Системы газоаналитические шахтные многофункциональные Микон 1Р, мод. Микон 1Р 2013, 57267-14

Назначение

Системы газоаналитические шахтные многофункциональные «Микон 1Р», модель Микон 1Р 2013 (далее - Системы) предназначены для автоматического непрерывного измерения объемной доли метана, оксида углерода, диоксида углерода, водорода, оксида азота, диоксида азота, сероводорода, кислорода и довзрывоопасных концентраций метано-водородной смеси, горючих газов в воздухе (в том числе смеси горючих газов с парами нефтепродуктов), 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 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.

Описание

Система является многоканальной стационарной автоматической измерительной системой непрерывного действия.

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.

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 ИТС2 с выходными сигналами (4-20) мА или (1-5) мА, микропроцессорные датчики ДМС 03, СДСВ 01, ИДИ, ИТС2 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): сервера и автоматизированные рабочие места (далее - АРМ), объединенные в локальную вычислительную сеть.

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

Лист № 2 Всего листов 27

Технические средства полевого уровня обеспечивают преобразование контролируемого параметра в измерительный 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 операторами и диспетчерами.

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

Таблица 1

В Системе используются ИК со следующими структурами:

1)    датчик ДМС 01, ДМС 03, ДМС 03Э, ИДИ, СДОУ 01, СДТГ, ДОУИ, СДСВ 01, ИЗСТ-01, СДД 01 с аналоговым выходом (0,4-2,0) В или ИТС2 с аналоговым выходом (4-20) или (1

5) мА - ПВУ или СУ - НУППИ FED/P или СПИН 000М0-ПИ01.21 - ЦЭВМ;

2)    датчик ДМС 01, ДМС 03, ДМС 03Э, ИДИ, СДОУ 01, СДТГ, ДОУИ, СДСВ 01, ИЗСТ-

01, СДД 01 с аналоговым выходом (0,4-2,0) В или ИТС2 с аналоговым выходом (4-20) или (1

5) мА - ПВУ или СУ - устройства системы передачи информации СПИН (СПИН 000М0-ПИ01.11, СПИН *****-КН**.**, СПИН *****-КУ**.**) - ЦЭВМ;

3)    датчик СДСВ 01, ДМС 03, ИДИ, ИВД или ИТС2 с цифровым интерфейсом - устройства системы передачи информации СПИН (СПИН 000М0-ПИ0*.**, СПИН *****-КН**.**, СПИН *****-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 показан на рисунке 1.

1- АРМ;

5 -

9    - ШИП;

10    - СДОУ;

11    - БТ-Х;

12    - ИСЗТ-01;

13    - БАВР;

14    - СДСВ 01;

15    - СДД 01;

16    - ДОУИ;

2    - сервер;

3    - НУППИ FED/P;

4    - узел связи СПИН;

5    - СУ-27;

6    - ПВУ;

7    - ИП ZVB;

8    - ДМС 01;

22

17    - ИВ Д-2;

18    - ИТС2;

19    - ДМС 03 или ДМС 03Э;

20    - СДТГ;

21- ИДИ-10;

22    - ИДИ-20;

23    - ИВД-3.

Рисунок 1 - Общий вид основных технических средств системы газоаналитической шахтной многофункциональной «Микон 1Р», модель Микон 1Р 2013

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

1)    полевой уровень - встроенное ПО микропроцессорных первичных измерительных преобразователей (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.

прикладное ПО

встроенное ПО

<г

диспетчерский комплекс (ЦЭВМ)

контрол

леры

средства

передачи

данных

СПИН,

НУППИ,

ПБИ

RS-485/Modbus

(0,4-2)В, 1-5 мА RS-485/Modbus

Ethernet100TX

IngortechSCADA

J OPC Modbus I I    I

RS-485/SAP

I

СУ,

ПВУ

BS6556/SAP

rtOPCClient

Ethernet100TX

v----

rtVarSrv I

ValSrv

I

I

RS-485/Modbus

rtConfig

rtRTS

ДМС 01, ДМС 03, ДМС 03Э, ИДИ, СДТГ, СДОУ 01, ДОУИ, СДСВ 01, ИЗСТ 01, СДД 01, ИВД, ИТС2

ПИП

уровень передачи информации

диспетчерский уровень

подземные выработки (взрывоопасные помещения)

наземные помещения (безопасные помещения)

Рисунок 2 - Структура программного обеспечения системы газоаналитической шахтной многофункциональной «Микон 1Р», модель Микон 1Р 2013

Встроенное ПО технических средств полевого (ДМС 01, ДМС 03, ДМС 03Э, СДСВ 01, СДД 01, ДОУИ, ИДИ, ИЗСТ 01, ИВД-Х, ИТС2), 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 конфигурирования «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.

Лист № 6 Всего листов 27

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» является метрологически значимым и использует метрологически значимые части ПО - программный модуль «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» является метрологически значимым и 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 ПИП и контролирующих преобразователей, типы 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)    преобразование данных от ПО связи «ValSrv» и «rtOPCClient»;

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

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

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

ПО сервера «rtVarSrv» является метрологически значимым и использует метрологически значимую часть ПО - программный модуль «RTSertificate.dat».

