Назначение
Системы учета нефтепродуктов сепаратные ВЕКТОР-НЭО предназначены для измерений массы, объема, уровня продукта, уровня подтоварной воды, уровня раздела сред, температуры и гидростатического давления нефти, нефтепродуктов и передачи измеренных данных в различные системы верхнего уровня.
Описание
Системы учета нефтепродуктов сепаратные ВЕКТОР-НЭО представляют собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Системы учета нефтепродуктов сепаратные ВЕКТОР-НЭО включают в себя следующие уровни.
Первый уровень (измерительные компоненты) - автономный измерительный комплекс (далее - АИК) модификаций АИК1 или АИК2, установленных непосредственно на резервуарах, на объектах во взрывоопасных зонах классов 0, 1 и 2 в соответствии с ТР ТС 012/2011.
В АИК1 применяются уровнемеры магнитострикционные многопараметрические ВЕКТОР модификаций ВЕКТОРХХХХи-ДПТМК-Вн-Х (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 67382-17).
В АИК2 применяются преобразователи линейных перемещений ПЛП, исполнений ПЛПххххи-Ех-У-0 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53393-13), преобразователи температуры многоточечные ПТМ, исполнений ПТМХХ-и-Ех-0 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 79994-20) и блоки интерфейсные взрывозащищенные БИВ, исполнения БИВ2-UART/ISM868
(далее - БИВ2-UART/ISM868).
Второй уровень - связующие компоненты, выполняющие функции передачи данных по проводным или беспроводным каналам связи, между измерительными и вычислительным компонентами. В качестве интерфейса связи используются:
- полудуплексный многоточечный последовательный интерфейс передачи данных RS485; передача данных осуществляется по одной паре проводников с помощью дифференциальных сигналов; предусмотрено использование радиомодемов (удлинители интерфейса) в режиме «прозрачной» передачи данных с использованием БИВ3-ISM868/RS485, осуществляющих беспроводной прием/передачу данных от БИБ2-иАИТ/18М868 по беспроводным каналам ISM868 МГц; коммуникационные протоколы обмена MODBUS RTU и MODBUS TCP - открытые промышленные протоколы, основанные на архитектуре ведущий-ведомый (master-slave); проверка целостности кода осуществляется с помощью циклического избыточного кода CRC-16; интерфейс Ethernet, обеспечивающий передачу данных в системы управления верхнего уровня.
Третий уровень - вычислительный компонент (базовая станция с сенсорнографическим дисплеем серий IE, XE, eMT, cMT или cMT без дисплея производства Weintek Labs., Inc или серий ВК-1, ВК-2 производства ООО «ОКБ Вектор», г. Москва), осуществляющий опрос измерительных компонентов, расчет, индикацию и архивирование измеренных параметров, вывод информации об измеренных параметрах на дисплей, а также формирование сигналов управления внешними устройствами.
Принцип действия систем учета нефтепродуктов сепаратных ВЕКТОР-НЭО основан на использовании, в зависимости от исполнения, косвенного метода статических измерений (АИК2) или косвенного метода измерений, основанного на гидростатическом принципе (АИК1), в соответствии с ГОСТ 8.587-2019 в резервуарах, градуированных по ГОСТ 8.570-2000 и ГОСТ 8.346-2000, содержащих нефть и жидкие нефтепродукты, функционирующих под давлением и без избыточного давления, с понтоном и без него.
Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится методом печати на маркировочную табличку, крепящуюся на базовую станцию.
Нанесение знака поверки на системы учета нефтепродуктов сепаратные ВЕКТОР-НЭО не предусмотрено.
Пломбирование систем учета нефтепродуктов сепаратных ВЕКТОР-НЭО не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) предназначено для:
- непрерывного сбора и обработки измерительной информации, поступающей от автономных измерительных комплексов;
- расчета в составе базовой станции системы учета нефтепродуктов сепаратной ВЕКТОР-НЭО в реальном масштабе времени основных параметров объемно-массового учета нефти, нефтепродуктов в резервуарах согласно ГОСТ 8.587-2019;
- вывод результатов измерений на дисплей;
- сигнализации достижения контролируемыми параметрами заданных значений,
- формирования сигналов управления внешними устройствами автоматики,
- передачи данных в ЭВМ верхнего уровня;
- предоставления пользователю возможности работы с настройками и измерительной информацией базовой станции.
Номер версии ПО выводится на дисплей базовой станции, а также доступен для чтения с ЭВМ верхнего уровня. Для контроля работы системы учета нефтепродуктов сепаратной ВЕКТОР-НЭО включена функция самодиагностики. Защита от несанкционированного доступа к ПО и настройкам обеспечивается паролями.
