Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет измерительно-вычислительный контроллер, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенных в испытательной лаборатории.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), в составе шести рабочих, одной контрольно-резервной и одной резервной измерительных линий (ИЛ); блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК); системы обработки информации (СОИ) и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Измерительные компоненты системы, участвующие в измерении массы нефти, контроле и измерении параметров качества нефти, приведены в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Состав системы

Окончание таблицы 1

рабочем диапазоне объемного расхода, температуры, давления, плотности нефти;

- вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в испытательной лаборатории;

- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих измерительных компонентов давления и температуры нефти соответственно;

- определение метрологических характеристик и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР с применением установки поверочной трубопоршневой;

- проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ТПР, применяемому в качестве контрольного;

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

- контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами. Пломбирование системы не предусмотрено.

Комплектность системы приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность системы

Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных измерительных каналов (ИК) с комплектным методом поверки, а также метрологические и основные технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 3, 4, 5.

Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом поверки

¹⁾ Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода с резервным и рабочими

ТПР;

²⁾ Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода с контрольно-резервным ТПР, применяемым в качестве контрольного.

Таблица 4 - Метрологические характеристики системы

Таблица 5 - Основные технические характеристики системы