВНИИР в 2012 г.

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Основные метрологические и технические характеристики системы