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

Лист № 7 Всего листов 27

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» 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», являются 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».

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 (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 файла «RTSertificate.dat». Защита метрологически значимых данных и защита прикладного ПО связи «ValSrv» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню

Лист № 8 Всего листов 27

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, довзрывоопасной концентрации метана метано-водородной смеси или горючих газов

1.1.1    Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности по измерительному каналу объемной доли метана, довзрывоопасной концентрации метана метановодородной смеси или горючих газов 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)

Примечания:

1)    - указан предел допускаемого времени установления показаний по уровню 0,9 (T0,9) ПИП / датчика без учета времени задержки канала передачи и отображения информации;

2)    - поверочным компонентом является метан;

3)    - определяемый компонент - метано-водородная смесь;

4)

7 - поверочным компонентом является один из следующих компонентов: метан, пропан, бутан, гексан._

1.1.2    Пределы допускаемой вариации показаний, в долях от пределов допускаемой основной погрешности    0,5

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 °С    1,0

-    от изменения атмосферного давления в пределах рабочих условий эксплуатации    1,0

-    от изменения относительной влажности анализируемой среды в пределах рабочих условий эксплуатации    1,0

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

-    от изменения температуры в пределах рабочих условий

эксплуатации    2,0

-    от изменения атмосферного давления в пределах рабочих

условий эксплуатации    2,0

-    от изменения относительной влажности анализируемой среды в пределах рабочих условий эксплуатации    2,0

-    при использовании в составе ИК датчика ИДИ-10:

-    от изменения температуры на каждые 10 °С    2,0

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

-    от изменения относительной влажности анализируемой среды в пределах рабочих условий эксплуатации    2,0

-    при использовании в составе ИК датчиков ИТС2-СН4-01,

ИТС2-СН4-02, ИТС2-СН4-03, ИТС2-СН4-04, ИТС2-СН4-05, ИТС2-СН4-06:

-    от изменения температуры на каждые 10 °С    1,0

-    от изменения атмосферного давления в пределах рабочих условий эксплуатации    1,0

-    от изменения относительной влажности анализируемой среды в пределах рабочих условий эксплуатации    1,0

-    при использовании в составе ИК датчиков ИТС2-СН4-25,

ИТС2-СН4-26:

-    от изменения температуры на каждые 10 °С    0,5

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

-    от изменения относительной влажности анализируемой среды на каждые 15 %    0,4

-    при использовании в составе ИК датчиков ИТС2-ГГ-07, ИТС2-ГГ-08, ИТС2-СХНУ-09, ИТС2-СХНУ-10:

-    от изменения температуры на каждые 10 °С    0,5

-    от изменения атмосферного давления в пределах рабочих условий эксплуатации

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

1,0

1,0

1.1.4    Интервал времени непрерывной работы без корректировки показаний, сут, не более:

-    для ДМС 01

30

30

5

30

30

90

90

-    для ДМС 03

-    для ДМС 03 Э

-    для ИДИ-10

-    для ИТС2-СН4-01, ИТС2-СН4-02, ИТС2-СН4-03, ИТС2-СН4-01,

ИТС2-ГГ-07, ИТС2-ГГ-08

-    для ИТС2-СН4-05, для ИТС2-СН4-06

-    для ИТС2-СХНУ-09, ИТС2-СХНУ-10, ИТС2-СН4-25, ИТС2-СН4-26

1.1.5    Диапазон настройки порогов срабатывания сигнализации:

-    для датчиков ДМС 01, ДМС 03, ДМС 03Э, ИДИ-10,

ИТС2-СН4-01, ИТС2-СН4-02, ИТС2-СН4-25 объемная доля метана, %

от 0,5 до 2,0 от 10 до 57

от 10 до 50

± 0,3

± 0,1 15

-    для датчиков ИТС2-ГГ-07, довзрывоопасная концентрация, % НКПР

-    для датчиков ИТС2-СХНУ-09, довзрывоопасная концентрация, %

НКПР

1.1.6    Пределы допускаемой погрешности срабатывания сигнализации

-    для измерительных каналов с датчиками ДМС03Э, % НКПР

-    для измерительных каналов с остальными датчиками, объемная доля определяемого компонента, %

1.1.7    Время срабатывания сигнализации, с, не более

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

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

Таблица 4

1.2.2    Пределы допускаемой вариации показаний, в долях от пределов допускаемой основной погрешности    0,5

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    1,5

-    от изменения относительной влажности анализируемой среды в пределах рабочих условий эксплуатации    0,5

-    при использовании в составе ИК датчика ИДИ-20:

-    от изменения температуры на каждые 10 °C    2,0

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

-    от изменения относительной влажности анализируемой среды в пределах рабочих условий эксплуатации    2,0

-    при использовании в составе ИК датчика ИТС2 (кроме ИТС2-С02-19, ИТС2-С02-20):