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | NEO_HMI |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v2.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | 0905 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | CRC-16 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Канал измерений уровня продукта, уровня подтоварной воды, уровня раздела сред | |
| Диапазон измерений уровня продукта, уровня подтоварной воды, уровня раздела сред, м | от 0,05 до 25 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня продукта, уровня подтоварной воды, уровня раздела сред, мм | ±1; ±31) |
| Канал измерений температуры | |
| Диапазон измерений температуры продукта, °С | от -45 до +100 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - АИК1 - АИК2 | ±0,3 ±0,2 |
| Канал измерений давления (только при применении АИК1) | |
| Диапазон измерений гидростатического давления, кПа | от 0 до 250 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений к диапазону измерений гидростатического давления, % - при применении преобразователей (датчиков) давления измерительных EJX110A - при применении датчиков давления ЭМИС-БАР - при применении датчиков давления Метран-150 - при применении преобразователей давления измерительных DMD 331D - при применении преобразователей давления измерительных ЭЛЕМЕР-АИР-30М | ±0,04 ±0,04; ±0,065 ±0,075 ±0,075 ±0,075 |
| Канал вычислений средней плотности жидкости (только при п | рименении АИК1) |
| Верхний предел вычислений средней плотности жидкости, кг/м3 | 1500 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности вычислений средней плотности жидкости, кг/м3 | Р ± ДР 2) АР = Р0 g • (h ± Ah) |
| Канал измерений массы | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов, % - при массе не более 200 т - при массе 200 т и более | ±0,65 ±0,50 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), % - при массе не более 200 т - при массе 200 т и более | ±0,65 ±0,50 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов), % - при массе не более 200 т - при массе 200 т и более | ±0,75 ±0,60 |
Продолжение таблицы 2
| Наименование характеристики | Значение |
| Канал измерений объема | |
| Диапазон измерений объема продукта, м3 | от 0,1 до 100000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема (с учетом допускаемой относительной погрешности градуировочной/ калибровочной таблицы резервуара ±0,25 %), % | ±0,40 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычислений объема и массы, % | ±0,015 |
| 1) При периодической поверке на месте эксплуатации; 2) где ро - значение плотности жидкости по паспорту (нормативным документам), либо измеренное в лабораторных условиях, кг/м3; Р - гидростатическое давление (величина, измеренная датчиком давления), Па; АР - основная абсолютная погрешность измерений давления, Па, рассчитанная по формуле ар!_А 100 , где Pn - диапазон измерений гидростатического давления датчиком давления, Па; YP - приведенная погрешность измерений гидростатического давления датчика давления; g - ускорение свободного падения, равное 9,80665 м/с2; h - высота столба жидкости в резервуаре (уровень), измеренная уровнемером, м; Ah - основная абсолютная погрешность измерений уровня, м. | |
Таблица 3 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Типы выходных сигналов | Ethernet, ModBus TCP, RS-485, ModBus RTU, ISM868 МГц |
| Условия эксплуатации: температура окружающей среды, °С - АИК1 - АИК2 - базовая станция серии IE, XE, cMT, ВК- 1, ВК-2 - базовая станция серии eMT | от -55 до +80 от -55 до +85 от 0 до +50 от -20 до +50 |
| Маркировка взрывозащиты: - уровнемеров магнитострикционных многопараметрических ВЕКТОРХХХХи-ДПТМК-Вн - преобразователей (датчиков) давления измерительных EJX110A - преобразователей давления измерительных DMD 331D - преобразователей давления измерительных ЭЛЕМЕР-АИР-30М | 0/1 Ex 1а IIB Т5/Ех db IIB Т5 Ga/Gb X 1Ех db IIC Т6...Т5 Gb X 1Ех db IIC Т5 Gb X 1Ех db IIC T5 Gb X |
Продолжение таблицы 3
| Наименование характеристики | Значение |
| - датчиков давления ЭМИС-БАР-153 - датчиков давления Метран-150 - преобразователей линейных перемещений ПЛП исполнения ПЛПххххи-Ех-У-0 - преобразователей температуры многоточечных исполнения ПТМХХ-U-Ех-0 - блоков интерфейсных взрывозащищенных БИВ исполнения: - БИВ2 - UART/ISM868 - БИВ3 - ISM868/RS485 | 1Ех db IIC T5 Gb X 1Ех db IIC Т5 Gb Х 0Ex 1а IIB Т5 Ga Х 0Ex 1а IIB Т5 Ga X 1Ex db [1а Ga] IIB T5 Gb Х 1Ex db IIB T5 Gb |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом, на маркировочную табличку методом печати.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система учета нефтепродуктов сепаратная в составе: | ВЕКТОР-НЭО | 1 шт. |
| Автономный измерительный комплекс | АИК: АИК1 или АИК2 | от 1 до 32 шт. от 1 до 16 шт. |
| Базовая станция | Серия iE, ХЕ, eMT, сМТ, ВК-1, ВК-2 | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | ВГАР.421417.010 РЭ | 1 экз. |
| Руководство оператора системы учета нефтепродуктов сепаратной ВЕКТОР-НЭО | ВГАР.421417.010 РО | 1 экз. |
| Паспорт | ВГАР.421417.010 ПС | 1 экз. |
| Инструкция по монтажу | ВГАР.421417.010 ИМ | 1 экз. |
| Комплект монтажных частей | _ | в соответствии с заказом |
| Тара | ВГАР.320005.003 или ВГАР.320005.004 | 1 шт. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Масса и объем нефти и нефтепродуктов. Методика измерений массы и объема нефти и нефтепродуктов в резервуарах системами учета нефтепродуктов сепаратными ВЕКТОР-НЭО», аттестованном ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2026.53436.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 30.12.2019 № 3459 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений уровня жидкости и сыпучих материалов (часть 1)»
Приказ Росстандарта от 29.01.2026 № 147 «Об утверждении Государственного первичного эталона единицы температуры - кельвина в диапазоне от 0,3 до 273,16 К и Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»
Приказ Росстандарта от 10.03.2025 № 472 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений разности давлений до 1-105 Па»
Приказ Росстандарта от 01.11.2019 № 2603 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений плотности»
ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
ГОСТ Р 52931-2008 «Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия»
ТУ 26.51.52-010-38352196-2021 «Системы учета нефтепродуктов сепаратные ВЕКТОР-НЭО. Технические условия»