Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы 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 и идентификационные данные ПО указаны в таблице 2.

ПО имеет:

• - свидетельство ГНМЦ ОАО "Нефтеавтоматика" о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров измерительных FloBoss модели S600+ № 01.00284-2010084/04-2011 от 16.12.2011;

• - свидетельство ФГУП "ВНИИР" об аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 40014-11 от 31.03.2011.

Таблица 2

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 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".

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы методом компьютерной графики.

приведены в документе "ГСИ. Масса нефтепродукта. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефтепродуктов "Кстово", зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2013.15639.

Нормативные и технические документы

• 1. ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".

• 2. Техническая документация ООО "НПП ОЗНА - Инжиниринг".

Поверка

Основные средства поверки:

• - установка поверочная трубопоршневая двунаправленная ВНР-550, максимальный объёмный расход 550 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

• - установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 700 до 1000 кг/м³, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м³;

• - калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

• - калибратор многофункциональный ASC300-R в комплекте с двумя внешними модулями АРМ-Н (АРМ015РGHG и APM03KPAHG), нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

• - 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