Системы газоаналитические шахтные многофункциональные Микон 1Р

Основные
Тип Микон 1Р
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 4747 от 05.09.11 п.32
Класс СИ 31.01
Номер сертификата 43734
Примечание Взамен № 20198-08
Срок действия сертификата 05.09.2016
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ТУ 4231-001-44645436-2005
Тип сертификата (C - серия/E - партия) С

Назначение

Система газоаналитическая шахтная многофункциональная «Микон 1Р» (далее - Система) предназначена для автоматического непрерывного измерения объемной доли метана, оксида углерода, диоксида углерода, водорода, оксида азота, диоксида азота, кислорода и довзрыво-опасных концентраций метано-водородной смеси в воздухе, скорости воздушного потока в горных выработках, вентиляционных сооружениях и воздуховодах шахты и других промышленных объектов, массовой концентрации пыли в воздухе рабочей зоны (автоматический газовый контроль, далее - АГК), измерения значений виброскорости и зазора частей агрегатов, абсолютного и дифференциального давления газовых смесей, абсолютного давления жидкости в технологических трубопроводах и передачи измерительной информации на диспетчерский пункт, ее обработки, отображения и хранения.

Система обеспечивает защитное отключение электропитания шахтного оборудования и выдачу сигналов при достижении предельно допускаемых значений объемной доли метана и/или скорости воздуха, и/или концентрации пыли, и/или состояния вентиляционного оборудования и сооружений (автоматическую газовую защиту), сбор и обработку информации о состоянии (включено/выключено) технологического, вентиляционного, дегазационного и противопожарного оборудования, вентиляционных сооружений и оборудования энергоснабжения шахты и других промышленных объектов. Система осуществляет местное и централизованное диспетчерское ручное, автоматизированное и автоматическое управления основным и вспомогательным технологическим оборудованием, вентиляционным оборудованием и аппаратами энергоснабжения.

Описание

Система является многоканальной стационарной автоматической измерительной системой непрерывного действия.

Система имеет следующую структуру технических средств:

1) полевой уровень - аналоговые датчики СДОУ 01 и СДТГ, микропроцессорные датчики ДМС 01, ДМС 03, ДМС 03Э, СДСВ 01, ДОУИ, СДД 01, ИДИ, ИЗСТ 01 с выходными сигналами (0,4-2,0) В, микропроцессорные датчики ДМС 03, СДСВ 01, ИДИ и ИВД-Х с цифровым кодированным выходным сигналом (цифровым интерфейсом);

2) контроллерный уровень - микропроцессорные подземные вычислительные устройства ПВУ VAL101P (далее - ПВУ) и устройства сигнализирующие СУ-ХХ (далее - СУ) с цифровыми интерфейсами;

3) уровень передачи данных - микропроцессорные наземные устройства приема и передачи информации НУППИ FED/P и барьером искробезопасности BX1P (далее - НУППИ), устройства системы передачи информации СПИН и повторители-барьеры искробезопасности ПБИ-485 (далее - ПБИ);

4) диспетчерский уровень - цифровые электронно-вычислительные машины (далее -ЦЭВМ), объединенные в локальную вычислительную сеть.

Работу устройств полевого, контроллерного и диспетчерского уровня обеспечивают источники питания (далее - ИП), блоки автоматического ввода резерва, трансформаторные и промежуточного реле (далее соответственно - БАВР, БТ и БПР), устройства бесперебойного питания и другие устройства.

Технические средства полевого уровня обеспечивают преобразование контролируемого параметра в информационный сигнал, поступающий на технические средства контроллерного уровня или уровня передачи информации. Технические средства контроллерного уровня обеспечивают преобразование сигналов, получаемых от аналоговых и дискретных датчиков в цифровой код, формирование и реализацию управляющих сигналов для сигнализирующих и исполнительных устройств, обмен данными по цифровому интерфейсу с устройствами диспетчерского уровня. В Системе используются цифровые интерфейсы, соответствующие следующим электрическим/логическим спецификациям: BS6556/SAP; RS-485/SAP; RS-485/ModbusRTU. Технические средства уровня передачи данных обеспечивают информационный обмен между техническими средствами диспетчерского, контроллерного и полевого уровней. Технические средства диспетчерского уровня обеспечивают сбор, обработку, хранение и отображение данных собираемых Системой и ввод команд телеуправления.

В состав измерительных каналов (далее - ИК) Системы могут входить первичные измерительные преобразователи, перечисленные в таблице 1.

Таблица 1

Измерительный канал (определяемый компонент)

Первичный измерительный преобразователь

Номер по Г осреестру СИ

Принцип измерений

Объемной доли метана (метан (CH4)

ДМС 01

21073-06

термохимический, термокондуктометрический

ДМС 03

45747-10

термохимический, термокондуктометрический

ИДИ

28259-04

инфракрасный

Довзрывоопасной концентрации метано-водородной смеси

ДМС 03Э

45747-10

термохимический

Объемной доли токсичных газов, кислорода и водорода (оксид углерода (CO), водород (H2), оксид азота (NO), диоксид азота (NO2), кислород (O2), диоксид углерода (CO2))

СДТГ

37260-10

электрохимический

СДОУ 01

46045-10

электрохимический

ДОУИ

33551-06

электрохимический

ИДИ

28259-04

инфракрасный

Скорости воздушного потока

СДСВ 01

22814-08

ультразвуковой

Массовой концентрация пыли

ИЗСТ-01

36151-07

оптический

Давления газа и жидкости

СДД 01

40834-09

тензометрический

Виброперемещения и зазора между торцом чувствительной части датчика и поверхностью контролируемого объекта

ИВД-2

36537-07

электромагнитный

Средних квадратических значений (СКЗ) виброскорости

ИВД-3

36585-07

емкостной

В Системе используются ИК со следующими структурами:

1) датчик ДМС 01, ДМС 03, ИДИ, СДОУ 01, СДТГ, ДОУИ, СДСВ 01, ИЗСТ-01 или СДД 01 с аналоговым выходом (0,4-2,0) В - ПВУ или СУ - НУППИ FED/P или СПИН 000М0-ПИ01.21 - ЦЭВМ;

2) датчик ДМС 01, ДМС 03, ИДИ, СДОУ 01, СДТГ, ДОУИ, СДСВ 01, ИЗСТ-01 или СДД 01 с аналоговым выходом (0,4-2,0) В - ПВУ или СУ - устройства системы передачи информации СПИН (СПИН 000М0-ПИ01.11, СПИН 010М0-КН**.11, СПИН 100О1-КУ**.**) - ЦЭВМ;

3) датчик СДСВ 01, ДМС 03, ИДИ или ИВД с цифровым интерфейсом - устройства системы передачи информации СПИН (СПИН 000М0-ПИ01.11, СПИН 010М0-КН**.11, СПИН 100О1-КУ**.**) - ЦЭВМ.

