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 - АИК1 и АИК2), состоящий из уровнемеров магнитострикционных многопараметрических ВЕКТОР, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 67382-17, 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 ВЕКТОРХХХХН(и)-ДПТ-Х-Х, а в АИК-2 - уровнемеры магнитострикционные многопараметрические ВЕКТОР модификаций ВЕКТОРХХХХН(и)-ДТ-Х-Х.
Системы учета нефтепродуктов сепаратные ВЕКТОР-НЭО предусматривают одновременное применение АИК1 и АИК2, при этом вывод результатов измерений и вычислений производится на одном вычислительном компоненте (базовой станции).
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; 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;
- набор коммуникационных стандартов для промышленных сетей - HART.
Стандарты включают проводной и беспроводной физические уровни, а также протокол обмена. Проводной вариант позволяет передавать цифровые данные и питание по двум проводам, сохраняя совместимость с аналоговыми датчиками стандарта токовая петля 4-20 мА.
Третий уровень - вычислительный компонент (базовая станция с сенсорно-графическим дисплеем серий IE, XE, eMT, cMT производства Weintek Labs., Inc), 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 или косвенного метода измерений, основанного на гидростатическом принципе, в соответствии с ГОСТ 8.587-2019, ГОСТ Р 8.785-2012 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 сепаратные 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 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 включена функция самодиагностики. Защита от несанкционированного доступа к ПО и настройкам системы обеспечивается паролями.
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 3.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентис | эикационные данные (признаки) | Значение |
| Идентис | шкационное 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 | ±0,3 |
| 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 применении АИК1) |
| Верхний предел вычислений средней плотности жидкости, кг/м3 | 1500 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности вычислений средней плотности жидкости, кг/м3 | P ± ДР 2) Др = 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 |
| 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 |
Окончание таблицы 2
| Наименование характеристики | Значение |
| 1) При периодической поверке на месте эксплуатации уровнемеров магнитострикционных многопараметрических ВЕКТОР; 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 AP — 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 |
| Условия эксплуатации: температура окружающей среды, °С - АИК1 и АИК2 - базовая станция серии IE, XE, cMT - базовая станция серии eMT | от -55 до +85 от 0 до +50 от -20 до +50 |
| Маркировка взрывозащиты: - уровнемеров магнитострикционных многопараметрических ВЕКТОР модификаций: - ВЕКТОРХХХХН-ДТ- Ex-Х - ВЕКТОРХХХХН-ДПТ- Ex-Х - ВЕКТОРХХХХи-ДТ-Вн-Х - ВЕКТОРХХХХН-ДПТ-Вн-Х - ВЕКТОРХХХХи-ДПТ-Вн-Х - преобразователей (датчиков) давления измерительных EJX110A - преобразователей давления измерительных ЭЛЕМЕР-АИР-30М - датчиков давления ЭМИС-БАР | 0Ex ia IIB T5...T1 Ga X 0/1 Ex ia/db IIB T5.T1 Ga/Gb X 1Ex db IIC T6...T4 Gb X 1Ex db IIC T5 Gb X 1Ex d IIC T5 Gb X |
| - преобразователей давления измерительных DMD 331D - датчиков давления Метран-150 - преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) «ЭЛЕМЕР-БРИЗ 420P- Ex» | 1Ex d IIC T6 Gb X 0Ex ia IIC T5 Ga X 1Ex db IIC T6...T5 Gb X [Ex ia Ga] IIC |
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. |
| АИК1 и (или) АИК2 | ВЕКТОРХХХХН(и)-ДПТ-Х-Х и(или) ВЕКТОРХХХХН(и)-ДТ-Х-Х | от 1 до 20 шт. |
| Базовая станция | Серия iE, ХЕ, eMT, сМТ | 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 «Ростест-Москва», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2024.49833.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 г. № 3459 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений уровня жидкости и сыпучих материалов» (часть 1);
Приказ Росстандарта от 19 ноября 2024 г. № 2712 «Об утверждении
Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;
Приказ Росстандарта от 31 августа 2021 г. № 1904 «Об утверждении
Государственной поверочной схемы для средств измерений разности давлений до 1-105 Па»;
Приказ Росстандарта от 1 ноября 2019 г. № 2603 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений плотности»;
ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений»;
ГОСТ Р 8.785-2012 «ГСИ. Масса газового конденсата, сжиженного углеводородного газа и широкой фракции легких углеводородов. Общие требования к методикам (методам) 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».
