Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы разделено на встроенное и внешнее.

Встроенное ПО, реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+, хранит все процедуры, функции и подпрограммы, для автоматизированного выполнения функций сбора, обработки, отображения, регистрации и хранения информации по результатам измерений количества и параметров нефти.

Внешнее ПО «АРМ оператора СИКН», реализованное на базе прикладной программы InTouch Wonderware и установленное на диспетчерских серверах и автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора, служит для отображения данных, полученных с контроллеров FloBoss S600+, их систематизации, архивирования и передачи результатов измерений в локальную вычислительную сеть.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа многоуровневой системой защиты, которая реализована на основе разграничения прав пользователей и паролей. Каждому пользователю присваивается уровень защищенного доступа и пароль. Для редактирования системных конфигураций системы требуется специальное ПО.

Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует высокому уровню защиты.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «АРМ оператора СИКН» приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные. данные ПО

Знак утверждения типа

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

приведены в документе 04545-А16-0537.01.00.000 ИС.МИ «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти Береговых сооружений для приема нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/19014-18).

Нормативные и технические документы

Приказ Министерства энергетики РФ от 15.03.2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений».

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

Техническая документация изготовителя.

Поверка

осуществляется по документу МП 0730-14-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти Береговых сооружений для приема нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 26 января 2018 г.

Основные средства поверки:

• - установка поверочная СР 18” (рег. № 27778-09), номинальное значение вместимости измерительного участка 120 дм³, пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости измерительного участка ±0,05 %;

• - устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и

нефтепродуктов УПВА-Т (рег. № 39214-08), пределы допускаемой абсолютной погрешности при формировании тока ±3 мкА в диапазоне от 0,5 до 22 мА, пределы допускаемой относительной погрешности при формировании периода импульсных последовательностей ±540’⁴  %

в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ±2 имп. в диапазоне от 10 до 540⁸ имп.;

• - калибратор давления портативный Метран-517 (рег. № 39151-12) с модулем давления эталонным Метран-518 (регистрационный номер 39152-12), диапазон измерений избыточного давления от 0 до 1 МПа, от 0 до 6 МПа, пределы допускаемой основной приведенной погрешности ±0,02 %, пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности, вызванной изменением температуры окружающего воздуха от температуры от 18 до 22 °С на каждые 10 °С ±0,01 %;

- калибратор многофункциональный MCX II-R (рег. № 22237-08), диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА; пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения +(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон измерений силы постоянного тока от минус 100 до плюс 100 мА; пределы допускаемой основной погрешности измерений +(0,02 % показания + 1,5 мкА);

• - калибратор температуры JOFRA серии ATC-R, RTC-R модели RTC-157B с внешним термометром сопротивления STS-2000 А 915 (рег. № 46576-11), диапазон воспроизведения температур от минус 45 до плюс 155 °С; пределы допускаемой основной абсолютной погрешности установления заданной температуры по внешнему штатному платиновому термометру сопротивления углового типа ±0,04 °С, нестабильность поддержания температуры ±0,005 °С, пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры окружающей среды от нормальной (23±3) °С ±0,005 °C; диапазон измерений сигналов термометра сопротивления типа Pt100 от минус 200 до плюс 850 °C, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ±0,06 °C, пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности от изменения температуры окружающей среды от температуры от 20 до 26 °С ±0,0005 %/°С;

• - установка пикнометрическая H&D Fitzgerald Ltd (рег. № 37320-08), диапазон измерений плотности от 700 до 1600 кг/м³, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности +0,1 кг/м³;

• - средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав системы.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик системы с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Изготовитель

Испытательный центр