Программное обеспечение

Программное обеспечение системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе программного комплекса ОЗНА-Flow, далее - ПО) 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.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

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 «средний» по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения.»

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Сведения о методиках измерений

Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения». (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/36109-13 от 25 декабря 2013 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР. 1.29.2014.18045).

Нормативные и технические документы

• 1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

• 2 Руководство по эксплуатации «Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС). Обустройство Южно-Торавейского месторождения. ОИ 182.00.00.00.000 РЭ»;

• 3 Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения. Методика поверки. МП 0157-9-2014.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений - осуществление торговли и товарообменных операций.

Поверка

осуществляется по документу МП 0157-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 28 июня 2014 г.

Основные средства поверки:

• - установка поверочная автоматизированная УПСЖ ВМ, диапазон воспроизводимого расхода от 0,01-0,03 до 400 м³/ч, основная относительная погрешность при измерении массы или объема весовыми устройствами и использовании импульсных измерительных каналов ±0,05 %.;

• - передвижная поверочная установка малой вместимости калиброванного участка I-го разряда в составе с поточным преобразователем плотности с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 %.

• - калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

• - калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

• - государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосодержа-ния нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011. Диапазон значений влагосодержания смеси нефть-вода, в котором воспроизводится единица объемного влагосодержания, составляет: 0,01 + 99,9 % объемной доли воды;

• - устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10^-4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*10⁸ имп.

Изготовитель

Испытательный центр