Цифровые кодированные сигналы могут передаваться через различные системы передачи информации, в том числе осуществляющие преобразование интерфейсов и протоколов. Количество, состав и типы измерительных каналов Системы на конкретном горнотехнологическом объекте или промышленном предприятии определяется Техническим проектом.

Общий вид основных технических средств Системы «Микон 1Р» показан на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид основных технических средств системы «Микон 1Р»

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) Системы имеет следующую структуру (рисунок 2):

1) полевой уровень - встроенное ПО микропроцессорных ПИП;

2) контроллерный уровень - встроенное ПО ПВУ и СУ;

3) уровень передачи информации - встроенное ПО устройств связи НУППИ, СПИН;

4) диспетчерский уровень - прикладное ПО «IngortechSCADA» и ПО OPC-сервера связи с Modbus-устройствами.

встроенное ПО

прикладное ПО

полевой уровень

диспетчерский уровень

уровень передачи информации

контроллерный уровень

подземные выработки (взрывоопасные помещения)

наземные помещения (безопасные помещения)

Рисунок 2 - Структура программного обеспечения системы «Микон 1Р»

Встроенное ПО технических средств полевого (ДМС 01, ДМС 03, ДМС 03Э, СДСВ 01, СДД 01, ДОУИ, ИДИ, ИЗСТ 01, ИВД-Х), контроллерного (ПВУ и СУ) уровня и уровня передачи данных (ПБИ, НУППИ и СПИН) специально разработано изготовителем соответствующих технических средств.

В ПО диспетчерского уровня входят:

1) ПО OPC-сервера связи с Modbus-устройствами (далее - OPC Modbus сервер);

2) ПО «IngortechSCADA», состоящее из ПО связи «ValSrv» и «rtOPCClient», ПО сервера данных «rtVarSrv», ПО оператора «rtRTS», ПО конфигурования «rtConfig» и программных утилит.

Прикладное ПО OPC Modbus стороннего разработчика обеспечивает:

а) обмен данными с СУ и датчиками с цифровым интерфейсом RS-485/ModbusRTU;

б) передачу от OPC Modbus серверов в ПО связи «rtOPCCLient» данных от СУ и датчиков с интерфейсом RS-485/ModbusRTU без преобразований;

в) передачу в ПО связи «rtOPCCLient» данных о параметрах внутреннего преобразования переменных в ПО OPC Modbus сервера.

ПО OPC Modbus сервера не является метрологически значимым.

В качестве ПО OPC Modbus сервера используется ПО «Lectus Modbus OPC/DDE сервер» (исполняемый файл «ServOPC»), которое может быть заменено аналогичным ПО, соответствующим требованиям документа «OPC Data Access Custom Interface Specification 2.05A».

Прикладное ПО связи «ValSrv» является специализированным, разработано ООО «Ингортех» и обеспечивает:

а) обмен данными с ПО сервера «rtVarSrv» через специальный защищенный программный интерфейс (разработан ООО «ИНГОРТЕХ», далее - RTS-интерфейс) - получение конфигурационных данных (конфигурации) и команд управления, передачу результатов измерения и контроля;

б) обмен данными с ПВУ через защищенный аппаратный интерфейс - получение результатов измерения и контроля и передача команд управления технологическим оборудованием;

в) преобразование данных от ПВУ в величины с размерностью контролируемых параметров в соответствии с конфигурацией и определение характеристик, определяющих качество информации (статусов переменных);

г) отображение результатов измерения и контроля на дисплее ЦЭВМ;

д) передачу данных через незащищенный интерфейс OPC сторонним потребителям через межсетевой экран.

ПО связи «ValSrv» использует метрологически значимые части ПО: программные модули «m_protocol.dll» и «RTSertificate.dat».

Прикладное ПО связи «rtOPCClient» является специализированным, разработано ООО «Ингортех» и обеспечивает:

а) обмен данными с ПО сервера «rtVarSrv» через RTS-интерфейс - получение конфигурации и команд управления, передачу результатов измерения и контроля;

б) контроль отсутствия преобразований переменных в OPC Modbus сервере;

в) обмен данными с OPC Modbus сервером - получение значений контролируемых параметров и передачи команд управления технологическим оборудованием;

г) преобразование данных от OPC Modbus сервера в результаты измерений с размерностями контролируемых параметров в соответствии с конфигурацией и определение характеристик, определяющих качество информации (статусов переменных).

ПО связи «rtOPCClient» использует метрологически значимую часть ПО - программный модуль «RTSertificate.dat».

Прикладное ПО сервера «rtVarSrv» является специализированным, разработано ООО «Ингортех» и обеспечивает:

а) хранение конфигурации Системы (параметры преобразования данных, описание первичных измерительных и контролирующих преобразователей типов измерительных и контролирующих каналов, схемы отображения информации и сигнализации и т.п.) и обеспечение доступа ПО всех ЦЭВМ диспетчерского уровня к ней через RTS-интерфейс;

б) обмен данных через RTS-интерфейс с ПО связи «ValSrv» и «rtOPCClient» - получение результатов измерения и контроля и передачу команд управления технологическим оборудованием;

в) предоставление результатов измерений и контроля через RTS-интерфейс в ПО оператора «rtRTS» и получение от него команд управления технологическим оборудованием;

г) запись результатов измерений и контроля и команд управления в долговременную базу данных;

д) обеспечение доступа ПО всех ЦЭВМ диспетчерского уровня к результатам измерений и контроля в долговременной базе данных.

ПО сервера «rtVarSrv» не является метрологически значимым.

ПО оператора «rtRTS» является специализированным, разработано ООО «ИНГОРТЕХ» и обеспечивает:

а) обмен данными через RTS-интерфейс с ПО сервера данных «rtVarSrv» - получение конфигурации, текущих и архивных результатов измерения и контроля и передача команд управления технологическим оборудованием;

б) отображение на дисплее ЦЭВМ текущих и архивных результатов измерения и контроля с использованием конфигурации и формирование команд управления технологическим оборудованием.

ПО оператора «rtRTS» не является метрологически значимым.

ПО конфигурирования «rtConfig» является специализированным, разработано ООО «Ин-гортех» и обеспечивает:

а) создание и редактирование конфигурации Системы;

б) проверку соответствия сконфигурированных переменных фиксированной метрологически значимой части конфигурации.

ПО конфигурирования «rtConfig» не является метрологически значимым.

Остальные программные утилиты, входящие в состав ПО «IngortechSCADA», является специализированными, разработаны ООО «Ингортех» и не являются метрологически значимыми. Данные, которые описывают типы измерительных каналов и используются для получения результатов измерения, содержатся в программном модуле «RTSertificate.dat». Данные, которые описывают протокол связи с ПВУ, содержатся в программном модуле «m_protocol.dll».