-    от изменения температуры на каждые 10 °С    0,4

-    от изменения атмосферного давления на каждые 30 мм.рт.ст    0,2

-    от изменения относительной влажности анализируемой среды на каждые 15%    0,4

-    при использовании в составе ИК датчика ИТС2-С02-19, ИТС2-С02-20:

-    от изменения температуры на каждые 10 °С    0,5

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

-    от изменения относительной влажности анализируемой среды на каждые 15%    0,4

1.2.4 Интервал времени непрерывной работы без корректировки показаний, сут, не более

-    СДТГ 01, СДОУ 01, ДОУИ, ИДИ-20    60

-    СДТГ 02, СДТГ 03, СДТГ 05, СДТГ 06, СДТГ 11, ИТС2-Н2-27,

ИТС2-Н2-28    30

-    ИТС2 (кроме ИТС2-Н2-27, ИТС2-Н2-28)    90

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 пределах 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.

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 измерительному каналу давления приведены в таблице 7.

Таблица 7

1.5.2    Вариация выходного сигнала, в долях от основной приведенной погрешности

0,5

±1,0

±1,0

±1,0

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 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.

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

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

3 Характеристика структуры Системы

Таблица 11 - Характеристики структуры Системы

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 напряжения 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

Таблица 14 - Электрическое питание Системы

7 Характеристики линий связи Системы

Таблица 15 - Характеристики линий контроля, управления и связи

8 Степень защиты элементов Системы

Таблица 16 - Степень защиты по ГОСТ 14254

9 Уровень и вид взрывозащиты элементов Системы

Примечание: 1. Уровни и виды взрывозащиты устройств системы передачи информации СПИН, шахтных источников питания ШИП, устройств ТХ****.**, датчиков ИДИ, ДОУИ, ИТС2-**-**, ИЗСТ-01, применяемых в составе Системы, определяются их действующими Сертификатами соответствия ГОСТ Р или ТР/ТС._

10 Габаритные размеры и масса

Таблица 18 - Габаритные размеры и масса (не более)

Примечания.

1 Данные приведены в технической документации на соответствующие устройства.

11 Потребляемая электрическая мощность

Таблица 19 - Потребляемая мощность искробезопасного электрооборудования (не более)

12 Характеристики надежности

Таблица 20 - Характеристики надежности элементов Системы

отличаться от указанных и соответствовать данным, приведенным в их действующей технической документации (ТУ, РЭ, Сертификат соответствия ГОСТ Р, Сертификат соответствия ТР ТС)._

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 22.

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

Поверка

осуществляется по документу МП-242-1629-2013 "Системы газоаналитические шахтные многофункциональные «Микон 1Р», модель Микон 1Р 2013. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева" «06» сентября 2013 г.

Основные средства поверки:

1)    стандартные образцы состава газовые смеси метан - воздух, метан - азот, пропан -воздух, бутан - воздух, гексан - воздух, оксид углерода - воздух, оксид углерода - азот, водород - азот, водород - воздух, оксид азота - азот, диоксид азота - азот, диоксид углерода - азот; кислород - азот; в баллонах под давлением по ТУ 6-16-2956-92;

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

3)    азот марки Б в баллоне под давлением по ТУ 6-26-39-79;

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

5)    рабочий эталон 1-го разряда - генератор газовых смесей ГГС ШДЕК.418313.900 ТУ, исполнений ГГС-Р или ГГС-К в комплекте с ГС в баллонах под давлением по ТУ 6-16-2956-92;

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 03 Э 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 ИТС2 производится в соответствии с документом «Датчики горючих и токсичных газов интеллектуальные стационарные ИТС2. Методика поверки», являющимся приложением А руководства по эксплуатации АТРВ.413419.002 РЭ, утвержденным ГЦИ СИ ОАО ФНТЦ «Инверсия» в июле 2012 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.

Всего листов 27

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

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

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам газоаналитическим шахтным многофункциональным «Микон 1Р», модель Микон 1Р 2013

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 52350.29.1-2010 Взрывоопасные среды. Часть 29-1. Газоанализаторы. Общие технические требования и методы испытаний газоанализаторов горючих газов.

4)    ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

5)    ГОСТ Р 8.654-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения.

6)    ГОСТ 8.578-2008 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений содержания компонентов в газовых средах.

7)    ГОСТ 8.542-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственный специальный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений скорости воздушного потока.

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

9)    ГОСТ 8.017-79 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерений избыточного давления до 250 МПа.

10)    ГОСТ 8.223-76 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственный специальный эталон и общесоюзная поверочная схема измерений абсолютного давления в диапазоне 2,7* 102 - 4000* 102 Па.

11)    ГОСТ 8.187-76 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственный специальный эталон и общесоюзная поверочная схема измерений разности давлений до 4*104 Па.

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

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

Рекомендации к применению

при выполнении работ по:

-    обеспечению безопасных условий и охраны труда;

-    осуществлению производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований к промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта