Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительный FloBoss S600+, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора (свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической аттестации алгоритмов и программы обработки результатов измерений № 224014-12 от 11.09.2012)) 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 2.

Т а б л и ц а 2

Окончание таблицы 2

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 дисплее контроллера измерительного FloBoss S600+ и дисплее компьютера АРМ оператора. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по метрологически значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения 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 «C» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».

Знак утверждения типа

наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Сведения о методиках измерений

Для измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений, изложенный в документе МИ 0521-2012 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений узлом резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ ОАО «Верхневолжскнефте-провод» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2008/209014-12 от 31.08.2012, код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012. 13320).

Нормативные и технические документы

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

• 2. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»;

• 3. Техническая документация общества с ограниченной ответственностью «Научнопроизводственное предприятие «ГКС».

Поверка

осуществляется по документу МП 0026-14-2012 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИР 14 сентября 2012 г.

Основные средства поверки:

• - установка поверочная трубопоршневая двунаправленная ВНР-1900 «Вэдьэпсер» (Венгрия) II-го разряда диапазон расхода измеряемой среды от 190 до 1900 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;

• - калибратор температуры модели АТС 157 В с внешним эталонным датчиком STS100 A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 45 °С до 155 °С, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

• - установка пикнометрическая, диапазон измерений от 600 до 1100 кг/м³, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м³;

• - многофункциональный калибратор давления MC5-R-IS, диапазон измерений избыточного давления от 0 до 10 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± (0,015 % ИВ + 0,01% ВПИ);

• - 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