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

IngortechSCADA

ValSrv

1.3.10.284

m_protocol.dll - B07A7A81

RTSertificate.dat - 263D8D2B

CRC32

IngortechSCADA

rtVarSrv

2.1.110521-10

RTSertificate.dat - 263D8D2B

CRC32

IngortechSCADA

rtOPCClient

2.1.110521-10

_

_

IngortechSCADA

rtConfig

2.1.110521-10

_

_

IngortechSCADA

rtRTS

2.1.110521-10

_

_

Lectus Modbus OPC/DDE сервер

ServOPC

3.9

Сборка 33

_

_

Примечание.

1 Для ValSrv, rtVarSrv, rtOPCClient, rtConfig и rtRTS номер версии записывается в виде X.Y.Z.W или X.Y.Z-W, где X.Y являются существенными, а Z и W описывают модификации, которые заключались в несущественных для основных технических характеристик изменениях и устранениях незначительных программных дефектов.

2 Для Lectus Modbus OPC/DDE сервер существенным является только номер версии, номер и дата сборки отличаются несущественными для основных технических характеристик изменениями и исправлениями незначительных программных дефектов.

Защита встроенного ПО полевого и контроллерного уровня от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Уровень передачи данных является аппаратно защищенным, технические средства (ПВУ, СУ, ПБИ, НУППИ и СПИН) и линии связи этого уровня не поддерживают подключение сторонних технических устройств. Защита встроенного ПО уровня передачи данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

ПО связи «ValSrv» использует метрологически значимую часть, которая содержит функции преобразования значений переменных для получения результатов измерения и оформлена в виде файлов «m_protocol.dll» и «RTSertificate.dat». Защита метрологически значимых данных и защита прикладного ПО связи «ValSrv» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010. ПО связи «rtOPCClient» использует метрологически значимую часть, которая содержит функции преобразования значений переменных для получения результатов измерения и оформлена в виде файла «RTSertificate.dat». Защита метрологически значимых данных и прикладного ПО сервера «rtOPCClient» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

1 Метрологические характеристики измерительных каналов Системы

1.1 Измерительный канал объемной доли метана и метано-водородной смеси

1.1.1 Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности по измерительному каналу объемной доли метана приведены в таблице 3.

Таблица 3

Первичный измерительный преобразователь

Диапазон показаний содержания определяемого компонента

Диапазон измерений содержания определяемого компонента

Пределы допускаемой основной погрешности

T0.9, с, не более 1)

ДМС 01-(0-5)

от 0 до 100 % (об.д.)

от 0 до 2,5 % (об.д.)

±0,2 % (об.д.)

20

ДМС 01-(0-100)

от 0 до 100 % (об.д.)

от 0 до 60 % (об.д.) св. 60 до 100 % (об.д.)

±5,0 % (об.д.)

±15 % (об.д.)

20

ДМС 03

от 0 до 100 % (об.д.)

от 0 до 2,5 % (об.д.) св. 5 до 100 % (об.д.)

±0,1 % (об.д.) ±3 % (об.д.)

10

ДМС 03Э

от 0 до 100 %

НКПР

от 0 до 57 % НКПР

±5 % НКПР 2)

30

ИДИ-10

от 0 до 100 % (об.д.)

от 0 до 2,5 % (об.д.)

±0,2 % (об.д.)

30

от 0 до 5 % (об.д.) св. 5 до 100 % (об.д.)

±0,5 % (об.д.) ±10 % отн.

30

Примечания:

1) - указано T0,9 первичного измерительного преобразователя без учета времени задерж-

ки канала передачи и отображения информации;

2) - поверочным компонентом является метан.

1.1.2 Пределы допускаемой вариации показаний, в долях от пределов допускаемой основной погрешности

1.1.3 Пределы допускаемой дополнительной погрешности, в долях от пределов допускаемой основной погрешности:

- при использовании в составе ИК датчика ДМС 01:

- от изменения температуры на каждые 10 °C

- от изменения атмосферного давления в пределах рабочих условий эксплуатации

- от изменения относительной влажности анализируемой среды в пределах рабочих условий эксплуатации

- при использовании в составе ИК датчика ДМС 03, ДМС 03Э:

- от изменения температуры в пределах рабочих условий эксплуатации

- от изменения атмосферного давления в пределах рабочих условий эксплуатации

- от изменения относительной влажности анализируемой среды в пре

д елах рабочих условий эксплуатации

- при использовании в составе ИК датчика ИДИ-10:

- от изменения температуры на каждые 10 °C

- от изменения атмосферного давления в пределах рабочих условий эксплуатации 2,0;

- от изменения относительной влажности анализируемой среды в пределах рабочих условий эксплуатации

1.1.4 Интервал времени непрерывной работы без корректировки

показаний, сут, не более:

- для ДМС 01

- для ДМС 03

- для ДМС 03Э

- для ИДИ-10

1.1.5 Диапазон настройки порогов срабатывания сигнализации, объемная

доля метана, %                                                                              0,5...2,0

1.1.6 Пределы допускаемой погрешности срабатывания сигнализации

- для измерительных каналов с датчиками ДМС03Э, % НКПР

- для измерительных каналов с остальными датчиками, % (об.д.)

1.1.7 Время срабатывания сигнализации не более, с

1.2 Измерительный канал объемной доли токсичных газов, водорода и диоксида углерода

1.2.1 Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности по измерительному каналу объемной доли токсичных газов, водорода и диоксида углерода приведены в таблице 4.

Таблица 4

Первичный измерительный преобразователь

Определяемый компонент

Диапазон показаний объемной доли определяемого компонента

Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента

Пределы допускаемой основной погрешности, объемная доля определяемого компонента

T0.9, с, не более 1)

СДТГ 01, СДОУ 01

Оксид углерода (CO)

от 0 до 200

-1 млн

от 0 до 50

-1 млн

±(2+0,1 х Свх) млн-1

120

ДОУИ

Оксид углерода (CO)

от 0 до 200

-1 млн

от 0 до 50

-1

млн

от 0 до 200

-1

млн

±(3+0,1 х Свх) млн-1

120

СДТГ 02

Водород (H2)

от 0 до 999

-1 млн

от 0 до 50

-1 млн

±(2+0,15х Свх) млн-1

120

СДТГ 03

Водород (H2)

от 0 до 1,0 % (об.д.)

от 0 до 0,5 (об.д.)

±0,1 % (об.д.)

120

СДТГ 05

Оксид азота (NO)

от 0 до 100

-1 млн

от 0 до 10

-1 млн

±(0,5+0,1х Свх) млн-1

120

СДТГ 06

Диоксид азота

(NO2)

от 0 до 100

-1 млн

от 0 до 10

-1 млн

±(0,2+0,05 х Свх) млн-1

120

СДТГ 11

Кислород (O2)

от 0 до 25% (об.д.)

от 0 до 25% (об.д.)

±(0,5+0,1х Свх) % (об.д.)

120

Первичный измерительный преобразователь

Определяемый компонент

Диапазон показаний объемной доли определяемого компонента

Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента

Пределы допускаемой основной погрешности, объемная доля определяемого компонента

T0.9, с, не более 1)

ИДИ-20

Диоксид углерода (CO2)

от 0 до 2 % (об.д.)

от 0 до 2 % (об.д.)

±0,2 % (об.д.)

30

Примечания:

1) - указано T0,9 первичного измерительного преобразователя (далее - ПИП) без учета времени задержки канала передачи и отображения информации;

Свх - объемная доля определяемого компонента на входе ПИП, млн-1 или %.

1.2.2 Пределы допускаемой вариации показаний, в долях от пределов

допускаемой основной погрешности

1.2.3 Пределы допускаемой дополнительной погрешности, в долях от пределов допускаемой основной погрешности:

- при использовании в составе ИК датчиков СДТГ:

- от изменения температуры на каждые 10 °C

- от изменения относительной влажности анализируемой среды в пределах рабочих условий эксплуатации

- при использовании в составе ИК датчика ИДИ-20:

- от изменения температуры на каждые 10 °C

- от изменения атмосферного давления в пределах рабочих условий эксплуатации

- от изменения относительной влажности анализируемой среды в пределах рабочих условий эксплуатации

1.2.4 Интервал времени непрерывной работы без корректировки по

казаний, сут, не более

- СДТГ 01, СДОУ 01, ДОУИ, ИДИ-20

- СДТГ 02, СДТГ 03, СДТГ 05, СДТГ 06, СДТГ 11

1.3 Измерительный канал скорости воздушного потока

1.3.1 Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности по измерительному каналу скорости воздушного потока приведены в таблице 5.

Таблица 5

Первичный измерительный преобразователь

Диапазон показаний, м/с

Диапазон измерений, м/с

Пределы допускаемой основной погрешности, м/с

T0.9, с, не более 1)

СДСВ 01

от минус 60 до плюс 60

от 0,1 до 0,6 св. 0,6 до 30

±0,1

±(0,09+0,02х V)

20

Примечания:

1) - указано T0,9 ПИП без учета времени задержки канала передачи и отображения информации;

V - скорость воздушного потока, м/с.

1.3.2 Пределы допускаемой дополнительной погрешности, в долях

от пределов допускаемой основной погрешности:

- от изменения температуры в пределах рабочих условий эксплуатации              0,5;

- от изменения относительной влажности анализируемой среды в преде

лах рабочих условий эксплуатации                                                        0,5.

1.4 Измерительный канал массовой концентрации пыли

1.4.1 Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности по измери-

тельному каналу массовой концентрации пыли приведены в таблице 6. Таблица 6

Первичный измерительный преобразователь

Диапазон показаний, мг/м3

Диапазон измерений, мг/м3

Пределы допускаемой основной погрешности

ИЗСТ-01

от 0 до 1500

от 0 до 100 св. 100 до 1500

± 20 % прив.

± 20 % отн.

Примечание - метрологические характеристики по ИК массовой концентрации пыли нормированы по тестовому аэрозолю.

1.5 Измерительный канал давления

1.5.1 Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности по измери-

тельному каналу давления приведены в таблице 7.

Таблица 7

Первичный измерительный преобразователь

Диапазоны измерений

Пределы допускаемой основной погрешности

СДД 01

а) разности давлений

(встроенным тензомодулем), кПа от 0 до 5,89; от 0 до 40; от 0 до 100; от 0 до 500; от 0 до 1000;

б) абсолютного давления:

- встроенным

тензомодулем, кПа         от 53,2 до 114,4; от 60 до 2500;

- внешним

тензопреобразователем, МПа        от 0 до 0,6; от 0 до 1;

от 0 до 2,5; от 0 до 6; от 0 до 10

± 2% прив.

Примечание - абсолютное давление воды измеряется только датчиком с внешним тензопреоб-разователем.

1.5.2 Вариация выходного сигнала, в долях от основной приведенной

погрешности

1.5.3 Пределы дополнительных приведенных погрешностей, %:

- от изменения температуры окружающей и измеряемой сред на каждые

10 °C от температуры (20±5) °C

- от изменения относительной влажности окружающей и измеряемой

сред в диапазоне от 0 до 100 %

- от изменения напряжения питания от номинального значения

в диапазоне от 8 до 15 В

1.6 Измерительный канал виброперемещения и зазора

1.6.1 Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности по измери-

тельному каналу зазора приведены в таблице 8. Таблица 8

Первичный измерительный преобразователь

Диапазон измерений зазора (осевого сдвига), мм

Пределы допускаемой основной погрешности

ИВД-2

от 0,4 до 6,0

± 3 % отн.

1.7 Измерительный канал СКЗ виброскорости

1.7.1 Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности по измерительному каналу СКЗ виброскорости приведены в таблице 9.

Таблица 9

Первичный измерительный преобразователь

Диапазон измерений виброскорости, мм/с

Пределы допускаемой основной погрешности

ИВД-3

от 0,8 до 70

± 6 % отн.

1.8 Время прогрева технических средств измерительных каналов

Системы должно быть

не более:

- ДМС 01, ДМС 03

10 мин;

- ИДИ

30 мин;

- СДОУ 01

10 мин;

- ДОУИ

10 мин;

- СДТГ 01, СДТГ 02, СДТГ 03

10 мин;

- СДТГ 05, СДТГ 06, СДТГ 11

200 мин;

- СДСВ 01

1 мин;

- СДД 01

10 мин;

- ИВД-ХХ

1 мин.

2 Характеристики индикаторных каналов Системы

Диапазоны показаний индикаторных каналов приведены в таблице 10, пределы допускаемой погрешности и времени установления для индикаторных каналов не нормируются

Таблица 10

Индикатор и выносные головки

Индицируемый показатель

Диапазон показаний

ТХ592*

Скорость воздушного потока

от 0,3 до 30 м/с

TX6273, TX6274

Температура

от 0 до 200 °С

TX6114, TX6141, TX6143 с выносными головками TX2071, TX2072, TX2075, TX625*

Давление

от 0 до 60 МПа

MIC6321, TX 6363, TX 6373, TX 6383

Содержание определяемых компонентов

метан: от 0 до 100 % (об.д.);

диоксид углерода: от 0 до 2 % (об.д.); оксид углерода: от 0 до 500 млн-1;

сероводород: от 0 до 50 млн-1;

двуокись серы: от 0 до 20 млн-1;

диоксид азота: от 0 до 20 млн-1;

хлор: от 0 до 10 млн-1;

кислород: от 0 до 25 % (об.д.);

оксид азота: от 0 до 100 млн-1;

водород: от 0 до 1000 млн-1;

3 Характеристика структуры Системы

Таблица 11 - Характеристики структуры Системы

Наименование устройства

Ед. изм.

Кол-во

Количество ПВУ на линии передачи данных

шт.

14

Количество СУ на линии передачи данных

шт.

247

Количество ПИП с интерфейсом RS-485/ModbusRTU на линии передачи данных

шт.

247

Наименование устройства

Ед. изм.

Кол-во

Количество линий передачи данных

шт.

не ограничено

Количество аналоговых датчиков

шт.

не ограничено

Количество дискретных датчиков типа «сухой контакт»

шт.

не ограничено

Количество релейных выходов

шт.

не ограничено

Количество наземных устройств связи, не менее

шт.

1

Количество ЦЭВМ в локальной сети, не менее

шт.

2

Примечания.

1 Количество наземных вычислительных устройств не ограничено, но в состав Системы обязательно должны входить центральный сервер и автоматизированные рабочие места инженера-оператора АГК и горного диспетчера.

2 В качестве наземных устройств связи используются НУППИ с барьером искробезопасности и коммутаторы и преобразователи интерфейса СПИН.

4 Характеристики входных сигналов Системы

Таблица 12 - Характеристики входных сигналов

Тип

Ед. изм.

Диапазон

Напряжение

В

0,4-2,0

Ток (с шунтом 100±0,5 Ом)

мА

4-20 (0-20)

Ток (с шунтом 400±2 Ом)

мА

1-5 (0-5)

Частота

Гц

0-120

Примечания.

1 Стандартным аналоговым входным сигналом является напряжение постоянного тока в диапазоне (0,4-2,0) В. Для использования токовых сигналов необходимо применять шунты (100 Ом для сигнала (4-20) мА и 400 Ом для сигнала (0-5) мА), падение напряжение на которых используется как стандартный сигнал напряжения (0-2) В.

2 В измерительных каналах используется сигналы напряжения в диапазоне (0,4-2,0) В.

3 В качестве источников дискретных сигналов используются контакты без электрических потенциалов («сухие» контакты).

4 Для ввода частотных сигналов (напряжение до 30 В) с диапазонами 0-1,25; 0-2,5; 0-5; 0-10; 0-20; 0-40; 0-80; 0-120 Гц используются многоканальные преобразователи «частота-напряжение», на выходе которых формируется сигнал (0,4-2,0) В.

5 Характеристики релейных выходов Системы

Таблица 13 - Характеристики релейных выходов

Характеристика

Ед. изм.

Значение

ПВУ, ДМС 03 / СУ, СДСВ 01

Максимальное коммутируемое напряжение

В

60 / 400

Максимальный коммутируемый ток

А

1 / 0,13

Максимальная коммутируемая мощность

Вт

3 / 0,55

БПР

Максимальное коммутируемое напряжение

В

660

Максимальный коммутируемый ток

А

5

Максимальная коммутируемая мощность

Вт

130

Примечание - Релейные выходы ПВУ и СУ используются только для воздействия на искробезопасные цепи управления аппаратами электроснабжения и технологическим оборудованием. Релейные выходы блоков промежуточного реле БПР используются для воздействия на неискробезопасные цепи управления аппаратами электроснабжения

6 Характеристики электрического питания Системы

Таблица 14 - Электрическое питание Системы

Характеристика

Ед. изм.

Значение

Напряжение питания / ток потребления ПИП

В / мА

7-15 / 5-250

Напряжение питания / ток потребления контроллеров

В / мА

10-12 / 100-200

Напряжение питания / ток потребления ИП подземной части Системы, не более

В / мА

~ 36 / 250

Напряжение питания элементов подземной части Системы

В

~36/~127/ ~ 380 / ~ 660

Напряжение питания элементов наземной части Системы

В

~ 220

Длительность питания от аккумуляторных батарей элементов подземной части Системы, не менее

ч

16

Длительность питания от аккумуляторных батарей элементов наземной части Системы, не менее

мин

10

Расстояние между ИП и ПИП, не более

км

5

Диаметр линий питания, не менее

мм

0,4

Примечание.

1 Длительность питания от аккумуляторных батарей элементов подземной части Системы зависит от тока нагрузки.

2 Расстояние между источниками питания и датчиками зависит от тока нагрузки.

7 Характеристики линий связи Системы

Таблица 15 - Характеристики линий контроля, управления и связи

Характеристика

Ед. изм.

Значение

Скорость передачи данных между контроллерами и наземными устройствами связи:

- BS6556/SAP, RS-485/SAP

- RS-485/ModbusRTU

Бод

600 300-19200

Максимальное расстояние от ПИП до контроллеров

км

3

Максимальная длина линий связи между контроллерами и наземными устройствами связи:

- BS6556

- RS-485

км

16

без ограничения

Максимальное расстояние между контроллерами и исполнительными устройствами

км

1

Максимальное расстояние контроллерами и БПР

км

10

Максимальное расстояние между БПР и управляемой аппаратурой электроснабжения

м

10

Диаметр линий передачи данных, не менее

мм

0,4

8 Степень защиты элементов Системы

Таблица 16 - Степень защиты по ГОСТ 14254

Элементы Системы

Код IP

Элементы подземной части Системы

от IP54 до IP65

Элементы наземной части Системы

от IP20 до IP44

9 Уровень и вид взрывозащиты элементов Системы

Таблица 17 - Уровень и вид взрывозащиты по ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ 22782.3

Наименование устройства

Уровень и вид взрывозащиты

Подземное вычислительное устройство ПВУ VAL101P

РО ExiaI

Устройство сигнализирующее СУ-ХХ

РО ExiaI

Датчик метана стационарный ДМС 01

РО ExiasI

Датчики горючих газов стационарные: - ДМС 03

- ДМС 03Э

РО ExiasI Х

РО ExiasI Х / 1ExiadsIIBT4/H2 X

Датчик токсичных газов стационарный СДТГ ZZ.YY.XX

РО ExiaI X

Стационарный датчик оксида углерода СДОУ 01

РО ExiaI

Датчик оксида углерода искробезопасный ДОУИ

РО ExiaI

Датчики искробезопасные инфракрасные ИДИ

РО ExiaI

Стационарный датчик скорости движении воздуха СДСВ 01

РО ExiaI

Измеритель запыленности стационарный ИЗСТ-01

РО ExiaI

Датчик давления стационарный СДД 01

РО ExiaI

Датчик вибрации ИВД-Х

РО ExiaI Х

Датчик скорости воздушного потока ТХ592*

РО ExiaI

Датчик метана MIC 6321

РО ExiasI

Датчики концентраций газов и выносные чувствительные головки типов:

- TX 6363, TX 6373, TX 6363.84, TX 6373.84;

- TX6383, TX6383.84

РО ExiaI

РО ExiasI /0ExiasII(H2)X

Датчики давления TX6114, TX6141, TX6143

РО ExiaI

Датчики температуры TX6273, TX6274 и выносные чувствительные головки TX2071, TX2072, TX2075, TX625*

РО ExiaI

Устройство звуковой / визуальной сигнализации TX6831

РО ExiaI

Источник питания ИП ZVB

РВ Exds[ia]I/ РО Exs[ia]I

Блоки трансформаторные БТ-1, БТ-3, БТ-6

РВ ExdsI

Блок автоматического ввода резерва БАВР

РВ Exds[ia]I

Блок промежуточного реле БПР

РВ Exds[ia]I

Наземный источник питания СПИН 00000-ИП01.21.*/**

[Exia]I X

Наземное устройство приема и передачи информации

НУППИ FED/P с барьером искробезопасности БИБ BX1P

[Exia]I

Наземный преобразователь информации СПИН 000М0-

ПИ01.21.*/**

[Exia]I X

Повторитель-барьер искробезопасности:

- ПБИ-485.01.**

- ПБИ-485.02.**

РО ExiaI Х [Exia]I X

Ящик монтажный ЯСУ-XX.Y.ZZ

РО ExiaI

Устройство сопряжения с телеметрической системой «Метан» УСТС «Метан»

[Exia]I

Примечания.

1. Уровень и вид взрывозащиты других устройств СПИН и шахтных источников питания ШИП, применяемых вместе с устройствами Системы «Микон 1Р», определяется Сертификатом РОСС RU.™5.B03015.

10 Габаритные размеры и масса

Таблица 18 - Габаритные размеры и масса (не более)

Наименование

Мас са, кг

Г абаритные размеры, мм

Высота

Ширина

Глубина

Подземное вычислительное устройство ПВУ VAL 101P

20

400

600

215

Устройство сигнализирующее СУ-ХХ

3

250

250

250

Датчик метана стационарный ДМС 01

2,6

320

165

86

Датчики горючих газов стационарные ДМС 03, ДМС 03Э

3,0

310

140

88

Стационарный датчик оксида углерода СДОУ 01

2,6

400

200

150

Датчик токсичных газов стационарный СДТГ

2,6

400

200

150

Датчик оксида углерода искробезопасный ДОУИ

0,8

150

125

65

Датчики искробезопасные инфракрасные ИДИ: - электронного блока

- измерительной головки

0,6

0,2

150

90

100

40

60

35

Стационарный датчик скорости движении воздуха СДСВ 01

2,6

320

170

86

Измеритель запыленности стационарный ИЗСТ-01

1,5

250

210

75

Датчик давления стационарный СДД 01

2,7

374

175

90

Датчик вибрации ИВД-2 - корпус - гильза

0,4

52 (0) М12

76

54-151

--

Датчик вибрации ИВД-3

0,2

55

50

52

Датчик скорости воздушного потока TX 592*

1,0

344

87

65

Датчик метана MIC 6321

2,6

235

105

72

Датчики давления TX6141

1

110

180

170

Датчики концентраций газов и выносные чувствительные головки типов TX6363, TX6373, TX6383

0,45

110

248

63

Датчик температуры TX6273

0,5

110

200

63

Устройство звуковой / визуальной сигнализации TX6831

0,1

100

60

50

Источник питания ИП ZVB

16

515

210

110

Блоки трансформаторные БТ-1, БТ-3, БТ-6

25

450

600

150

Блок автоматического ввода резерва БАВР

20

300

600

150

Блок промежуточного реле БПР

25

600

450

120

Наземное модемное устройство НУППИ FED/P

10

486

286

350

Барьер искробезопасности НУППИ BX1P

15

400

400

200

Повторитель-барьер искробезопасности ПБИ-485

8

400

400

200

Ящик монтажный ЯСУ-XX.Y.ZZ

12

500

500

220

Наземный преобразователь информации СПИН

000М0-ПИ01.21.*/**

14

350

550

250

Наземный источник питания СПИН 00000-

ИП01.21.*/**

5

350

250

250

Устройство сопряжения с телеметрической системой «Метан»

16

483

266

244

11 Потребляемая электрическая мощность

Таблица 19 - Потребляемая мощность искробезопасного электрооборудования (не более)

Элемент

Ед. изм.

Значение

Подземное вычислительное устройство ПВУ VAL 101P

Вт

2,4

Устройство сигнализирующее СУ-ХХ

мВт

3000

Датчик метана стационарный ДМС 01

мВт

200

Датчики горючих газов стационарные ДМС 03, ДМС 03 Э

мВт

300

Датчики искробезопасные инфракрасные ИДИ

мВт

300

Датчик токсичных газов стационарный СДТГ

мВт

250

Стационарный датчик оксида углерода СДОУ 01

мВт

250

Датчик оксида углерода искробезопасный ДОУИ

мВт

100

Стационарный датчик скорости движении воздуха СДСВ 01

мВт

600

Измеритель запыленности стационарный ИЗСТ-01

мВт

3000

Датчик давления стационарный СДД 01

мВт

120

Датчик вибрации ИВД-Х

ВА

0,18

Датчик метана MIC 6321

мВт

400

Датчик скорости воздушного потока TX 592*

мВт

600

Датчики давления TX6114, TX6141, TX6143

мВт

20

Датчики концентраций газов и выносные чувствительные головки типов TX6363, TX6373, TX6383

мВт

600

Датчик температуры TX6273

мВт

10

Устройство звуковой / визуальной сигнализации TX6831

мВт

75

Повторитель-барьер искробезопасности ПБИ-485

мВт

600

Наземное устройство приема и передачи информации НУППИ FED/P с барьером искробезопасности БИБ BX1P

Вт

40

12 Характеристики надежности

Таблица 20 - Характеристики надежности элементов Системы

Наименование элемента

Наработка на отказ, ч

Средний срок службы, лет

Подземное вычислительное устройство ПВУ VAL 101P

20000

5

Устройство сигнализирующее СУ-ХХ

15000

5

Датчик метана стационарный ДМС 01

10000

5 (1 год для чувствительных элементов)

Датчики горючих газов стационарные ДМС 03, ДМС 03 Э

10000

6 (1 год для чувствительных элементов)

Датчики искробезопасные инфракрасные ИДИ

10000

5

Стационарный датчик оксида углерода СДОУ 01

15000

5 (2 года для чувст-

Датчик токсичных газов стационарный СДТГ

15000

вительных элемен-

Датчик оксида углерода искробезопасный ДОУИ

10000

тов)

Стационарный датчик скорости движении воздуха СДСВ 01

10000

5

Измеритель запыленности стационарный ИЗСТ-01

10000

5

Датчик давления стационарный СДД 01

10000

5

Датчик вибрации ИВД-х

15000

5

Датчик скорости воздушного потока TX 592*

10000

5

Датчики давления TX6114, TX6141, TX6143

10000

5

Наименование элемента

Наработка на отказ, ч

Средний срок службы, лет

Датчики концентраций газов и выносные чувствительные головки типов TX6363, TX6373, TX6383

10000

5 (1 год для чувствительных элементов)

Датчик метана MIC 6321

10000

Датчик температуры TX6273

10000

5

Устройство звуковой / визуальной сигнализации TX6831

10000

5

Источник питания ИП ZVB

20000

5 (3 года для аккумуляторных батарей)

Блоки трансформаторные БТ-1, БТ-3, БТ-6

20000

5

Блок автоматического ввода резерва БАВР

20000

5

Блок промежуточного реле БПР

20000

5

Повторитель-барьер искробезопасности ПБИ-485

5000

5

Ящик монтажный ЯСУ-XX.Y.ZZ

10000

5

Наземное устройство приема и передачи информации

НУППИ FED/P с барьером искробезопасности БИБ BX1P

20000

5

Наземный преобразователь информации СПИН 000М0-ПИ01.21.*/**, наземный источник информации СПИН 000М0-ИП01.21.*/**

10000

5

Рабочие условия эксплуатации

Таблица 21

Характеристика

Значение

Для технических устройств, располагаемых в подземных выработках

Диапазон температуры, °С

от 5 до 35

Диапазон относительной влажности атмосферного воздуха, % (с конденсацией влаги)

от 0 до 100

Диапазон атмосферного давления, кПа

от 87,8 до 119,7

Для технических устройств, располагаемых вне подземных выработок

Диапазон температуры, °С

от 10 до 40

Диапазон относительной влажности атмосферного воздуха, %

от 30 до 70

Диапазон атмосферного давления, кПа

от 87,8 до 119,7

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульный лист Руководства по эксплуатации и на составные части Системы.

Комплектность

Типовой комплект технических средств Системы включает в себя устройства, перечис-

ленные в таблице 22.

Таблица 22 - Спецификация технических средств Системы (шт. или экз., не менее)

Наименование устройства

Тип

Количество

Подземная часть Системы

Подземное вычислительное устройство

ПВУ VAL101P

Определяется Техническим проектом

Повторитель-барьер искробезопасности

ПБИ-485.01.**

Источник питания

ИП ZVB

Наименование устройства

Тип

Количество

Блок промежуточного реле

БПР

Блок автоматического ввода резерва

БАВР

Блок трансформаторный

БТ-Х

Датчик метана

ДМС 01 и/или ДМС 03, и/или ИДИ-10

Датчик скорости воздушного потока

СДСВ 01

Датчик оксида углерода

СДТГ 01 и/или СДОУ 01, и/или ДОУИ

Датчик диоксида углерода

ИДИ-20

Измеритель запыленности

ИЗСТ-01

Датчик водорода

СДТГ 02 и/или СДТГ 03

Датчик оксида азота

СДТГ 05

Датчик диоксида азота

СДТГ 06

Датчик кислорода

СДТГ 11

Датчик горючих газов

ДМС 03Э

Датчик вибрации

ИВД-Х

Датчик давления стационарный

СДД 01

Датчик скорости воздушного потока

TX 592*

Датчики давления

TX6114, TX6141, TX6143

Датчик температуры

TX6273

Датчики концентраций газов и выносные чувствительные головки типов

TX6363, TX6373, TX6383

Датчик метана

MIC 6321

Устройство сигнализирующее

СУ-ХХ

Устройство звуковой / визуальной сигнализации

TX6831

Ящик монтажный

ЯСУ-XX.Y.ZZ

Внешние устройства, подсоединяемые к ПВУ: 1) устройство сигнализации (УС);

2) исполнительное устройство (ИУ)

Определяется Техническим проектом

Наземная часть Системы

Шкаф для монтажа наземных элементов

Определяется Техническим проектом

Определяется Техническим проектом

ЦЭВМ (центральный сервер основной и резервный)

Определяется Техническим проектом

2

ЦЭВМ (рабочее место оператора)

2

Устройство бесперебойного питания

3

Наземное устройство приема /передачи информации (НУППИ)

с барьером искробезопасности (БИБ)

FED/P

BX1P

Определяется Техническим проектом

Устройства системы передачи информации

СПИН *****-****.**.*/**

Повторитель-барьер искробезопасности

ПБИ-485.02.**

Внешние устройства, подсоединяемые к ЦЭВМ вне взрывоопасной зоны:

- устройства сопряжения с телеметрическими системами «Метан» и другие;

- Ethernet-коммутатор

УСТСМ

Определяется Техническим проектом

Определяется Техническим проектом

Наименование устройства

Тип

Количество

Дополнительные технические средства наземной части Системы

Программатор микросхем ПЗУ

Определяется Техническим проектом

Определяется Техническим проектом

Стиратель микросхем ПЗУ

Микросхемы ПЗУ

Системное программное обеспечение

Операционная системы

Определяется Техническим проектом

Определяется Техническим проектом

Система управления базами данных

Утилиты и службы

Программное обеспечение «IngortechSCADA»:

- ПО сервера

rtVarSrv

1

- ПО связи с ПВУ

ValSrv

1

- ПО связи с OPC Modbus сервером

rtOPCClient

1

- служебное и вспомогательное ПО

комплект

1

- ПО связи с ModbusRTU-устройствами (OPC Modbus сервер)

Lectus Modbus OPC/DDE сервер (или функциональный аналог)

Определяется Техническим проектом

- системы управления базой данных

Определяется Техническим проектом

- ПО конфигурирования

rtConfig

1

- ПО оператора

rtRTS

1

Комплекс прикладного программирования ПВУ

VPP

1

Документация

Руководство про эксплуатации

4217.01.000.000 РЭ

1

Методика проведения измерений

1

Альбом схем электрических

Приложение 6 к

ИГТ.0710000.100.00 РЭ

1

Программное обеспечение сервера. Руководство администратора

ИГТ.091000.000.00 РА

1

Система программирования ПВУ VPP. Руководство программиста

РП 4217-001-44645436-98-

VPP

1

Информационное обеспечение

ИО 3148.00.000.000

1

Оболочка оператора. Руководство пользователя

ОО 3148.04.000.000 РП

1

Редактор мнемосхем. Руководство пользователя

ДИЗ 3148.03.000.000 РП

1

Установка и конфигурирование программного обеспечения. Руководство администратора

