Системы газоаналитические шахтные многофункциональные Микон III

Назначение

Система газоаналитическая шахтная многофункциональная «Микон III» (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 зазоров частей агрегатов, абсолютного и дифференциального давления газовых смесей, абсолютного давления жидкости в технологических трубопроводах, температуры газовых смесей, жидкостей, частей агрегатов и горных пород и передачи измерительной информации на диспетчерский пункт, ее обработки, отображения и хранения.

Система обеспечивает защитное отключение электропитания шахтного оборудования и сигнализацию при достижении предельно допускаемых значений объемной доли метана и/или скорости воздуха, и/или массовой концентрации пыли, и/или при опасных состояниях 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 - первичные измерительные преобразователи (датчики) - аналоговые датчики СДОУ 01 и СДТГ, микропроцессорные датчики ДМС 01, ДМС 03, ДМС 03Э, СДСВ 01, СДД 01, ИДИ, ДОУИ, ИЗСТ 01 с выходными сигналами (0,4-2,0) В, микропроцессорные датчики ДМС 03, СДСВ 01, ИВД-Х, ИДИ, ДТМ с цифровым кодированным выходным сигналом (цифровым интерфейсом);

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

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

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

Работу устройств полевого, контроллерного и диспетчерского уровня обеспечивают источники питания ИП ZVB и ШИП (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: MicroLAN (1-Wire), BS6556/SAP; RS-485/SAP; RS-485/ModbusRTU, Ethernet (100/10TX, 100FX). 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 входят первичные измерительные преобразователи, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

В Системе используются ИК со следующими структурами:

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

2) датчик СДОУ 01, СДТГ, ДОУИ, ДМС 01, ДМС 03, ДМС 03Э, СДСВ 01, СДД 01, ИДИ, ИЗСТ 01 с аналоговым выходом (0,4-2,0)В и ДТМ (MicroLAN) - КУШ-УМН - устройства СПИН - ЦЭВМ;

3) датчик ДМС 03, СДСВ 01, ИДИ и ИВД-Х с цифровым выходом (RS-485/ModbusRTU) - устройства СПИН - ЦЭВМ;

4) датчик СДОУ 01, СДТГ, ДОУИ, ДМС 01, ДМС 03, ДМС 03Э, СДСВ 01, СДД 01, ИДИ, ИЗСТ 01 с аналоговым выходом (0,4-2,0)В и ДТМ (MicroLAN) - КУШ-ПЛК - устройства СПИН - ЦЭВМ;

5) датчик ДМС 03, СДСВ 01, ИДИ и ИВД-Х с цифровым выходом (RS-485/ModbusRTU) - КУШ-ПЛК - устройства СПИН - ЦЭВМ.

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

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

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

Программное обеспечение

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

1) полевой уровень - встроенное ПО микропроцессорных ПИП;

2) контроллерный уровень - встроенное ПО КУШ, ПВУ и СУ;

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

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

Встроенное ПО технических средств полевого (ДМС 01, ДМС 03, ДМС 03Э, СДСВ 01, СДД 01, ДОУИ, ИДИ, ИЗСТ 01, ИВД-Х, ДТМ), контроллерного (КУШ, СУ и ПВУ) уровня и уровня передачи данных (ПБИ, СПИН и НУППИ) 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 OPC-сервера связи с CoDeSys-устройствами (далее - CoDeSys OPC сервер);

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

Прикладное ПО OPC Modbus стороннего разработчика обеспечивает:

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

б) передачу от OPC Modbus серверов в ПО связи «rtOPCCLient» данных от КУШ-УМН, 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», которое может быть заменено аналогичным ПО, соответствующим требованиям документа «OPC Data Access Custom Interface Specification 2.05A».

Прикладное ПО «CoDeSys» стороннего разработчика (3S-Smart Software Solutions) обеспечивает:

а) обмен данными с КУШ-ПЛК;

б) передачу через OPC-интерфейс (с помощью CoDeSys OPC сервера) в ПО связи «rtOPCCLient» данных, получаемых от КУШ-ПЛК, без преобразований.

ПО «CoDeSys» не имеет метрологически значимых частей.

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

в) контроль отсутствия преобразований переменных в OPC Modbus сервере;

г) контроль целостности данных, получаемых от КУШ-ПЛК через CoDeSys OPC сервер;

д) преобразование данных от OPC Modbus и CoDeSys OPC серверов 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 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 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 «ИНГОРТЕХ» 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

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 (КУШ, 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, пределы допускаемой основной погрешности и время установления показаний по измерительному каналу объемной доли метана приведены в таблице 3.

Таблица 3

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 пределах 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

- 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                   ± 0,3;

- для измерительных каналов с остальными датчиками, % (об.д.)                   ± 0,1.

1.1.7 Время срабатывания сигнализации не более, с                                    15

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

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 показаний, 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

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 измерительному каналу массовой концентрации пыли приведены в таблице 6.

Таблица 6

1.5 Измерительный канал давления

1.5.1 Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности по измерительному каналу давления приведены в таблице 7.

Таблица 7

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 измерительному каналу зазора приведены в таблице 8.

Таблица 8

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

1.8 Измерительный канал температуры

1.8.1 Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности по измери-

тельному каналу температуры приведены в таблице 10.

Таблица 10

1.9 Время прогрева технических средств измерительных каналов Системы должно быть не более:

- ДМС 01, ДМС 03                                                      10 мин;

- ИДИ                                                                30 мин;

2 Характеристики индикаторных каналов Системы

Диапазоны показаний индикаторных каналов приведены в таблице 11, пределы допускаемой погрешности и времени установления для индикаторных каналов не нормируются

Таблица 11

3 Характеристика структуры системы

Таблица 12 - Характеристики структуры системы

4 Характеристики входных сигналов системы

Таблица 13 - Характеристики входных сигналов

5 Характеристики релейных выходов системы

Таблица 14 - Характеристики релейных выходов

6 Характеристики электрического питания системы

Таблица 15 - Электрическое питание системы

7 Характеристики линий связи системы

Таблица 16 - Характеристики линий контроля, управления и связи

8 Степень защиты элементов системы

Таблица 17 - Степень защиты по ГОСТ 14254

9 Уровень и вид взрывозащиты элементов системы

Таблица 18 - Уровень и вид взрывозащиты по ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ 22782.3

10 Габаритные размеры и масса

Таблица 19 - Габаритные размеры и масса

11 Потребляемая электрическая мощность

Таблица 20 - Потребляемая мощность искробезопасного электрооборудования, разме-

щаемого в подземных выработках (не более)

12 Характеристики надежности

Таблица 21 - Характеристики надежности элементов системы

13 Рабочие условия эксплуатации

Таблица 22

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, перечисленные в таблице 23.

Таблица 23 - Спецификация технических средств системы

Поверка

осуществляется по документу МП-242-1213-2011 «Системы газоаналитические шахтные многофункциональные «Микон III». Методика поверки», разработанным и утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» «31» августа 2011 г.

Основные средства поверки:

1) ГСО-ПГС в баллонах под давлением состава: метан - воздух, метан - азот, оксид углерода - воздух, водород - азот, оксид азота - азот, диоксид углерода - азот; кислород - азот, выпускаемые по ТУ 6-16-2956-92 с изм. № 1...7;

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

3) азот особой чистоты сорт 2-й по ГОСТ 9293-74 в баллоне под давлением;

4) гелий марки А в баллоне под давлением по ТУ 51-940-80;

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

6) рабочий эталон 1-го разряда генератор газовых смесей ГГС по ШДЕК.418813.900 ТУ в комплекте с ГСО-ПГС в баллонах под давлением, выпускаемым по ТУ 6-16-2956-92 с изм. №№ 1...7.

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 «Датчики искробезопасные инфракрасные ИДИ. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 16.10.2007 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 «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, утвержденным 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, утвержденным 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), утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 10.03.2009 г.

Поверка датчиков ДТМ производится в соответствии с документом «Датчик температуры ДТМ. Методика поверки МП 19-221-2009», утвержденным ФГУП «УНИИМ» 15.05.2009 г.

Сведения о методах измерений

Методики проведения измерений и настройки измерительных каналов приведены в приложении № 6 к документу «Руководство по эксплуатации. Система газоаналитическая шахтная многофункциональная «Микон III». ИГТ.071000.100.00 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 Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия.

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

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

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) ГОСТ 8.558-93 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерения температуры.

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

16) ТУ 4231-100-44645436-2008. Система газоаналитическая шахтная многофункциональная «Микон III».

Рекомендации к применению

обеспечение безопасных условий и охраны труда.