УСТН 4217.01.000.000 РА

1

Конфигуратор системы. Руководство пользователя

КНФГ 3148.02.000.000 РП

1

Планировщик отчетов. Руководство пользователя

ПЛОТ 3148.05.000.000 РП

1

Использование OPC-технологии. Руководство администратора

OPC 3148.06.000.000 РА

1

Программное обеспечение связи. Руководство пользователя

СВЗ 3148.02.000.000 РП

1

Служба точного времени и синхронизация времени. Руководство пользователя

СТВ 3148.07.000.000 РП

1

RTS. Создание базы данных с использованием MS SQL Server 2005. Руководство администратора

MSSQL2RTS

3148.01.000.000 РА

1

Наименование устройства

Тип

Количество

Паспорт

ПС 4217.01.000.000

1

Методика поверки

МП-242-1168-2011

1

Примечания - каждое техническое средство поставляется с эксплуатационной документацией и ЗИП.

Поверка

осуществляется по документу МП-242-1168-2011 «Системы газоаналитические шахтные многофункциональные «Микон 1Р». Методика поверки», разработанному и утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» «19» мая 2011 г.

Основные средства поверки:

1) ГСО-ПГС в баллонах под давлением по ТУ 6-16-2956-92 состава: метан - воздух, метан - азот, оксид углерода - воздух, водород - азот, оксид азота - азот, диоксид углерода - азот; кислород - азот;

2) воздух марки А в баллоне под давлением по ТУ 6-21-5-82;

3) калибратор напряжения и тока искробезопасный КНТИ-40.00.00, ТУ 314879-00417282729-05;

4) генератор газовых смесей ГГС-03-03 по ШДЕК.418313.001 ТУ в комплекте с ГСО-ПГС в баллонах под давлением по ТУ 6-16-2956-92.

5) генератор термодиффузионный ТДГ-01, ШДЕК.418319.001 ТУ, в комплекте с источником микропотока на диоксид азота по ИБЯЛ.418319.013 ТУ;

6) установка аэродинамическая АТ-ДСВ по АТДС.402139.007ТУ.

Поверка датчиков ДМС 01 производится в соответствии с документом «Датчик метана стационарный ДМС 01. Методика поверки ДМС 01.00.000 ДЛ», согласованной ОАО ФНТЦ «Инверсия» 13.05.2001 г.

Поверка датчиков ДМС 03 и ДМС 03Э производится в соответствии с документом «Датчики горючих газов стационарные ДМС 03 и ДМС 03Э. Методика поверки ДМС 03.00.000 ДЛ», согласованной ОАО ФНТЦ «Инверсия» 18.10.2010 г.

Поверка датчиков СДСВ 01 производится в соответствии с документом «Измерители скорости воздушного потока СДСВ 01. Методика поверки МП 2550-0071-2007», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 18.12.2007 г.

Поверка датчиков ИДИ производится в соответствии с документом МП-242-0932-2009 «Датчики искробезопасные инфракрасные ИДИ. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 16.12.2009 г.

Поверка датчиков СДОУ 01 производится в соответствии с документом «Датчик оксида углерода стационарный СДОУ 01. Методика поверки» (приложение А к руководству по эксплуатации), утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 04.08.2003 г., с изменением № 1, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 17.09.2010 г.

Поверка датчиков СДТГ 01 производится в соответствии с документом «Датчики токсичных газов стационарные. Методика поверки МП-242-1066-2010», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 20.09.2010 г.

Поверка датчиков ИЗСТ-01 производится в соответствии с документом «Измерители запыленности стационарные ИЗСТ-01. Методика поверки МП 242-0554-2007», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 27.07.2007 г.

Поверка датчиков ИВД-3 проводится в соответствии с документом «Датчики вибрации ИВД3. Методика поверки» ПБКМ.468223.002 ПМ1, согласованный ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 15.07.2007 г.

Поверка датчиков ИВД-2 проводится в соответствии с документом «Датчики вибрации ИВД3. Методика поверки» ПБКМ.468223.001 ПМ1, согласованный ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 15.07.2007 г.

Поверка датчиков СДД 01 производится в соответствии с документом «Датчик давления стационарный СДД 01. Методика поверки» (приложение А к руководству по эксплуатации), согласованной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 10.03.2009 г.

Сведения о методах измерений

Методики измерений приведены в документе Приложение № 20 к документу «Руководству по оборудованию и эксплуатации системы газоаналитической шахтной многофункциональной «Микон 1Р». 4217.01.000.000 РЭ».

Нормативные документы

1) ГОСТ 24032-80 Приборы шахтные газоаналитические. Общие технические требования. Методы испытаний.

2) ГОСТ 13320-81 Газоанализаторы промышленные автоматические. Общие технические условия.

3) ГОСТ Р 52136-2003 Газоанализаторы и сигнализаторы горючих газов и паров электрические. Часть 1. Общие требования и методы испытаний.

4) ГОСТ Р 52137-2003 Газоанализаторы и сигнализаторы горючих газов и паров электрические. Часть 2. Требования к приборам группы I с верхним пределом измерений объемной доли метана в воздухе не более 5 %.

5) ГОСТ Р 52138-2003 Газоанализаторы и сигнализаторы горючих газов и паров электрические. Часть 3. Требования к приборам группы I с верхним пределом измерений объемной доли метана в воздухе до 100 %.

6) ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

7) ГОСТ Р 8.654-2009 ГСИ. Требования к программному обеспечению средств измерений.

8) ГОСТ 8.578-2008 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений содержания компонентов в газовых средах.

9) ГОСТ 8.542-86 ГСИ. Государственный специальный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений скорости воздушного потока;

10) ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия.

11) ГОСТ 8.017-79 ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерений избыточного давления до 250 МПа.

12) ГОСТ 8.223-76 ГСИ. Государственный специальный эталон и общесоюзная поверочная схема измерений абсолютного давления в диапазоне 2,7*102 - 4000*102 Па.

13) ГОСТ 8.187-76 ГСИ. Государственный специальный эталон и общесоюзная поверочная схема измерений разности давлений до 4*104 Па.

14) МИ 2070-90 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения в диапазоне частот от 0,3 до 20000 Гц.

15) ТУ 4231-001-44645436-2005. Система газоаналитическая шахтная многофункциональная «Микон 1Р». Технические условия.

Рекомендации к применению

при выполнении работ по обеспечению безопасных условий и охраны труда.

Развернуть полное описание